Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов исследования и технологий эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывших неоднородные низкопродуктивные пласты

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов исследования и технологий эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывших неоднородные низкопродуктивные пласты"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕН! 1ЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. Губкина

Па правах рукописи

У№622.1Ш5

Котлярова Елена Михайловна

РАЗРАЬОТКА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ И ТЕХНОЛОГИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ НЕОДНОРОДНЫ!: НИЗКОПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСГЫ (НА ПРИМЕРЕ ОНГКМ)

Специальность 25.00.17 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений "

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и гита им. И.М. Губкина

11аучный руководитель: доктор технических наук, профессор

Алиев Загид Самедович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Шагиев Рудольф Гиндуллович кандидат технических наук

Тунысев Михаил Константинович

Неду щах организация: И11НГ РАН

Защита диссертации состоится 3 -у 2006 г. в 15 час, в аудтУ/*1а заседании

диссертационного Совета Д.212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина но адресу:

119991, ГСП-1. Москва, Ленинский пр-т, д.65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке университета.

Автореферат разослан: «£У» -^с^СсЯ^Заррб года

Ученый секретарь диссергадионного совета, д.т.н., профессор

Сомон Ь.Г!

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность и постановка чадачи

Горизонтальный скважины находит все большее применение при разработке месторождений природного газа и нефти. Основное преимущество горизонтальных скважин - многократное увеличение площади фильтрации пластового флюида за счет длины горизонтального ствола, соответственно, уменьшение депрессии на пласт.

U настоящее время технология исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах не регламентирована. Теоретически исследование скважин на стационарных режимах требует достижения полной стабилизации забойного давления и дебита па каждом режиме и полного восстановления давления между режимами. Согласно действующим нормативным документам необходимо проведение таких исследований па 5*8 режимах. Такой способ определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и параметров пласта по результатам исследования горизонтальных скважин существенно увеличивает' продолжительность процесса исследования и требует выпуска большою количесгва газа в атмосферу. Значительное увеличение продолжительности процессов стабилизации забойного давления и дебита на режимах и восстановления давления между ними связано с весьма низкими проницаемостями нронластков I объекта ОНГКМ и большими размерами фрагментов залежи, дренируемыми горизонтальными скважинами. Высокие дебнгы горизонтальных скважин но сравнению с вертикальными обуславливают увеличение удельных запасов газа, приходя тих на долю таких скважин, которые предопределяют размеры фрагмента. По лому время, необходимое для исследования на стационарных режимах фильтрации горизонтальных скважин, вскрывших низкопродуктивные пласты, может достигать нескольких месяцев, lia ОНГКМ для обоснования режима работы горизонтальных скважин такие полноценные исследования на горизонтальных газовых скважинах не проводятся.

11ри обосновании технологического режима эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывающих многослойные неоднородные ннзконродуктивные пласты I объекта, необходимо учитывать следующие факторы:

• наличие подошвенной воды (в нриконгурной зоне),

• возможность образования гидрагов в ст воле скважины,

• вскрытие всех нронластков многослойного неоднородное пласта горизонтальным стволом и обеспечение при атом равномерного дренирования нронластков,

• подключение горизонтальных скважин в общий коллектор.

llü месторождении вскрытие неоднородных нрошшстков с различными емкостными и фильтрационными свойствами проводят под одиим зенитным углом, чш приводит к существенному уменьшению длины фильтра в пропинаемых интервалах, неравномерному дренированию запасов по пропласткам и. следовательно, к неравномерному падению плаоивого давления в целом но пласту. IIa Ol И КМ практически не обосновывается и не просчитывается влияние подключения горизонтальных скважин в общий коллектор на режим их работы.

Практически ни всех месторождениях массивного и в нриконтурных частях пластового типов толщина продуктивного пласта уменьшается к контуру нсфтсгазоносности. Разработанные до настоящего времени методы определения производительности горизонтальных нефтяных н газовых скважин нолучены для однородного изотропного и анизотропного пластов постоянной толщины. При этом форма зоны дренирования принималось в виде круга, эллипса и полосообразного пласта.

Метод определения производительности горизонтальной газовой скважины, расположенной на участках залежи с переменной толщиной, в настоящее время отсутствует.

Перечисленные выше проблемы исследования горизонтальных скважин, учет влияния представленных факторов на режим их эксплуатации и необходимость разработки методов достоверного определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших пласты с переменной толщиной, являются актуальными для проектирования и анализа разработки газовых месторождений с использованием таких скважин.

Цель диссертационной работы заключается в разработке методов исследования, технологии эксплуатации горизонтальных гаювых скважин, вскрывших неоднородные низкопродуктивные пласты и определения их производи гелыюсги при переменной толщине залежи.

Основные шдачи. и ¡ученные в диссертационной работе, следующие:

1. Разработка экологически чистых и ресурсосберегающих методов исследования горизонтальных газовых скважин путем сокращения продолжительности процесса исследования в условиях длительности стабилизации забойной» давления и дебита.

2. Разработ ка метода обоснования режима работы 1иризопталы1Ых скважин » условиях возможного обводнения и образования гидратов.

3. Установление влияния подключения горизонтальных газовых скважин в общий коллектор на режим их работы.

4. Обоснование вскрытия продуктивных пропластков многослойных неоднородных залежей горизонтальным стволом, обеспечивающего равномерное дренирование и падение пластового давления.

5. Разработка методов определения производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших пласт переменной толщины, и установление влияния на производительность размещения горизонтального ствола по толщине и относительно контуров питания.

Научная новизна

-Предложены экологически чистые и ресурсосберегающие методы исследования горизонтальных газовых скважин ОНГКМ для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, параметров пластов и обоснования их технологических режимов путем применения ускоренных методов, использования режима эксплуатации в промысловый коллектор, данных эксплуатации горизонтальных скважин и результатов исследования вертикальных скважин.

- Установлено влияние подошвенной воды, возможности образования гидратов и подключение горизонтальных скважин в общий коллектор на их производительность.

- Разработана технологи.! вскрытия для равномерного дренирования запасов в неоднородных пластах пропорционально емкостным и фильтрационным свойствам пропластков.

- Впервые разработаны методы определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей полосообразную залежь с переменной толщиной с учетом размещения горизонтального ствола по толщине и относительно контуров питания.

Основные чашищаемые положения:

1. Разработка рекомендации по методам исследования для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, параметров пластов и обоснования технологических режимов горизонтальных газовых скважин, вскрывших неоднородные низкопродуктивные нласгы.

2. Обоснование технологических режимов эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывших неоднородные низконродуктивные пласты на примере ОНГКМ в условиях возможности их обводнения, образования гидратов но стволу и подключении в промысловый коллектор.

3. Разработка методики вскрытия неоднородных низконроинцаемых пропластков с учегом их емкостных и фильтрационных свойств, обеспечивающего их равномерное дренирование.

4. Разработка приближенных методов определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей пол ос ооб ратую залежь с переменной толщиной.

Практическая тачимость работы Разработаны экологически чистые и ресурсосберегающие технологии исследования горизонтальных газовых скважин, позволяющие сократить продолжительность процесса исследования в условиях длительности стабилизации забойного давления и дебита.

Установлено влияние на технологические режимы работы горизонтальных газовых скважин наличия подошвенной воды, подключения их в общий коллектор и возможность образования гидратов в условиях Ol 1ГКМ.

Разработаны приближенные аналитические методы для определении производительности горизонтальных газовых скважин, вскрывших пласт переменной толщины, необходимых при активном разбуривании прикоигурных зон основной залежи ОПГКМ такими скважинами с учетом размещения горизонтального ствола по толщине и относительно контуров питания. Полученные результаты были проверены на фрагменте гсолого-математи ческой модели и показали их пригодность для определения дебитов горизонтальных скважин.

Апробации работы

Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. IIa V международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтеотдачи», РАГС при Президенте РФ, Институт нефтегазового бизнеса. Клуб исследователей скважин г. Москва, март 2006 г.

2. IIa научной конференции "Современные проблемы нефтсгазоносностн Восточной Сибири" Институт проблем нефти и газа РАН г. Москва, октябрь 2006 г.

3. IIa научных семинарах ООО «НУНИПИгаз» и кафедры Р и ОГГКМ.

Публикации Основные результаты выполненных исследований опубликованы в десяти статьях.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав, заключении, библиографического списка из 118 наименований и содержит 175 страниц машинописного текста, в том числе 48 рисунков и 18 таблиц.

}

Клигодаоности Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н., проф. Алиеву З.С., tau. кафедрой РиЭГГКМ Ермолаеву Л.И., сотрудникам кафедры д.т.н. проф. Сомову G.E., к.т.н. Маракову Д А. та ряд ценных замечаний и советов; а также сотрудникам ООО "ВУПИИИгаз";зам. директора по науке к.т.н. Баишеву В.З., зав. лаб. исследования скважин ООО "ВУИИНИгаз" к.г.н. Фроловой Т.М., зав. лаб. разработки к.т.н. Назырову M.F., зав. лаб. добычи Валееву Ф.Х., зав. сект, отдела разработки Кузнецовой М.А., н.с. лаб. добычи Валеевой О.Н., ст. нрен. веч. филиала РГУНГ им. Губкина Гончарову C.B. за практические замечания по диссертационной работе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе изложен обзор современного состояния изученности теоретических основ исследований и обоснования технологических режимов эксплуатации гори зошальных скважин.

Для освоения нефтяных и газовых месторождений горизонтальные скважины широко начали применяться с 80-х годов прошлого века. Необходимость использования горизонтальных скважин с каждым годом возрастает и связана с тем, что большая доли добычи углеводородов приходится па месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, с низкой проницаемостью коллекторов, а также месторождений, расположенных в акваториях морей и океанов.

Отечественные месторождения углеводородов, находящиеся па шельфах Ьаренцева и Карского морей могут быть освоены только с использованием горизонтальных скважин. На месторождениях на поздней стадии разработки, таких как Оренбургское, Астраханское, Медвежье, Уренгойское, Ямбур^кое и др., предусмотрено бурение горизонтальных газовых скважин для извлечения остаточных запасов газа.

К настоящему времени имеются только отдельные публикации и рекомендации по определению параметров газоносных пластов, вскрытых горизонтальными скважинами, но результатам их исследования на стационарных и нестационарных режимах фильтрации, ориентированных, в основном, на технологии исследования вертикальных скважин. Теоретические основы методов определения параметров горизонтальной скважины и пласта по данным их исследования на стационарных и нестационарных режимах фильтрации изложены в трудах Алиева З.С., Каснисна К.С., Ышдиренко 1111., Ьузинова С.Н., Гриценко А.И., Закирова C.II., Закирова ').С., Зотова Г.А., Калинина А.Г.,

Сомова Б.Е., Хайруллина М.Х., Черных H.A., Шагнева 1\Г., liabu D.K., Dupug I.M., Ciïger K.M., Joshi S.D., Kuchuk K.M., Nanba T., Odeh A.S.,Renard G.I., Saaedi J.. Suzuki K.

Научные исследования, посвященные обоснованию технологических режимов, гатогидродинамическим исследованиям, конструкции горизонтальных скважин, вскрытия горизонтальным стволом неоднородного пласта и пласта при переменной толщине (например, приконтурные зоны залежи), определению производительности, термобарических параметров, влияния подключения в общий коллектор, предельно безводного дебита горизонтальных газовых скважин весьма малочисленны (но сравнению с нефтяными горизонтальными скважинами и газовыми вертикальными скважинами) и, в основном, разработаны специалистами кафедры Ри'ЛТКМ 1'ГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ВПИИгаза.

11а прошедшем в марте 2006 года международном технологическом Симпозиуме "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения газонефтеотдачи" из 70 представленных докладов всего три доклада затрагивали проблему зкенлуатации горизонтальных гаювых скважин. Значительный вклад в решение проблем, связанных с применением горизонтальных газовых скважин, внесли Алиев J.C., Ьузинов С.П., Гриценко А.И., Закиров С.Н., Зотов Г.А., Калинин А.Г., Сомон Ь.Н., Хайруллин М.Х., Черных U.A., Шагиев Р.Г. и др..

Газогидродинамичсские исследования горизонтальных газовых скважин, как и в вертикальных газовых скважинах, проводятся на ешционарных и нестационарных режимах фильтрации. Исследования скважин на стационарных режимах фильтрации базируются на связи между градиентом давления и скорости фильтрации. 11 Российской Федерации применяется квадратичная зависимость между скоростью фильтрации и градиентом давления, которая была получена для вертикальных газовых скважин и в интегральной форме имеет вид:

ДP2=aQ + bQ2 (1)

Имеющиеся приближенные аналитические методы, описывающие связь градиент давления со скоростью фильтрации флюида к горизонтальной скважине, отличаюзея но постановке задачи и но геометрии фильтрации, т.е. но форме зоны дренирования (круга, эллипсоида, прямоугольника и усеченного ui.tpa) горизонтальным стволом.

Структура козффициентов фильтрационного сопротивления и,, и Ь. для горизонтальных скважин зависит от используемой модели притока lata к горизонтальному стволу. Основные формулы для описания структуры «.. и Ь.. получены исследователями Алиевым З.С., Бузиновым С.Н., Зотовым Г.А., Черных H.A. и др..

Существующие методы исследований горизонтальных газовых скважин не рассчитаны на скважины, вскрывающие низконроницаемые коллекторы с длительностью времени стабилизации давления и дебита и восстановления давления. Проведение исследований на стационарных режимах фильтрации в горизонтальных газовых скважинах невозможно из-за выпуска большого количества газа в атмосферу при длительной стабилизации давления и дебита на режимах. Ускоренный изохронный метод исследования, разработанный для вертикальных скважин с длительной стабилизацией забойного давления и дебита, хотя и сокращает время работы на режимах, но требует полною восстановления давления между режимами, что менее технологично для горизонтальных газовых скважин, вскрывающих ннзкопроннцасмыс коллекторы.

"Экспресс-метод" исследования, также разработанный для вертикальных скважин с длшельмой стабилизацией забойного давления и дебита, наиболее приемлем для исследований горизонтальных скважин, ткк как при его проведении не требуется восстановления давления между режимами и стабилизации дебита и давления на режиме.

Особенности горизонтальных скважин, особенно конструктивные, обуславливают необходимость учета факторов, влияющих на их производительность. Наиболее значимыми среди факторов, влияющих на производительность горизонтальных скважин, являются длина горизонтального ствола, расположение его по толщине, относительно контуров питания, форма зоны дренирования, полнота вскрытия удельной площади, изменчивость забойного давления по длине горизонтального ствола, глубина спуска и диаметры фонтанных труб.

Такие факторы, как влияние расположения горизонтального ствола но толщине и oniocHieJii.no контуров питания, потерь давления по длине горизонтального ствола скважины установлены и представлены в публикациях Алиева З.С., Жарикова М.Г., 1'огачсва С.А., Сомова Б.Е., Чекушина В.Ф., Шеремета В.В. и др..

Как указывается в этих работах, выбор технологического режима работы горизонтальной скважины в отличие ог вертикальной скважины следует осуществлять еще на стадии проектирования, так как при несимметричном расположении горизонтального ствола одновременно по толщине и относительно контуров питания можно потеря ть в производительности около 50%.

Технологические возможности снижения потерь давления на горизонтальном участке связаны с очередностью вскрытия высоко- и низконроницаемых нроиластков.

При минимизации потерь давления на горизонтальном участке можно расчетным путем установить оптимальную конструкцию фонтанных труб, учитывая, что чем больше диаметр фонтанных груб, тем больше потери давления в чатрубном пространстве

горизонтального участка, но при движении газа но фонтанным трубам потери давлении минимальны.

К настоящему времени большинство исследователей при расчете производительности горизонтальной скважины не учитывают потери давления и горизонтальном стволе. Т.е. допускают возможность одинаковой интенсивности притока l ata к скважине по всей длине горизонтального фильтра. Однако, равенство забойного давления но длине ствола можно допустить только при небольших дебитах и длинах горизонтального участка.

В работах Алиева З.С. предложено два метода определения производительности горизонтальной газовой скважина, полностью вскрывшей изотронный и анизотропный полосообразный пласт при симметричном и ассиметрично расположенном горизонтальном участке ствола по толщине н относительно контуров питании:

2 а'( 2 ( . „ . Я. 1 *„->*,

1 - /': = — — vh, + Я. In-1- + —-1

R,+vh,) Jt,+vh,

[ yh, ^ К, R, + vh, J (Л, + vh,)!

(2)

Я. t 2«. -

К + 2

2 К. -

_ /I . ff

У +

(3)

2 R - P

a

p-

4

a

Q '

где

IT.

_ (h-2Rj2R, +R.) (h-2Rj2R +

2 Я, ' R

(4)

Формулы (2), (3) lie учитывают потери давления при движении потока газа по горизонтальному стволу. Как показываю!' расчеты, при невысоких дебитах. небольших длинах шризоитального ствола, потерями давления но горизонтальному стволу можно Пренебречь. При больших длинах горизонтального ствола необходимо учитывать потери давления в горизонтальной части ствола.

'«fe

J:i<

Рисунок I — Схема притока там к горизонтальной скважине при параболическом нзмеиеинм Ь(К) е> иршибойпоа томе и Ь^сош! и ее пределами

В работах Алиева З.С.* предложены методики расчета производительности горизонтальных газовых скважин, не полностью вскрывших полосообразный пласт. Влияние неполноты вскрытия фрагмента горизонтальным стволом изучено с использованием численного метода путем моделирования фрагмента залежи, вскрываемого горизонтальным стволом.

Однако, к настоящему времени не предложены простые и достаточно точные для практики аналитические методы определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших изотропные и анизотропные пласты с неременной толщиной. Нее существующие к настоящему времени работы посвящены горизонтальным скважинам, вскрывшим пласты постоянной толщины.

Во второй главе изложены основные задачи исследования горизонтальных газовых скважин, которые сводятся к:

• определению коэффициентов фильтрационного сопротивления а, и Ь,- в уравнении притока газа к горизонтальным скважинам для определения параметров пласта, приближенною расчета показателей разработки месторождения, оценки эффективности проведения ремонтно-нрофилактических работ и мероприятий но интенсификации;

• обоснованию технологических режимов работы скважин в условиях обводнения скважин подошвенной водой, а также образования гидратов в стволе скважины, коррозии скважинного оборудования, подключения скважин в единый коллектор и др.;

• определению тсрмобарических параметров, т.е. давления и температуры газа и их распределения по стволу скважины.

Достоверная оценка перечисленных выше параметров возможна но данным газогидродинамических исследований скважин па стационарных режимах фильтрации. Как было указано выше, согласно действующим нормативным документам газогидродинамичсские исследования вертикальных скважин на стационарных режимах фильтрации выполняются на 5+8 режимах с различными депрессиями на пласт. Из-за

низких фильтрационно-емкостных свойств I объекта ОНГКМ, время, необходимое на стандартные исследования, может досгигать нескольких месяцев, и приводит к выпуску больших объемов газа в атмосферу. Следовательно, применение на всех горизонтальных скважинах традиционной технологии проведения первичных и текущих исследований на стационарных режимах фильтрации нецелесообразно. lio для обоснования технологического режима работы горизонтальных скважин исследование на стационарных режимах фильтрации является необходимостью. Поэтому необходимо было оценить применимость существующих методов исследования для вертикальных газовых скважин к горизонтальным газовым скважинам и разработать приближенные методы исследований горизонтальных гшовых скважин ОНГКМ дня определения коэффициентов филы рационного сопротивления, параметров пластов и обоснования их технологических режимов, позволяющих существенно сократить потери газа и продолжительность исследований.

Далее изложены разработанные технологии проведения газогилродинамичсских исследований в горизонтальных газовых скважинах и методы обработки полученных результатов, которые являются экологически чистыми и ресурсосберегающими и позволяют сократить продолжительность процесса исследования в условиях шштслыюсти стабилизации забойною давления и дебита на режимах.

Теоретически исследование скважин на стационарных режимах требует достижения полной стабилизации забойного давления и дебита на каждом режиме и полною восстановления давления между режимами.

Процесс стабилизации забойного давления и деби та зависит от:

• фильтрационных свойств пласта, в частности, от ею проницаемости;

• размеров зоны, дренируемой исследуемой скважиной;

« наличия вблизи исследуемой скважины соседних скважин и величин депрессии па пласт в них.

Иысокая производительность горизонтальных скважин и необходимость их работы н процессе разработки около 30 лет требуют соответствующих удельных запасов газа, приходящихся па долю одной скважины. При среднем в процессе разработки дебите проектной горизонтальной скважины Qtp= 1 00 тыс.м3/сут удельные запасы газа должны составлять по I объекту ОНГКМ около 1000 мли.м1 газа. При допущении, что горизонтальная скважина дренирует зону в форме прямоугольника (рисунок I), запасы в этой зоне будут определяться:

{Л = 2-Я, •¿•A-.V, •'/'.,) или Q.-a-m-h (5)

где Я. - расстояние до контура питания; I. - длина целесообразного пласта, Л -эффективная толщина. Л'. - газонасыщенность, т - пористость, I'„- начальное пластовое давление, Т„ и Т„ - пластовая и стандартная температуры, '¿м - коэффициент сверхсжимаемости при У1«.» 7*„.

Время, необходимое для стабилизации давления после пуска горизонтальной скважины при вскрытии ею однородного пласта, определяется в предположении плоскорадиальной фильтрации по известной формуле, имеющейся в литературе.

Продолжительность процесса стабилизации для отдельных пропластков 1 объекта ОНГ'КМ приведена в таблице 1. При заданных запасах уменьшение проницаемости приводит к пропорциональному росту продолжительности процесса стабилизации. Таблица I — Продолжительности процесса стабилизации давлении и дебита

||(мы|мжш|одым<тъ ярнцси (гаЫммиа я—демм» и I». сут

II. ■'10'" 7 0 3,5 3>* 1.4 1 0? 0.0

«.-600 иР„* 12 МП* 4 • • 10 21 20 42 00

Я.-&00 ■ МП* 1су» в в • 11 23 32 40 04

Я.аб00мР.«-|0 МП* 4 7 10 13 20 30 00 70

а-боом Рм>0МПй «.с*» • о 13 1« 31 44 03 00

МП* 1«ут 1» 21 27 63 70 107 140

К.-000 м р^-11 МП» ».сут 12 1в 23 2» 60 11 110 103

Н.>В00мРм>Ю МП* «.сут 13 1» 2« 32 м И> 120 17»

В связи с вышеперечисленным, обоснованы и предложены возможности определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных газовых скважин различными методами.

• Использование результатов исследования на одном режиме. В этом случае допускается, что приток газа к горизонтальному стволу происходит но закону Дарси и зависимость между ЛР3 и £> выражается в виде Л^-а '.{Л. Приемлемость такого метода была проверена путем моделирования фрагмента газового месторождения, вскрытого горизонтальной скважиной. При диапазоне изменения разности квадратов давления 53,1 атмг<Л1>2<386,1 атм2, дебитах 1097 тыс.м3/суг <(}г<2000 тыс.м3/сут диаметре 0,203 м и длине ствола 350 м доля квадратичного составляющего уравнения притока газа к горизонтальному стволу Ь.(>/ изменяется в пределах 0,5%<ЬК}гг<9,6%. Ьсли чту составляющую при известном дебите б, прибавить к линейному составляющему «..(?., то величина аможет увеличиться до 10%, что приведет к уменьшению проницаемости к. Такая погрешность определения проницаемости намного меньше, чем погрешности, допускаемые при определении проницаемости по данным ГИС но известной величине пористости, а также данным лабораторного изучения образцов породы.

При сравнительно низких для горизонтальных скважин дебитах (на скважинах ОПГКМ фактический средний дебит но УКПГ-10 составляет всего 74 тыс.м3/сут при 6()<,и'<<М атм) связь между разностью квадратов давления и дебитом может быть выражена линейной зависимостью имеющей вид:

Л Р2 = (6)

В работах Алиева З.С. приведены результат математических экспериментов, когда с максимальной погрешностью до 10% уравнение приз ока газа к скважине (I) может быть заменено зависимостью вида (6).

11ри этом по известной величине коэффициента сопротивления и.-', используя данные только одного режима, можно определить проницаемость вскрываемого пласта также с погрешностью до ± 10 %.

В таблице 2 приведены результаты исследования горизонтальных скважин только на одном режиме.

Таблица 2 - Результаты определения а'., горизонтальных скважин 1 объекта ОНГ'КМ но результатам исследования на одном режиме

N скважины а', МГ1а!сут/тыс.м*

11)002 2.21

100М 1.29

10018 0.92

10012 и.88

• Использование ускоренных методов. Для горизонтальных скважин имеет существенное значение возможность использования ускоренных методов исследования скважин. Специальные ускоренные методы исследования для горизонтальных скважин к настоящему времени не разработаны. Однако, учитывая, что ускоренные методы, н частности "экспресс метод", разработаны для пористых сред с длительной стабилизацией давления и дебита из-за низких фильтрационных свойств пласта, в пределах толщины Пластов ускоренные методы могут быть использованы и в горизонтальных скважинах. ')то Су.чет означать, что в пределах толщины однородного пласта при пуске горизонтальной скважины допускается плоско-радиальная фильтрация перпендикулярно горизонтальному стволу. Из вышеизложенного следует, что уменьшение времени исследования возможно пут ем использования ускоренных методов.

Но при этом, вместо горизонтальной проницаемости при при токе к вертикальному стволу кл приток в пористой среде к горизонтальному стволу происходи т с вертикальной проницаемостью к,.

Согласно этим методам, технологии исследования скважины обуславливает необходимость работы на каждом из 5-8 режимов продолжительностью /,=30-60 мин, затем скважина закрывается на время I, -30-60 мин. Далее при проведении "экспресс-мегода" полученные результаты обрабатываются по формуле (7):

Низкая проницаемость коллекторов I объекта ОПГКМ позволяет использовать более технологичный но исполнению и краткосрочный по продолжи Iелыи>сти «экспресс-метод».

Л3. -/'? ('„) = «,('„) • £>,(/,)+ь, (/„) • д; (/„)+/?• с, (/„) (7)

где /', (if)~ нсстабилизированное забойное давление к моменту времени /<=30 мин, £/.(/,,)- нестабилизировавшийся дебит скважины соответствующий времени 1Г =30 мин, a.Jtp) и b.-ft/J - коэффициенты фильтрационного сопротивления горизонтальной скважины соответствующие времени /,=30 мин. За время tr независимо от режима, т.е. от величины созданной депрессии на пласт, распределение давления происходит до некоторой величины текущего радиуса контура питания. Величина R(lp) зависит от

фильтрационных свойств пористой среды, а не от величины депрессии па пласт, создаваемой при различных режимах. Это означает, что на любом режиме независимо от величины депрессии на пласт за время tf распределение давления доходит до определенного расстояния R{Jp).

Обработка результатов исследования "экспресс-методом" в координатах Л/>3 — /'*(/ )

" 0(1 =а + b W -VСр) позволяет определить Зачем

скважина со своим режимом эксплуатации подключается к системе промыслового сбора для подготовки газа и через несколько дней работы па этом режиме определяется и СЛ.» Далее, по известным значениям Рц^щ И Qucm истинный коэффициент в.-.ш-а определяется из равенства:

-р* _/, .(У' " 1«)

• Использование метода обработки кривых стабилизации забойно! о давлении и Ai-биш па одном единственном режиме, с которым эксплуатируется исследуемая горизонтальная скважина. При использовании кривых стабилизации забойного давления и дебита для определения коэффициентов фильфационного сопротивления в/ и ft,. следует выбрать тот режим, с которым скважина эксплуатируется и в процессе стабилизации давления газ подастся в промысловую систему сбора и подготовки laia. Из этого следует, что если даже этот процесс длится довольно продолжительное время из-за отсутствии выпуска газа в атмосферу метод использования кривых стабилизации забойного давления и дебита становится экономически выгодным и более технологичным.

• Использование данных эксплуатации горизонтальных скважин. Мели скважина эксплуатируется длительное время, и за это время но различным причинам изменяется ее режим работы, то коэффициенты а., и Ь,. могут быть определены по данным эксплуатации, используя при этом формулу:

(D - >•]., о = и, ■ с». (/)+ь, ■ ош 1 (/) (У)

где е.- и Ь.. - коэффициента фильтрационного сопротивления, принимаемые в данном случае постоянными во времени. В таблице 3 представлены коэффициенты

фильтрационных сопротивлений горизонтальных скважин, используя данные эксплуатации горизонтальных скважин.

Таблица 3 - Результаты определении а, и Ь.. но данным эксплуатации горизонтальных скважин ОНГКМ

Мая. Ш1а'сут/тис.м' Ь.. (ЛиисутУтшс.шЗ)'

10002 2.09 0 59

10014 1.21 о.зв

10018 087 0.26

10023 2.83 0.91

10034 1.1 0.45

• Использование результатов исследования вертикальных скважин. Выше было отмечено, что из-за незначительных размеров зоны, дренируемой вертикальной скважиной, но сравнению с горизонтальной, продолжительность процесса стабилизации забойного давления и дебита в вертикальных скважинах значительно меньше, чем в горизонтальных. Цели пласт изотропный, та для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и его фильтрационных свойств могут быть успешно использованы результаты исследования вертикальных скважин. Кроме того, поисково-разведочные работы, как правило, проводятся с использованием вертикальных скважин, и результаты их исследования должны быть адаптированы к результатам исследования горизонтальных скважин, используемых при прогнозировании показателей разработки залежей. Имея результаты исследовании вертикальных скважин, можно определить коэффициенты фильтрационного сопротивления для горизонтальных скважин при учете геометрии зоны дренирования такими скважинами.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления вертикальных скважин имеют

вид:

—. . .„-1 1".°—т|п~

Л< К (Ю)

■ 2*- А' ./-г„ О 2п1-и1{хг К,) (1|)

и характеризуют фильтрационного-смкостныс свойства пласта и насыщающих его флюидов и геометрию зоны дренирования пласта. Обозначив через в* и Ь* характеристики пласта и свойств таза:

»• "-г;:-- -

можно рассчитать коэффициенты фильтрационных сопротивлений для и>ризонталыюй скважины, учитывая геометрию зоны дренирования шризонгальной скважины:

. _W2f, Д, -»A к ). 1

(13)

В таблице 4 приведены результаты определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений горизонтальных скважин, при использовании результатов исследования вертикальных скважин.

Таблица 4 - Результаты определения и Ьг ни результатам исследовании

1. Я. ь. ь.

M * иЛй'олММ*««1 (ЫЛя сумчнмс .')' «ni'otWMCH1 (МЛ* сгтля»« и * j '

300 600 24 0.12« 2.062 0,419

53 0» 4.5И 0.140

500 500 16 ¡¡.028 1.375 0.032

42 оове э,еов о,ose

800 600 32 0.142 2.748 0,040

se 0,234 4.812 0.271

Все разработанные методы определения коэффициентов филы рационного сопротивления являются приемлемыми для неоднородных низкопродуктивных пластов, каким является 1 объект' основной газокоиденсатной залежи Ol II'КМ. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений, полученные по предложенным выше методам, близки по значениям.

В третьей главе изучены факторы, подлежащие учету при обосновании технологического режима эксплуатации горизонтальных газовых скважин Olli КМ, к которым относятся: наличие подошвенной воды в приконтурной зоне; вскрыше неоднородного многослойного пласта горизонтальным стволом с учетом их емкостных и фильтрационных свойств и их взаимодействия; переменная толщина пласта; возможность периодической эксплуатации горизонтальных скважин, вскрывших пизконродуктивные залежи; подключение горизонтальных скважин в общий коллектор. Приведены аналитические методы определения производительности горизонтальной газовой скважины, вскрывшей пласт переменной толщины.

На рисунке 2 показаны зависимости увеличения дебита скважины по длине горизонтального ствола с учетом потерь давления. Из приведенных зависимостей видно, что дебит горизонтальной скважины практически линейно нарастает но длине ствола. Линейный рост дебита по длине горизонтальной части ствола указывает на незначительную величину потерь давления и ее влияние на производительность скважины. С ростом депрессии на пласт увеличивается дь"бнт горизонтальной скважины.

следовательно, увеличиваются потери давления в горизонтальном стволе. 11 целом потери давления при дебитах, ожидаемых на скважинах ОИГКМ, вскрывающих 1 объект, малы, и поэтому забойное давление но длине горизонтального участка практически постоянное.

—Ф—Q -я Р* (d<0,076M) . Г"х (4=0.0069 м)-к-Рк <d=0.1016 м)

Рисунок 2 — Рясиределеннс дебит* и потерь дявленнн но горизонтальному стволу - 300 м) при наличии НКТ d » 0,0762,0.ШМЧ, 0,1016 м

Па ОПГКМ наличие конденсата в газе и обводненность десятков скважин создают опасность образования жидкостной пробки. Поэтому при обосновании технологического режима работы горизонтальной скважины необходимо обосновать конструкцию горизонтального ствола, рассчитать распределение давления и дебита (скорости) но длине горизонтального участка ствола. При освоении залежи горизонтальными скважинами критическую величину депрессии па пласт следует определить у начала горизонтального ствола, если он не оборудован фонтанными трубами и на сечении у башмака, когда скважина оборудована фонтанными трубами. Эта отличительная черта горизонтальных скважин связана с большой длиной интервала притока и, в связи с этим, потерями давления по стволу.

Определение безводного дебита горизонтальных газовых скважин, дренирующих приконтурные зоны залежи

Для скважин, расположенных в приконтурных частях ОПГКМ, дренирующих I OÍÍ1.CKT, актуален такой критерий как предельно допустимая депрессия на пласт, обеспечивающая безводный дебит (рисунок 3).

сквяжиной

>;у I

19

Ц отличие от вертикальных, ствол горизонтальной скважины можно расположить ближе к кровле, тем самым, обеспечивая дренирование нрнконтурных тон, не опасаясь быстрого подтягивания конуса воды к скважине. Проведенные при исходных данных I объекта ОНГКМ расчеты покатывают, что максимальный дебит скважины зависит от толщины пласта. При перемещении ствола по толщине максимальное отклонение дебита возрастает при увеличении толщины пласта. При небольших толщинах пласта, в пределах 10 метров, изменение дебитов при перемещении горизонтального ствола но толщине составляет порядка 15 % и меньше.

При равных фильтрационно-емкостных свойствах пластов на величину предельно безводных дебитов влияет длина горизонтального ствола скважины. При длинах горизонтального ствола 590 м и 800 м разница в значениях дебитов составляет порядка 40 %.

Анизотропии пласта также существенно влияет на величину предельно безводного дебита V =\кук..\"*. При снижении у = от 1 до 0,548 отклонение по дебиту составляе т около 45-50 % (рисунок 4).

Изменение коэффициента проницаемости (для данного расчета но всей толщине пласта принимаем одинаковый) с 3,1 мД до 0,01 мД при прочих равных условиях приводит к уменьшению предельно безводных дебитов примерно на 90%

Рисунок 4 - Зависимость предельно бстьолыою дебита иракои гуриой горизонтальной скважины от коэффициент аанзотроама иласга И|ш 1^800 м

(Ь-50 м)

Высота подъема конуса подошвенной коды будет выше у начала горизонтального ствола, чем у торца, ч то связано с потерями давления по стволу.

Обоснование беггидратного режима работы горизонтальных гаювых скважин

При обосновании температурного режима эксплуатации горизонтальных газовых скважин следует учитывать их конструктивные особенности и изменение температурной! ноля но стволу таких скважин. Но общепринятой классификации горнзонтальные скважины делятся на три тина: скважины с большим, со средним и малым

радиусом кривизны. Для удобства определения температурного режима с приемлемой точностью, горизонтальные скважины разделены на две группы: на скважины с большим и средним радиусом кривизны, в которых искривленные участки ствола существенно влияют на изменение температуры но стволу скважины, и на скважины с малым радиусом кривизны, в которых изменение температуры по стволу может быть определено без учета искривленного участка. При расчете распределения температуры газа при его движении по искривленному участку ствола скважины используется геотермический градиент в пределах искривленного участка, который определяется, исходя из длины этого участка, по формуле: Г„, - (Г,..»» - 71-где Г».«, - температура и точке перехода искривленного участка в горизонтальный. Г*.«, - температура в точке перехода искривленного в вертикальный участок ствола, - длина искривленного участ ка.

Температура по горизонтальному стволу практически не изменяется, условий для образования гидратов в горизонтальном стволе не создается. Поэтому была рассчитана глубина гидратообразования (рисунок 5) только для вертикального ствола.

Рисунок 5 - Распределений фактической температуры и равновесной температуры гндратообраювяння но стволу I орцзонтальнон скважины в 500 м)

Подключение горизонтальных скважин в общий коллектор

Часто на практике несколько горизонтальных скважин или горизонтальные вместе с вертикальными, как правило, разнодсбитными скважинами подключены в общий коллектор. Обвязка нескольких разнодсбитных горизонтальных и вертикальных скважин в общий коллектор, как показывает промысловая практика, приводит к потерям давления в общем коллекторе, к задавливанию высокодсбитиыми скважинами иизкодсбитных.

Наилучшей схемой подключения горизонтальной скважины, впрочем, как и вертикальной, является индивидуальное подключение к УКПГ.

1) случае индивидуальной обвязки каждой скважины технологические режимы устанавливаются по схеме: пласт - скважина - шлейф. 11 случае подключения нескольких скважин в общий коллектор обоснование режима осуществляется по схеме: вход в коллектор, шлейф - устье скважины, скважина - пласт.

Поставленная задача решается аналитически, путем схематизации притока газа к горизонтальному стволу. Рассмотрено несколько случаев, которые имеют моею на практике - подключение в один коллектор трех, четырех, шести и восьми горизонтальных скважин по разным схемам с последующим отводом добываемого газа на УКНГ, а также комбинированные схемы подключения горизонтальных и вертикальных скважин па примере скважин 01II КМ.

; См. ьм | <1 ■ НО

55М у

а * 1«о

200 м а ■ но

»920 х » 140

а "»о , 290м См 3 тг | ,

| с» 2т |

Рисунок 6 - Пример С1СЫЫ и од ключевин скважин ■ общий коллектор на ОНГКМ

Ввиду высоких пластовых давлений горизонтальных газовых скважин I объекта ОНГКМ, подключение их в общий коллектор приводит к неоправданно большим депрессиям, что негативно влияет на технологический режим эксплуатации скважин. 11рактически работа шлейфа диктует жесткий критерий выбора технологического режима скважин - высокие депрессии на пласт. Эти приводит к созданию денресснонных воронок вокруг скважины и быстрому снижению дебита.

Вскрытие неоднородной многопластовой гашвой залежи, обеспечивающее устойчивый режим эксплуатации горизонтальных газовых скважин

Для вовлечения в разработку всего продуктивного разреза необходимо вскрывазь гори юн галы(ым стволом все газонасыщенные нропластки. При вскрытии пласта под единым зенитным углом запасы отдельных пронластков будут истощаться с разной интенсивностью, так как их нроницаемоези существенно отличаются. Для равномерного дренирования запасов продуктивных пронластков, не имеющих гидродинамическую связь, необходимо длину фильтра выбрать пропорционально емкостным н фильтрационным свойствам. Равномерность истощения каждого нронластка с различными запасами и проницаемостями может быть достигнута при длине вскрытия каждого нронластка равной:

/ - ,

'~Ъ 'к

• (14)

где (>«.<«1, Омт г запасы газа в высокопроницаемом и ¡-ом нронласткцх; к, - нроницаемоези высокопроницаемого и ¡-го пронластков: /•««..' ¿1 - вскрываемая длина гори юн зального ствола в высоконроницаемом и (-ом нронласткс.

Запасы газа каждого пронластка определяются но формуле (5). Н расчете размеры фрагмента приняли Х- 1000 м, У = 1000м. I) таблице 5 приведены результаты расчета длины горизонтальных участков, вскрывших различные изотропные пронластки, исходя из общей длины горизонтального ствола.

Таблица 5—Длины горизонтальных участков в зависимости от общей длины горизонтального ствола

Обшяя длина прииншм •10 стаола, м Длина »скрытия проиластков, м

Ц-ТмчД 2 Ц-Мм* 1 ........... 4 5 ц-ы«*

200 6,7 41.2 132.7 14.7 5.2

50« 16.6 102.7 331.1 36,5 12.4

1000 33.2 205,6 662.5 73.1 25,7

Для горизонтальной скважины были рассчитаны дебиты lata нрн различных проектируемых длинах горизонтального ствола с учетом различных коэффициентов анизотропии. Суммарный дебит скважины складывался из дебигов, приходящихся на каждый нропласток (таблица 6).

Таблица 6 - Распределение дебнзпв но проплштким в зависимости от длины горизонтального ствола___________

Общат длима лори*оит»льмо*о ммма.Тй.м Цлина мирмтодо npoftiiicMM, Lm m Д»6ит у я пропишет**, Qap, ям.м'/суп

67 06

200 41.2 20 3

132.7 567

14.7 7.2

5.2 1.4

166 1 »

500 _102 7 ээм _____61 "* 142.1.....

36 5 16 2

12 9 34

Э3.2 29

1000 206 6 662. S 101 ft 264.1

Т3.1 363

257 69

Вскрывать пласт необходимо восходящим профилем, в противном случае может образоваться вблизи торца гидрозатвор, связанный с наличием конденсата в газе.

Определение проимодительности горизонтальной газовой скважины, вскрывшей пласты с неременной толщиной

Практически на всех месторождениях массивного и н нриконтурных частях пластового типов толщина продуктивного пласта уменьшается, стремясь к нулю на контуре нефтегаюносности.

Разработанные до настоящего времени методы определения производительности горизонтальных нефтяных и газовых скважин получены для однородного изотропной) и

аии'ютропного пластов постоянной толщины. При этом форма зоны дренирования принималась в виде круга, эллипса и полосообраэного пласта. Устойчивость режима эксплуатации горизонтальных скважин, вскрывающих пласты в зоне с неременной толщиной, зависит от направления и расположения горизонтального ствола. Направление ствола перпендикулярно к контуру газоносности приводит к преждевременному обводнению скважины.

(б)

Рисунок 7 — Схемы притока газа к горизонтальной скважине, расположенной в прнкоитуриой зоне власти

Задача о влиянии изменения толщины пласта на производительность горизонтальных газовых н i азоконденсатных скважин решена приближенным аналитическим и проверена "точным" численным методами с использованием геолого-матсматичсской модели фрагмента залежи с переменной толщиной (рисунок 7).

I) работе рассмотрены три схемы фрагмента нриконтурной зоны: при одинаковом расстоянии до контура газоносности R«; при условии, что радиус контура питания со стороны зоны переменной толщины в 2 раза больше, чем расстояние до контура питания зоны с постоянной толщиной; переменная толщина - только и привой верхней части пласта. При переменной толщине пласта (L=500m, Р1Ы=12МПа, Р,-9М11а) на производительность скважин существенно будут влиять расположение горизонтального ствола но толщине (рисунок 8) и расстояние до контура газоноснос ти (рисунок 9).

0.1 0.4 0.» 00 0.7 Отосимпым ■счытса апкя

•!>■■ * И -«—»>11« М1ви -

Рисунок 8 - Зависимость дебн га горизонтальной скважины от се расположении относительно толщины иласга ирн К^ =■ Ккм(| ■ 500 м

я ------- - — . ------------ ------ .. —. ...........-

о -- ------.— —--1—----------,

0 0.1 0.2 0.1 0.4 0.5 0.0 0.Г 0.0 0.9 1 Оаисяшмим^миикп

Рисунок 9 - Зависимость дебита 10|>м Ш111ильной скиажныы от ее расположении относительно толщины иласга при Я^, <К%1шст « 500 м, Ко*, =¡000.4)

При различном расстоянии до контура питания со стороны постоянной и переменной толщины пласта к«|И.р = 2К»1Нл:1 дебит горизонтальной скважины снижается примерно в 1,1 - 1,3 раза, по сравнению с условием равенст ва К«,^,, = Км>кг|.

Были проведены сравнения дсбитов горизонтальных скважин, вскрывающих нриконтурные зоны, с дебигами горизонтальных скважин, вскрывающих нолосообразныс пласты. Дебит горизонтальных скважин, вскрывающих нолосообразныс пласты, выше, чем дебит нрикоитурных скважин, в среднем, в 1,4 раза.

Чем меньше толщина иласга, тем меньше разница между дебигами скважин, вскрывающих пласты с переменной и постоянной толщиной. Результаты расчетов показали; что при небольших толщинах пласта (порядка 10 м) дебит нрнконтурной

скважины приближается к значению дебита горизонтальной скважины, дренирующей нолосообраэный пласт (рисунок 10).

т ь»ьо», ■ »■■ми»

— ■ ГИМН4С1 —М 10м к парами

пласт) лпаст)

• КЦИИ ГШ* I*

—(и20и(попомо0р тс!)

- » — МбЧПОЯПСООСр ЛПКЦ

— - К» 20 Н (С ми»"' МШИМОМ)

—— (и* и К пцинн» яп«ам|

Рисунок 10 - Соотношение дебитом горизонтальных скнмжнн, ккрывяющик иолосообрмзнын иллст н и р и контурную мну с меремеиной толщиной (К« ■ 500 м)

Ьолыиой практический интерес представляет замена площади дренирования приконгуриой скважины на такую же по значению площадь полосообрашого пласт с одинаковыми расстояниями до внешнего контура газоносности и, соответственно, различными толщинами. При толщине пласта Ь = 50 м и расстоянии до контура питании Кк - 500м в случае клинообразного пласта (переменная толщина только в верхней чист) площадь 8 = 43750 м2. Тогда при одинаковой площади н расстоянии до контура питания толщина колосообразного пласта составит Ь * 43,75м.

26

340

эоо

290

f гоо

Щ

Í ISO

а

100 ю о

0.0 0 2 14 OS 0.0 1.0

Omolmmmim КЧИМ

—■«— timet «НЩ h-8(S*4375«»2) — — WKimput ini) *)*Ю|ЗД7йОм2) — — ж) парам томц n-20 (SM7S00 *2) — — nmct nafwM i0A4Ii»S0<SM3790m2) —-0MK«iKiM»»|SMjniiI) —neme nmel MJi {Э-0750 мЗ> -КМЮСЛЛЯС1 &(S-1Í5ÜÜ nJ| HWWCMKI h-43.r5|SB43TS0*>2]

Рисунок II — Сравнение дебатов ГС, вскрывшей пласте неремемнон толщиной с дебатами ГС колосообразного иласга при одинаковой площади

Дсбиты горизонтальной скважины, искрившей пласт с переменной толщиной, близки но значению к дебитам горизонтальной скважины, вскрывшей нолосообразный пласт такой же площади при небольших толщинах шшста(рисуиок 11).

Полученные результаты работы должны быть использованы при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений с применением горизонтальных газовых скважин для освоения ресурсов залежей массивного и ириконтурной части пластового типов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложены приближенные методы и установлена их пригодность исследования горизонтальных газовых скважин ОНГКМ для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, параметров пластов и обоснования их технологических режимов, позволяющих существенно сократить потери газа и продолжительность исследований таких скважин.

2. Отличительной чертой горизонтальных скважин в условиях обводнения являете» то, что возможно увеличение предельно безводного дебита при постоянной депрессии путем увеличения длины горизонтального ствола и определения оптимальною сю расположения но толщине пласта. Линейный рост дебита но длине горизонтальной части ствола указывает на незначительное влияние потерь давления на производительность скважины. Потери давления при существующих и ожидаемых дебитах на скважинах ОПГКМ, вскрывающих 1 объект, незначительны, в расчетах забойное давление можно принять но длине горизонтального участка постоянным.

3. Температура по горизонтальному стволу практически не изменяется, условий для образования гидратов а горизонтальном стволе на ОШ'КМне создастся. Поэтому была

рассчитана глубина возможного образования гидратов для искривленного и вертикального участков ствола.

4. Установлено, что подключение горизонтальных газовых скважин, вскрывших I объект ОНГКМ, в общий коллектор ведет к неоправданно большим депрессиям, что негативно влияет на технологический режим эксплуатации таких скважин. Практически работа шлейфа диктует жесткий критерий выбора технологического режима скважин -высокие депрессии на пласт. Это приводит к созданию депресснониых воронок вокруг скважины и быстрому снижению дебита. Необходимо обосновывать подключение новых и иеренодключения существующих горизонтальных скважин в общий коллектор с учетом возможного отрицательного влияния на рздим эксплуатации горизонтальных газовых скважин.

5. Для равномерного дренирования запасов в неоднородных пластах предложено их вскры тие пропорционально емкостным и фильтрационным свойствам всех пронластков.

6. Впервые предложены приближенные методы определения производительности горизонтальной газовой скважины, вскрывшей полосообразную залежь с переменной толщиной, учитывающие влияние размещения горизонтального ствола но толщине пласта н относительно контура питания Хк со стороны переменной толщины на производительность. Для практического применения в инженерных расчетах для пластов небольших толщин предложена замена площади дренирования пласта с переменной толщиной только в верхней части на эквивалентный по площади (газоносный обьскт постоянной толщины при одинаковом радиусе дренирования.

Основные положении диссертации опубликованы в следующих работах

1. Алиев З.С., Мараков Д.А., Котлярова Н.М. Ресурсосберегающие технологии исследования горизонтальных газовых скважин на стационарных режимах фильтрации -М.: Институт нефтегазового бизнеса, материалы V международного технологического симпозиума "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтеотдачи" март 2006 г. - 3'>6-401 с.

2. Алиев З.С.. Котлярова Е.М. Определение производительности горизонтальной скнажипы, вскрывшей пласт с неременной толщиной. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, материалы V международного технологического симпозиума "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтеотдачи", март 2006г.-268- 272 с.

3. Котлярова U.M. Оценка производительности горизонтальной газовой скважины, вскрывшей пласт переменной толщины. - М.: ВНИИОЭНГ N 7 2006г. - 39-41 с.

4. Алиев З.С., Иванов С.И., Котлярова Е.М.. Расчет вскрытия низкопропицаемых коллекторов горизонтальной скважиной приближенным методом на примере I объекта ОНГКМ. - М.: ВНИИОЭНГ N 5 2006г. - 52-54 с.

5. Алиев З.С., Фролова Т.В., Котлярова Е.М., Плотников И.С. Определение производительности горизонтальной газовоП скважины, вскрывшей пласт переменной толщины. - М.: ВНИИОЭНГ N 7 2006г. - 3ь-39 с.

6. Котлярова Е.М., Назыров М.Р., Валесва О.Н. Обоснование исследований, необходимых при проектировании промышленного освоения и разработки газоконденсагных месторождений горизонтальными скважинами. - М.: ВНИИОЭНГ N 7 2006г.-32-36 е.

7. Котлярова Е.М. Определение технологического режима работы горизонтальной газовой скважины при вскрытии пластов с подошвенной водой на примере I объекта OI1ГКМ. - M.: BI1ИИОЭНГ N 5 2006г. - 26-28 с.

8. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А., Котлярова Е.М. О возможности периодической эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывших низкопродуктивные залежи. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, материалы V международною технологического симпозиума "Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышение нефтеотдачи", март 2006г. - 496 с.

9. Алиев З.С., Сомов В.Е., Котлярова Е.М. Методы определения производительности горизон тальных скважин, вскрывших пласты с переменной толщиной. - М.: изд. "11ефть и газ" РГУ нефти и газа им. Губкина И.М. Тезисы докладов конференции ИИНГ РАН «Современные проблемы нефтегазоносносги Восточной Сибири», октябрь 2006г.- 73 с.

10. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А., Котлярова Е.М. Разработка экологически чистых и ресурсосберегающих методов исследования горизонтальных гаюиых скважин -М.: изд. "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. Губкина И.М. Тезисы докладов конференции И11НГ РАН «Современные проблемы нефтегазоносносги Восточной Сибири», 2006г - 69-

70 с.

Подписано в печать 2.6. {0.06 Формат 60x90/16

Объем /1щяж??00

Заказ 693_

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Котлярова, Елена Михайловна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ОСНОВ ИССЛЕДОВАНИЯ И ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

1.1 Современное состояние исследований горизонтальных газовых скважин.

1.2 Современное состояние обоснования и выбора технологических режимов эксплуатации горизонтальных газовых скважин.

ГЛАВА 2 ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

2.1 Исследования на стационарных режимах фильтрации.

2.1.1 Технология исследования горизонтальных тазовых скважин при стационарных режимах фильтрации.

2.1.2 О целесообразности определения коэффициентов фильтрационного сопротивления я, и Ь по результатам исследования горизонтальных скважин.

2.1.3 Возможности определения коэффициентов фильтрационного сопротивления горизонтальных газовых скважин.

2.2 Исследования на нестационарных режимах фильтрации.

2.3 Исследования горизонтальных скважин на ОНГКМ.

ГЛАВА 3 ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ НИЗКОПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ ОНГКМ

3.1 Особенности обоснования технологического режима горизонтальных газовых скважин.

3.1.1 Критерии, необходимые для обоснования техноло1 ического режима работы горизонтальной газовой скважины:.

3.2 Производительность горизонтальных скважин с учётом изменения забойного давления подлине горизонтального ствола.

3.3 Обоснование безгидратного режима работы горизонтальных газовых скважин.

3.4 Определение технологического режима работы горизонтальной газовой скважины при вскрытии пластов с подошвенной водой на примере приконтурной зоны I объекта ОНГКМ.

3.5 Влияние подключения в общий коллектор горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин на режим их эксплуатации.

3.6 Разработка технологии вскрытия неоднородной многопластовой газовой залежи, обеспечивающей устойчивый режим эксплуатации горизонтальных газовых скважин.

3.7 Аналитический метод определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с переменной толщиной

3.7.1 Влияние расположения горизонтального ствола на производительность скважины при вскрытии пласта с переменной толщиной.

3.7.2 Влияние расстояния до контура газоносности на производительность горизонтальной скважины при вскрытии пласта с переменной толщиной.

3.7.3 Возможность оценки производигельности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с переменной толщиной, путем замены его на эквивалентный газоносный объект с постоянной толщиной.

3.8 Численный метод определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с переменной толщиной.

3.8.1 1еоретические основы создания геолого-математических моделей фрагментов различных месторождений для изучения процесса стабилизации забойного давления и дебита.

3.8.2 Модель фрагментов для клинообразною пласта (на основе данных скважины 10048 ОНГКМ).

3.9 О возможности периодической эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывших низкопродуктивные залежи.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов исследования и технологий эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывших неоднородные низкопродуктивные пласты"

В настоящее время горизонтальные скважины находят все большее применение при разработке месторождений природного газа и нефти. Основное преимущество горизонтальных скважин - многократное увеличение площади фильтрации пластового флюида за счет длины горизонального ствола, соответственно уменьшение депрессии на пласт. Существенными преимуществами горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными являются:

- увеличение производительности горизонтальных скважин при любых емкостных и фильтрационных свойствах продуктивных пластов;

- обеспечение рентабельности разработки низкопродуктивных, пластов с малой толщиной, шельфовых месторождений;

- увеличение продолжительности периода постоянной добычи газа и доли начальных запасов, отбираемых в периоды нарастающей и постоянной добычи;

- увеличение коэффициента извлечения нефти маломощных нефтяных месторождений;

- вскрытие каждого пропластка пропорционально их емкостным и фильтрационным свойствам, и удельным запасам газа и нефти;

- увеличение коэффициента газоотдачи маломощных газовых месторождений при оптимальном вскрытии всех пропластков;

- снижение возможности образования глубоких депрессионных воронок;

- устойчивая длительная эксплуатация скважин в условиях возможного разрушения призабойной зоны пласта и обводнения скважин;

- возможность регулирования подъема конуса подошвенной воды изменением конструкции фонтанных труб, спущенных в горизонтальную часть ствола.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Котлярова, Елена Михайловна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложены приближенные методы исследования горизонтальных газовых скважин ОНГКМ (и установлена их пригодность) для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления, параметров пластов и обоснования их технологических режимов, позволяющих существенно сократить потери газа и продолжительность исследований таких скважин.

2. Отличительной чертой горизонтальных скважин в условиях обводнения является то, что возможно увеличение предельно безводного дебита при постоянной депрессии путем увеличения длины горизонтального ствола и определения оптимального его расположения по толщине пласта. Линейный рост дебита по длине горизонтальной части ствола указывает на незначительное влияние потерь давления на производительность скважины. Потери давления при существующих и ожидаемых дебитах на скважинах ОНГКМ, вскрывающих I объект, незначительны, в расчетах забойное давление можно принять по длине горизонтального участка постоянным.

3. Температура по горизонтальному стволу практически не изменяется, условий для образования гидратов в горизонтальном стволе на ОНГКМ не создается. Поэтому была рассчитана возможность образования гидратов для искривленного и вертикального участков ствола.

4. Установлено, что подключение горизонтальных газовых скважин, вскрывших I объект ОНГКМ в общий коллектор ведет к неоправданно большим депрессиям, что негативно влияет на технологический режим эксплуатации таких скважин. Практически работа шлейфа диктует жесткий критерий выбора технологического режима скважин - высокие депрессии на пласт. Это приводит к созданию депрессионных воронок вокруг скважины и быстрому снижению дебита. Необходимо обосновывать подключение новых и переподключения существующих горизонтальных скважин в общий коллектор с учетом возможного отрицательного влияния на режим эксплуатации горизонтальных газовых скважин.

5. Для равномерного дренирования запасов в неоднородных пластах предложено их вскрытие пропорционально емкостным и фильтрационным свойствам всех пропластков.

6. Впервые предложены приближенные методы определения производительности горизонтальной газовой скважины, вскрывшей полосообразную залежь с переменной толщиной, учитывающие влияние размещения горизонтального ствола по толщине пласта и относительно контура питания Ик со стороны переменной толщины на производительность. Для практического применения в инженерных расчетах для пластов небольших толщин предложена замена площади дренирования пласта с переменной толщиной только в верхней части на эквивалентный по площади газоносный объект постоянной толщины при одинаковом радиусе дренирования.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Котлярова, Елена Михайловна, Москва

1. Абрашов В., Будилин М. Особенности обработки результатов ГДИ. Oil & Gas Eurasia N7-8, 2005.

2. Алиев З.С. Разработка и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ООП ГАНГ им. И.М. Губкина, Часть I и II, 1992.

3. Алиев З.С., Андреев О.Ф. Методика расчета основных показателей при проектировании разработки газовых месторождений. Газовое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1970, вып.2.

4. Алиев З.С., Андреев С.А., и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978.

5. Алиев З.С., Арутюнова К.А. Определение необходимой длины горизонтального ствола газовой скважины в процессе разработки. // Газовая промышленность. 2005 N 12.

6. Алиев З.С., Бондаренко В.В. "Исследование горизонтальных скважин": Учебное пособие. М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 300 с.

7. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. Изд. "Печорское время", Печора, 2002.

8. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Технология применения горизонтальных скважин. Часть 1. М.: ГУП Изд. "Нефть и газ" ГРУНГ им. И.М. Губкина, 2004.

9. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. М.: Нефть и газ, 2001.

10. Алиев З.С., Бутаев Ф.Ф. Экономическая эффективность исследования горизонтальной скважины только на одном режиме. HIN 1,2006.

11. Алиев З.С., Котлярова Е.М. Современное состояние изученности проблемы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки залежи. М.: НТ журнал "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе", N 9, 2003.

12. М.Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. М.: Техника, 2001.

13. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин дляосвоения нефтяных месторождений. М.: Техника ООО "ТумаГрупп", 2001.- 192с.

14. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Черных В.В. Продуктивность многоствольной скважины в условиях обводнения. // Газовая промышленность N 1, 1999.

15. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995 г.

16. Басниев К.С., Алиев З.С., Райкевич С.И., Стрельченко В.В., Хабибуллин P.A. Рекомендации по исследованию скважин Ямбургского месторождения. // Газовая промышленность N 1, 1999.

17. Басниев К.С., Алиев З.С., Сомов Б.Е., Ермолаев А.И. Определение оптимальной конструкции горизонтальных скважин. // Газовая промышленность N 1, 1999.

18. Басниев К.С., Алиев З.С., Сомов Б.Е., Жариков М.Г. Выбор режима работы горизонтальной скважины. // Газовая промышленность N 1, 1999.

19. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидродинамика. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований,2003.

20. Басниев К.С., Хайруллин М.Х., Садовников Р.В., Шамсиев М.Н., Морозов П.Е. Исследование горизонтальных газовых скважин при неустановившейся фильтрации // Газовая промышленность 2001, N 1, стр.41-43

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

22. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. М.: Наука. 1986.

23. Будущее за горизонтальными скважинами // Нефтяник. N 6,1989.

24. Бузинов С.Н., Григорьев A.B., Славицкий B.C. и др. Исследование горизонтальных скважин на нестационарных режимах. // Газовая промышленность. 1997. N 10.

25. Габбасов Г.Х. Эффективность бурения и эксплуатации горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. N 8, 1981.

26. Гноевых А.Н. Горизонтальное бурение: состояние и перспективы. ГПЫ 10, 1997.

27. Горбунов В.Е., Алиев З.С. Влияние несовершенства газовых скважин на их производительность: Обз. Информ. ВНИИЭГазпром М.: Вып. 10: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.

28. Грингартен А. Особенности исследования скважин на газоконденсатных месторождениях. Труды международного Форума исследователей скважин и II научно-практической конференции. -М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004.

29. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995.

30. ГриценкоА.И., Зотов Г.А., Степанов Н.Г., Черных В.А. Теоретические основы применения горизонтальных газовых скважин // Юбилейный сборник научных трудов М.: ИРЦ РАО "Газпром",1996.

31. Дворецкий П.И., Николаев А.Е., Попов С.Б., Ярмахов И.Г. Анализ производительности горизонтальных скважин. ГП N 10,1997.

32. Джилмен Д.Р., Джаргон Д.Р. Оценка поведения горизонтальных скважин с учетом показателей для вертикальных скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. N 10-12 1992.

33. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В. и др. Эксплуатация газовых скважин. М.: Наука, 1995.

34. Жианиезини Д.Ф. Причина широкого распространения горизонтального бурения // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. N 3, 1989.

35. Жианиезини Д.Ф. Технология эксплуатации скважин с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. N 5, 1989.

36. Закиров С.Н., Пискарев В.И., Гереш П.А., Ершов С.Е. Разработка водоплавающих залежей с малым этажом газоносности на основе горизонтальных скважин. ГП N 5, 1997.

37. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. М.: Недра, 1988.

38. Зотов Г.А. Методика газогидродинамических исследований горизонтальных газовых скважин. М.: Ротапринт ВНИИГаза, 2000.- 114 с.

39. Зотов Г.А. Прикладные проблемы использования горизонтальных газовых скважин при разработке месторождений. Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III. Сборник научных трудов.- М.: ВНИИГАЗ, 1998.

40. Зотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980.

41. Зотов Г.А., Степанов Н.Г., Тверковкин С.М. Первый опыт газодинамических исследований горизонтальных скважин на газоконденсатных месторождениях России. Сб. научных трудов.

42. Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть I. М.: ВНИИГАЗ, 1994.

43. Ибрагимов А.И., Некрасов A.A. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке. // Газовая промышленность 1997, N7.

44. Ибрагимов А.И., Сидоров J1.B. Влияние высокопроницаемых пропластков на характер обводнения горизонтальной скважины. ГП N 10, 1997.

45. Иванов С.И., Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А. Газоотдача газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 2005.

46. Иктисанов В.А., Мазитов К.Г., Мусабирова Н.Х. Совершенствование методик интерпретации КВД горизонтальных скважин. Труды международного Форума исследователей скважин и И научно-практической конференции. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004.

47. Ипатов А. И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов.

48. Кагарманов Н.Ф., Самигуллин В.Х., Халявкин В.И. Опыт горизонтального бурения в Башкирии. Экспресс-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин: ВНИИОЭНГ. Вып. 10 -М., 1990.

49. Казак A.C., Горизонтальные скважины и гидравлический разрыв пласта. Нефтяное хозяйство, N 12, 1992.

50. Кандаурова Г.Ф., Фазлыев Р.Т. и др. Некоторые проблемы разработки сложнопостроенных залежей нефти горизонтальными скважинами. Нефтяное хозяйство, N 7, 2005.

51. Каригсон X., Битл Р. Мировой опыт успешного горизонтального бурения // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. N 3, 1989.

52. Кочина H.H., Кочина П.Я. Николаевский В.Н. Мир подземных жидкостей. М.: ИФЗ РАН, 1994.

53. Крылов В.И., Оганов A.C. Проектирование строительства дополнительного наклонно направленного и горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины. М.: РГУНГ им. И.М. Губкина, 2002.

54. Кудрявцев Е.М. Mathcad 8. Символьное и численное решение разнообразных задач. М: ДМК, 2000.

55. Кузнецова М.А., Котлярова Е.М., Валеева О.Н. Выбор критериев для ранжирования скважин ОНГКМ М.: Научно-технический журнал "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе", N 9, 2004.

56. Кузнецова М.А., Кузьмина Ф.С., Коршунов А.И. Особенности разработки основной залежи Оренбургского НГКМ на этапе падающей добычи. Достижения, проблемы, перспективы. -Оренбург: ИПК "Газпромпечать" ООО "Оренбурггазпромсервис", 2002.

57. Левченко И.Ю., Левченко B.C. Способ обработки результатов гидродинамических исследований газовых скважин на стационарных режимах. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004.

58. Лейбензон Л.С. Собрание трудов. Том 2. Подземная гидрогазодинамика. М.: Издательство Академии наук СССР.

59. Лозин Е.В., Шушарин В.П. и др. Гидродинамические и термометрические исследования в горизонтальных скважинах. Нефтяное хозяйство, N 2, 2005.

60. Лысенко В.Д. Исследование малопродуктивных скважин по методу восстановления давления. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004.

61. Лысенко В.Д., Козлова Т.В. К расчету дебита горизонтальных скважин. Нефтепромысловое дело. N 6-7 1997.

62. Мак-Кейб Ч. Бурение скважин с большим горизонтальным смещением забоя // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. N 5, 1990.

63. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1992.

64. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. -М.: Недра, 2003.

65. Модюи Д. Определение продуктивности скважин с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -N 11, 1988.

66. Некрасов A.A. Моделирование сопряженного течения газоконденсатной смеси в пласте и внутри горизонтальной скважины. // Газовая промышленность. 1996. - N 1-2.

67. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. М.: ИРЦ РАО Газпром, 1997.

68. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Разработка аналитических и численных методов определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими неоднородных многослойных пластов. Докл. конфер. С-Петербург, 1997.

69. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С., Сомов Б.Е., Карагаев Ж.Г. Определение параметров газонефтяного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной. ГП N 10,1997.

70. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины. // Прикладная математика и механика. -АН СССР, 1956.

71. Ремизов В.В., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Определение влияния конструкции горизонтальных скважин на равномерность дренирования газовых и газоконденсатных залежей. НТ сб. ИРК РАО Газпром, 1996.

72. Рогачев С.А., Алиев З.С., Сомов Б.Е. Оптимальная конструкция горизонтальной нефтяной скважины. // Газовая промышленность N 1, 1999.

73. Российская газовая энциклопедия. М: Научное издание "Большая Российская энциклопедия", 2004.

74. Рябоконь С. А., Бородин A.M. и др. Бурение горизонтальных скважин с сохранением их продуктивности на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз". Нефтяное хозяйство, N 9, 2005.

75. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Борьба с выносом песка в скважины с горизонтальным стволом.

76. Сперанский Б.В., Котлярова Е.М., Кузнецова М.А. Проблемы эксплуатации газовых скважин на поздней стадии разработки залежи. Достижения, проблемы, перспективы. Оренбург: ИПК "Газпромпечать" ООО "Оренбурггазпромсервис", 2002.

77. Стаг Т.О., Рели Р.Х. Заканчивание скважин с горизонтальным стволом на Аляске. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. N 3 1990.

78. Степанов Н.Г., Черных В.А., Тверковкин С.М., Скира И.Л. Временная инструкция по стационарным гидродинамическим исследованиям горизонтальных газовых скважин в сложных геологических условиях. М.: ВНИИгаз, 1995.

79. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003.

80. Федорцев В.К., Брехунцов A.M. и др. Об особенностях интерпретации результатов исследования пластов и скважин неустановившейся фильтрации в гидродинамически неоднородном коллекторе газоконденсатных залежей.

81. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.

82. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. М.: Ротапринт ВНИИгаза. - 2000. - 189 с.

83. Черных В.А. Методика обработки результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин. ГП N 10,1997.

84. Черных В.А., Славицкий B.C. Стационарные газогидродинамические исследования горизонтальных скважин. ГП N 12, 1997.

85. Чугаев P.P. Гидравлические термины. М.: Высшая школа, 1974.

86. Шагиев Р.Г. Состояние современных гидродинамических исследований скважин. Труды международного Форума исследователей скважин и II научно-практической конференции-М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2004.

87. Юдин В.М., Вдовенко В Л. Эффективность разработки НГКМ многозабойными скважинами. // Газовая промышленность, N 2, 2000.

88. De Montigny О., Sorreaux P., Louis A., Lessi J. Horizontal WellDrilling Data Enchance Reservoir Appraisal. // Oil & Gas Journal, 1988, N37.

89. Don Pearce, M. Johnson, Bo Godfrey. Horizontal well drilled into deep, not Austin chalk. Oil & Gas Journal, Apr. 3, 1995.

90. Ian Martin. Study evaluates horizontal well. Oil & Gas Journal, July 24, 1995.

91. J. Bosio, L. H. Reiss. Site selection remains key to success in horizontal-well operations. Oil & Gas Journal, Feb. 29, 1988.

92. Joshi S. D. Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company, Tulsa, 1991. 553 p.

93. Mariotti C., Armessen P., Jourdan A.P. Horizontal Drilling has negative and positive factors. // Oil & Gas Journal, 1988, N 21.

94. P. Armessen, Andre P. Jourdan, Ch. Mariotti. Horizontal drilling has negative and positive factors. Oil & Gas Journal, May 23, 1988.

95. P. Dussert, G. Santoro, H. Soudet. A decade of drilling developments pays off in offshore Italian oil field (Horizontal well operations 1). Oil & Gas Journal, Feb 29, 1988.

96. Poco drilling experemental horizontal wells at Watts field // Enhanced Recovery Week. 1989, 25/XII.

97. S. Zakirov. Coning effects examined for oil-rim horizontal wells. Oil & Gas Journal, June 26, 1995.

98. Smaller operators reap benefits from horizontal drilling // Enhanced Recovery Week. 1989,27/XI.

99. Study compares sweep efficiency of horizontals, verticals // Enhanced Recovery Week. 1989, 10/VII.

100. T. Shroeder, Dan Mathis, Ron Howard, Guy Williams, Jimmy Sun. Teamwork and geosteering pay off in horizontal project. Oil & Gas Journal, Feb. 27, 1995.

101. T.E. Zaleski Jr., E. Spatz. Horizontal completions challenge for industry. Oil & Gas Journal, May 2, 1988.

102. The comprehensive English-Russian scientific and technical dictionary. In 2 volumes. Moscow: Russky Yazyk, 1991.

103. W. Gregory Deskins, William J. McDonald, Thomas B. Reid. Survey shows successes, failures of horizontal wells. Oil & Gas Journal, June 19, 1995.