Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методики оценки эффективности воздействия на призабойную зону скважины на основе термогидродинамических исследований

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики оценки эффективности воздействия на призабойную зону скважины на основе термогидродинамических исследований"

На правах рукописи

003476245

КЛЮКИН СЕРГЕЙ СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ НА ОСНОВЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2009

1 О СЕН 2003

Работа выполнена в Сургутском научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургунефтегаз»

Научный консультант: - доктор технических наук

Лушпеева O.A.

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Пчелинцев Ю.В.

- кандидат технических наук Волышн С.Г.

Ведущая организация: - Государственное образовательное

учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Защита состоится 23 сентября 2009 года в 10.00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119991, ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: г. Москва, 119991, ул. Бардина, д. 4.

Автореферат разослан «22» августа 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета д-р техн. наук А.П. Аверьянов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. При разработке нефтяных месторождений на любой её стадии и особенно на поздней, характеризующейся значительным ростом обводнённости продукции, снижением темпов добычи нефти, большое внимание уделяется повышению эффективности разработки за счёт применения различных методов воздействия на призабойную зону скважины (ПЗС).

Многочисленными исследованиями, проведёнными на нефтяных месторождениях, доказано существенное влияние гидропроводности ПЗС на продуктивность скважин. От качественного вскрытия продуктивного пласта, характеризующегося хорошей гидропроводностью и степенью его загрязнения, зависит производительная работа добывающих и нагнетательных скважин в течение длительного периода их эксплуатации и, в конечном итоге, эффективность и технико-экономические результаты разработки всего месторождения. С учётом многообразия геолого-физических и технологических условий разработки месторождений призабойная зона скважины в течение всего периода работы скважины подвергается различным физико-химическим и другим изменениям, влияющим на гидропроводность ПЗС. В этой связи проницаемость призабойной зоны скважины практически никогда не является постоянной, а изменение её во времени идёт, как правило, в сторону снижения.

Информация о состоянии ПЗС имеет большое значение не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для создания новых эффективных способов обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважины с целью повышения нефтеотдачи пласта и вовлечения в разработку не дренируемых запасов.

В настоящее время на нефтяных месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» используются различные виды ОПЗ скважин. Широкое применение ОПЗ, развитие их технологий ставят задачу выбора оптимальных видов воздействий, обеспечивающих необходимую технолого-экономическую эффективность в конкретных условиях.

Оценка технологической эффективности ОПЗ на сегодняшний день осуществляется после их проведения по текущему дебиту в течение года (дополнительно добытой нефти за счёт повышения нефтеотдачи пласта) и сокращению объёма попутно добываемой воды. Данный метод оценки ОПЗ требует длительного времени. Достоверность оценки дополнительно добытой нефти определяется адекватностью модели, аппроксимирующей добычу на прогнозируемый период. Метод не позволяет выявить механизм повышения нефтеотдачи, без чего не могут быть выявлены наиболее эффективные воздействия.

В этой связи актуальной является задача развития термогидродинамических методов исследования скважин, позволяющих определять состоя-

ние призабойной зоны скважины, и на основе данных исследований оценивать и подбирать наиболее эффективные виды воздействий.

Цель работы. Повышение эффективности разработки месторождений посредством разработки научнообоснованной методики оценки состояния призабойной зоны скважины для определения эффективности воздействия и изучения его механизма на основе термогидродинамических исследований.

Основные задачи исследований

1. Анализ широко применяемых на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» видов воздействий на призабойную зону скважины.

2. Анализ существующих методик оценки эффективности воздействий на призабойную зону скважины.

3. Разработка оптимального набора контролируемых параметров, необходимых для оценки эффективности воздействий на призабойную зону скважины.

4. Разработка оптимального комплекса исследовательских работ с целью получения информации о состоянии призабойной зоны скважины.

5. Обоснование технологии и длительности проведения исследовательских работ.

6. Проведение промысловых экспериментов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» по оценке эффективности от применения наиболее распространённых видов воздействий на призабойную зону скважины.

7. Анализ результатов термогидродинамических исследований скважин до и после воздействий на ПЗС для оценки информативности разработанной методики определения эффективности воздействия на призабойную зону скважины.

Научная новизна работы

1. Теоретически и экспериментально установлено, что сравнительный анализ фильтрационных параметров пласта, а также продуцирующих интервалов до и после проведения обработки призабойной зоны скважины, позволяет выявить механизм обеспечения эффективности воздействия.

2. Разработана технология исследования многоствольных скважин, основанная на использовании одновременных замеров давления и температуры в нескольких фиксированных точках пилотного ствола скважины.

3. Разработана методика оценки эффективности воздействий на призабойной зону скважины на основе термогидродинамических исследований скважин (ТГДИС).

Основные защищаемые положения

1. Методика термогидродинамических исследований скважин, направленная на оценку эффективности воздействий на призабойную зону скважины и выявления механизма достижения эффективности, включающая технологию проведения исследований, алгоритмы обработки и интерпретации результатов исследований.

2. Технология исследования многоствольных скважин, основанная на использовании одновременных замеров давления и температуры в нескольких фиксированных точках пилотного ствола скважины.

3. Результаты промысловых исследований скважин, проведённых до и после воздействий на ПЗС (солянокислотная и глинокислотная обработки, электрогидровоздействие, гидравлический разрыва пласта в вертикальной и горизонтальной скважине) на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», выполненных на основе разработанной методики.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Разработана методика оценки эффективности воздействий на при-забойную зону скважины на основе термогидродинамических исследований, а также технология исследования многоствольных скважин, основанная на использовании одновременных замеров давления и температуры в нескольких фиксированных точках пилотного ствола скважины.

2. Разработанная методика, включающая технологию проведения и обработку результатов исследований, позволяет обеспечить высокую информативность и надежность определения продуктивных, фильтрационных параметров призабойной и удалённой зоны скважины.

3. Разработаны и внедрены в производство РД 5757490-038-2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов и эжекторного многофункционального пластоиспытателя» и СТП 183-2004 «Нефть. Методика обработки кривых восстановления давления горизонтальных скважин». Методическое руководство и СТП предназначены для использования при промысловых исследованиях горизонтальных скважин и скважин, вскрывающих многопластовые объекты и многослойные пласты.

Результаты исследований используются для контроля разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз», выбора наиболее эффективных методов воздействия для конкретных геолого-промысловых условий, с целью увеличения нефтеотдачи пластов и вовлечения в разработку не дренируемых запасов.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: 4-й Международной научно-практической конференции «Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, сентябрь 2003); Международной научно-технической конференции, посвящённой 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (Тюмень, ноябрь 2003); научно-практической конференции «Перспективы нефтега-зоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции», посвящённой 60-летию образования Тюменской области (Тюмень, сентябрь 2004); Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, октябрь 2006); научно-технической конференции «Современные техноло-

гии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» (Томск, май 2007); Международной конференции геофизиков и геологов (Тюмень, декабрь 2007).

Публикации

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 18 печатных работах, в том числе 1 статья в издании, рекомендованном ВАК РФ, получено 3 патента РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырёх разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 139 наименований и 6 приложений. Изложена на 179 страницах машинописного текста, содержит 15 таблиц 60 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность научному руководителю д.т.н. Лушпеевой O.A. за неоценимую помощь и поддержку при выполнении диссертационной работы, д.т.н. Федорову В.Н., к.т.н. Мешкову В.М., к.т.н. Нестеренко М.Г., к.т.н. Лушпееву В.А. за консультации в области контроля разработки месторождений термо- и гидродинамическими методами, полезные советы и обсуждения работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цели и задачи исследования, определены методы исследований, показаны научная новизна и практическая значимость выполненных исследований.

В первом разделе представлен анализ применяемых ОГО на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», рассмотрены технологические особенности методов воздействия на ПЗС, а так же существующие на сегодняшний день методы оценки эффективности воздействий.

В связи со снижением темпов добычи нефти, ростом обводненности продукции и вовлечением в разработку трудноизвлекаемых запасов, на разрабатываемых месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» всё больше находят применение различные виды обработок призабойной зоны скважины с целью увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН).

На основании проведённого анализа применяемых ОПЗ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», выявлено, что на сегодняшний момент наиболее эффективными являются физико-химические методы ОПЗ: гидравлический разрыв пласта (ГРП) электрогидровоздействие (ЭГВ), термо-газохимическое воздействие (ТГХВ), солянокислотная и глинокислотная обработки (СКО, ГКО), обработки различными растворителями. На долю указанных выше методов приходится наибольший объём дополнительно добытой нефти (порядка 27002,3 тыс.т) или 30,6 % из общего объёма дополнительной добычи, где среднее время продолжительности эффекта составляет от 6 до 18 месяцев.

Для поддержания и увеличения повышения производительности скважин и достижения большего охвата воздействием по простиранию пласта и его толщине необходимо применять комплексные воздействия, сочетающие два и более метода в один технологический процесс.

В настоящее время на различных предприятиях нефтегазового комплекса, согласно отраслевым руководящим документам, в обязательном порядке применяются методы по оценки технологической и экономической эффективности воздействий на ПЗС. Однако данные методы лишь констатируют факт увеличения или уменьшения производительности скважин и его рентабельность, но не выявляют механизм за счёт которого была достигнута эффективность (или неэффективность) от ОПЗ.

Для определения причин эффективности (или неэффективности) воздействий и выбора наиболее оптимального для конкретных геолого-технических условий, у каждого нефтегазового предприятия имеются и дополнительные методы оценки ОПЗ, которые различны по способу получения информации и степени её достоверности.

Существующие на сегодняшний день и применяемые на практике методы оценки эффективности воздействий на ПЗС можно объединить в 4 вида:

1. Метод статистических данных.

2. Метод анализа состояния разработки участков пласта на котором проводились ОПЗ.

3. Метод прямых замеров, основанный на данных геофизических или гидродинамических исследований (регистрация контрольных параметров проводится как на устье, так и на забое скважины).

4. Совмещённые методы (применение нескольких из вышеперечисленных методов с добавлением новых элементов анализа).

Данные методы оценки имеют свои достоинства и недостатки. К главным недостаткам можно отнести:

- невозможность установить точные причины увеличения или снижения эффекта от воздействия в виду малого количества (или полного отсутствия) данных о фильтрационно-ёмкостных свойствах пласта, его энергетики и степени выработки;

- узкая направленность используемого метода;

- отсутствие оперативности.

Проблемам, связанным с оценкой эффективности методов воздействия на призабойную зону скважины, посвящено большое количество научных работ. Значительный вклад в решение этих задач внесли многие крупные ученые: А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.П. Желтов, В.Н. Щелкачев, И.А. Чарный, К.С. Басниев, Ш.К. Гиматудинов, И.Т. Мищенко, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, Б.Т. Баишев, А.Т. Горбунов, И.М. Аметов, Ф.И. Котяхов, Ю.П. Борисов, С.Н. Бузинов, В.Н. Николаевский, P.P. Ибатуллин, И.О. Умрихин, Э.Б. Чекалюк, М.И. Кременецкий, С.Г. Каменецкий,

Л.Г. Кульпин, Р.Г. Шагиев, а также зарубежные ученые, занимающиеся данной проблемой; W. Hurst, M.F. Hawkins, C.B. Thomas, P. Pollard, C.C. Miller, C.A. Hutchinson, A.F. Van Everdingen и многие другие. Этому направлению посвящены работы JI.M. Кочеткова, В.А. Иктисанова, Д.М. Шейх-Али, И.М. Назмиева, Е.Д. Подымова, А.Б. Рублёва, А.Т. Нагиева, О.В. Каптелинина, М.А. Шаламова, Т.В. Грошевой, Х.Н. Музипова, И.М. Галимова, Р.Н. Абдуллина, А.Е. Чикина и др. Представлены методики оценки воздействий, технологии проведения геофизических, гидродинамических исследований, методы обработки и интерпретации полученных результатов.

На основе выполненного анализа методов оценки эффективности воздействий установлено, что существующие методы частично решают имеющуюся на сегодня проблему, однако являются неоптимальными как с точки зрения набора оцениваемых параметров, так и с точки зрения ограничений в применении. Кроме того, гидродинамические и геофизические методы применяемые по отдельности также не решают данную задачу, так как немаловажным фактором, влияющим на достоверность гидродинамических исследований скважин (ГДИС), является определение работающих интервалов пласта, что требует совмещения традиционных ГДИС с термометрией и разработки соответствующей технологии направленной на решение данной задачи.

Обоснована актуальность совмещения и развития методов термометрии и гидродинамики с целью изучения состояния ПЗС до и после проведения ОГО.

Второй раздел диссертации посвящен разработке методики определения фильтрационных параметров призабойной зоны скважины (коэффициенту продуктивности, гидропроводности, проницаемости, скин-фактору). Информация, полученная по данным промыслово-геофизических исследований скважин и лабораторных исследований образцов горных пород, не достаточно точно характеризует свойства пласта в целом, так как они могут резко изменяться по площади его распространения. В то время как объём исследуемой зоны составляет лишь незначительную долю всего пласта. В этом смысле гидродинамические исследования, основанные на непосредственных измерениях дебитов, давлений, температуры, имеют существенное преимущество перед геофизическими и лабораторными методами изучения пластов. Используя формулы подземной гидродинамики, по данным промысловых исследований можно определить численные значения параметров, характеризующих гидродинамические свойства скважин и пластов, а также определить особенности их строения (наличие неоднородностей, непроницаемых границ и т.д.).

Одной из основных проблем интерпретации ГДИС является неоднозначность результатов, обусловленная тем, что с точностью погрешности измерений одну и ту же кривую давления можно описать несколькими моде-

лями. Поэтому при выборе модели необходимо максимально учитывать конкретную геолого-промысловую обстановку (технические мероприятия, выполнявшиеся в интервале пласта, геологическое строение залежи, её размеры, удалённость исследуемой скважины от соседних скважин и границ пласта). Выбор типа модели определяют расчётные соотношения, которые описывают поле давления для конкретного случая.

Подробно рассмотрены следующие математические модели:

- модель притока флюида к совершенной скважине;

- модель притока к скважине пересечённой трещиной гидравлического разрыва пласта;

- модель притока флюида к горизонтальной скважине;

- распределения полей температуры и давления при стационарной и нестационарной фильтрации флюида.

В процессе изучения существующих методик определения фильтрационных параметров ПЗС для характерных геологических условий и видов скважин особо подчёркивается важность степени и характера вскрытия пласта, так как они определяют фильтрационные сопротивления, возникающие в призабойной зоне, и, в конечном итоге, производительность скважин. Вследствие несовершенства скважин по степени и характеру вскрытия в призабойной зоне возникают сложные неодномерные течения, обусловленные существенными деформациями линий тока. Для изучения степени влияния фильтрационных сопротивлений на производительность скважин и выбора адекватного способа их уменьшения (минимизации), предлагается использовать информативные методы исследований (прямые замеры забойного давления, температуры и его изменения во времени) и современные программные комплексы с различными модельными решениями.

При приближенном математическом моделировании сложных течений - создании теоретических моделей пластовой фильтрационной системы (МПФС) и их последующего исследования и анализа методами подземной гидромеханики - используется приближенный приём замены сложных траекторий течения простыми одномерными фильтрационными потоками и их комбинациями. В их числе в первую очередь следует назвать линейный, билинейный и сферический режимы.

В третьем разделе рассматривается технология проведения термогидродинамических исследований скважин для оценки эффективности воздействий на призабойную зону скважины.

Термогидродинамические исследования скважин, направленные на оценку эффективности методов воздействий на ПЗС основываются на одновременном применении метода термометрии и гидродинамики. Главными условиями при проведении исследований данными методами являются:

1. Достижение и поддержание в течение заданного времени стационарного режима фильтрации в скважине.

2. Возможность создания и поддерживания допустимого перепада давления (где обязательное условие р >р ).

■ " заб насыщ

3. Зондирование как прискважинной, так и удалённой зоны пласта

( Л«-. > Кцозд.ОПЗ

4. Минимизация или полное исключение влияния ствола скважины (закрытие скважины на забое).

5. Одновременная регистрация давления и температуры в различных стационарных точках интервалов перфорации.

6. Наличие устройства для исследования горизонтальных и многоствольных скважин, а так же скважин вскрывших многопластовые объекты.

Учесть перечисленные выше условия позволяет разработанная в ОАО «Сургутнефтегаз» многодатчиковая технология термогидродинамических исследований скважин с использованием эжекторного многофункционального пластоиспытателя (ЭМПИ). Особенностью данной технологии является то, что используются автономные комплексные приборы размещающиеся неподвижно напротив изучаемых интервалов (один прибор располагается в зумпфе скважины и является контрольным, так как в этой зоне изменение температуры, обусловленное дроссельным эффектом, не происходит), а так же ЭМПИ, который позволяет создавать в подпакерной зоне заданную депрессию и поддерживать её в течение необходимого периода. Исследования проводятся на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.

Технология проведения термогидродинамических исследований по оценке эффективности ОПЗ включает в себя обязательный спуск исследовательского оборудования в выбранный интервал. В исследовательское оборудование входит хвостовик (контейнеры - равномерно перфорированные трубы НКТ диаметром 2-2,5 дюйма и длиной 1,5-2 м, количество контейнеров зависит от геометрических параметров исследуемого объекта), глухая муфта, щелевой фильтр, обратный клапан, пакер, ЭМПИ, колонна НКТ до устья. Сущность технологического процесса состоит в том, что в скважину на НКТ производится спуск следующей компоновки (снизу-вверх): воронка, хвостовик, пакер, НКТ - 2 шт., ЭМПИ (рис. 1 а).

При разработке месторождений в настоящее время широко распространено использование многоствольных скважин. В подобных скважинах из основного ствола разбуриваются несколько боковых стволов, ведущих к различным участкам эксплуатационного объекта. Динамика работы скважины в этом случае зависит от характеристик каждого из стволов и фильтрационных параметров вскрытых участков пласта. Для эффективной эксплуатации многоствольных скважин необходимы промыслово-геофизические данные, полученные в процессе разработки пластов. Технически не всегда возможна доставка оборудования в пробуренные боковые стволы, следовательно, ис-

следования процессов, протекающих в них, существенно затрудняются. Основой для проведения термогидрозондирования является отработанная и используемая в «СургутНИПИнефть» многодатчиковая технология. Где отличием от описанной выше технологии является то, что в пилотном стволе над верхнем окном врезки устанавливается пакер, а на дальнейшем участке насосно-компрессорных труб от верхнего окна врезки до забоя пилотного ствола в контейнерах устанавливаются комплексные автономные приборы в количестве, необходимом для получения информации о каждом боковом стволе многоствольной скважины (рис. 1 б).

Рисунок 1 - Схема проведения термогидродинамических исследований по многодатчиковой технологии с использованием ЭМПИ:

а) в вертикальной скважине, б) в многоствольной скважине, где: 1 - контейнеры с приборами; 2 - щелевой фильтр; 3 - обратный клапан; 4 - пакер; 5 - ЭМПИ; 6 - исследуемые пласты; 7 - насосный агрегат; 8 - мерная ёмкость; 9 - подпакерное пространство; 10 - НКТ; 11- обсадная

колонна.

Установка в хвостовике колонны насосно-компрессорных труб контейнеров с автономными комплексными приборами, расположенными напротив каждого окна врезки бокового ствола, обеспечивает получение информации о работе бокового ствола и возможность определения фильтрационных параметров прискважинной зоны пласта (гидродинамическое несовершенство скважины, скин-фактор, проницаемость), а также долю каждого бокового ствола в общем количестве продукции скважины.

Основой для выбора метода воздействия на призабойную зону конкретной скважины являются данные о её состоянии: степень и радиус изменения фильтрационных параметров по отношению к первоначальным.

Согласно теоретическим представлениям и промысловым данным, вокруг скважины можно выделить зону, отличающуюся от окружающего пласта по основным фильтрационным характеристикам, и в первую очередь по проницаемости (загрязнение при вскрытии пласта, нарушение режимов эксплуатации, проведение ремонтов скважин). Параметром, характеризующим данную зону являться радиус измененной проницаемости скважины (радиус зоны загрязнения), оценить который возможно посредством использования математических преобразований (формулы Дюпюи) и лабораторных исследований.

Формула расчета дебита с учетом скин-эффекта имеет вид: _ 2якИ ДР

"' '(Н' (1)

где 5 - численная величина, характеризующая дополнительные фильтрационные сопротивления при течении флюида в ПЗС.

Выражение для вычисления скин-эффекта запишем в следующем

виде:

®

где кик;- проницаемость пласта и загрязненной зоны, соответственно; гсиг,-радиус скважины и радиус загрязненной зоны, соответственно.

Из выражения для скин-эффекта определим радиус загрязненной

зоны:

(3)

Г'1

г,=гсе" (4)

С использованием полученной формулы были проведены расчеты по определению радиуса загрязнения ПЗС различными технологическими

жидкостями на образцах керна, отобранного из основных продуктивных пластов Сургутского свода. Проницаемость пластов задавалась значениями 1, 100, 500 мД. Степень ухудшения проницаемости была определена по результатам лабораторных исследований на керне. Зависимость радиуса загрязнения от скин-фактора представлена на рисунках 2-4.

ИКФ

—■— Ке пРзэРсйуКет — СИ» .........пресный ГБР

Рисунок 2 — Зависимость радиуса загрязнения призабойной зоны скважины различными технологическими жидкостями от скин-фактора, к=1мД

Рисунок 3 - Зависимость радиуса загрязнения призабойной зоны скважины различными технологическими жидкостями от скин-фактора, к=100 мД

1 1 ИКФ

КетРа5Ро1укет —»»СБР .................пресный ГБР

Рисунок 4 - Зависимость радиуса загрязнения призабойной зоны скважины различными технологическими жидкостями от скин-фактора, к=500 мД

Определив величину радиуса измененной проницаемости пласта в призабойной зоне, зная возможности известных методов воздействия по глубине обработки и механизм воздействия каждого метода, принимая во внимание то, что для достижения потенциального эффекта обработки глубина воздействия должна быть, по крайней мере, равной радиусу зоны измененной проницаемости, выбирается метод воздействия.

Для выбора наиболее эффективного вида воздействия на ПЗС необходимо обладать достоверной информацией как о состоянии присква-жинной так и удалённой зоны (незатронутой загрязнением) пласта. Наличие информации о состоянии удалённой зоны пласта, её фильтрационных характеристиках, позволяет определять потенциальные возможности скважины и степень их достижения после проведения ОПЗ.

Получать такую информацию позволяют результаты обработки и интерпретации кривой восстановления давления (КВД), где актуальным вопросом является длительность регистрации КВД.

Время, необходимое для получения информации об особенностях зоны дренирования скважины по КВД определяется по следующим формулам:

Я. = л/Я • зе-Х - формула Э.Б. Чекалюка, (5)

Т-Ж, ТЖ, (6)

ае ае

где Т - время работы скважины до остановки, г - время восстановления давления, Л- радиус исследуемой области в окрестности скважины, ге - коэффициент пъезопроводности.

По приведённым выше формулам определяется оптимальное время исследований необходимое для диагностирования пршабойной (загрязнённой) и удалённой зоны скважины для разных значений пъезопроводности (характерных для Западной Сибири). Расчётные значения и получившиеся зависимости приведены на рисунке 5, 6.

0ШЕ1 ---.-.-.-.-,-.-.-.-.-.-,-.-,-.---.-.-.-'-i-Г•-,---i

о ю 2П л «□ ш во то ер sa шп по 120 по ua isa isa na m isa аш 21a 22Q 2X 2io z®

П01;снссл*£1*мопосл1с111 В Оф.С IiDC 1И1 е IHIHI'HOI к, (М|

Рисунок 5 - Время работы скважины до остановки для различных значений коэффициента пъезопроводности

10000 .....::"•••••••......................................-..................................;...........;......................................:.................:.......:....................;.....................;

1000

0.00001 -I-1---■-1-1-' ■ --------1-----1-1-------------1-i

0 10 20 33 43 50 QQ 7Q © 30 1Ш Ш 120 130 14} 150 160 170 1SQ Ю0 200 210 220 2Э0 "2Л 250 Радиус иоследуемой об л ал и в окрестностях скважи»-ы R, (м)

Рисунок 6 - Время восстановления давления для различных значений коэффициента пъезопроводности

Для определённого радиуса загрязнения, варьирующегося в пределах от 1,3 см до 1,8 м, необходимое время исследований находится в диапазоне от нескольких часов до нескольких суток в зависимости от пъезопро-водности. Для оптимизации промысловых работ, исследования: методом снятия индикаторных диаграмм (ИД) должны проводиться - на 3-х режимах по 2-4 часа (и более), с последующей остановкой скважины на каждом режиме, для регистрации КВД на такой же промежуток времени (изохронный метод). После последнего цикла отработки на режиме, рекомендуется регистрировать КВД порядка 12 часов (и более) с целью уверенного зондирования удалённой зоны пласта.

Таким образом, использование данной технологии позволяет оперативно получать достоверную информацию о состоянии призабойной зоны скважины и удалённой зоны пласта.

Изложенные алгоритмы обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований позволяют с большой степенью точности определять следующие параметры: работающие интервалы (эффективную толщину пластов), добычные возможности скважины (коэффициент продуктивности), фильтрационные параметры пласта (проницаемость, гид-ропроводность, скин-фактор). Сравнительный анализ полученных параметров характеризующих состояние призабойной зоны скважины до и после проведения воздействий, позволяет адресно оценивать эффективность того или иного мероприятия.

В четвертом разделе представлены результаты промысловых термогидродинамических исследований скважин проведённых до и после таких видов воздействий на ПЗС как: солянокислотная и глинокислотная обработки, электрогидровоздействие, гидравлический разрыв пласта в вертикальной и горизонтальной скважине.

Термогидродинамические исследования скважины №127 Русскин-ского месторождения проводились с целью определения фильтрационных и продуктивных параметров до, и после проведения СКО. Объект исследования: пласт ЮС,; глубина кровли пласта ЮС, по вертикали - 2732,3 м; общая нефтенасыщенная перфорированная толщина -18 м; интервалы перфорации по стволу - 2733-2740, 2746-2753, 2757-2761 м. Конструкция хвостовика (глубина по стволу): 1-й прибор - 2772 м; 2-й прибор - 2752 м; 3-й прибор - 2741 м; 4-й прибор - 2730 м; пакер - 2666 м.

Исследования проведены с использованием ЭМПИ и хвостовика с «гирляндой» автономных приборов АМТ-08. Скважина отработана на трех режимах по три часа при устьевых давлениях нагнетания 80,100 и 120 атм. После первого и второго режима работы скважина остановлена на три часа. После третьего режима - на 12 часов для записи кривой восстановления давления (КВД). При отработке скважины на режимах контроль притока осуществлялся по изменению объема жидкости в мернике агрегата ЦА-320.

На рисунке 7, 8 представлен замер забойного давления по всем 4-м приборам до и после проведения СКО. Пластовое давление, принято по конечному участку КВД 4-го прибора, и равно 229,7 атм (до проведения СКО), 229,4 атм ( после проведения СКО).

£

5 ж

- ПргЛр -2 1р«СЬр

- Э 1р |СЬр

■■• <»р»ар

вре«,«ас

Рисунок 7 - Изменение давления в скважине №127 Русскинского месторождения до проведения СКО

-1 гдЛ® -Згдбср

Рисунок 8 - Изменение давления в скважине № 127 Русскинского месторождения после проведения СКО

По результатам замера температуры до проведения СКО (рис. 9) выявлены работающие интервалы перфорации. Изменение температуры по

первому и второму приборам имеет единый характер. Так как первый прибор расположен ниже интервалов перфорации, то притока там нет. Следовательно, в интервале установки второго прибора приток также отсутствует. Нижний интервал перфорации не работает. По данным термометрии после проведения СКО (рис. 10) все перфорированные интервалы интерпретированы как работающие.

Контрольный прибор (1) в »умфе (притока н«т) Прибор (2) на против интервала перфорации (притока нет)

Приборы (3,4) на против интервалов перфорации (приток есть)

— 1 ПОИООС

— '¿прибор Згф#6о? A npwSop

Рисунок 9 - Изменение температуры в скважине № 127 Русскинского месторождения до проведения СКО

Контрольный прибор (1) в »умфе (притока нет)

h

Jr г-

¡»м > \ Поие

J \ У^'' Приборы (3,4) на против интервалов J перфорации (приток есть)

tV

/

- t npmlrjp

- 2 fli**8op •• 3 ПрибЭД

1К)КёЩ

Рисунок 10- Изменение температуры в скважине № 127 Русскинского месторождения после проведения СКО

На основании полученных результатов термогидродинамических исследований (табл. 1) выявлено, что: фактически работающая мощность пласта увеличилась на 4 м, за счет включения в работу интервала 27572761 м. Коэффициент продуктивности увеличился в три раза (на 354 %) с 0,950 до 3,363 м3/(сут*атм) (рис. 11). Работающие интервалы: 2733-2740 м, 2746-2753 м, 2757-2761 м. Эффективность от проведения данного вида ОПЗ (СКО) присутствует и основана на увеличении проницаемости присква-жинной зоны пласта за счет вступления кислоты в реакцию с материалом породы, и также зависит от свойств кислотного состава, технологической схемы процесса, свойств коллектора и параметров обработки.

Таблица 1 - Результаты обработки ТГДИС скважины №127 Русскин-ского месторождения до и после проведения СКО

№ этапа Депрессия, атм Дебит, м3/сут Работающая толщина пласта, м Проницаемость удалённой зоны пласта, мД Скин-фактор К пр, м3/сут *атм

1 (до СКО) 30,3 28,8 14 22,87 6,686 0,950

2 (после СКО) 15,7 52,8 18 24,16 -0,616 3,363

Де01Т, »'Луг

* 1 этап '2 этап

Рисунок 11 - Индикаторные диаграммы до и после проведения СКО на скважине №127 Русскинского месторождения

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании проведённого анализа существующих методов оценки эффективности воздействий установлено, что рассмотренные методы частично решают имеющуюся на сегодня проблему, однако являются неоптимальными как с точки зрения набора оцениваемых параметров, так и с точки зрения ограничений в применении.

2. Установлено, что гидродинамические и геофизические методы, применяемые по отдельности, также не решают задачу достоверности оценки эффективности воздействий. Одним из главных факторов, влияющих на достоверность гидродинамических исследований скважин, является определение работающих интервалов пласта, что требует совмещения традиционных гидродинамических исследований скважин с термометрией и разработки соответствующей технологии направленной на решение данной задачи.

3. Разработана и апробирована многодатчиковая технология термогидродинамических исследований вертикальных и горизонтальных скважин на основе размещения нескольких комплексных приборов (произвольное количество) по всему изучаемому интервалу ствола скважины и одновременной регистрации температуры и давления, характеризующих процессы неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины.

4. Разработана технология исследования многоствольных скважин, основанная на использовании одновременных замеров давления и температуры в нескольких фиксированных точках пилотного ствола скважины.

5. Обоснованы комплекс и длительность проведения исследовательских работ.

6. Определены характерные диагностические признаки (гидродинамические и термодинамические) позволяющие оценивать эффективность проводимых воздействий.

7. Разработана методика обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин, которая позволяет:

- определять фильтрационные и продуктивные параметры исследуемого интервала (или интервалов) пласта до и после проведения воздействия;

- определять работающие интервалы пласта.

8. Доказано, что сравнительный анализ (до и после проведения воздействия на призабойную зону скважины) фильтрационных и продуктивных параметров пласта, работающих интервалов, полученных по результатам термогидродинамических исследований, позволяет выявить механизм эффективности воздействия.

9. Проведённые на скважинах промысловые исследования до и после различных видов ОПЗ показали перспективность разработанной методики оценки эффективности воздействий.

10. При проведении исследований 20 скважин в год экономический

эффект от внедрения методики термогидродинамических исследований по оценке эффективности воздействий составляет более 6 млн. руб.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Клюкин С.С. Достоинства применения струйных насосов при освоении скважин после бурения и капитального ремонта / Клюкин С.С. // Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. докл. отрасл. науч.-практ. конф. - Тюмень: ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (ОАО «СибНИИНП»), 2004. -С. 117-123.

2. Федоров В.Н. Гидродинамические исследования скважин на стадии освоения / В.Н. Фёдоров, С.С. Клюкин, В.М. Мешков // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 4 междунар. конф. - Краснодар: ОАО НК «Роснефть-Термнефть», ОАО «РосНИПИ-термнефть», 2004. - С. 418-426.

3. Федоров В.Н. Оценка эффективности ГТМ на основе ГДИС / В.Н. Фёдоров, С.С. Клюкин, В.М. Мешков, И.А. Шешуков // IV научно-практическая конференция молодых учёных и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. тезисов докладов. - Когалым: ООО «КогапымНИПИнефть» 2003. - С. 121-123.

4. Федоров В.Н. Оценка эффективности ГТМ на основе гидродинамических исследований / В.Н. Фёдоров, С.С. Клюкин, В.М. Мешков // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы международной научно - технической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (Индустриального института). - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - С. 110.

5. Клюкин С.С. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий термогидродинамическими методами / С.С. Клюкин, В.М. Мешков, В.А. Лушпеев, М.Н. Фараносов // Перспективы нефтегазоносности ЗападноСибирской нефтегазовой провинции: Материалы науч.-практ. конф., посвященной 60-летию образования Тюменской области. - Тюмень: ФГУП «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики», 2004. - С. 340-344.

6. Федоров В.Н. Преимущества применения струйных насосов при гидродинамических исследованиях скважин на стадии их освоения / В.Н. Федоров, С.С. Клюкин // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. «СургутНИПИнефть». - М.: Нефтяное хозяйство, 2004. - Вып. 5.- С. 154-161.

7. Федоров В.Н. Использование глубинных пробоотборников различных конструкций на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / В.Н. Федоров, М.Г Нестеренко, С.С. Клюкин // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона:

Сб. тр. «СургутНИПИнефть». - М.: Нефтяное хозяйство, 2004. - Вып. 5.-С. 201-208.

8. Пат. 41081 РФ, Е 21 В 49/00. Устройство для исследования горизонтальных скважин / В.Н. Федоров, И.А. Кострюков, В.М. Мешков, М.Г. Нестеренко, С.С. Клкжин (Россия). № 2004106457; Заявлено 05.03.2004; Опубл. 10.10.2004, Бюл. №28.

9. Мешков В.М. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий термогидродинамическими методами / В.М. Мешков, С.С. Клкжин,

B.А. Лушпеев // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. «СургутНИПИнефть». - М.: Нефтяное хозяйство, 2005. - Вып. 6.- С. 149-157.

10. Пат. 45776 РФ, Е 21 В 47/06. Устройство для исследования многоствольных скважин / В.Н. Федоров, М.Г. Нестеренко, В.М. Мешков,

C.С. Клкжин, В.А. Лушпеев (Россия). № 2005100638; Заявлено 11.01.2005; Опубл. 27.05.2005, Бюл. №15.

11. Нестеренко М.Г. Достоинства и недостатки современных пробоотборников / М.Г. Нестеренко, В.Н. Федоров, С.С. Клкжин // Инновации и эффективность производства: Материалы региональной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. - Тюмень, 2006. - С. 36-38.

12. Федоров В.Н. Термогидродинамические исследования горизонтальных и многозабойных скважин / В.Н. Федоров, В.А. Лушпеев, С.С. Клкжин // Инновации и эффективность производства: Материалы региональной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. - Тюмень, 2006. - С. 39-40.

13. Клкжин С.С. Мониторинг состояния призабойной зоны пласта посредством термогидродинамических исследований / С.С. Клкжин, В.Н. Федоров, М.Г. Нестеренко // Нефтяное хозяйство. - 2006. - №4. - С. 5961.

14. Фараносов М.Н. Гидропрослушивание Талаканского месторождения / М.Н. Фараносов, А.П. Новиков, С.С. Клкжин // VI конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. материалов. - Ханты-Мансийск, 2006. - С. 147-148.

15. Пат. 2290507 РФ, Е 21 В 47/10. Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов / В.Н. Федоров, В.М, Мешков, С.С. Клкжин, В.А. Лушпеев (Россия). -№2005100437/03; Заявлено 11.01.2005; Опубл. 27.12.2006, Бюл. №36.

16. Федоров В.Н. Термогидродинамические исследования - как метод мониторинга состояния пластово-фильтрационной системы при разработке месторождения / В.Н. Федоров, С.С. Клкжин // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Материа-

лы международной академической конференции. - Тюмень, ФГУП «ЗапСибНИИГТ», 2007. - С. 235-238.

17. Клюкин С.С. Оценка состояния призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважины 1 С.С. Клюкин, К.В. Белов // Современные технологам гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стациях разработки месторождений: Материалы конф. - Томск, 2007. -

18. Клюкин С.С. Оценка состояния призабойной зоны пласта в процессе эксплуатации скважины / С.С. Клюкин, КВ. Белов // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. «СургутНИПИнефть». - М.: Нефтяное хозяйство, 2007.-Вып. 8.-С. 184-188.

19. Клюкин С.С. Уточнение геологического строения осинского горизонта Тапаканского газонефтяного месторождения методом гидропрослушивания / С.С. Клюкин, Д.С. Апёнышев, М.Н. Фараносов Ч Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. «СургутНИПИнефть». - М.: Нефтяное хозяйство, 2007.-Вып. 8.-С. 196-202.

20. Федоров В.Н. Оценка эффективности методов воздействия на призабойную зону скважины термогидродинамическими методами исследований / В.Н. Федоров, С.С. Клюкин // Международная конференция геофизиков и геологов: Программа конференции и каталог выставки. -Тюмень, ЕАГО, 2007. - С. 27.

21. Клюкин С.С. Повышение эффективности ГРП за счёт проведения оперативных исследований методом термометрии / С.С. Клюкин, М.Г. Нестеренко, А.М. Лосев, СВ. Шипунов И VIII научно-практическая конференция. Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: Сб. тезисов докладов. - Москва, ОАО «НК «Роснефть» 2008. - С. 24-25.

Соискатель С.С. Клюкин

С. 19-20.

Подписано в печать 17.08.09 Тираж 100 экз Заказ 426

Отпечатано ООО «Авиаграфия» 628400, г. Сургут, ул. Профсоюзов, 31 офис 126 Тел. (3462) 32-33-32

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Клюкин, Сергей Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ

1 СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

1.1 Анализ применяемых воздействий на призабойную зону скважины на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»

1.2 Технологические особенности применяемых воздействий на призабойную зону скважины

1.2.1 Гидравлический разрыв пласта

1.2.2 Кислотные обработки

1.2.3 Электрогидравлическое воздействие

1.2.4 Акустическое воздействие

1.2.5 Термогазохимическое воздействие

1.3 Методы оценки эффективности воздействий на призабойную зону скважины

1.4 Геофизические методы оценки эффективности воздействий на призабойную зону скважины

1.5 Гидродинамические методы оценки эффективности воздействий на призабойную зону скважины

Выводы по главе

2 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

2.1 Математическая модель притока флюида к совершенной скважине

2.2 Математическая модель притока флюида к скважине пересеченной трещиной гидравлического разрыва

2.3 Математическая модель притока флюида к горизонтальной скважине

2.4 Математическая модель распределения полей температуры и давления при стационарной и нестационарной фильтрации флюида

Выводы по главе

3 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

3.1 Обоснование технологии термогидродинамичеких исследований скважин

3.2 Методика проведения термогидродинамичеких исследований скважин

3.3 Обработка и интерпретация термогидродинамичеких исследований скважин 123 Выводы по главе

4 ПРОМЫСЛОВЫЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» ПО ОЦЕНКЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА ПРИЗ АБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

4.1 Промысловые исследования скважины № 127 Русскинского месторождения

4.2 Промысловые исследования скважины № 5344 Быстринского месторождения

4.3 Промысловые исследования скважины № 4082 Быстринского месторождения

4.4 Промысловые исследования скважины № 1536 Русскинского месторождения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методики оценки эффективности воздействия на призабойную зону скважины на основе термогидродинамических исследований"

Актуальность работы

При разработке нефтяных месторождений на любой её стадии и особенно на поздней, характеризующейся значительным ростом обводнённости продукции, снижением темпов добычи нефти, большое внимание уделяется повышению эффективности разработки за счёт применения различных методов воздействия на призабойную зону скважины (ПЗС).

Многочисленными исследованиями, проведёнными на нефтяных месторождениях, доказано существенное влияние гидропроводности ПЗС на продуктивность скважин. От качественного вскрытия продуктивного пласта, характеризующегося хорошей гидропроводностью и степенью его загрязнения, зависит производительная работа добывающих и нагнетательных скважин в течение длительного времени периода их эксплуатации и, в конечном итоге, эффективность и технико-экономические результаты разработки всего месторождения. С учётом многообразия геолого-физических и технологических условий разработки месторождений ПЗС в течение всего периода работы скважины подвергается различным физико-химическим и другим изменениям напрямую влияющим на её гидропроводность. В этой связи проницаемость ПЗС практически никогда не является постоянной, а изменение её во времени идёт, как правило, в сторону снижения. [56].

Информация о состоянии ПЗС имеет важное значение не только для регулирования процесса разработки месторождения, но и для создания новых эффективных способов обработки призабойной зоны скважины (ОПЗ) с целью повышения проницаемости пласта.

В настоящее время на нефтяных месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» используются различные виды ОПЗ скважин. Широкое применение ОПЗ, развитие их технологий ставят задачу выбора оптимального, обеспечивающего необходимую технолого-экономическую эффективность в конкретных условиях.

Оценка технологической эффективности ОПЗ на сегодняшний день проводится после их проведения по текущему дебиту в течение года (дополнительно добытой нефти за счёт повышения нефтеотдачи пласта) и сокращению объёма попутно добываемой воды [6, 77].

Данный метод оценки ОПЗ требует длительного времени. Достоверность оценки дополнительно добытой нефти определяется адекватностью модели, аппроксимирующей добычу на прогнозируемый период. Метод не позволяет выявить механизм повышения нефтеотдачи, без чего не могут быть выявлены наиболее эффективные ОПЗ.

В связи с развитием в последние годы современной исследовательской техники и технологий, стало возможным получать необходимую информацию об изменениях, произошедших в ПЗС по результатам комплексных исследований, основанных на термо- и гидродинамических методах. Использование полученной информации позволяет определять потенциальные возможности скважины, необходимые для эффективного планирования, оценки и рекомендации сроков и периодичности воздействий.

Важным отличием термогидродинамических исследований скважин (ТГДИС) является то, что они позволяют определять фильтрационно-ёмкостные свойства (ФЕС) и продуцирующие интервалы пласта непосредственно в процессе фильтрации флюидов, т.е. в условиях, соответствующих условиям его разработки. Последнее является важным обстоятельством, обеспечивающим более высокую информативность термогидродинамических методов по отношению к геофизическим.

Геофизические исследования скважин (ГИС) позволяют получить данные о характеристиках пласта в относительно небольшой, по сравнению с расстоянием между скважинами, области, непосредственно примыкающей к скважине. Но при бурении скважины именно в этой области наблюдается наиболее значительные изменения свойств пласта - в том числе и фильтрационных, вызываемые как механическим воздействием долота, так и инфильтрацией бурового раствора в пласт, что существенно снижает представительность данных, получаемых в результате ГИС.

ТГДИС характеризуют пласт, как в призабойной зоне скважины, так и в межскважинной зоне. Повышение информативности ТГДИС связано с использованием новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты проявляющиеся на забое скважин в моменты пуска, остановки и работы: дроссельный эффект Джоуля-Томсона, эффект адиабатического расширения и сжатия, и калориметрический эффект. Диагностические признаки позволяют определять работающие или неработающие интервалы пласта, а также степень участия каждого пропластка в общем дебите скважины.

Проблемам, связанным с оценкой эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта, посвящено большое количество научных работ. Значительный вклад в решение этих задач внесли многие крупные ученые:

A.Х. Мирзаджанзаде, Ю.П. Желтов, И.М. Аметов, Ш.К. Гиматудинов, Ф.И. Ко-тяхов, И.Т. Мищенко, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, Б.Т. Баишев, Ю.П. Борисов,

B.Н. Щелкачев, К.С.Басниев, И.А. Чарный, И.О. Умрихин, Э.Б. Чекалюк, В.Н. Николаевский, С.Н. Бузинов, М.И. Кременецкий, С.Г. Каменецкий, Л.Г. Куль-пин, Р.Г. Шагиев, а также зарубежные ученые, занимающиеся данной проблемой: W. Hurst, M.F. Hawkins, C.B. Thomas, Р. Pollard, C.C. Miller, C.A. Hutchinson, A.F. Van Everdingen и многие другие. Этому направлению посвящены работы JIM. Кочеткова, В.А. Иктисанова, Д.М. Шейх-Али, И.М. Назмиева, Е.Д. Подымова, А.Б. Рублёва, А.Т. Нагиева, О.В. Каптелинина, М.А. Шаламова, Т.В. Грошевой, Х.Н. Музипова, И.М. Галимова, Р.Н. Абдуллина, А.Е. Чикина и др.

В настоящее время на различных предприятиях нефтегазового комплекса, согласно отраслевым руководящим документам, в обязательном порядке применяются методы по оценки технологической и экономической эффективности воздействий на ПЗС. Однако данные методы лишь констатируют факт увеличения или уменьшения производительности скважин и его рентабельность, но не выявляют механизм за счет, которого был, достигнут успех или неуспех ОПЗ.

Для определения причин эффективности (или неэффективности) воздействий и выбора наиболее оптимального, у каждого нефтегазового предприятия имеются и дополнительные методы оценки ОПЗ, которые различны по способу получения информации и степени её достоверности.

Существующие на сегодняшний день и применяемые на практике методы оценки эффективности воздействий на ПЗС можно объединить в 4 вида:

1. Метод статистических данных.

2. Метод анализа состояния разработки участков пласта на котором проводились ОПЗ.

3. Метод прямых замеров, основанный на данных геофизических или гидродинамических исследований (регистрация контрольных параметров проводится как на устье, так и на забое скважины).

4. Совмещённые методы (применение нескольких из вышеперечисленных методов с добавлением новых элементов анализа).

Данные методы оценки имеют свои достоинства и недостатки. К главным недостаткам можно отнести:

- невозможность установить точные причины увеличения или снижения эффекта от воздействия в виду малого количества (или полного отсутствия) данных о фильтрационно-ёмкостных свойствах пласта, его энергетики и степени выработки;

- узкая направленность используемого метода;

- большая длительность во времени процесса оценки эффективности;

- значительные финансовые затраты.

Целью работы является повышение эффективности разработки месторождений посредством создания научнообоснованной методики оценки состояния призабойной зоны скважины, направленной на определение эффективности воздействия и изучения его механизма на основе термогидродинамических исследований.

Для решения поставленной цели потребовалось решить следующие задачи:

1. Провести анализ широко применяемых на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» видов ОПЗ.

2. Провести анализ существующих методик оценки эффективности

ОПЗ.

3. Разработать оптимальный набор контролируемых параметров, необходимых для оценки ОПЗ.

4. Разработать оптимальный комплекс исследовательских работ с целью получения информации о состоянии ПЗС.

5. Обосновать технологию и длительность проведения исследовательских работ.

6. Провести промысловые эксперименты на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» по оценке эффективности от применения наиболее распространённых видов ОПЗ.

7. Провести анализ результатов термогидродинамических исследований скважин после применения различных ОПЗ для оценки информативности разработанной методики и определения эффективности воздействия на ПЗС.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Клюкин, Сергей Сергеевич

Основные результаты исследований заключаются в следующем:

1. Диссертационная работа представляет собой основу новых направлений изучения фильтрационных параметров призабойной зоны скважины термогидродинамическими методами при нестационарной, неизотермической фильтрации пластового флюида в окрестности скважин до и после воздействий направленных на повышение нефтеотдачи пласта.

2. Теоретически и экспериментально установлено, что сравнительный анализ фильтрационных и добычных параметров пласта, а так же работающих интервалов, до и после проведения обработки призабойной зоны скважины, позволяет выявить механизм эффективности воздействия.

3. Предложены, научно обоснованы и реализованы математические модели и их численное решение для случаев:

- притока флюида к совершенной скважине;

- притока к скважине пересечённой трещиной гидравлического разрыва;

- притока флюида к горизонтальной скважине;

- распределения полей температуры и давления при стационарной и нестационарной фильтрации флюида.

3.1. Используя результаты моделирования термогидродинамических процессов (на основе результатов замера давления) при анализе фактически замеренных термограмм возможно выделение термодинамических эффектов и количественная оценка их влияния на общую картину изменения температуры в стволе скважины.

3.2. Достоверность определения работающих интервалов обеспечивается лабораторным определением значений термодинамических коэффициентов для пластовых флюидов залежи и жидкостей, заполняющих ствол конкретной скважины. Это связано и с тем, что термодинамические коэффициенты нефти и воды по единому эксплуатационному объекту могут быть близки по значению.

4. Установлено, что:

4.1. Существующие методы оценки эффективности воздействий частично решают имеющуюся на сегодня проблему, однако являются неоптимальными как с точки зрения набора оцениваемых параметров, так и с точки зрения ограничений в применении.

4.2. Гидродинамические и геофизические методы применяемые по отдельности также не решают данную задачу, та как немаловажным фактором, влияющим на достоверность гидродинамических исследований скважин, является определение работающих интервалов пласта, что требует совмещение традиционных гидродинамических исследований скважин с термометрией и разработки соответствующей технологии направленной на решение данной задачи.

5. Предложены, обоснованы и апробированы:

5.1. Технология исследования многоствольных скважин, основанная на использовании одновременных замеров давления и температуры в нескольких фиксированных точках пилотного ствола скважины.

5.2. Многодатчиковая технология термогидродинамических исследований вертикальных и горизонтальных скважин на основе размещения нескольких комплексных приборов (произвольное количество) по всему изучаемому интервалу ствола скважины и одновременной регистрации температуры и давления, характеризующих процессы неизотермической фильтрации пластового флюида к стволу скважины.

5.3. Длительность проведения исследовательских работ.

5.4. Методика обработки и интерпретации результатов термогидродинамических исследований скважин, с целью оценки эффективности воздействий на призабойную зоны скважины и выявления механизма достижения эффективности.

6. Разработанная методика термогидродинамических исследований позволяет определять:

- гидропроводность, проницаемость пласта в призабойной и удалённой зонах;

- скин-фактор;

- работающие интервалы пласта;

- фактический и потенциальный коэффициент продуктивности.

7. Установлено многочисленными промысловыми экспериментами на скважинах где проводились различные виды воздействий на ПЗС, что предложенная методика обеспечивает высокую информативность исследований и надежность оценки эффективности от проведённого воздействия.

8. Информация, полученная по результатам термогидродинамических исследований скважин, позволяют оперативно изменять режим работы скважины, повышая тем самым эффективность выработки запасов и сокращая текущие эксплуатационные затраты.

9. Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов позволяет оценить выработанность эксплуатирующихся пластов и уточнить подвижные запасы продуктивных прослоев неоднородных коллекторов.

10. Методика разработана для обеспечения выбора наиболее эффективных метод воздействий для конкретных геолого-промысловых условий, увеличения нефтеотдачи пластов и вовлечения в разработку не дренируемых запасов, контроля разработки.

11. Разработаны и внедрены в производство РД 5753490-038-2003 «Методическое руководство по определению работающих интервалов горизонтальных скважин с использованием «гирлянды» автономных приборов и эжекторного пластоиспытателя», СТП 183-2004 «Нефть. Методика обработки кривых восстановления давления горизонтальных скважин». Методическое руководство и СТП предназначены для использования при промысловых исследованиях горизонтальных скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами.

12. При проведении исследований 20 скважин в год экономический эффект от внедрения методики термогидродинамических исследований по оценке эффективности воздействий на призабойную зону скважин составляет более 6 млн. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе выполненных теоретических и экспериментальных исследований разработан аппаратно-методический комплекс проведения, обработки и интерпретации термогидродинамических исследований скважин по оценке эффективности воздействия на призабойную зону скважины. Исследованы особенности применения различных видов ОПЗ на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», проведён анализ существующих методов оценки эффективности воздействий, определены их достоинства и недостатки.

Сформулированы основные условия проведения термогидродинамических исследований, обоснована технология и длительность проведения исследовательских работ.

Результаты исследований способствуют повышению достоверности информации о состоянии призабойной зоны скважины, позволяют оценивать и выбирать оптимальные виды обработки призабойной зоны, обеспечивать необходимую технолого-экономическую эффективность в конкретных условиях для эффективного планирования, оценки и рекомендации сроков и периодичности воздействий.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Клюкин, Сергей Сергеевич, Москва

1. Абрукин А.Л., Баишев Б.Т., Пустовойт С.П. Пути и методы послойного определения гидродинамических характеристик продуктивного разреза // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». -1976. -№ 12. С. 27-31.

2. Абызбаев И.И., Назмиев И.М., Малишевская Л.В., Абызбаев Н.И. Метод выбора технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях АНК «Башнефть». Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». №11, 2005. С. 64-67.

3. Ахметов И. Г. Электрогидравлическое воздействие на призабойную зону скважин. М.: Серия «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, 1979. С. 32-53.

4. Балакирев Ю.А. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1970. 193 с.

5. Барков С.А, Носов Ю.А., Рябинина Е.И. Метод оценки эффективности ГТМ. Стандарт типовой производства СТП 35-95. Сургут: Акционерное общество «Сургутнефтегаз», 1995. 45 с.

6. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 496 с.

7. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: учебник для вузов. М.: РГУНГ, 2003. - 479 с.

8. Басниев К.С. и др. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1986. - 289 с.

9. Белоконь Д.В. и другие. Решение инженерных задач в обсаженных скважинах по данным акустического каротажа. // НТВ «Каротажник». Тверь. 1998.-№48. С. 41-55.

10. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. -М.: Недра, 1971. 175 с.

11. Боксерман A.A., Зазовский Ф.Я., Каменецкий С.Г. Об определении параметров пласта при неустановившемся притоке газированной жидкости к забою скважины. НТС по добыче нефти. ВНИИ, вып.21. М.: Недра, 1963.

12. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.

13. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. - 248 с.

14. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1973. - 246 с.

15. Валиуллин P.A., Болдырев В. Д. Экспериментальное изучение адиабатического эффекта в пластовых жидкостях. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа, БГУ, 1989 г. С. 84 89.

16. Валиуллин P.A., Вахитова Г.Р. Комплексная интерпретация геофизических данных на основе типовых диаграмм. Учебное пособие Уфа: РИО Башкирск. Гос. ун-та, 2004. - 98 с.

17. Валиуллин P.A., Назаров В.Ф., Рамазанов А.Ш., Федотов В.Я., Филиппов А.И., Яруллин Р.К. Методические рекомендации по термическим исследованиям скважин. Уфа: изд-во Башк. Госуд. Ун-та, 1989.

18. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в пласте. Труды ВНИИНПГ, вып. 20, 1990 г. С. 78-84.

19. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во Башкирск. Гос. унта, 1992. - 168 с.

20. Валиуллин P.A. Термические методы диагностики нефтяных пластов и скважин. Диссертация на соиск. уч. степени д.т.н. Тверь, 1996.

21. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Кулагин O.J1. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа, БГУ, 1995 г. С. 13 -18.

22. Валиуллин P.A., Шарафутдинов Р.Ф., Рамазанов А.Ш. и др. Решение одной обратной задачи термогидродинамики. // Обратные задачи в приложениях. Бирск: БирГСПА, 2006. - 304 с.

23. Василевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. М.: Недра, 1989. - 271 с.

24. Вахитов Г.Г., Кузнецов O.JL, Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта. М., Недра, 1978. - 325 с.

25. Гайфуллин Я.С., Кнеллер Л.Е., Потапов А.П. Разработка обобщенных математических моделей по геофизическим технологиям исследования горизонтальных скважин. // Методические рекомендации к отчёту о НИР. ВНИИГИС. г. Октябрьский, 1998.

26. Гайфуллин Я.С., Кнеллер Л.Е. Разработка методики оценки и прогнозирования профиля притока потенциальных дебитов скважин (в том числе и горизонтальных) для условий различных отложений Татарстана. // Отчёт о НИР. ВНИИГИС. г. Октябрьский, 2001.

27. Гайфуллин Я.С., Кнеллер Л.Е. Разработка теории, математического обеспечения оценки потенциальных дебитов горизонтальных скважин. // Отчёт о НИР. ВНИИГИС. г. Октябрьский, 1999.

28. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика /Под ред. В.М. Запорожца. М.: Недра, 1983. - 591 с.

29. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. -М: Недра, 1982. 311 с.

30. Глущенко В.Н., Телин А.Г., Силин М.А. Тенденции физико-химической модификации кислотных составов. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007.

31. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. / Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. - 523 с.

32. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. — Л.: Гостоптехиздат, 1952. 217 с.

33. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. Учебник для вузов. 2-е изд., перераб. М., Недра, 1982. 448 с.

34. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. - 334 с.

35. Зубарев В.Н., Александров A.A. Практикум по технической термодинамике. Учебное пособие для вузов. Изд. 2-е, доп. и переработ. М.: Энергия, 1971.-352 с.

36. Иктисанов В.А., Байгушев A.B., Мирсаитов Р.Г. Интерпретация кривых восстановления давления для горизонтальных и многоствольных скважин // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: -2008.-№7. С. 60-63.

37. Иктисанов В.А. , Мусабирова Н.Х., Залитова К.С., Байгушев A.B.

38. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 212 с.

39. Иктисанов В.А. Причины возникновения максимума логарифмической производной забойного давления // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: - 2004.- №5. С. 54-57.

40. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Зотова Г.А., Алиева З.С. М.: Недра, 1980. - 301 с.

41. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика»; Институт компьютерных исследований, 2005. - 780 с.

42. Каменецкий С.Г. Нефтепромысловые исследования скважин. М.: Недра, 1971.-280 с.

43. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. -М.: Недра, 1999.-212 с.

44. Каптелинин Н.Д. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин. Сургут, СургутНИПИнефть, 1996. - 112 с.

45. Контроль за разработкой гидродинамическими методами Талаканского месторождения. Отчет по договору № Сур-3 87-05-742, ВКРО РАЕН, Бугульма, 2005, 88 с.

46. Кочетков Л.М. Технологическая эффективность методов интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Тюмень: Нефть и газ, - № 1, 2005. С. 55-58.

47. Кудинов В.И. Основы нефтегазового дела. : Учебник для вузов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, Удмуртский госуниверситет, 2005. - 720 с.

48. Кульпин Л.Г., Бочаров Г.В. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин // Научнотехнический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: 2001. -№10. С. 60-62.

49. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоностных пластов. М.: Недра, 1974. - 200 с.

50. Кременецкий М.И. Совместная интерпретация диаграмм естественного и искусственного теплового поля. В сб. «Геология нефти и газа»., Грозный, 1976.

51. Лапук Б.Б. О температурных изменениях, происходящих при движении сырой нефти в пористых пластах. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: 1940, - № 4.

52. Лапук Б.Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористых пластах. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: 1940, - № 3.

53. Латыпов Р.Ш., Шарафиев Р.Г. Техническая термодинамика и энерготехнология химических производств: Учебник для вузов. М., Энергоатомиздат, 1998 г. - 344 с.

54. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. Гостехиздат, М.: 1947.

55. Леви Б.И., Темнов Г.Н., Евченко B.C., Санкин В.М. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО Красноленинскнефтегаз. Обзор, информ. Сер. "Нефтепромысловое дело". -М.: ВНИИОЭНГ, 1993.

56. Малышев А.Г. и другие. Анализ влияния технологических факторов и механических свойств горных пород на эффективность ГРП. // В. кн. «Нефть Сургута». -М.: Нефтяное хозяйство, 1997. С. 224-237.

57. Малышев Г.А., Малышев А.Г., Журба В.Н., Сальникова H.H. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». //

58. НТЖ «Нефтяное хозяйство». М.: 1997. - №9. С. 46-52.

59. Малышев Г.А., Малышев А.Г., Кочетков JIM., Дубинский Н.Р., Желудков

60. Малышев Г.А., Малышев А.Г. Проектирование ГРП в геолого-физических условиях конкретных скважин. Материалы второй научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск, 1998. С. 332-339.

61. Малышев Г.А., Сонич В.П., Сулима С.А. Состояние и перспективы развития технологии ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: 2002. -№8. С.88-91.

62. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.)- М.: Гостоптехиздат, 1949. 628 с.

63. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.)- М.: РГУНГ, переиздание 2004. 628 с.

64. Медведев Н.Я., Сонич В.П., Мишарин В.А., Малышев А.Г., Исаченко

65. B.М., Пневских A.B., Ефимов П.А. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты. // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: 2001. - №9. С. 69-75.

66. Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г., Малышев Г.А., Сонич В.П., Лушников А.Я. Особенности применения ГРП на месторождениях ОАО

67. Сургутнефтегаз». // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». М.: 2001. - №9. С. 52-57.

68. Методические указания (РД 39-3-01-79) по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений в нефтедобывающей промышленности. М: 1979.

69. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. М.: РМНТК «Нефтеотдача» «ВНИИнефть», 1993. - 8 с.

70. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов.- М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -816 с.

71. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача. Учеб. пособие для вузов. М.: Высшая школа, 1969. - 560 с.

72. Некрасов В.И., Глебов A.B., Ширгазин Р.Г., Вахрушев В.В. Гидроразрыв пласта: внедрение, результаты проблемы решения Уфа: Белая река, Лангепас-Тюмень, 2001.-237 с.

73. Непримеров H.H., Пудовкин М.А., Марков А.И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Казань, КГУ, 1968. - 265 с.

74. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежи нефти геофизическими методами. М., «Недра», 1977. 239 с.

75. Павлов Н.Е., Печеркин М.Ф., Поздняков А.А. Развитие технологии ГРП на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь» // Интервал. - 2005. -№7-8 (78-79). С. 9-44.

76. Патент РФ №2290507. Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов / Федоров В.Н., Мешков В.М., Клюкин С.С., Лушпеев В.А. М., 27.12.2006 г. Бюл. № 36.

77. Патент РФ № 41081. Устройство для исследования горизонтальных скважин / Федоров В.Н., Кострюков И.А., Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Клюкин С.С. -М., 10.10.2004 г. Бюл. № 28.

78. Патент РФ № 45776. Устройство для исследования многоствольных скважин / Федоров В.Н., Нестеренко М.Г., Мешков В.М., Клюкин С.С., Лушпеев В.А. -М., 27.05.2005 г. Бюл. № 15.

79. Пилатовский В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта. М.: Недра. 1966.

80. Пирсон С.Дж. Учение о нефтяном пласте. М.: Недра, 1982.

81. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научно-практической конференции (г.Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999 г.).- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999. 404 с.

82. Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Халикова А.Г. Баротермический эффект при вытеснении нефти из пористой среды. Изв. АН СССР., МЖГ, вып. 3, 1992. С. 104-109.

83. Рамазанов Д.Н. Роль методов увеличения нефтеотдачи в обеспечении социально-экономической стабильности региона с истощающимися ресурсами.

84. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». -М.: 2007.-№12. С. 68-70.

85. Розенберг М.Д., Кундин С. А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. -М.: Недра, 1976. 136 с.

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

87. Рублев А.Б., Григорьева H.A. Анализ методов воздействия на призабойную зону скважин Самотлорского месторождения. / Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - №6. С. 53-56.

88. Руководящий документ (РД 153-39.0-109-01) Методические указания «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений». М.: 111111 «Типография «Наука», 2002. - 75 с.

89. Руководящий документ (РД 153-39.0-110-01) «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». М: 2002. - 98 с.

90. Саунин В.И., Пуртова И.П. Результаты гидродинамических исследований скважин пласта AB 1-21 Самотлорского месторождения при проведении гидроразрыва // Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство». -М.: 2007. № 12. С. 82-83.

91. Свидетельство на полезную модель «Устройство для исследования горизонтальных скважин» №26326. Авторы: Мешков В.М., Федоров В.Н., Нестеренко М.Г.

92. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. /Под ред. Гиматудинова Ш. К. М.: Недра, 1983. -455 с.

93. Стандарт объединения (СТО 51.00.023-86) «Экспресс-методы исследования скважин». Тюмень: СибНИИНП, 1986. - 23 с.

94. Стандарт типовой производства (СТП 183-2004) «Нефть. Методикаобработки кривых восстановления давления горизонтальных скважин». -Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», «СургутНИПИнефть», 2005.

95. Федорцов В.К., Нестеров В.Н., Ягафаров А.К. Возможности определения параметров призабойной зоны пласта по кривым падения давления при освоении скважин // Труды института ЗапСибНИГНИ. г.Тюмень, 1975. -Выпуск №ЮЗ. С. 132-138.

96. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 397 с.

97. Чекалюк Э.Б. и др. Инструкция по гидродинамическим исследованиям нефтяных и газовых залежей. Киев, Гостехиздат, 1961.

98. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев, Гостехиздат, 1961.

99. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965. -238 с.

100. Черемисин H.A., Малышев Г.А., Сальникова H.H., Седач В.Ф. Результаты применения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». // В. кн. «Нефть Сургута». -М.: Нефтяное хозяйство, 1997. С. 103-119.

101. Чикин А.Е. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты (часть 1) // НТЖ «Нефтяное хозяйство». М.: 2003. - №9. С. 71-73.

102. Чикин А.Е. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты (часть 2) // НТЖ «Нефтяное хозяйство». М.: 2003. - №10. С. 106-107.

103. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по KB Д. М.: Наука, 1998. - 303 с.

104. Шагиев Р.Г., Васильев В.И., Гайнуллин К.Х. и др. Методы интерпретации КВД горизонтальных скважин Уфа: УГНТУ, 1996, сб. Нефть и газ.

105. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1987. 309 с.

106. Щелкачев В.Н. Основы и приложения неустановившейся фильтрации. -М.: Нефть и газ, 1995. 4.1, 586 е., 4.2, - 493 с.

107. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: РГУНГ, переиздание 2001. - 735 с.

108. Bourdet D. et al. A new set of type curves simplifies well test analysis // World Oil. 1983, May, pp. 95-106.

109. Bourdet D.P., Auoub J.A., Pirard Y.M. Use of pressure derivative in well testinterpretation. Paper SPE, 12777, 1984.

110. Eclig-Economides C.A. Use of pressure derivative for diagnosing pressure-transient behavior. JPT, Oct. 1988, p. 1280-1282.

111. Favennec J. The Economics of EOR // Enhanced Oil Recovery (EOR) 2004: reports of world conference. London.: SPE. - 2004. - P. 134-156.

112. Fetkovich M.J. The Isochronal Testing of Oil Wells, paper SPE/AIME 4529, 1973.

113. Fundamentals of Transient Well Test Behavior. Manual Shlumberge.

114. Gringarten A.C., Bourdet D.P., Landel P.A., Kniazeff V.J. A comparison between different skin and wellbore storage type curves for early-time transient analysis. Paper SPE 8205, 1979.

115. Home R.N. Modern well test analysis. A computer-aided approach. Petroway, Inc., 2000. - 257 p.

116. Joshi S.D. Augmentation of Well Productivity With Slant and Horizontal Wells. Paper SPE, 15735, 1986.

117. Kuchlic F.J. Well testing and interpretation for horizontal wells. JPT, Jan. 1995, p. 36-41.

118. Lee J. Well Testing, SPE, Richardson, TX, Eleventh Printing, 2002, 159 p.

119. Lichtenberger C.J. Data acquisition and interpretation of horizontal well pressure transient tests. JPT, Febr. 1994, p. 157-162.

120. Oden A.S. Pseudo-State Flow Equation and Productivity Index for a Well With Noncircular Drainage Area. JPT, Nov, 1978, p. 1630-1632.

121. Production Data Analysis to Evaluate Hydraulically-Fractured Gas Well Performance. Paper SPE 84475, 2003.

122. Rishing J.A., Blassingame T.A. Integrating Short-Term Pressure Buildup Testing and Long-Term

123. Standing M.B. Inflow Performance Relationships for Damaged Wells Producing by Gas Drive Reservoirs, JPT, Nov, 1970, p. 1399-1400.

124. Наименование объекта патентных прав полезная модель

125. Устройство для исследования многоствольных скважин»

126. Регистрационный номер объекта патентных прав 45776

127. Приоритет 11 января 2005 г.

128. Дата регистрации в ФИПС 27 мая 2005 г.

129. Дата начала использования 11 января 2005 г, .

130. Заключение комиссии планируется использовать с 11 января 2009 г. „по 10 января 2010 г.і1. ОАЛушеева1. В.Н.Федоров1. И.Ш.Усманов1. А.М.Шарипова1. Председатель комиссии:1. Члены комиссииподпись1. Глодлись/"1. ПОДЯИф1. ОММ

131. Экономический эффект определяется как разница затрат при использовании зового варианта и сравниваемго варианта.

132. I. Исходные данные и расчет экономического эффекта

133. Показатели Усл. обоз. изм. Варианты

134. Стоимость электронного манометра МТУ-04 Цмту руб. 26 460,00 Ведомость наличия основных средст

135. Стоимость скважинного манометра-термометра АМТ-08 Цамт руб. 50 127,40 Ведомость наличия основных средст

136. Количество манометров МТУ-04, используемых для проведения исследования одной скважины Vі 14 мту шт 2 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента

137. Количество автономных манотермометров АМТ-08, используемых для проведения исследования одной скважины камт 6 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента

138. Годовая норма амортизации МТУ-04 Нмту % 10,40 Ведомость наличия основных средст (ВФ СНГ-ОС2)

139. Стоимость 1часа работы бригады КРС с установ? кой "Непрерывная труба" руб. 6 281,24 6 281,24 Планово-расчетные цены на услуги СУПНПиКРС- на 2006г.

140. Среднее время работы 2-х насосных агрегатов 1 ЦА-320 Т 1 ца час 15,00 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента

141. Стоимость 1 часа рабо> ты ЦА-320 С руб. — 693,21 Тарифы на услуги транспорта ОАО "СНГ на 2006г.1. РАСЧЕТ НЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

142. Амортизация, начисленная по устьевому манометру УТУ-04 за время его использования при проведении 1 скважинно-исследования А "■мту руб. 18,22 365 дн = 8760 час А«у= (Цш/Нмту/Ю0ГТг. / 8760*Кмту

143. Амортизация, начисленная по глубинному мано-термометру АМТ-08 за время его использования при проведении 1 скважинно-исследования А "амт руб. 369,60 365 дн = 8760 час Аамт" (LWfWIOO)^. / 8760*Камг

144. Затраты на проведение исследовательских работ (ГИС, ГДИС) в одной скважине 3 1,2 руб. 132 117,92 39 588,77 3*1 = ТЛ * С*,; лИ -т* * Ог-12 U 2

145. Затраты на обработку и интерпретацию полученной информации по исследованию одной скважины 4° 3 1,2 руб. 22 078,87 3 028,00 оО т° * 1 1,2 ^ 1,2

146. Затраты на работу бигады КРС ок J 1,2 руб. 374 487,53 136 679,78 3*1,2 = Ti,2 * С1(242 3 4 5 6 7

147. Затраты на работу 2-х насосных агрегатов ЦА-320 з ■-'ца руб. 20 796,30 \а ~ (Тца * Сца) * 2

148. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО Э< иФЕКТА

149. Приведенные затраты на одно скважинно исследование 3.2 руб. 528 684,31 200 480,67 3-)= 3 ^ + + 3*1,' 32 = Ашу + Ааиг+Зи2 + 3°2 + 3*2 + Зцз

150. Наименование объекта патентных прав Устройство для исследования горизонтальных скважин

151. Регистрационный номер объекта патентных прав 41081

152. Дата приоритета 05.03.2004

153. Дата регистрации в ФГУ ФИПС 10.10,2004

154. Дата начала использования 05.03.2004

155. Заключение комиссии продлить срок использования полезной модели «Устройство для исследования горизонтальных скважин» на период с 05.03.2009 по 05.03.2010

156. ОАО «Сургутнефтегаз», курирующих структурное подразделение)1. Председатель комиссии:1. Члены комиссии:1. СОГЛАСОВАНО

157. Заместитель главного геолога начальник геологического управлениядолжность руководителя служЬы, отдела, управленияпоДпЙсьГ

158. Экономический эффект определяется как разница затрат при использовании нового варианта и сравниваемго варианта.

159. I. Исходные данные и расчет экономического эффекта

160. Показатели і Усл. обоз. изм. Варианты

161. Базовый (геофизическое устройство, спускаемое на установке "Непрерывная труба") Сравниваемый (устройство для исследования многоствольной скважины конструкции авторов патента) Примечание2 3 4 5 6 /1. ИСХОДИЫЬ ДАННЫЬ

162. Объем применения {количество скважин, на которых были проведены термогидродинамические исследования) Qu СКВ 1 1 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента

163. Стоимость электронного манометра МТУ-04 Цмту руб. 26 460,00 Ведомость наличия основных средст (ВФ СНГ-0С2)

164. Стоимость скважинного манометра-термометра АМТ-08 Цамг руб. 50 127,40 Ведомость наличия основных средст (ВФ СНГ-ОС2)

165. Количество манометров МТУ-04, используемых для проведения исследования одной скважины ^мту шт 2 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента

166. Количество автономных манотермометров АМТ-08, используемых для проведения исследования одной скважины Камт шт 6 Справка для расчета экономической эффективности от использования патента

167. Годовая норма амортизации МТУ-04 НМТу % 10,40 Ведомость наличия основных среда (ВФСНГ-0С2)

168. Годовая норма амортизации АМТ-08 1 Іамт % 37,12 Ведомость наличия основных средст (ВФ СНГ-ОС2)

169. Время, необходимое на проведение исследовательских работ (ГИС, ГДИС) в одной скважине .рИ 1 1.2 час 59,62 29,00 Т", расчет среднего метража исследований на одну скважино-опера-цию по тресту "СНГФ"; Гг - акт проведения хронометража от 25.12.06

170. Средняя стоимость 1 часа работы исследовательской группы СНИПИ и геофизической партии треста "СНГФ" рИ ^ 1,2 руб. 2216,00 1 393,70 С*5 справочник плановых цен на 2006г. по тресту "СНГФ"; С"г - расчет средней стоимости 1 ч работы исследовательской группы

171. Стоимость 1часа работы бригады КРС с установ-$ кой "Непрерывная труба" С,,2 руб. 6 281,24 6 281,24 Планово-расчетные цены на услуги СУПНПиКРС на 2006г.

172. Среднее время работы 2-х насосных агрегатов * ЦА-320 1 ца час 15,00 Акт проведения хронометража от 25.12.06

173. Стоимость 1 часа рабо-5 ты ЦА-320 Г ^ца руб. 693,21 Тарифы на услуги транспорта ОАО "СНГ" на 2007 г.1. РАСЧЕТНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ

174. Амортизация, начисленная по устьевому манометру МТУ-04 за время его использования при проведении 1 скважинно-> исследования Д ^мту руб. 18,22 365 дн = 8760 час А«,=(Ц«у*Нш/100)/ 8760 * Т2 * Кмгу

175. Амортизация, начисленная по глубинному мано-термометру АМТ-08 за время его использования при проведении 1 скважинно-исследования А руб. 369,60 365 дн = 8760 час А^Цзм/Н^ЮО)/ 8760 «ТУК«*

176. Затраты на проведение исследовательских работ (ГИС, ГДИС) в одной скважине 3 1,2 руб. 132 117,92 40 417,30 пи ти * ЛИ . ¿1-М 1, о" ти * рИ и 2 — ' 2 ^ 2

177. Затраты на обработку и интерпретацию полученной информации по исследованию одной скважины 3 1,2 руб. 8 279,46 2 972,00 «о т° * г»° ^ 1,2 " 1 1.2 « 1,2

178. Затраты на работу бигады КРС ок 1,2 руб. 374 487,53 136 679,78 3*1.2 = Т12 * С( 242 3 4 5 6 7

179. Затраты на работу 2-х насосных агрегатов ЦА-320 з руб. 20 796,30 Зца = (Тца * Сца) * 2

180. РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА

181. Приведенные затраты на одно скважинно иссле-1 дование 3,д руб. 514 884,91 201 253,20 3, = 3й! + 3°, + 3\; = Алу + &тт +3 2 + 3°2 ■+ 3*2 + Зца

182. Наименование объекта патентных прав Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллекторов и многопластовых объектов

183. Регистрационный номер объекта патентных прав 2290507

184. Дата приоритета 11.01.2005

185. Дата регистрации в ФГУ ФИПС 27.12.2006

186. Дата начала использования 11.01.2005

187. Заключение комиссии продлить срок полезного использования изобретения «Способ определения фильтрационных параметров сложнопостроенных коллек торов и многопластовых объектов» на период с 12.01.2009 по 11.01.2010