Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование технологий и технических средств для интенсификации притока пластового флюида и снижения обводненности скважинной продукции

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование технологий и технических средств для интенсификации притока пластового флюида и снижения обводненности скважинной продукции"

На правах рукописи

ТАШКАЛОВ МАРАТ ИЛЬДУСОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА И СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень — 2006

Работа выполнена в Научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) и в нефтегазодобывающем управлении «Быстринскнефть» (НГДУ «Быстринскнефть») Открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» (ОАО «Сургутнефтегаз»)

Научный руководитель - кандидат технических наук

Светашов Николай Николаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Федоров Вячеслав Николаевич - кандидат технических наук, доцент Кузнецов Николай Петрович

Ведущая организация - Открытое акционерное общество

«Самотлорнефгегаз» (ОАО «Самотлорнефтегаз»)

Защита диссертации состоится 27 июля 2006 года в 16-00 часов 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 библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 27 июня 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Постепенное истощение активных запасов углеводородов на большинстве месторождений России обусловило необходимость и актуальность разработки новых сложнопостроенных месторождений, находящиеся в «поздней» стадии разработки, максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта.

В последнее время для реализации указанных задач основное внимание уделено интенсификации притока пластового флюида в скважину путем воздействия на пласт, приствольный участок скважины физико-химическими, тепловыми, гидродинамическими и др. методами. При этом следует отмстить, что использование предлагаемых технических и технологических решений интенсификации притока на месторождениях с близкорасположенными подошвенными и надкровельными водами, подвергнутых режиму поддержания пластового давления, путем нагнетания в пласт жидкости, месторождениях с газовой шапкой и т.д. не исключает преждевременного обводнения продуктивной залежи, содержания в добываемом продукте значительного количества водной фазы, прорыву газа. В этой связи необходима разработка технологии, позволяющая решать указанные проблемы комплексно - способствовать предупреждению преждевременного поступления в скважину пластовых вод, газа и при этом обеспечивать рост производительности скважин.

Цель работы. Повышение эффективности работы эксплуатационных скважин путем разработки и применения технических и технологических решений по снижению обводненности скважинной продукции и интенсификации ее притока.

Основные задачи исследований:

— анализ состояния разработки и освоения одного из месторождений Западной Сибири, в частности Вачимского;

— обоснование теоретических предпосылок для снижения обводненности добываемой продукции, прорыва газа и интенсификации притока пластового флюида в скважину;

— разработка технологии и технических средств, базирующихся на предупреждении преждевременного обводнения продуктивной залежи, путем кольматации его поровой структуры селективными изоляционными материалами с последующим воздействием на пласт, для интенсификации притока пластового флюида, методами, не приводящими к нарушению сформированного экрана;

— разработка (совершенствование) рецептур изоляционных материалов селективного действия на основе полимергелеевых композиций;

— обоснование, разработка, совершенствование технических средств для интенсификации притока пластового флюида в скважину регулируемыми депрессионными воздействиями на пласт;

— апробирование предложенных технических, технологических разработок в промысловых условиях и оценка их эффективности.

Научная новизна выполненной работы

— Обоснована и подтверждена, результатами экспериментальных и промысловых исследований, технология снижения обводненности скважиннок продукции, путем осуществления процесса кольматации прискважинного участка пласта изоляционными материалами селективного действия с последующим регулируемым депрессионным воздействием на пласт.

— Разработаны рецептуры изоляционных материалов на основе полимергелеевых композиции, изучены их свойства, предложены способы их модификации, дано объяснение механизма их воздействия на структуру порового пространства водонасыщенной залежи.

— Осуществлена модернизация конструкций забойных струйных насосов для реализации регулируемого депрессионного воздействия на пласт, разработана методика обоснования режимных параметров воздействия на пласт.

Практическая ценность и реализация

Применение разработанных методов и технических решений на прискважинную зону пласта позволяет:

— снизить обводненность добываемой скважинной продукции и темпы обводнения продуктивной залежи;

— повысить производительность эксплуатационных скважин;

— существенно уменьшить вынос из пласта твердых частиц;

— улучшить работу скважинного оборудования.

Разработанные рекомендации и технико-технологические решения успешно реализованы в НГДУ «Быстринскнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и др. Опытно-промышленное внедрение предлагаемых разработок осуществлено на 13 скважинах. Экономическая эффективность от их реализации, только за счет количества добытой нефти составило порядка 16 млн. рублей.

Апробация работы. Материалы и основные результаты диссертационной работы докладывались на: техническом совещании объединения ОАО «Сургутнефтегаз» (2004, 2005 гг.); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003 г.); научно-техническом совещании «Проблемы

строительства и эксплуатации скважин Западно-Сибирского нефтегазового комплекса» (Тюмень, 2004 г.); регионально-практической конференции, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа Тюменского государственного нефтегазового университета «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005 г.).

Публикации. Основное содержание диссертационной работы изложено в 6 печатных работах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа изложена на 247 страницах машинописного текста, содержит 62 таблицы, 30 рисунков. Состоит из введения, 4-х разделов, основных выводов и рекомендаций. Список использованных источников включает 127 наименований.

Автор выражает глубокую признательность:

Докторам технических наук, профессорам В.П. Овчинникову, С.И. Грачеву, кандидату технических наук H.H. Светашову за помощь и содействие в выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи по ее реализации.

В первом разделе, основываясь на работах Тюменского отделения «СургутНИПИнефть» (ТО «СургугНИПИнефть»), дан анализ условий разработки и освоения Вачимского месторождения, взятого в качестве примера, для обоснования постановки цели, направления исследований и реализации поставленных задач.

Месторождение открыто в 1969 г., введено в промышленную эксплуатацию в 1987 г., граничит также с давно разрабатываемыми месторождениями — Быстринским и Лянторским. Максимальный уровень добычи нефти в объеме 2314,4 тыс. т достигнут в 2003 г. и имеет тенденцию к росту. Месторождение является перспективным. Рост фактической добычи пластового флюида в сравнении с плановыми в основном обусловлен интенсификацией добычи за счет проведения различных методов воздействия на пласт.

Геологический разрез Вачимского месторождения представлен образованиями двух структурных элементов: мезозойско-кайнозойскими платформенным чехлом и триасовым фундаментом. Оно расположено в центральной части Сургутского свода — структуры I порядка. В пределах месторождения по кровле отражающего горизонта «Б» выделены локальные поднятия III порядка: Карьяунское, Топлорское, Куншанское, Вачимское, Сапоркинское и Мильтонское, которые объединяются в одну приподнятую зону, осложняющую северную часть Минчимкинской структуры II порядка.

\ Продуктивные пласты выделены по результатам исследований керного

материала, интерпретации результатов геофизических исследований, бурения и испытания скважин. Доказана промышленная нефтегазоносность продуктивных пластов ЮС г2, ЮС2', АС9, АСа, АС7, АС4.

Из пласта АСц, поднят нефтегазонасыщенный керн, признаки нефти обнаружены в пластах ЮС| и ЮС0. В пластах АС9, АС8 и АС7 кроме нефтяных залежей, выявлены залежи с газовыми шапками, а в пласте ACg - залежь газа.

В работе приводится подробная характеристика названных объектов. Следует отметить, что по признаку преобладания газо- и нефтенасыщенных частей продуктивных пластов Вачнмское месторождение является газонефтяным, по геологическому строению - сложнопосроенным: продуктивные пласты осложнены многочисленными литологическими замещениями, залежами, отмечается сложный характер поверхностей газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВПК), большая часть запасов нефти находится в контакте с газовой шапкой и пластовой водой. Осредненная характеристика добываемых углеводородов представлена в таблице 1.

Таблица 1 - Характеристика углеводородов Вачимского месторождения

Наименование параметра ■ Среднее значение параметров по пластам

нефти газа

АС,-АС, ЮС,1 - ioc2J АСт — АС,

1 2 3 4

1 - Начальное пластовое давление, МПа 20,0 27,0 20,0

2 — Пластовая температура, К 334 347 334

3 - Начальное растворение газа в нефти, мл/мл 40,68 43,02 -

4 — Начальное содержание конденсата в газе, г/мл (19) (74) 40,9

5 - Плотность, к г/м'

(нормальные условия)

5.1.1 - нефтяного газа 0,719 0,874 -

5.1.2 - дегазированной нефти 904 878 -

5.1.3 - осушенного газа (0,700) (0,800) 0,697

5.1.4 - выпавшего конденсата (750) (750) 746

5.1.5 - воды 1010 1013 -

(пластовые условия)*

5.2.1 - растворенного газа в жидкой фазе 364,6 365,3 -

5.2.2 - безгазового остатка нефти 890,5 860,4 -

5.2.3 - неосушенного пластового газа - - 140,9

5.2.4 - газонасыщенной нефти 852 815 -

5.2.5 - сухого пластового газа (123) (190) 134,5

5.2.6 - испаренного конденсата (730) (700) 729,6

5.2.7 - пластовой воды 1000 1000 -

6 - Сжимаемость, 1 /Г Па (пластовые условия)

6.1 - растворенного газа в жидкой фазе 4,144 | 3,787 |

Продолжение таблицы 1

1 2 3 4

6.2 - безгазового остатка нефти 0,698 0,741

6.3 - воды 0,47 0,48

6.4 - неосушенного пластового газа - - 53,40

6.5 - сухого пластового газа (53) (50) 53,96

6.6 - испаренного конденсата (2) (2) 1,50

7 - Вязкость, м! [а с (Пластовые условия)

7.1 - растворенного газа в жидкой фазе 0,050 0,049 -

7.2 - безгазового остатка нефти 19,04 5,98

7.3 - пластовой воды 0,51 0,42

7.4 - газонасыщенной нефти 6,96 2,38

7.5 - дегазированной нефти (нормальные условия) 65 25

7.6 - сухого пластового газа - - 0,0188

7.7 - испаренного конденсата - - 0,3634

7.Е — неосушенного пластового газа - 0,0194

7.9 - стабильного конденсата - - 0,7

8 - Растворимость газа в нефти (максимальная), м/м' 70 140 -

9 - Давление насыщения, МПа 12,2 8,3 -

10 - Давление начала конденсации, МПа - - 20,0

11 — Коэффициент сжимаемости

11.1 —газонасыщенной нефти 1/ГПа 0,95 1,02 -

11.2- неосушенного пластового газа - - 0,8993

12 - Газоконденсатный фактор, г/м1 - - 40,9

13 — Объемный коэффициент газа (Упл/Упов), доли ед. - - 0,005237

Примечание: * - пластовые условия — 18-20 МПа

По состоянию на 2004 г. по Вачимского месторождению отобрано 20504 тыс. т нефти, 109 тыс. т конденсата и 4867 млн. м3 газа, в том числе 974 млн. мэ растворенного газа. Следует отметить, что текущие извлекаемые запасы только по категориям ВС], числящиеся на балансе РФ ГФ, составляют 60248 тыс. т. Обеспеченность месторождения запасами составляет 26 лет.

Анализ состояния Вачимского месторождения позволяет считать его перспективным и требует тщательного, квалифицированного подхода к его разработке и освоению. Необходимо применение таких технологий и технических средств, которые способствовали бы наиболее полному отбору из пласта углеводородного сырья.

Во втором разделе работы представлены результаты анализа сведений об условиях и состоянии разработки Вачимского месторождения, поставлены задачи исследований.

Разработка и освоение Вачимского месторождения осуществлялось и проводится в настоящее время в соответствии с проектными документами: «Технологическая схема разработки Вачимовского месторождения» (разработчик -

ОАО «СибНИИНП», 1984, 1991), «Дополнительная записка к технологической схеме разработки Вачимского месторождения» (исполнитель - ТО «СургутНИПИнефть», 1998) и «Проект разработки Вачимского месторождения» (разработчик — ТО «СургутНИПИнефть»), Реализация проекта осуществляется НГДУ «Быстринскнефть».

По состоянию на 2004 г. на балансе НГДУ числилось 973 скважины, в том числе: 707 добывающих, 168 нагнетательных для поддержания пластового давления, 8 контрольных, 54 пьезометрических, 20 водозаборных и 16 скважин ликвидировано. Действующий эксплуатационный фонд составляет 634 добывающих и 145 нагнетательных скважин. Коэффициент использования фонда: добывающих - 0,90, нагнетательных - 0,86 при проектных значениях соответственно 0,88 и 0,90. Коэффициент эксплуатации добывающих скважин составлял 0,96, нагнетательных -0,97 при проектных значениях 0,95.

За период 1998 - 2003 годы средний дебит скважин по жидкости увеличился с 20,9 т/сут до 45,8 т/сут. Способ освоения месторождения в основном с помощью погружных насосов. В 2003 году периодически фонтанировали только 8 скважин. Фонд скважин, оборудованный электроцентробежными насосами (ЭЦН) всех типов и типоразмеров составляет 49,5 % общего фонда при 83,44 газовой добычи нефти и 74,2 % - жидкости. Средний дебит по этим скважинам составляет порядка 19 т/сут по нефти и 83,1 т/сут — по жидкости. Фонд скважин, оборудованный УШГН (установка штанговая, глубинная, насосная), составляет 47,8 % при 15,3 % годовой добычи нефти, 19,3 % - жидкости. Средний дебит по нефти составляет 3,3 т/сут, по жидкости 10,5 т/сут.

Фонд добывающих скважин с повышенным газовым фактором (от 46 м3/т до 25000 м3/т, технологический газовый фактор - 45) находился в пределах 115 - 154 единиц.

Основной причиной высоких газовых факторов в подгазовой зоне являются прорывы газа по площади, переток газа через негерметичности в контактной зоне цементный камень - эксплуатационная колонна. 54 % площади основного объекта разработки АСв.» перекрыто газовой шапкой пласта АС«.

Бездействующий фонд составляет 71 скважина, это порядка 10 % добывающего фонда. Имеется тенденция к его увеличению. Основные причины: высокий газовый фактор - 14 скважин (19,8 %); обводненность более 96 % - 12 скважин (16,9 %); малодебитные и высокодебитные, работающие в периодическом режиме - 24 скважины (33,8 %); технические, организационные и др. причины 21 скважина (29,6 %).

Большинство скважин работают с водой с начала эксплуатации вследствие пониженной начальной нефтенасыщенности и обширной водонефтяной зоны.

Величина дебита и обводненности зависит от вскрытой толщины нефтенасыщенной части пласта и расположения скважин.

В работе, представленные выше сведения, проанализированы по каждому продуктивному горизонту.

В целях интенсификации притока пластового флюида в скважину, повышения нефтеизвлечения на месторождении используется комплекс различных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗД). В частности:

— для вовлечения блокированных запасов нефти в разработку проводятся работы по изоляции водоносных интервалов с одновременной ликвидацией перетоков реагентами на основе кремнийорганических составов, жидкого стекла, остаточного ила и полимеров;

— для повышения нефтеотдачи пластов закачивают в пласт высококонцентрированные растворы поверхностно активных веществ (ПАВ), в частности неионогенные (НПАВ);

— для выравнивания фронта вытеснения и отмыва остаточной нефти — полимердисперсные, структурированные системы водных растворов акриловых полимеров;

— для выравнивания профиля приемистости предложено применять вязко-упругие составы (ВУС). Частично, результаты их внедрения представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Сведения о результатах применения методов воздействия на пласт для восстановления продуктивности

Вид воздействия Параметр Ед. измерения Объекты

АС? АС, ЮС, АС,

1 2 3 4 5 6 7

1. Соляно-кислотные ОПЗ Кол-во скв. операций ед. 1 36

Удельный технол. эффект тонн 14,0 134,8

Дополн. добытая нефть тыс. т 0,01 23,47

2, Соляно-кислотные (ОПЗ + ПАВ) Кол-во скв. опер. ед. 15 4

Удельный технол. эффект тонн 194,8 2,3

Дополн. добытая нефть тыс. т 3,35 0,01

3. Ацетоно — солянокислотные ОПЗ (АСКО) Кол-во скв. опер. ед. 2 3

Удельный технол. эффект тонн 33.0 225.3

Дополн. добытая нефть тыс. т 0,01 0,67

4. Глинокислотные ОПЗ Кол-во скв. операций ед. 2

Удельный технолог, эффект тонн 173,0

Дополн. добытая нефть тыс. т 0,35

5. ОПЗ растворителями Кол-во скв. опер. ед. 21 8 I 60

Удельный технол. эффект тонн 161,0 126,1 - 141,9

Дополн. добытая нефть тыс. т 3,38 1,00 - 14,60

6. ОПЗ растворами ПАВ Кол-во скв. опер. ед. 13

Удельный технол. эффект тонн 79,8

Дополн. добитая нефть тыс. т 1,44

Продолжение таблицы 2_

1 2 3 4 5 6 7

7.0ПЗ эмульсионными составами Кол-во скв. опер. ед. 1

Удельный технол. эффект тонн 560,0

Дополн. добытая нефть тыс. т. 0,56

8. Комплексные ОПЗ Кол-во скв. опер. ед. 7 ■ 5 3

Удельный технол. эффект тонн 164.6 155,0 98,3

Дополн. добытая нефть тыс. т 1.16 0,78 0.59

9. Комбинирован-ные ОПЗ Кол-во скв. опер. ед. 9

Удельный технол. эффект тонн 129,0

Дополн. добытая нефть тыс. т 1,87

10. Цикличность депрессии Кол-во скв. опер. ед. 13 2 33

Удельный технол. эффект тонн 234,8 36,5 367,2

Дополн. добытая нефть тыс. т 3.05 0,07 12,12

11. Повторная перфорация Кол-во скв. опер. ед. 10 3

Удельный технол. эффект тонн 454,2 109,0

Дополн. добытая нефть тыс. т 9,74 0,32

12. Повторная перфорация + циклические депрессии Кол-во скв. опер. ед. 4 2

Удельный технол. эффект тонн 103,3 165.0

Дополн. добытая нефть тыс. т 0,40 0,16

13. Вибровоздействие Кол-во скв. опер. ед. 13

Удельный технол. эффект тонн 79.«

Дополн. добытая нефть тыс. т 1,44

14. Ремонтно-изоляционные работы Кол-во скв. опер. ед. 39

Удельный технол. эффект тонн 483.4

Дополи, добытая нефть тыс. т 24,89

По объекту Удельный технол. эффект тонн 222,3 100,2 109,4 246,2

Дополн. добытая нефть тыс. т 20,74 2,58 1,11 79,62

Доля дополнительной нефти в обшей добыче % 10,80 0,35 2,72 0,72

В целом по месторождению за рассматриваемый период проведено более 700 (719) воздействий на призабойную зону добывающих и 380 нагнетательных скважин, дополнительно получено 624,73 тыс. т нефти или 5,2 % в общей добыче. Средняя эффективность методов воздействия составила 628,3 т/скв. операцию. Следует отметить, что представленные сведения показывают низкую эффективность их применения в объектах АС4, АС;, АСа и ЮСг, по пласту АС9 их эффективность находится на уровне среднестатистических данных. Применение ГРП на объекте АС7 в виду низкого начального нефтенасыщения коллекторов оказалось не эффективным. На объекте АС9 причина неуспешности ГРП обусловлена опережающим прорывом нагнетаемых вод по создаваемым трещинам. Высокие темпы снижения дебитов на объектах АС4 и ЮСг после проведения ГРП вызваны отсутствием системы поддержания пластового давления.

Применение методов, направленных дня повышения охвата пласта, путем вытеснения и вовлечения в разработку слабодренируемых запасов нефти, результаты которых представлены в таблице 3, показали, что более эффективно применение потокоотклооняющих и нефтеотмывающих технологий на основе полимерных композиций и ПАВ.

Таблица 3 - Сведения о результатах применения методов повышения нефтеотдачи пластов

Вид воздействия Параметр Объекты

АСг АС« АС9

1 .Закачивание 1.1 ПАВ Кол-во скв. операций ед. 2 1 16

Удельный технол. эффект тонн 346,5 105,0 1169,4

Дополн. добыто нефти тыс. т 0,69 0.50 18,70

1.2 ВУС Кол-во скв. операций ед. 80

Удельный технол. эффект тонн 1509,5

Дополн. добыто нефти тыс. т 144,78

1.3 ВУС + ПАВ Кол-во скв. операций ед. 6

Удельный технол. эффект тонн 2002,5

Дополн. добыто нефти тыс. т 12,02

1.4 Глиносодержащих ВУС Кол-во скв. операций ед. 21

Удельный технол. эффект тонн 2456,9

Дополн. добыто нефти тыс. т 26,93

1.5 Глиносодержащих ВУС + кислота Кол-во скв. операций ед. 7

Удельный технол. эффект тонн 1674,4

Дополн. добыто нефти тыс. т 11,72

1.6 структурированных систем (КМЦ + БГ) Кол-во скв. операций ед. 8

Удельный технол. эффект тонн 1868,3

Дополн. добыто нефти тыс. т 14,94

1.7 Эмульсионно-полимерных составов (ЭПС) Кол-во скв. операций ед. 21

Удельный технол. эффект тонн 1222,6

Дополн, добыто нефти тыс. т 45,09

1.8 Эмульсионно-дисперсных составов (ЭДС) Кол-во скв. операций ед. 3

Удельный технол. эффект тонн 1098,3

Дополн. добыто нефти тыс. т 3,29

1.9 Полимер-дисперсных составов (ПДС) Кол-во скв. операций ед. 10

Удельный технол. эффект тонн 1201,8

Дополн. добыто нефти тыс. т 11,01

1.10 Эмульсионных составов (нефтенол) Кол-во скв. операций ед. 3

Удельный технол. эффект тонн 732,0

Дополн. добыто нефти тыс. т 2,20

1.11 Волокнисто- дисперсных систем Кол-во скв. операций ед. 14

Удельный технол. эффект тонн 1306,8

Дополн. добыто нефти тыс. т 18,29

2, Повышение давления закачивания Кол-во скв. операций ед. 23

Удельный технол. эффект тонн 838,0

Дополн. добыто нефти тыс. т 19,69

3, Циклическое заводнение Кол-во скв. операций ед. 212

Удельный технол. эффект тонн 641,2

Дополн. добыто нефти тыс. т 135,93

Всего по объекту Удельный технол. эффект ед. 1070,9

Дополн. добыто нефти тонн 500,7

Доля дополнительной нефти в общей добычи % 0,56 0,03 4,55

По месторождению Удельный технол. эффект тонн 1030,9

Дополн. добыто нефти тыс. т 502.02

Доля дополнительной нефти в общей добычи % 4,18

В целом изложенное послужило необходимым постановки вопроса о разработке технических средств (материалов) по снижению темпов обводненности продуктивных пластов и разработке, совершенствованию технологии воздействия на пласт в целях

интенсификации притока пластового флюида в скважину с пониженным водосодержанием.

В третьем разделе в свете поставленных задач рассмотрены вопросы, связанные со снижением обводненности добываемой скважинной продукции, предупреждением газопрорывов.

Интенсификация работы скважин на месторождениях с близкорасположенными подошвенными, надкровельными, пластовыми водами, газовой шапкой, в силу определённых причин, зачастую сопровождается, особенно на стадиях поздней разработки, повышенной обводненностью добываемого продукта, газопрорывами. Имеется широкий спектр технологических решений по устранению этих явлений. Это работы В.А. Блажевича, E.H. Утрихина, В.А. Стрижнева, С.Н. Закирова, С.И. Грачева, Ю.Н. Вершинина, E.H. Байкова, И.И. Кравченко, И.И. Краснова, В.А. Амияна, Ю.Е. Батурина, И.А. Сидорова, И.Г. Юсупова, И.И. Маслова и др.

Их анализ показывает, что начиная с 70 годов, предпочтение отдается сравнительно недорогим водоизолирующим системам. Их, условно, подразделяют на селективные, которые изолируют только обводнившиеся зоны ПВП, неселективные -тампонирующие независимо от вида, насыщающего пласт флюида, временно изолирующие интервалы пласта, коллоидные системы, прочие изоляционные материалы.

Основными требованиями, которым должны отвечать, вышеперечисленные материалы это - повышенные селективные и изоляционные свойства, высокая прочность по отношению к воздействию потока фильтрующегося флюида, достаточная, для обеспечения технологического процесса, скорость полимеризации; высокая вытесняющая способность, устойчивость во времени.

В рамках указанных требований в работе отдано предпочтение водоизолирующим сшивающим полимерным системам (СПС), которые наряду с решением задачи по изоляции водонасыщенных объектов способствуют и интенсификации притока нефти. Широкое применение нашли СПС на основе полиакриламида (ПАА), хромкалиевых квасцов (ХКК) и анионоактивных поверхностно активных веществ (АПАВ).

Анализ свойств, образуемого из этой композиции геля показывает, что его прочностные свойства зависят от степени минерализации растворителя, ухудшаются при высаливании АПАВ. Введение неионогенных поверхностноактивных веществ (НПАВ) в определенных условиях улучшает вязкоупругие свойства образующегося геля. Модифицируется молекула сшитого полимера (полиакриламида) включением в его молекулу гидрофобных цепей АПАВ через карбоксильную группу и НПАВ за счет

взаимодействия амидной группы полиакриламнда с неподеленной парой электрона кислорода полиоксиэтиленовой группы. Образующийся комплекс может иметь в несколько раз выше молекулярную массу, что обеспечивает более высокие реологические и прочностные свойства. Подтверждением сказанному, служат результаты исследований, представленные на рисунке 1 — 3.

В качестве полимера обоснован выбор полиакриламида, АПАВ -алкилбензолсульфонат - АБС, НПАВ - неонол (АФ 9 - 12), растворитель - вода пресная (общая минерализация <= 0,34 г/л), вода минерализованная - 13 г/л и 120 г/л.

Результаты исследований показали, что вязкоупругие свойства сшитых поверхностно активными веществами полимерных систем зависят от соотношения ПАВ, в особенности приготовленных на минерализованном растворители наиболее высокие прочностные показатели имеют гели с соотношением АПАВ/НПАВ равном 4 : 1 при минерализации растворителя порядка 13 г/л.

Полимергелевые композиции со временем (в течении одного, полутора года) утрачивают свои изоляционные свойства. Исследованиями института «Гипровостокнефть» было показано, что устойчивость полимерной суспензии повышается при введении твердой дисперсной фазы, в частности глинопорошка, что и послужило им основанием разработки технологии регулирования процесса заводнения. Упрочнение системы объясняется подавлением отрицательного заряда как на поверхности алюмосиликатов, так и молекул полимера. Они переходят в слабодиссоциированые алюмокремниевые кислоты и со звеньями акриловой кислоты полиакриламида образуют ассоциаты. Частицы глины удерживаются за счет водородной связи как с акрилатной, так и с акрилоамидной частью. В результате, при малых концентрациях твердой фазы и полимера образующиеся ассоциативные комплексы имеют большие размеры и более прочные связи. Следует отметить, последнее положительно сказывается и на вытесняющую способность композиции.

Для оценки вытесняющей способности был предложен показатель К,°= У7ун, где V, — объем жидкости, выходящей из высокопроницаемой и V, - из низкопроницаемой модели пласта (кернов), установки моделирующей пласт, представленный разнопроницаемыми залежами, за определенный промежуток времени. Результаты представлены в таблице 4. По предлагаемому способу закачивают полимерглинистую композицию в объеме равном объему пор модели, оценивают ее вытесняющую способность (Кд), после чего закачивают соляную кислоту также в объеме равном объему пор модели, и также оценивают ее вытесняющую способность (КНа).

22

Вянмсл-в^бОМ.МЮЧЯ.ЗЙв*)«

Рисунок 1 - Влияние соотношения ПАВ на изменение вязкостных свойств геля на основе ПАА (растворитель - вода пресная

Рисунок 2 - Влияние соотношения ПАВ на изменение вязкостных свойств геля на основе ПАА (растворитель - вода минерализованная с С= 120 г/л)

Вмкость ■-0,388+19,6702*Х'1,7529'Х*2

!____

• у' ПАА » 0,5 % 1

•

Й . 1 4 1 ВйЖОСТУ » и^93»+5,3205'х-0,723в*хА2 а 1

•

ПАА-1,0% . \---------; ^Ч ------- Сульфонал - порошкообразный -— ■ - .....- ~

------

СръфсмшНнммл

Рисунок 3 - Влияние соотношения ПАВ на изменение вязкостных свойств геля на основе ПАА (растворитель - вода минерализованная с С= 13 г/л)

По окончанию закачивают воду в объеме равном четырем объемам пор и определяют ее вытесняющую способность (К,0), по которой оценивается эффективность предлагаемых решений.

В случае «контрольного» эксперимента за полимерглинистой дисперсной системой сразу закачивается 4 объема порового пространства воды. В прототипе в модель пласта закачивали в два цикла по 0,5 объема пор водного раствора ПАА и глинистой суспензии, а затем воду в том же объеме.

Таблица 4 - Результаты оценки вытесняющей способности изоляционных составов и технологий проведения работ

Способ проведения изоляционн ых работ Проницаемость кернов в модели, МКм2 Состав материала, мае. % Вытесняющая способность Примечания

1 2 ПАА Глина . к." (Сд Khcl к КГ

1 .Предлагаемый 27,8 0,31 0,025 0,25 оо оО 00 00 Вода движется по высоко-проницаемому керну

2.Предлагаемый 48,0 0,45 0,05 1,5 оо 13,0 7,2 0,6 -

3.Предлагаемый 26,0 0,71 0,1 2,5 18,0 8,0 0 0 -

^Предлагаемый 62,0 0,34 0,5 10,0 со <30 0 0 Фильтрация происходит при ДР « 20 МПа/м

¿.Предлагаемый 26,4 0,29 0,05 0,5 ОО 64,0 33.0 40,0 -

б.Контроль-ный 52,0 0,54 0,05 1,5 ОО 10,0 96 -

7-Прототип 44,2 0,48 0,05 1.5 00 - - 6,0 10,7 -

8.Прототип 30,5 0,65 0,1 2,5 26,0 - - 17,5 21,0 -

Показано, что в большинстве проведенных экспериментов фильтрации воды по низкопроницаемому керну (опыт 1 и 2) не отмечается К," = оо. Применение полимерглинстой дисперсии состава 0,25 % глины в 0,025 % растворе ПАА не способствует вытеснению, К," = оо (опыт № 1). Увеличения содержания компонентов в два раза (опыт № 5) более эффективно способствует вытеснению пластового флюида — отмечается фильтрация по низко и высокопроницаемому керну. Поэтому в качестве нижнего предела концентрацией рекомендовано глины 0,5 %, полиакриламида - 0,05 %. Увеличение их содержания, соответственно до 2,5 и 0,1 % ведет к отключению высокопроницаемого пласта, движение флюидов осуществляется только по низкопроницаемому керну (опыт № 3). При еще большем их содержании, до 10 и 0,5 %

происходит полная водоизоляция пластов. Фильтрация отсутствует даже при градиенте давления равном 20 МПа/м.

Апробирование предложенных составов и технологий осуществлено на трех скважинах Вачимского месторождения. Полученные результаты свидетельствуют об эффективности предложенных технологических решениях. В среднем обводненность в скважинах уменьшилась на 22 %, объем добычи нефти увеличился на 13 %, при той же производительности скважины по жидкости.

В четвертом разделе рассмотрено направление интенсификации притока пластового флюида путем депрессионного воздействия на пласт, способствующего очистки порового пространства приствольной части скважины от кольматирующих ее веществ, снижению гидродинамических сопротивлений при фильтрации пластовой жидкости, рассмотрены технические средства по реализации данной технологии, предложены некоторые конструктивные в них изменения и методика обоснования технологических параметров воздействия на пласт, представлены результаты апробирования.

Приток пластового флюида в скважину в большей степени определяется структурой околоскважинной зоны пласта (ОЗП), изменения в которой обусловлены нарушением первоначального равновесного механического и физико-химического состояния породы. Явлениям, протекающим в этой зоне посвящены многочисленные работы российских и зарубежных исследователей - Ф.С. Абдулина, Л.Х. Мирзаджанзаде, P.C. Яремийчука, B.C. Войтенко, В.А. Амияна, Г.И. Баренблата, A.A. Гайваронского, В.М. Добрынина, Р.И. Медведского, В.П. Овчинникова, Г.Т. Овнатанова, М.П. Сургучева, В.Н. Щелкачева, В.Н. Полякова, А.Т. Кошелева и до. В них показано, что состояние ОЗП определяется: механическим напряжениями в породе, гидродинамическим влиянием флюидопроводящих каналов; загрязнением проникшими в породу частицами при их вскрытии, либо продуктами физико-химических процессов, протекающих в коллекторах; фильтрационным движением жидкостей, градиентом давлений, температурой, концентрацией растворимых веществ и т. д.

Известные способы интенсификации добычи углеводородов базируются на улучшение продуктивности и приемлемости добывающих и нагнетательных скважин, путем обработки призабойной зоны химическими, тепловыми, механическими, гидроволновыми, сочетанием перечисленных методов и др. Их анализ показал, что несмотря на определенные достоинства каждого метода, они не лишены и определенных недостатков.

В последних работах P.C. Яремийчука, B.C. Воитенко, Ясова и их последователей H.H. Светашова, Д.Г. Орлова, А.Б. Рублева и др. показаны эффективность и перспективность для реализации поставленной задачи депрессионного метода воздействия на пласт. Ими показано, что путем регулирования частоты резко создаваемых мгновенных депрессий - репрессий на фоне увеличения общей величины депрессии на пласт в зависимости от: яитолого-пегрографических особенностей коллектора; его структурных характеристик; состава и свойств флюида, насыщающего пласт; процессов, происходящих в коллекторах при вытеснении нефти и т. д. обеспечивается значительное увеличение производительности скважины.

Результаты этих исследований способствовали созданию и широкому внедрению забойных струйных насосов. В струйных аппаратах происходит смешение и обмен энергий двух потоков разных давлений, при которых образуется «общий» поток с определенным давлением. Происходит преобразование потенциальной энергии потоков в кинетическую, которая передается инжектируемому потоку, происходит выравнивание скоростей смешиваемых потоку и обратное преобразование кинетической энергии смешанного потока в потенциальную. Результатом этих процессов является создание необходимой величины депрессии на пласт. Технологический процесс дает возможность создавать многократные депрессии -репрессии на пласт и способствовать притоку пластового флюида в скважину в случае добывающих скважин и увеличению приемистости пласта - в случае нагнетательных скважин. При депрессионно-репрессионных воздействиях - непосредственно в приствольной зоне поддерживается довольно высокий уровень максимальных градиентов давлений. Они значительно выше таковых в случае однократного снижения давления. Градиенты давления в момент создания депрессии на пласт увеличивают её величину и способствуют выносу «материала» из поровой структуры, снижают силы трения на поверхности контакта дисперсных частиц с поверхностью канала, возможно также кратковременное растяжение дисперсной среды, находящейся в приствольной зоне, за счет чего снижается статическое напряжение сдвига (эффект пружины).

Кроме того, эжекгорные (струйные) насосы имеют и такие преимущества как отсутствие трущихся деталей, простота передачи и преобразование энергии, возможность работы в широком диапазоне дебитов, выход на рабочий режим за считанные секунды, возможность управления забойным давлением, надежность работы при высоком газовом факторе и наличии механических примесей в пластовом флюиде, малые габариты и невысокая стоимость.

Разработаны и применяются следующие виды струйных насосов: УОС, УЭОС, УГИС, ЭМПИ и др. Основным их недостатком является то, что способ подачи жидкости на сопло струйного насоса в частности аппарата серии УГИС обязательна только по насосно-компрессорным трубам (НКТ), либо обратная - по межтрубному пространству, невозможность осуществлять многоцикловые гидродинамические воздействия от высоких значений величин депрессии к более низким, возможность их регулирования и др.

Совместно со Н.Н. Светашовым и Д.Г. Орловым разработана конструкция струйного насоса типа СН — ЗМ (рисунок 4).

Предлагаемая конструкция струйного насоса состоит из переводника-муфты 1, переводника-ниппеля 2, разъемного корпуса 3 с каналами 4 для подвода пассивной среды, активного сопла 5, камеры смешения 6 и входного диффузора 7, выполненных в виде сменных втулок. Отличается от известных тем, что дополнительно содержит установленный в корпусе ступенчатый вкладыш 8, вмещающий в Г-С. себя входной диффузор 7, активное сопло 5, камеру смешения 6, диффузор 9 А и имеющий в верхней и нижней ступенях сквозные пазы 10 и 11, а в средней части — всасывающие отверстия 12; в корпусе 3 сделаны расточки, образующие со ступенчатым вкладышем 8 входную камеру 13, основную 14 и резервную 15 всасывающие камеры; в верхней части корпуса 3 - продольные отверстия 16, а под резервной

Рисунок 4 - Струйный насос СН — ЗМ: а - прямая промывка, б - обратная промывка

всасывающей камерой 15 - угловые нагнетательные каналы 17; в нижней части корпуса 3 имеются дополнительные продольные каналы 18 для подвода пассивной среды, а в переводнике-муфте 1 установлена распорная втулка 19, в которой расположен замок 20, соединенный со ступенчатым вкладышем 8 и включающий

корпус 21, со сквозными пазами 22, в которых установлены подпружиненные упоры 23, нижние концы которых выполнены с выступом 24 и расположены в пазах подпружиненной втулки 25, размещенной в нижней части корпуса замка 20. Верхняя часть упоров 23 имеет выступ 26 и упирается в подпружиненную втулку 27, размещенную в посадочном седле 28, установленном на распорной втулке 19 с продольными отверстиями 29, причем всасывающие отверстия 12, выполненные в средней части ступенчатого вкладыша 8, расположены против основной всасывающей камеры 14 при прямой промывке, либо напротив резервной всасывающей камеры 15 -при обратной. Оборудование, включающее хвостовик-фильтр, патрубок, пакер, уравнительный переводник, обратный клапан и струйный насос, спускают на насосно-компрессорных трубах до продуктивного пласта. Пакер с обратным клапаном устанавливают (распакеровывают) выше этого продуктивного пласта. Подают активную среду при заданном давлении по НКТ к струйному насосу. Активная среда проходит через продольные отверстия 16, входную камеру 13, пазы 10, входной диффузор 7 и вытекает с большой скоростью из сопла 5. В зоне всасывающих отверстий 12 создаётся разряжение и из-под пакерной зоны через дополнительные продольные каналы 18, резервную всасывающую камеру 15, продольные каналы 4, основную всасывающую камеру 15, продольные каналы 4, основную всасывающую камеру 14 поступает пассивная среда (пластовой флюид), которая увлекается струей активной среды, вытекающей из сопла 5, смсшиваегся с ней в камере смешения 6. Смешанный поток поступает в диффузор 9, где кинетическая энергия преобразуется в потенциальную энергию. Этот ноток, выходящий из диффузора 9, через пазы 11 и угловые нагнетательные каналы 17, движется к устью скважины по затрубью.

При создании, например, меньшей депрессии на пласт переходят на обратную промывку. Для этого осуществляют доставку ступенчатого вкладыша на поверхность с помощью канатной техники. При отсутствии канатной техники доставку осуществляют с помощью сваба. На поверхности меняют расположение содержимого вкладыша 8 и с промывкой спускают его на свабе в скважину и устанавливают в корпусе струйного насоса. После установки вкладыша 8 в корпусе 3 струйного насоса, на поверхности переключают задвижки и подают промывочную жидкость в затрубное пространство.

Конструкция струйного насоса типа СН-ЗМ может работать как в низконапорном, так и высоконапорном режимах, при прямой и обратной промывках, с дальнейшей эксплуатацией скважин. Она позволяет при промывке одним цементировочным агрегатом ЦА-320, работающим на 2-й и 3-й передачах при втулках диаметром 100 мм, создавать величины депрессии. На пласт до 30 МПа. Давление депрессии в этом случае

практически равно давлению. На выкиде цементировочного агрегата, что подтверждается записями глубинных манометров по скважинам. Используя сопло меньшего диаметра или повышая расход промывочной жидкости, величину депрессии можно увеличить.

Струйный насос может быть использован для освоения, продолжительной добычи и интенсификации притока нефти в наклоннонаправлснных и искривленных, с осложненными условиями (пескопроявление, большой газовый фактор, высокая обводненность, температура) скважинах, с отложениями парафина и с ухудшенными фильтрационными свойствами.

Режим работы струйного насоса определяется условием максимальной возможной деблокады флюидопроводящих каналов, обеспечением их раскрытости и созданием необходимой величины депрессии. Импульсы депрессий должны быть резкими и чередоваться с фазами плавного набора забойного давления. При этом следует учитывать, что количество рабочего агента может резко возрастать, влияя на забойное давление и режим воздействия. Импульсами гидравлических воздействий воздействуют временно, для декольматации фильтрационных каналов. Далее роль постоянно действующего фактора, изменяющая величину притока, переходит к величине депрессии.

Эффективность работы струйного насоса определяется давлением в приёмной камере (Ра), необходимым для достижения заданного снижения давления в камере инжекции струйного насоса Рн

где Рже, Ржр - гидростатическое давление столбов соответственно смешанной жидкости в межтрубном пространстве и рабочей жидкости на глубине установки струйного насоса, МПа;

ДРс, ДРр - перепад давлений соответственно на входе и выкиде струйного насоса, на входе и приемной камере струйного насоса, МПа;

ДР*,ДР* * - потери давления при движении рабочей жидкости соответственно от насосного агрегата к рабочему соплу струйного аппарата и от него к устью скважины, МПа.

Установлено, что для успешной реализации предлагаемого метода интенсификации притока скважина должна находится в работающем режиме и иметь дебит от 2 до 50 т/сут. При притоке большем чем 50 т/сут, не имеется возможность

регулируемого отбора и не обеспечиваются режимы воздействия на приствольную зону, необходимые для преодоления «стойкой» блокады проницаемости.

Полученный приток должен быть проверен с результатами испытания скважин, поскольку после каждого этапа интенсификации еще не все возможности увеличения притока могли быть реализованы. Проверку завершенности можно осуществить по двум показателям: по соответствию фактического дебита ожидаемому и стабильности работы установки. Если результаты отвечают только одному из них, возможности интенсификации притока еще не реализованы.

Промышленная апробация разработанных конструкций струйных насосов подтвердили изложенные предпосылки, их работоспособность и эффективность. Частично результаты представлены в таблице 5. Основным недостатком предлагаемой технологии является наличие пакерного оборудования.

Таблица 5 — Результаты изменения уровня и забойного давления в эксплуатационных скважинах №№ 1515, 3142

Время, мин Уровень, м Темп изменения Время, мин Уровень, м Темп изменения

Иуроиц МЛ забойное* МПаЛ Рэабойное» МПаЛ

1 2 3 4 5 6 7 8

Скважина-1515 «НАБОР» Скважина-3142 «НАБОР»

0 1953 - 5,9 0 1863 6,7

20 1915 38 6,4 20 1800 63 7,2

40 1862 53 6,9 40 1725 75 7,6

60 1821 41 7,1 60 1673 52 7,9

80 1788 33 7,3 80 1631 42 8,1

100 1763 25 7,4 100 1598 33 8,35

129 1744 19 7,55 120 1574 24 8,5

140 1729 15 7,6 140 1555 19 8,6

160 1720 9 7,7 160 1543 12 8.7

180 1715 5 7,8 180 1535 8 8.75

200 1712 3 7,85 200 1528 7 9.0

220 1708 4 7,9 220 1523 5 9.2

240 1704 4 7,9 240 1519 4 9,2

«СБРОС» 260 1515 4 9,25

«СБРОС»

0 1704 - 7,9 0 1515 - 9,25

20 1766 62 7,4 20 1574 59 8,9

40 1839 73 7,2 40 1651 77 8,1

60 1905 66 6,8 60 1722 71 7,2

80 1936 31 6.4 80 1785 63 6,9

100 1946 10 5,85 100 1824 39 6,85

120 1951 5 5,75 120 1845 21 6,8

140 1954 3 5,7 140 1854 9 6,75

160 1958 4 5,7 160 1858 4 6,7

1 2 3 4 5 6 7 8

«НАБОР» 180 1862 4 6.7

«НАБОР»

0 1 1958 I - 1 5,7 0 1 1862 1 - 1 6,7

20 | 1918 | 40 | 6,1 20 | 1795 | 67 | 7,3

Продолжение таблицы 5

1 2 3 4 5 6 7 8

40 1867 51 6,5 40 1722 73 7,87

60 1824 43 6,8 60 1666 56 8,45

80 1729 35 7,0 80 1626 40 8,63

100 1766 23 7,3 100 1594 32 8,78

120 3749 17 7,55 120 1572 22 8,9

140 1738 И 7,6 140 1554 18 8,95

160 1730 8 7,7 160 1544 10 9,05

180 1724 6 7,75 180 1537 7 9,10

200 1721 3 7,8 200 1532 5 9,15

220 1718 3 7,8 220 1528 4 9,2

240 1715 3 7,85 240 1524 4 9,25

«СБРОС» 260 1520 4 9,26

«СБРОС»

0 1715 - 7,85 0 1520 - 9,26

20 1768 53 7,3 ' 20 1581 61 8,7

40 1836 68 7,15 40 1656 75 7,85

60 1886 50 6,7 60 1725 69 7,05

80 1922 36 6.35 80 1789 64 6,95

100 1936 14 6,0 100 1830 41 6.9

120 1942 6 5,85 120 1853 23 6,85

140 1946 4 5,74 140 1861 8 6,76

160 1949 3 5,75 160 1865 4 6,7

180 1951 3 5,8 180 1869 4 6,7

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Для нефтегазового комплекса Западной Сибири на примере Вачимского месторождения, открытого в 1969 году, (находящегося в промышленной эксплуатации с 1987 года и остающегося перспективным в отношении продолжения его освоения) показано, что основными проблемами его разработки являются снижение притока пластового флюида в скважину, повышенная обводненность добываемой продукции, прорыв газа на залежах с газовой шапкой.

2. В целях обеспечения снижение темпов обводнения скважинной продукции наиболее эффективным технологическим приемом является кольматация водонасьпценных интервалов изоляционными материалами селективного действия на полимерной основе. Последние обладают достаточно высокой прочностью к воздействию потока движущегося пластового флюида, высокой водовытесняющей способностью, устойчивостью во времени, регулируемостью процессов полимеризации.

3. Рекомендовано применение полимеров, сшиваемых поверхностноактивными веществами (анионоактивными совместно с неионогенными) приготовленных на минерализованном растворителе. Предложено: в качестве полимера — полиакриламид (1 % по массе); в качестве анионоактивного ПАВ — сульфанол (50 % водный раствор

алкилбензосульфат); неионогенного ПАВ - неонол. Соотношение последних -4:1 (0,8 % по массе сульфанола и 0,2 % по массе неонола).

4. В целях обеспечения эффективности вытеснения пластового флюцда и повышения устойчивости полимергелеевой композиции предлагается в состав последней ввод дисперсной фазы в пределах от 0,5 до 10 %, для ускорения процесса полимеризации реагентов - сшивателей, в частности возможно использование хромкапиевых квасцов.

5. Установлено, что создаваемые в норовой структуре коллектора изоляционные экраны при применении химических методов интенсификации притока пластового флюида в скважину разрушаются.

Подтверждена эффективность и перспективность метода Депрессионных воздействий на приствольный участок продуктивного пласта для интенсификации притока пластового флюида в скважину.

6. Проанализированы конструктивные особенности существующих скважинных генераторов импульсов давлений на принципе работы струйного насоса. Рекомендованы конструктивные изменения, позволившие расширить их функциональные возможности: осуществление прямой и обратной промывок при одном спуске и одном технологическом процессе без глушения скважины.

7. Разработана технологическая схема установки струйных насосов при автоматической эксплуатации скважины за счет пластовой энергии. Обоснованы условия их работы и предложена методика расчета технологических параметров воздействия на пласт.

8. Предложенные технические и технологические решения апробированы на 13 скважинах. Их внедрение обеспечило повышение объема добычи жидкости из скважины в среднем на 15 — 26 %, снижение обводненности на 22 %. Экономический эффект от дополнительно добытой нефти составил порядка 16 млн. руб.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Орлов Д.Г. Промысловые испытания экспериментальных образцов компоновок гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Саматлорском месторождении / Д.Г. Орлов, В.А. Териков, A.M. Дроздов, М.И. Ташкапов, В.В. Монахов, A.B. Фастовец // Нефтепромысловое дело. - 2003. - № 11. - С. 45 - 47.

2. Киреев A.M. Геологические аспекты выбора объектов для гидромеханического воздействия / A.M. Киреев, Б.И. Кравченко, H.H. Свсташов, М.И. Ташкалов, Д.Г. Орлов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч.

тр. регион, науч.- практ. конф., посвящ. 5-летию Института Нефти и Газа. — Тюмень: Издательско - полиграф, центр «Экспресс», 2005. - С. 165 - 175.

3. Ваганов Ю.В. К вопросу о селективной изоляции водоносных пластов/ Ю.В. Ваганов, A.B. Другое, Ф.С. Потехин, C.B. Кисев, М.И. Ташкалов // Там же. - С. 231 -

4. Киреев A.M. Механизм изменения забойных давлений в режиме «набор -сброс» при испытании анизотропных коллекторов / А.М. Киреев, Б.И. Кравченко, H.H. Светашов, М.И. Ташкалов // Сб. тр. Института Нефти и Газа, нефтегазовое направление. - Тюмень: Изд-во Вектор-Бук. - 2004. - С. 244 - 256.

5. Трофимова A.C. Опыт применения гидроструйных (ГСН) и гидропоршневых насосов на пласте lOBi самотлореного месторождения / A.C. Трофимов, С.И. Грачев,

■ М.И. Ташкалов, И.Е. Платонов // Сб. науч. тр. Института Нефти и Газа, посвященный 50 - летиго ТюмГНГУ. - Тюмень: Изд-во Нефтегазовый университет, 2006. - С. 109 -

6. Дунаев С.А. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, путем снижения вибрации / С.А. Дунаев, Ю.А. Савиных, М.И. Ташкалов // Там же. - С. 137 - 139.

234.

115.

Соискатель

Подписано в печать 23.06.2006 г. Формат 60x84/16. Бумага финская. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,40. Тираж 100. Заказ 232.

Издательство «Вектор Бук». Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.1999 г.

Отпечатано с готового набора в типографии Издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г.Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ташкалов, Марат Ильдусович

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1 Общие сведения о месторождении.

1.2 Геологическое строение месторождения и залежей.

1.2.1 Стратиграфия.

1.2.2 Тектоника.

1.2.3 Нефтегазоносность.

1.3 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Вачимского месторождения.

1.4 Предполагаемые запасы нефти, газа и конденсата на Вачимском месторождении.

2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ВАЧИМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1 Анализ текущего состояния разработки.

2.1.1 Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации.

2.1.2 Сопоставление фактических и проектных показателей.

2.2 Анализ результатов применения различных методов воздействия на пласты с целью интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдач.

2.2.1 Анализ результатов применения метода гидроразрыва пласта (ГРП).

2.2.2 Анализ результатов применения методов, направленных на восстановление и увеличение продуктивности приемистости скважин.

2.2.3 Анализ применения потокоотклоняющих и нефтеотмывающих технологий.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 РАЗРАБОТКА МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ИНТЕРВАЛОВ

ВОДОПРИТОКОВ.

3.1 Краткий обзор существующих материалов для проведения изоляционных работ.

3.2 Технические и технологические решения по изоляции газопритоков.

3.3 Теоретические предпосылки по разработке составов по органичению водопритоков.

3.4 Обоснование метода исследования прочностных свойств геля.

3.5 Результаты исследований прочностных свойств гелей.

3.6 Разработка водоизоляционных составов на основе вязкоупорных гелей.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА В СКВАЖИНУ.

4.1 Обоснование интенсификации притока пластового флюида в скважину циклическим депрессионным воздействием на околоскважинную зону пласта.

4.2 Технические средства для циклического воздействия на пласт.

4.3 Совершенствование конструкции струйных насосов.

4.4 Обоснование режима работы струйного насоса для интенсификации притока пластового флюида в скважину.

4.5 Методика расчета технологических параметров воздействия на пласт струйнам насосом.

4.6 Результаты апробирования метода депрессионного воздействия на пласт.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование технологий и технических средств для интенсификации притока пластового флюида и снижения обводненности скважинной продукции"

Актуальность проблемы. Постепенное истощение активных запасов углеводородов на большинстве месторождений России обусловило необходимость и актуальность разработки новых сложнопостроенных месторождений, находящихся в «поздней» стадии разработки, максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта.

В последнее время для реализации указанных задач основное внимание уделено интенсификации притока пластового флюида в скважину путем воздействия на пласт, приствольный участок скважины физико-химическими, тепловыми, гидродинамическими и др. методами. При этом следует отметить, что использование предлагаемых технических и технологических решений интенсификации притока на месторождениях с близкорасположенными подошвенными и надкровельными водами, подвергнутых режиму поддержания пластового давления, путем нагнетания в пласт жидкости, месторождениях с газовой шапкой и т. д. не исключает преждевременного обводнения продуктивной залежи, содержания в добываемом продукте значительного количества водной фазы, прорыву газа. В этой связи необходима разработка технологии, позволяющая решать указанные проблемы комплексно -способствовать предупреждению преждевременного поступления в скважину пластовых вод, газа и при этом обеспечивать рост производительности скважин.

Цель работы. Повышение эффективности работы эксплуатационных скважин путем разработки и применения технических и технологических решений по снижению обводненности скважинной продукции и интенсификации ее притока.

Основные задачи исследований

- анализ состояния разработки и освоения одного из месторождений Западной Сибири, в частности Вачимского;

- обоснование теоретических предпосылок для снижения обводненности добываемой продукции, прорыва газа и интенсификации притока пластового флюида в скважину;

- разработка технологии и технических средств, базирующихся на предупреждении преждевременного обводнения продуктивной залежи, путем кольматации его поровой структуры селективными изоляционными материалами с последующим воздействием на пласт, для интенсификации притока пластового флюида, методами, не приводящими к нарушению сформированного экрана;

- разработка (совершенствование) рецептур изоляционных материалов селективного действия на основе полимергелевых композиций;

- обоснование, разработка, совершенствование технических средств для интенсификации притока пластового флюида в скважину регулируемыми депрессионными воздействиями на пласт;

- апробирование предложенных технических, технологических разработок в промысловых условиях и оценка их эффективности.

Научная новизна выполненной работы

Обоснована и подтверждена, результатами экспериментальных и промысловых исследований, технология снижения обводненности скважинной продукции, путем осуществления процесса кольматации прискважинного участка пласта изоляционными материалами селективного действия с последующим регулируемым депрессионным воздействием на пласт.

Разработаны рецептуры изоляционных материалов на основе полимергелевых композиции, изучены их свойства, предложены способы их модификации, дано объяснение механизма их воздействия на структуру порового пространства водонасыщенной залежи.

Осуществлена модернизация конструкций забойных струйных насосов для реализации регулируемого депрессионного воздействия на пласт, разработана методика обоснования режимных параметров воздействия на пласт.

Практическая ценность и реализация

Применение разработанных методов и технических решений на прискважинную зону пласта позволяет:

- снизить обводненность добываемой скважинной продукции и темпы обводнения продуктивной залежи;

- повысить производительность эксплуатационных скважин;

- существенно уменьшить вынос из пласта твердых частиц;

- улучшить работу скважинного оборудования.

Разработанные рекомендации и технико-технологические решения успешно реализованы в НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» и др. Опытно-промышленное внедрение предлагаемых разработок осуществлено на 13 скважинах. Экономическая эффективность от их реализации, только за счет количества добытой нефти составила порядка 16 млн. рублей.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ташкалов, Марат Ильдусович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На примере Вачимского месторождения, открытого в 1969 году, находящегося в промышленной эксплуатации с 1987 года и остающегося перспективным в отношении продолжения его освоения показано, что основными проблемами его разработки являются снижение притока пластового флюида в скважину, повышенная обводненность добываемой продукции, прорыв газа на залежах с газовой шапкой.

2. В целях обеспечения снижение темпов обводнения скважинной продукции наиболее эффективным технологическим приёмом является кольматация водонасыщенных интервалов изоляционными материалами селективного действия на полимерной основе. Последние обладают достаточно высокой прочностью к воздействию потока движущегося пластового флюида, высокой водовытесняющей способностью, устойчивостью во времени, регулируемостью процессов полимеризации.

3. Рекомендовано применение полимеров, сшиваемых поверхностноактивными веществами (анионоактивными совместно с неионогенными) приготовленных на минерализованном растворителе. Предложено: в качестве полимера - полиакриламид (1 % по массе); в качестве анионоактивного ПАВ - сульфанол (50 % водный раствор алкилбензосульфат); неионогенного ПАВ - неонол. Соотношение последних - 4:1 (0,8 % по массе сульфанола и 0,2 % по массе неонола).

4. В целях обеспечения эффективности вытеснения пластового флюида и повышения устойчивости полимергелеевой композиции предлагается в состав последней ввод дисперсной фазы в пределах от 0,5 до 10 %, для ускорения процесса полимеризации реагентов - сшивателей, в частности возможно использование хромкалиевых квасцов.

5. Установлено, что создаваемые в поровой структуре коллектора изоляционные экраны при применении химических методов интенсификации притока пластового флюида в скважину разрушаются.

Подтверждена эффективность и перспективность метода депрессионных воздействий на приствольный участок продуктивного пласта для интенсификации притока пластового флюида в скважину.

6. Проанализированы конструктивные особенности существующих скважинных генераторов импульсов давлений на принципе работы струйного насоса. Рекомендованы конструктивные изменения, позволившие расширить их функциональные возможности: осуществление прямой и обратной промывок при одном спуске и одном технологическом процессе без глушения скважины.

7. Разработана технологическая схема установки струйных насосов при автоматической эксплуатации скважины за счет пластовой энергии. Обоснованы условия их работы и предложена методика расчета технологических параметров воздействия на пласт.

8. Предложенные технические и технологические решения апробированы на 13 скважинах. Их внедрение обеспечило повышение объема добычи жидкости из скважины в среднем на 15 - 26 %, снижение обводненности на 22 %. Экономический эффект от дополнительно добытой нефти составил порядка 16 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ташкалов, Марат Ильдусович, Тюмень

1. Петрушин В.А. Проект разработки Вачимского месторождения. Книга 1. Тюмень, 2004. 245 с.

2. Ильин И.С., Махно В.Д. Геоботанические районирование территории Западной Сибири. 1976 г.

3. Петрушин В.А. Проект разработки Вачимского месторождения. Книга 2. Тюмень, 2004. 513 с.

4. Решение 5-го межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям ЗападноСибирской равнины, Тюмень, 1990 г.

5. Н.Я. Медведев. Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1997 г.

6. ОСТ 39-112-80. Нефть. Типовое исследование пластовой нефти.

7. СТО 51.00.021-84. Методика экспериментальных исследований водонефтяных эмульсий. СибНИИНП. 1984.

8. Инструкция по комплексному исследования газовых и газоконденсатных пластов и скважин. -М., Недра, 1958, 301 с.

9. Амиян В.А. Повышение производительности скважин/В.А. Амиян, А.В. Амиян М., Недра, 1986.

10. Кравченко И.И., Рыбинская Н.А., и др. Лабораторные исследования по выбору наиболее перспективных поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности. Гостоптехиздат, 1963

11. Алымов А.С., Городнов В.П. Повышение качества изоляции пластов. Изв. вузов Нефть и газ, 1978. N 2. С. 13-16.

12. Амиян А.В., Амиян В.А. Ограничение водопритока и изоляция вод с применением пенных систем. Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1984. Вып. 8.

13. Байкова Е.Н. Проведение изоляционных работ в осложненных геологических условиях Лянторского нефтегазового месторождения. НТИС. Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. 1989. Вып. 8. С. 1-4.

14. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Обоснование направлений в разработке методов селективной изоляции притока воды в нефтяных скважинах. Сб. науч. Тр. "Совершенствование системы заводнения нефтяных месторождений", вып. 42. Уфа, БашНИПИнефть. 1975. С. 72-79.

15. Газизов А.Ш., Маслов И.И. Селективная изоляция притока пластовых вод в добывающие скважины. Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1982. С. 47.

16. Инструкция по исследованиию скважин и обработке данных применительно к нефтегазовым залежам. Сургут, науч. -исслед. и проект. -констр. бюро СТМО "Сургуттехника". 1990. С. 18-23.

17. Исследования по ограничению притока пластовой воды. С.Н. Закиров, Г.В. Петров, В.А. Швец и др. ЭИ Геология, бурение и разработка газовых месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1981. вып. 3. С. 7-12.

18. Маслов И.И., Янковский Ю.Н., Скордиевская Л.А. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений. Азерб. Нефт. хоз-во. 1983. N 9. С. 22-25.

19. Медведев Н.Я. Пути интенсификации разработки месторождений объединения Сургутнефтегаз. Нефтяное хозяйство, М., Недра. 1986. N 11. С. 37-40.

20. Направленные кислотные обработки трещиноватых карбонатных коллекторов с использованием обратных эмульсий. Мартынцив О.Ф., Мироян А.Э., Кендис М.Ш. и др. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. НТИС. 1984. N 10. С. 15-17.

21. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений. Городнов В.П., Рыскин А.Ю., Белов А.А., Майоров Н.А., Кощеев И.Г., Каюмов Р.Ш. Заявка на изобр. М. кл. 4 Е 21 В 33/138, 33/13, 43/32.

22. Мироненко О.Н., Лышко Г.Н. Применение гелеобразующих составов для предупреждения заколонных проявлений. Сб.: Теория и практика крепления и ремонта скважин. Краснодар. 1987. С. 83-87.

23. Особенности изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах с применением гидроизолированного полиакрилонитрила. А.Ш. Газизов, Н.Г. Вагизов, Л.Е. Колосов и др. Сб. научн. тр. "Нефтепромысловое дело". Бугульма, ТатНИПИнефть. 1975. Вып. 28. С. 179-186.

24. Структурирование растворов гидролизованного полиакрилонитрила в поровом пространстве. Кадыров P.P., Юсупов И.Г., Барабанов В.П., Крупин С.В. Изв. вузов Нефть и газ, 1983. N6. С. 33-36.

25. СТО 62-03-212-86. Инструкция по приготовлению и применению для изоляционных работ в скважинах водорастворимых тампонажных составов ВТС-1, ВТС-2, ПО Сургутнефтегаз. 1986.

26. Эффективность применения водоизолирующих материалов в нефтяных скважинах. Поддубный Ю.А., Сидоров И.А., Кан В.А., Галыбин A.M. Обзорн. Информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ. 1985, вып. 13(102). 48 с.

27. Комиссаров А.И., Хаджиев B.C. Изучение возможности ограничения притока газа по высокопроницаемым пропласткам в добывающие скважины месторождения Гойт Корт. Тр. Сев. КавНИПИнефть 1987. N 48. С. 5-12.

28. Байкова Е.Н. Особенности проведения гидродинамического воздействия в газонефтяной зоне Лянторского месторождения. ЭИ. Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ. 1990. Вып. 5. С. 1-5.

29. А.С. СССР N 1006712 МКИ Е 21 В 33/13. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину. Г.М. Швед и др. (СССР) N 33247443/2203. Заявлено 29.07.81. Опубл. 04.02.83. Бюл. N 11.

30. Блажевич В.А., Умрихина Е.НН. Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин (обзор иностранных патентов). РНТС серия Добыча. М., ВНИИОЭНГ, 1972. С. 50-51.

31. Блажевич В.А., Стрижнев В.А. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в сложных гидродинамических условиях. Обзор информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1981. Вып. 12.

32. Блажевич В.А., Умрихина Е.М. Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин. Обзор, информ. Сер. Добыча. М., ВНИИОЭНГ, 1972. Вып. 64.

33. Клейсов Ю., Славин. В., Аронсов В., Новый материал для селективной гидроизоляции кислый гудрон. Нефтяник 1981, N 6. С. 15-16.

34. Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири. Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ. 1982. С. 47.

35. О возможности использования водонерастворимых фенолформальдегидных смол для изоляции водопритоков. А.В. Маляренко, Б.А. Курбаев, Н.Р. Старков и др. Проблемы нефти и газа Тюмени. Сб. научн. тр. 1979. Вып. 43. С. 39-41.

36. Опыт проведения изоляционных работ в скважинах с помощью пеноцементного раствора. В.А. Амиян, М.А. Баринова, Т.М. Гасанов и др. РНТС Нефтепромысловое дело. 1980. N 9. С. 13-16.

37. Применение новых водоизолирующих материалов для ограничения притока воды в нефтяные скважины. Поддубный Ю.А., Сазонова В.М., Сидоров И.А. и др. Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ. 1977. С. 63.

38. Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притоков пластовых вод в нефтяных скважинах. М., Недра. 1966.

39. Юмадилов А.Ю. Некоторые результаты применения полимерных материалов при изоляции пластовых вод. Тем. науч. -техн. обзор. Сер. Добыча. М., ВНИИОЭНГ. 1973. 44 с.

40. Янковский Ю.Н., Маслов И.И., Скородиевская J1.A. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов. Нефтяное хозяйство. 1984,-N8.-С. 52-55.

41. Сидоров И.А. Некоторые направления совершенствования изоляционных работ в скважинах. Нефтяное хозяйство. 1977. N 12. - С. 4143.

42. Шумилов В.А., Горбачев В.М., Вагнер Г.Р. Повышение эффективности изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ. 1979. 56 с.

43. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Блажевич В.А., Стрижнев В.А., Исмалов Ф.Я. и др. Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ. 1984, вып. 4(76). 67 с.

44. О технологии ограничения притока воды с предварительным охлаждением призабойной зоны пласта. Ю.А. Зарубин, А.И. Акульшин, Б.Н. Семкин и др. Нефт. хозяйство. 1984. N 3. С. 60-62.

45. Комиссаров А.И., Яровой В.А., Лемешко Н.Н. Совершенствование обработки пласта пенами. РНТС Нефтепром. дело. 1982, N 12. С. 13-14.

46. Совершенствование технологии пенообработки скважин. Махмутов Н.Р., Сыртланов А.Ш., Ершов A.M. и др. Нефтяное хозяйство. 1982. N2. С. 45-47.

47. РД-39-2-247-79. Инструкция по технологии ликвидации негерметичности обсадных колонн и заколонных перетоков в бурящихся и добывающих скважинах с помощью акрилрезорциновой эпоксифенольной смолы (АЭФС). М., ВНИИБТ. 1979. 23 с.

48. Габдуллин Р.Г., Муслимов Р.Х., Халтурин В.Г. Избирательные способы водоизоляционных работ. Нефтяное хозяйство. 1985, N 6. С. 40-44.

49. А.С. СССР N 1150346, МКИЕ 21 В 43/00, заявл. 25.06.81.

50. А.С. СССР N 1383887, МКИ Е 21 В 43/27.

51. А.С. СССР N 793026, МКИ Е 21 В 43/2, заявл. 10.08.79.

52. А.С. СССР N962592, МКИЕ 21 В 43/00, заявл. 11.03.81.

53. А.С. СССР N 933952, МКИ Е 21 В 43/00, заявл. 07.08.80.

54. Пат. США N3491832 НКИ 166-269, опубл. 27.01.71.

55. Пат. США N 3368624 НКИ 166-29, опубл. 13.02.68.

56. Пат. США N 3616858 НКИ 166-305, опубл. 02.11.71.

57. Пат. США N3438439 НКИ 166-292, опубл. 25.04.69.

58. Пат. США N 3297088 НКИ 166-33, опубл. 10.01.67.

59. Пат. США N 3172474 НКИ 166-33, опубл. 09.03.65.

60. Пат. США N 3237690 НКИ 166-29, опубл. 1961.

61. Пат. США N 3369603 НКИ 166-10, опубл. 20.02.68.

62. Пат. США N 4759408 НКИ 166-278, опубл. 26.07.88.

63. Отрадных А.В. Способ ликвидации газопритоков в газонефтяных скважинах (на примере Федоровского месторождения). Тр. СибНИИНП. Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири. Тюмень. 1983. С. 49-52.

64. Отчет о научно-исследовательской работе. Оказание научно-технической помощи НГДУ "Лянторнефть" при испытании и внедрении методов регулирования разработки водоплавающих залежей с газовой шапкой (этапы 1, 2, 3,4). Куйбышев, Гипрвостокнефть. 1991.

65. Войтенко B.C. Прикладная геомеханика в бурении. — М.: Недра, 1990.—252 с.

66. Войтенко B.C., Киреев A.M., Первушин Г.Г. Проблемы устойчивости скважин на больших глубинах/Деформирование и разрушение горных пород: Сб.ст. Бишкек: Илим, 1989. — С.586-597.

67. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. —М.: Недра. — 1985. — 181 с.

68. Коротаев Ю.П. Расчет проникновения глинистого раствора в пласт/Ю.П. Коротаев, М.И. Швидлер//Газовая промышленность. — 1971. — № 8. —С.3-5.

69. Свиху шин Н.М. Влияние твердой и коллоидной фаз на снижение проницаемости призабойной зоны/Н.М. Свихушин, В.Д. Тур//Бурение. — 1965.—№ 1.—С.17-18.

70. Касперский Б.В. Исследование закупоривающей способности утяжеленных буровых растворов на щелевых моделях/Б.В. Касперский, Б.Д. нов//Бурение. — 1971. — № 5. — С. 27-34.

71. Булатов А.И. Освоение скважин. Справочное пособие/А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко и Р.С. Яремийчук. — М.: Недра, 1999. —472 с.

72. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. — М.: Недра, 1970. — 309 с.

73. Справочная книга по добыче нефти/Под ред. д-ра техн. наук Тиматудинова Ш.К. — М.: Недра. — 1974. — 704 с.

74. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. — :М: Недра. — 1972. — 336 с.

75. Храмов Р.А., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть». — М.: Недра, 1999. — 327 с.

76. Коротенко В.А. Определение гидродинамических параметров в сложнопостроенных коллекторах/В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк. Физико-химическая гидродинамика. — Свердловск: УРГУ, 1989. — С. 66-71.

77. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. — М.: Недра. — 8.—153 с.

78. Киреев A.M. Разработка и исследование технологий и технических средств управления горным давлением при строительстве скважин: Дис. канд. техн. наук; 25.00.15 — Защищена 13.12.2002; Утв. 14.02.2003; 088480 —М, 2003.— 195 с.

79. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. — М.:Недра, 1979.—344 с.прочностныехарактеристики горных пород-коллекторов на примере пласта1.2

80. АВ> , Самотлорского месторождения/А.П. Клевцур, В.К. Федорцов, А.К. Ягафаров//Пути повышения эффективности бурения и испытания разведочных скважин в Западной Сибири: Труды ЗапСибНИГНИ, выпуск 103. — Изд-во: Советское Зауралье. — 1975. — С. 98-104.

81. Светашов Н.Н. Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков из сложнопостроенных коллекторов нефти и газа: Дис. канд. техн. наук; 25.00.15. — Защищена 12.04.2003; Утв. 06.06.2003; 098371. — М, 2003. — 170 с.

82. Федорцов В.К. Освоение и исследование разведочных скважин (на примере Западной Сибири)/В.К. Федорцов, В.Е. Пешков, Ф.К. Салманов. — М: Недра, 1976.—161 с.

83. Кравченко Б.И. Повышение эффективности освоения скважин, вскрывающих залежи нефти в баженовской свите/Б.И. Кравченко, Г.П. Корнев/ЛГеология нефти и газа. — 1986. —№ 10. — С. 43-47.

84. Хоминец З.Д. Освоение скважин с непрерывным контролем состояния призабойной зоны//Нефтяное хозяйство. — 1988. — № 4. — С. 2022.

85. Сургучев M.J1. Влияние условий вскрытия пластов на продуктивность скважин и нефтеотдачу//Нефтяное хозяйство. — 1973. — № П.—С. 29-31.

86. Светашов Н.Н. Управление фильтрационными свойствами деформируемых коллекторов при освоении скважин и их эксплуатации//Бюллетень БГА. — 2001. — № 1 (5). — С. 32-37.

87. Кривоносов И.В., Балакиров Ю.А. Освоение, исследование и эксплуатация многопластовых скважин. — М.: Недра, 1975. — 167 с.

88. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. — М.: Недра, 1986. — 608 с.

89. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра. — 1985. — 182 с.

90. Стасюк М.Е., Коротенко В.А. Выбор оптимального режима эксплуатации скважин в сложнопостроенных коллекторах//Изв. вузов. Нефть и газ. — 2001. — №6. — С. 88-94.

91. Белов В.В. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты/В.В. Белов, А.Е. Чикин (часть 1)//Нефть, газ и бизнес. — 2003. —№ 5. — С. 45-47.

92. Стрижов И.Н. Влияние методов интенсификации притока на динамику добычи нефти/И. Н. Стрижов, СЕ. Кочкин, Т.Р. Ибатуллин//Нефтяное хозяйство. — 2003. — № 9. — С. 65-67

93. Чикин А.Е. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты (часть 1 и 2)//Нефтяное хозяйство. — 2003. — № 9. — С. 71-73, — 2003. — № 10. — С. 106-107.

94. ЮО.Щелкачев В.Н. Сравнительный анализ нефтедобычи и разработки нефтяных месторождений по странам мира. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — 120 с.

95. Ю1.Медведский Р.И. Прогнозирование максимального извлечения нефти из природных резервуаров Западной Сибири/Р.И. Медведский, А.Б. Кряквин, В.П. Балин. — М.: Недра, 1989. — 260 с.

96. Ю2.Халимов Э.М., Мелик-Пашев B.C. О поисках залежей в аргиллитах баженовской свиты//Геология нефти и газа. — 1980. —№ 6. — С. 16-19.

97. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нети и газа//Геология нефти и аза. — 1979. — № 10. — С. 26-29.

98. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их однородности. — М.: Недра, 1976. — 214 с.

99. Ю5.Сургучев M.JI. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах/M.JT. Сургучев, Ю.В. Желтов, Э.М. Симкин. — М.: Недра.— 1984,—212 с.

100. Юб.Мирзаджанзаде А.Х., Степанов Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. — М.: Недра. — 1977. — 228 с.

101. Ю7.0ркин К.Г. Расчеты в технологии и технике добычи нефти/К.Г. Оркин, A.M. Юрчук. — М.: Недра, 1967. — 380 с.

102. Ю8.Вадецкий Ю.В., Жучков А.А., Макаров Г.М. и Окунь Б.И. Особенности вскрытия, испытания и опробования трещинных коллекторов. — М.: Недра, 1973. — 136 с.

103. Ю9.Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. — М.: Недра, 1975.—260 с.

104. ПО.Хоминец З.Д. Геолого-техническое обеспечение технологических операций при испытании, ремонте и освоении нефтяных скважин/УНефтяное хозяйство. —2001. —№ 11 —С. 46-55.

105. Ш.Кудрявцев И.А. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения/И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов, И.В. Цыкин, И.Н. Гутуев, И.А. Хабипов//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 6264.

106. ИЗ.Джафаров И.С. Самотлорское месторождение: современные подходы к решению задач разработки/И.С. Джафаров, В.Н. Пьянков, В.Р. Сыртланов, Р.Г. Исмагилов//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 2730.

107. Яремийчук Р.С. Технология повышения продуктивности скважин с помощью струйных аппаратов/Р.С. Яремийчук, В.Р. Возный, Б.М. Кифор, В.Н. Лобовский. — М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1992. — 51 с.

108. Патент 2131541 РФ, МПК F 04 F 5/02. Скважинная насосная установка/В .В. Кислицын, Н.Н. Светашов, В.П. Сыропятов, A.M. Киреев (Россия). — № 97113169/09; Заявлено 24.07.97; Опубл. 10.06.99. Бюл. № 16.

109. Хоминец З.Д. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений/З.Д. Хоминец, И.Н. Косаняк, B.C. Лисовский//Нефтяное хозяйство. — 1998. — № 5. — С. 72-75.

110. Механизм изменения забойных давлений в режиме «набор сброс» при испытании анизотропных коллекторов/А.М. Киреев, Б.И. Кравченко, Н.Н. Светашов, Д.Г. Орлов//Сборник трудов института Нефти и Газа. — Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2004. — С. 244-256.

111. Хоминец З.Д. Изучение состояния призабойной зоны терригенных пластов//Нефтяное хозяйство. — 1987. — № 7. — С. 18-22.

112. Хоминец З.Д. Результаты исследований опорно-технологических скважин промыслово-геофизическими методами/ З.Д. Хоминец, Р.С. Яремийчук//Нефть и газ. — 1982. —№ Ю.— С. 30-33.

113. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1977.—360 с.

114. Светашов Н.Н., Кравченко Б.И. Разработка технологии оптимизации добычи нефти на скважинах Тальникового месторождения методом регулируемых депрессионных воздействий на пласт в режиме «набор сброс»//Методическое руководство. — Тюмень, 2001. — 111 с.

115. Кравченко Б.И. Современные методические приемы и технические решения при заканчивании скважин в условиях деформации и кольматации фильтрационных путей/Б.И. Кравченко, A.M. Киреев//Бюллетень БГА. — Минск—2001.—№ 1 (5). —С. 27-31.

116. Кравченко Б.И., Светашов Н.Н. Методические аспекты выбора и перевода скважин на технологию вызова и интенсификации притока методом регулируемых депрессионных воздействий//Бюллетень БГА. — 2001. — № 1 (5).—С. 38-41.

117. Орлов Д.Г. Необходимые параметры для оптимального проектирования ГРП//Сборник трудов института Нефти и Газа. Новыетехнологии для ТЭК Западной Сибири. Том 2. — Тюмень: Изд.-полигр. «Экспресс», 2005. —С. 143-150.

118. Орлов Д.Г. Совершенствование методики определения расчетных показателей гидроразрыва//Сборник трудов института Нефти и Газа. Новые технологии для ТЭК Западной Сибири. — Том 2. — Тюмень: Изд.-полигр. центр «Экспресс», 2005. — С. 151-164.

119. Мыслюк М.А. О выборе величины депрессии при испытании трещинных коллекторов в процессе бурения/М.А. Мыслюк, В.Г. Ясов, Р.С. Яремийчук//Нефть и газ/Изв. высш. Учеб. Заведений. — 1983. — № 7. — С. 19-22.238