Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов повышения эксплуатационной надежности скважин подземных хранилищ газа

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов повышения эксплуатационной надежности скважин подземных хранилищ газа"

На правах рукописи

КИСЕЛЕВ ВИКТОР ВЛАДИМИРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ НАДЕЖНОСТИ СКВАЖИН ПОДЗЕМНЫХ ХРАНИЛИЩ ГАЗА

Специальность 25 00 17 Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ООЗиьь^оо

Ставрополь - 2007

003059388

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью «Кавказтрансгаз» (ООО «Кавказтрансгаз»), г Ставрополь

Научный руководитель: доктор технических наук

Зиновьев Василий Васильевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Басниев Каплан Сафербиевич

кандидат технических наук Ильченко Лариса Алексеевна

Ведущая организация:

ОАО «ЛУКОЙЛ - ВолгоградНИПИморнефть», г Волгоград

Защита состоится « 29 » мая 2007 г в 12 час на заседании диссертационного совета Д212 245 02 при Северо-Кавказском государственном техническом университете по адресу 355028, г Ставрополь, пр Кулакова, 2

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-Кавказского государственного технического университета

Факс (8652)94-60-12 Е-ша11 1а§1гоуз1у@псзШ ги

Автореферат разослан « ** с » апреля 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета.

канд техн наук, доцент ю А Пуля

Общая характеристика работы

Актуальность исследований. В России создана и успешно функционирует Единая система газоснабжения (ЕСГ) Важными звеньями этой системы являются подземные хранилища газа (ПХГ), предназначенные как для сглаживания неравномерности потребления газа, так и стабилизации экспортных поставок

Большая часть подземных хранилищ газа сооружена в истощенных газовых и нефтяных месторождениях

В отличие от месторождений основной особенностью эксплуатации ПХГ является циклических характер эксплуатации, связанный с закачкой газа в хранилища в весенне-летний период и отбором газа в осенне-зимний Такой характер эксплуатации ПХГ приводит к изменениям емкостно-фильтрационных свойств (ЕФС) пласта и является одной из причин снижения производительности скважин хранилищ

Не менее важными причинами ухудшения ЕФС пласта и снижения производительности скважин являются проникновение цементного раствора и промывочных жидкостей в продуктивный пласт при бурении и ремонте скважин, особенно в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), а так же полимер-глинистых компонентов и других частиц при закачке газа в хранилища

Применяемые на газовых и нефтяных месторождениях известные методы повышения производительности скважин не в полной мере учитывают особенности строительства и эксплуатации скважин ПХГ

В этой связи разработка новых и совершенствование существующих технологий повышения производительности и эксплуатационной надежности скважин ПХГ является актуальной задачей

Исследованиям некоторых вопросов из этой задачи и посвящена диссертационная работа, которая выполнена в соответствии с важнейшими научно-техническими проблемами и программами НИОКР ОАО «ГАЗПРОМ» в области подземного хранения газа и Программой работ по увеличению суточной производительности ПХГ.

Целью диссертационной работы является разработка комплекса технологий ремонтных работ по восстановлению и повышению производительности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа на примере СевероСтавропольского ПХГ (СС ПХГ)

Основные задачи работы:

- проанализировать состояние фонда скважин на СС ПХГ и выявить характерные проблемы, возникающие при их эксплуатации,

- на основании анализа состояния фонда скважин разработать методику выбора скважин и технологии их ремонта,

- разработать технологии восстановления естественной проницаемости за-кольматированной призабойной зоны продуктивного пласта посредством физико-химического воздействия на ПЗП,

- разработать эффективную технологию удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин в условиях депрессии в системе «скважина-пласт» без их глушения

Научная новизна

1 На основании выполненного комплекса исследований разработаны методика выбора скважин для проведения работ по повышению их производительности и рекомендации по выбору технологии ремонта

2 Усовершенствована технология вскрытия пласта дополнительной перфорацией эксплуатационных колонн в газовой среде в условиях АНПД, исключающая кольматацию призабойной зоны пласта

3 Предложена и запатентована (патент РФ № 2261323) технология обработки ПЗП глинокислотой

4 Разработана технология удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин промывкой пеной с созданием управляемой депрессии с использованием койлтюбинговой установки

5 На основании промысловых гидродинамических исследований промывки скважины пенными системами установлены граничные условия по поддержанию депрессии в системе «скважина-пласт» путем регулирования устьевого давления на выходе из скважины и темпов закачки ПОЖ агрегатом и инертного газа компрессором

6 Разработаны математическая модель и соответствующее программное обеспечение для определения давления и скоростей движения пены во всех элементах циркуляционной системы, при удалении песчанно-глинистой пробки на депрессии

Основные защищаемые положения

На защиту выносится совокупность теоретических и экспериментальных разработок, методических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих повышение эффективности ремонта газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений, а именно

- методика выбора скважин для проведения ремонтных работ по восстановлению и повышению их производительности,

- технология вскрытия пласта дополнительной перфорацией в газовой среде, в условиях АНПД, исключающая кольматацию призабойной зоны вскрываемого пласта,

- технология обработки ПЗП газовой скважины в условиях АНПД глинокислотой,

- технология удаления песчанно-глинистых пробок с забоев газовых скважин на депрессии без их глушения, с использованием койлтюбинговой установки в условиях АНПД, исключающей кольматацию призабойной зоны,

- математическая модель по поддержанию граничных условий, обеспечивающих заданную депрессию в системе «скважина-пласт» в процессе удаления песчано-глинистых пробок

Практическая значимость работы

Предложенные технологии вскрытия пласта дополнительной перфорацией в газовой среде, обработки ПЗП глинокислотой, удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин без их глушения с использованием койлтюбинговой установки в условиях АНПД, позволяют повысить производительность и эксплуатационную надежность скважин подземных хранилищ газа

Результаты выполненных исследований легли в основу «Руководящего документа ССПХГ по удалению глинисто-песчаных пробок с забоев скважин без их глушения»

Разработанные технологии внедряются на СС ПХГ с высокой эффективностью, и в результате внедрения разработанных технологий суммарный экономический эффект составил 78,1 млн рублей

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались автором на международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин» (Кисловодск, 2004), Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли — новые технологии» (Ставрополь, 2002), на первой международной заочной конференции «Проблемы повышения газонефтеотдачи месторождений на завершающей стадии их разработки и эксплуатации ПХГ» СевКавГТУ (Ставрополь, 2005), на 7-ой Всероссийской конференции по койлтюбинговым технологиям (Тюмень, 2006), на НТС ООО «Кавказ-трансгаз», г Ставрополь, 2007г

Публикации

Результаты выполненных автором исследований опубликованы в 9 работах, в том числе в одном патенте Две работы опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 141 страницах машинописного текста, иллюстрируется 42 рисунками, 17 таблицами Список использованных источников включает 86 наименований

В процессе проведения исследований и анализа их результатов автор пользовался советами д-ра техн наук, профессора Тагирова К М , д-ра геол -минерал наук, профессора Варягова С А , канд техн наук Коршуновой Л Г , канд техн наук Хандзель А В , с н с Тагировой А М

При внедрении результатов исследований в производство большую помощь автору оказали Свинцов М В , Басов А А , Басов С.А , Стромина Л М и многие другие, которым диссертант считает приятным долгом выразить свою благодарность

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность решаемых в работе проблем, задачи и методы исследований, показана научная новизна и практическая реализация работы, дана общая характеристика диссертации

В первой главе диссертации дан анализ состояния скважин эксплуатационного фонда Северо-Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте, показаны характерные осложнения, возникающие при эксплуатации скважин в условиях циклически меняющихся давлений и направлений движения газовых потоков (закачка-отбор) Дан анализ эффективности применявшихся технологий по повышению производительности скважин и сформулированы цели и задачи исследований

Северо-Ставропольское подземное хранилище газа создано на базе выработанного Северо-Ставропольского газового месторождения, приуроченного к двум продуктивным пластам в хадумском горизонте и зеленой свите

Основной объект эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ - это подземное хранилище газа в хадумском горизонте (ПХГ — хадум), который значительно превосходит подземное хранилище в зеленой свите (ПХГ - зеленая свита) как по площади газоносности (460 км2), так и по объему активного газа и числу скважин Хадумская залежь Северо-Ставропольского месторождения относилась к числу чисто газовых Основные запасы газа были приурочены к алевролитовой пачке, которая к низу переходит в пачку переслаивания (чередования) На большей части толщина хадумского горизонта достигает 100 м Средняя эффективная толщина 65-70 м, эффективная пористость 20%, проницаемость изменяется от 1 до 3 мкм2. Начальное пластовое давление в залежи было равно 6,7 МПа, общие запасы газа 220 млрд м3, максимальные дебиты скважин достигали 1 млн м3/сутки при депрессии 0,10-0,15 МПа

На начало создания подземного хранилища в хадумском горизонте из залежи было отобрано около 93 % запасов газа и текущее среднее пластовое давление составляло 0,83 МПа, а к моменту окончания бурения эксплуатационных скважин хранилища — 2,4 Мпа, т е вскрытие продуктивного пласта и крепление колонн скважин хранилища проходило при аномально низком пластовом давлении (АНПД) и репрессия на пласт превышала 6,0 МПА Это приводило в ряде случаев к поглощениям промывочной жидкости и бурового раствора (отмечены случаи, когда добуривание скважин велось без выхода циркуляции) и соответственно к снижению продуктивных характеристик скважин и ухудшению фильтрационно-емкостных параметров призабойной зоны пласта

Как показывает опыт эксплуатации подземных хранилищ газа снижение продуктивных характеристик скважин обусловлено не только проникновением цементного раствора и промывочной жидкости в продуктивный пласт в процессе строительства скважин, но и несоответствием заявленных интервалов перфорации и количества перфорационных отверстий, а также ухудшением емкостно-фильтрационных параметров пласта привнесенным полимер-глинистым материалом, твердыми частицами, поступающими в призабойную зону с газом при закачке, различными компонентами, применявшимися при промывке песчаных пробок и для герметизации резьбовых соединений колонн, образованием песчаных пробок в продуктивном интервале скважин и т п

По состоянию на 2000 год на СС ПХГ насчитывалось более 120 скважин с производительностью скважин ниже проектной и это создавало определенные трудности в обеспечении плановых отборов газа из хранилища Это обстоятельство потребовало от нас выполнения работ не только по повышению производительности скважин и интенсификации притока газа, но и работ по поддержанию достигнутых дебитов

Исходя из имеющихся в наличии реагентов, технической оснащенности ремонтных бригад с этого времени на скважинах СС ПХГ выполнялись различные виды ремонтных работ, в том числе с применением технологий, предложенных НИИ и КБ (таблица 1)

Таблица 1 - Виды ремонтных работ, выполненных на скважинах Северо- Ставро-

польского ПХГ

№ п/п Технология ремонтных работ Количество скважин, шт Эффективность, %

1 Обработка призабойной зоны (ПЗП) пласта 1% водным раствором ПАВ 18 22

2 Акустическое воздействие на ПЗП 2 -

3 Воздействие на ПЗП пороховьгми генераторами давлений 2 -

4 Гидроимпульсное воздействие на ПЗП 2 -

5 Дополнительная перфорация колонны гидроперфоратором 1 -

6 Промывка песчаных пробок с использованием станка А-50 20 25

7 Промывка песчаных пробок с использованием установки ОРТ (APT) 18 65

8 Обработка ПЗП паром установкой ОРТ 14 70

9 Обработка ПЗП глинокислотой 6 50

10 Дострел интервала перфорации 12 70

Однако не все из указанных работ были успешными, а некоторые из них показали отрицательные результаты в повышении (восстановлении) производительности скважин

Основной причиной этого, по нашему мнению, явилось отсутствие методики установления причин, приведших к снижению продуктивной характеристики скважин или ухудшению емкостно-фильтрационных параметров пласта, и в соответствии с этим не всегда правильный выбор реагентов и технологии ремонта

Для повышения эффективности ремонтных работ на СевероСтавропольском ПХГ разработана и внедрена комплексная программа по исследованию скважин, включающая несколько этапов

На первом этапе осуществляется сбор и анализ данных о работе скважин в различных сезонах отбора, изучается фондовый материал строительства скважин и имевших место осложнений при этом, выполняются организационно-технологические мероприятия (продувка скважин и шлейфов, отработка скважин при кратковременных повышенных депрессиях пластовых давлений и т п )

На втором этапе, в случае отсутствия эффекта от организационно-технологических мероприятий, выполняются газодинамические исследования и анализ их результатов По результатам исследований определяется величина коэффициента продуктивности скважины, которая сравнивается с величинами коэффициентов продуктивности других скважин этой зоны, оцениваются состояния ПЗП и параметры продуктивного пласта в зоне расположения исследуемой скважины, дается предварительная оценка целесообразности и возможности применения той или иной технологии повышения производительности исследуемой скважины или интенсификации притока газа

На третьем этапе выполняется комплекс геофизических исследований в скважине, в которой планируется проведение капитального ремонта, включающий следующие методы - термометрия, термокондуктивная расходометрия, вла-гометрия, НГК, локатор муфт При этом проводятся фоновые замеры насыщения продуктивного пласта, исследуется профиль притока флюида в скважину, оценивается техническое состояние эксплуатационной колонны в интервале перфорации, уточняется конструкция скважины, интервал перфорации и т п

Комплекс выполняется с использованием аппаратуры РКМТ-42 и АГДК-42

Результаты этих исследований сопоставляются с материалами ГИС-бурения и ГИС-контроля на качественном уровне, после чего принимается решение о характере (технологии) капитального ремонта скважины с целью повышения ее производительности или интенсификации притока

На четвертом этапе проводятся газодинамические и геофизические исследования, целью которых является оценка эффективности выполненных работ и определение изменений, произошедших в скважине или прискважинной зоне пласта после капитального ремонта

На этом же этапе для оценки технического состояния эксплуатационной колонны после проведенных работ выполняется комплекс геофизических исследований - видеокаротаж (АВИ - акустический телевизор), магнитоимпульсный дефектоскоп (МИД-К), электромагнитный профилограф с вращающимся блоком датчиков (КСПТ-Т-7) и электромагнитный профилограф с неподвижно расположенными датчиками (ЭСП-1/22)

С использованием этой методики выявлены следующие основные причины низкой производительности скважин СС ПХГ в хадумском горизонте

- кольматация ПЗП при строительстве скважин и в процессе эксплуатации различными по происхождению компонентами,

- образование песчанно-глинистых пробок на забоях скважин,

- несоответствие заявленного интервала перфорации и количества перфорационных отверстий фактическому состоянию

Исходя из вышеизложенного, были сформулированы следующие направления по повышению производительности скважин

- обработка призабойной зоны пласта различными реагентами с целью де-кольматации пласта,

- увеличение плотности и интервала перфорации дострелом,

- разработка технологии перфорации в газовой среде, исключающей коль-матацию призабойной зоны,

- разработка технологии удаления песчанно-глинистых пробок на депрессии из забоев скважин, исключающей кольматацию призабойной зоны

Во второй главе рассмотрены технологии повышения производительности скважин и результаты их опытно-промышленного внедрения

Разработке технологий по повышению производительности скважин предшествовали комплексные исследования по описанной выше методике, по результатам которых устанавливались причины низкой производительности скважин и ухудшения емкостно-фильтрационных свойств пласта в зоне расположения этих скважин и разрабатывались соответствующие технологии по повышению их продуктивности

Повышение производительности скважин увеличением интервала и плотности перфорации в среде бисульфата натрия

Для повышения производительности таких скважин предложена технология дополнительного наращивания интервала и повторной (уплотнение) перфорации колонн в интервале газонасыщенного продуктивного пласта в среде 8% водного раствора бисульфата натрия

Бисульфат натрия ЫаН504 - это кислая соль В водном растворе молекула этой соли распадается на ионы №+ и НБОд , образовавшийся ион Н504 далее диссоциирует на ионы и 504. В результате проходит глубокое проникновение раствора по порам породы При этом глинистый кольматант разрушается из-за нарушения структурных связей между глинистыми структурами и частичного разрушения глинистых минералов за счет действия процессов растворения, ионо-обмена и окислительно-восстановительного действия Образующиеся тонкодисперсные частицы после коренной структурной перестройки лишаются способности к агрегации и слипанию и легко удаляются при освоении скважин Одновременно на поровой поверхности, выпадающие в результате реакции, кристаллы гипса образуют устойчивый каркас, препятствующий разрушению коллектора

Дополнительная перфорация в водном растворе КаНБ04 осуществляется в следующей последовательности после проведения комплекса геофизических исследований по определению состояния обсадной колонны, интервала перфорации и подъема НКТ скважина заполняется 8% водным раствором КаНБ04 объемом, необходимым для заполнения интервала перфорации и последующей продавки в продуктивный пласт, а оставшаяся часть скважины заполняется жидкостью глушения (двухфазной или трехфазной пеной)

Затем проводится перфорация обсадной колонны и продавка в пласт водного раствора КаШ04 на желаемую глубину проникновения с выдержкой его в пласте в течение 8-10 часов

После временной выдержки раствора скважину осваивают и отрабатывают с целью удаления из пласта продуктов реакции раствора ЫаН804 с глинистым кольматантом и глинистыми минералами

По этой технологии дополнительная перфорация колонн выполнена на 63 скважинах При этом, исходя из результатов исследований профиля притока газа из пласта в скважину и технического состояния колонн, уплотнение осуществлялось из расчета от 5 до 10 отв /п м, а при наращивании интервала — до 25 отв /п м

Выполненные газодинамические и геофизические исследования показали, что после дополнительной перфорации в среде водного раствора ЫаН504 в работу включаются дополнительные участки пласта, происходит расформирование зоны проникновения и осушка пласта, техническое состояние колонн не ухудшается

Успешность применения этой технологии составила 100%, что иллюстрируется данными таблицы 2, где показаны коэффициенты продуктивности и деби-ты скважин до и после дополнительной перфорации

Таблица 2 - Результаты интенсификации притока дополнительной перфорацией в водном растворе бисульфата натрия на скважинах СС ПХГ_

№ п/п № СКВ Коэффициент продуктивности, 10гтыс м3/сут МПа2 Дебит скважины, тыс м3 Прирост дебита, тыс м3

до проведения работ после проведения работ до проведения работ после проведения работ

1 406 1,29 3,03 135 300 165

2 421 1,07 2,1 150 250 100

3 424 0,86 1,66 80 305 225

4 429 0,12 1,41 120 285 165

5 456 0,17 1,48 60 230 170

6 480 0,71 1,78 105 185 80

7 488 1,29 2,37 110 225 115

8 510 1,6 2,37 80 250 170

9 517 0,98 2,8 120 200 80

10 520 1,61 2,4 110 245 135

11 525 0,8 1,41 100 220 120

12 534 0,34 2,13 70 270 200

13 538 0,55 2,41 140 255 115

14 540 1,05 1,47 100 195 95

15 553 0,51 2,01 100 235 135

16 554 1,18 2,12 100 230 120

17 556 1,09 2,11 140 245 105

18 557 1,43 2,17 145 270 125

19 558 1,13 2,15 140 255 115

20 566 0,23 1,34 110 225 115

21 568 0,41 1,48 105 180 75

22 570 0,58 1,84 105 225 220

23 571 1,11 1,96 140 255 115

24 582 0,49 1,28 155 220 65

25 599 1,07 2,71 145 260 115

26 615 0,39 1,49 120 230 110

27 623 0,68 2,11 120 240 120

28 624 0,64 1,61 140 220 80

29 640 0,1 1,26 140 280 140

30 642 0,76 1,78 150 200 50

31 675 1,3 2,1 150 200 50

32 691 1,08 2,21 140 335 195

33 697 1,23 2,1 150 330 180

34 717 0,3 2,88 155 280 125

35 746 0,48 1,36 135 200 65

Как видно из таблицы 2, применение технологии дополнительного увеличения интервала и плотности перфорации в среде водного раствора ЫаНБ04 позволяет повысить производительность в 1,5 2 раза

Повышение производительности скважин увеличением интервала и плотности перфорации в газовой среде

Основным способом вторичного вскрытия пласта и дополнительной перфорации колонн газовых скважин в настоящее время является кумулятивная перфорация

В процессе вторичного вскрытия пласта скважин ПХГ и в условиях АНПД, как правило, отмечаются поглощения промывочной жидкости, сопровождающиеся кольматацией не только стенок перфорационных каналов, но и более удаленных зон продуктивного пласта

Для уменьшения кольматации перфорационных каналов и прискважинной зоны продуктивного пласта известен опыт кумулятивной перфорации скважин при сниженном уровне промывочной жидкости в скважине При этом кумулятивные перфораторы опускаются в скважину на НКТ Прострел производится одноразовый при подготовленной к эксплуатации скважине Однако для вторичного вскрытия пластов большой толщины и дополнительной перфорации колонн этот способ неприемлем

Более совершенным и эффективным способом использования кумулятивной перфорации является вскрытие пласта в газовой среде При этом способе используются специальные разрушающиеся кумулятивные перфораторы, которые спускаются в скважину при герметизированном устье через лубрикатор и НКТ

Данный способ вторичного вскрытия пластов не нашел широкого применения по причине сложности оборудования устья скважин, больших экономических затрат и отсутствия малогабаритных кумулятивных перфораторов, а для дополнительной перфорации колонн газовых скважин в условиях АНПД не применялся

Для повышения производительности скважин, в которых по результатам газодинамических и геофизических исследований установлено несоответствие заявленных интервалов и количества перфорационных отверстий и отсутствие кольматации ПЗП, предложена технология дополнительной перфорации колонн в не-заглушенной скважине в газовой среде с использованием приспособления для уравнивания давления в лубрикаторе перед открытием задвижки на фонтанной арматуре и современных перфораторов с фазовой ориентацией зарядов

Применение предложенной технологии и схема (рис 1) оборудования скважины при дополнительной перфорации в газовой среде согласовано с органами Ростехнадзора РФ и Северо-Кавказским военизированным округом

Данная технология внедрена на 9 скважинах СС ПХГ Успешность составила 100% (таблица 3) При этом, по сравнению с дополнительной перфорацией в заглушённой скважине, время проведение работ сократилось в 6 раз (до 24 часов)

Рисунок 1 — Схема обвязки устья скважин ССПХГ при перфорации в газовой (азот) среде

1-геофизическая станция, 2-лубрикатор, 3-уравнительная линия, 4-превентор, 5-фонтанная арматура, 6-выкидная линия, 7-колонная головка, 8-перфоратор, 9-нагнетательная линия, 10-насосный агрегат, 11-водовоз

Таблица 3 - Результаты интенсификации притока дополнительной перфорацией в _газовой среде_

№ ГРП № скв Коэффициент продуктивности, 102 тыс м3/сутки МПа2 Дебит скважины, тыс м3/сутки

до проведения работ после проведения работ до проведения работ после проведения работ (на день макс отбора)

1 548 0,7 1,6 140 230

569 1.5 2,1 130 225

584 0,4 1,6 110 230

588 0,5 1,1 115 230

604 0,6 1,9 135 230

3 536 0,2 1,6 80 230

4 458 0,5 1,7 60 220

5 440 1,5 2,1 140 225

10 767 1,4 2,7 150 225

Технология повышения производительности скважин обработкой при-забойной зоны пласта глинокислотой

Существующие большие различия в структуре и минералогическом составе продуктивных пластов (коллекторов) требуют индивидуального подхода к выбору технологии и реагентов для обработки призабойных зон с целью интенсификации притока газа

Продуктивный пласт Северо-Ставропольского ПХГ в хадумском горизонте содержит мелкодисперсные алевритовые и алевролитовые фракции и набухающие глины Материал пласта очень чувствителен к воде простое смачивание образцов керна приводит к полной дезинтеграции каркаса и набуханию глин В таком пласте в результате многократных циклов отбора и закачки газа могут происходить частичные перераспределение и переупаковка частиц, а так же набухание глинистого материала под действием фильтрата бурового раствора и конденсационной воды, поступающих в процессе закачки газа Это может являться серьезной причиной низкой производительности скважин

Для повышения производительности газовых скважин, в которых по результатам исследований установлена указанная причина, разработка (патент РФ № 2261323) технология обработки призабойной зоны терригенного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений глинокислотой

Глинокислота состоит из смеси фтористоводородной кислоты 3-10%-ной концентрации и соляной кислоты 10-15%-ной концентрации

При обработке пласта глинокислотой протекают следующие реакции

81р4+4Н20 -> 81(ОН)4 1+4НР, 381р4+2Н20 Б1021+2Н2Б1р6, Н281р6+2Ыа+->Ка281р6>к2Н+, Н281р6+2К+->К281р(Рк2Н+, Са2++2Р'—»СаР24-, Ре2++2Н20—>Ре(ОН)24'+2Н+, Ре3++ЗН20-»Ре(0Н)3^+ЗН+

Технология обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений включает формирование ванны путем закачивания водного раствора соляной кислоты в НКТ и про-давливания его на забой, выдержку и удаление ванны, затем последовательное закачивание и продавливание по НКТ в пласт водных растворов соляной кислоты и глинокислоты и удаление отработанного кислотного раствора

При этом, после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах в скважину вводят стержни твердого пенообразователя

Отработанный кислотой раствор вспенивается газом, поступающим из пласта, и поднимается в виде пены на поверхность

Разработанная технология прошла опытно-промышленные испытания и успешно внедрена на 19 скважинах СС ПХГ (таблица 4) Внедрение технологии обработки призабойной зоны пласта глинокислотой обеспечило повышение суточных отборов газа из хранилища до 2,5 млн м3

Таблица 4 - Результаты внедрения разработанной технологии обработки приза-бойной зоны пласта глинокислотой

№ ГРП № СКВ Коэффициент продуктивности, 102 тыс м3/сутки МПа2 Дебит скважины, тыс м3/сутки

до проведения работ после проведения работ до проведения работ после проведения работ (на день макс отбора)

1 636 1,2 1,2 110 150

575 1,1 1,9 120 275

578 0,9 2,1 140 300

2 646 1,1 1,9 140 195

625 0,6 2,1 125 220

631 0,5 1,9 120 220

532 1,3 4,1 150 200

3 549 1,5 2,0 120 245

552 1,2 2,0 120 240

572 1,1 2,6 130 210

422 1,0 1,7 60 340

5 425 0,9 1,9 85 195

450 0,4 1,8 145 250

771 1,1 2,7 100 410

10 784 1,1 1,35 140 305

785 0,5 1,5 135 185

И 99 1,2 1,9 150 450

789 0,9 1,3 100 120

12 934 0,9 1,7 120 249

В третьей главе предложена технология промывки песчанно-глинистых пробок без глушения скважин на депрессии с использованием койлтюбинговой установки, приведены теоретические расчеты гидродинамических давлений и скоростей движения потока пены в элементах циркуляционной системы при промывке, описаны промысловые исследования давлений, фактически создающихся при промывке скважин пеной, и на основании этих результатов определены граничные условия, при которых обеспечивается депрессия в системе «скважина-пласт» при удалении песчано-глинистых пробок без глушения скважин

Пена рассматривается как однородный флюид, плотность и вязкость которого являются переменными величинами

В расчетах процессов циркуляции буровых растворов широко используются модель Бингама-Шведова и степенная модель, описывающие движение неньютоновских флюидов

Модель Бингама-Шведова описывает пену как вязко-пластическую жидкость уравнениями

Т=Г] у+т0 для Т>т0

у = 0 для |г| < г0 (1)

? = П для г<-г0

Данная модель характеризуется минимальным напряжением начала текучести г0 и линейной зависимостью величины касательного напряжения от скорости сдвига

Степенная модель описывает движение псевдопластической жидкости уравнением вида

т = Ку", (2)

где зависимость напряжения от скорости сдвига нелинейная, «<1; АГ— коэффициент консистенции

Гидравлические потери давления при движении пены в кольцевом канале определяются с учетом переменных параметров потока давления, температуры, сжимаемости газа, коэффициента трения, режима течения, определяемого через число Рейнольдса, переменного газосодержания, разграничивающего модели ньютоновской и неньютоновской жидкости

Для элементарного участка длины с1И ствола скважины гидравлические потери давления с/Ртр выражаются формулой

йРТР= 4 т с11г1 с1э (3)

Режим течения определяется сравнением числа Рейнольдса Яе, соответствующего элементу потока с/А, с критическим Яекр = 2100

Ке = Рп ^п ¿э'Ъф , (4)

Кп=ШГ+вж)/Бкк , (5)

если Яе < Яе,ф

Т = Т} ■ у + Т0 - в варианте модели Бингама-Шведова,

Т = Т] - у -в варианте степенной модели, если Яе > Яекр

т = % рп ^п - в обоих вариантах моделей, здесь 4 - коэффициент трения

Модель плотности

В кольцевом канале НКТ-койлтюбинг движется трехфазный флюид пена, состоящая из непрерывной жидкой фазы ПОЖ и диспергированных в жидкости пузырьков газа, составляющих газовую фазу, твердые частицы, выносимые с забоя скважины, составляющие твердую фазу В случае депрессии на забое газ, поступающий из пласта, пополняет газовую фазу

С учетом притока пластового газа <7 и массовую концентрацию твердой фазы Кт, плотность смеси определяется по формуле

_ Рж+а А,.. + Кт

Рп----,, „,„,„„ . (6)

1 +

К.

- + --р-

Р/Р0) Р Т0

Р0 Т 2{Р,Т)

здесь

а =

&» + <1

■ масса твердой фазы в 1 м3 жидкости, кг/м3,

Кт

Кр — коэффициент растворимости газа в жидкости

Модель движения трехфазной пены при промывке скважины

Стационарный режим промывки

Рассматривается установившийся восходящий поток трехфазной пены в кольцевом канале НКТ-койлтюбинг Общие потери давления на элементарном участке ствола скважины составляют сумму гидростатической и гидродинамической составляющих

4г

АР = рП соэр g АИ +—АИ

(7)

В результате при задаваемых режимах промывки (£>,.„, (¡)ж) и свойствах закачиваемых флюидов находят распределение давления вдоль ствола скважины в кольцевом канале и, следовательно, на забое с учетом потерь давления

Нестационарный режим промывки

Рассмотрим режим первоначальной циркуляции пены через койлтюбинго-вую трубу до выхода на устье пены с измененным газосодержанием за счет притока газа из пласта Допустим, степень аэрации а соответствует аэрации первоначально закачанной пены при условии равновесия на забое При условии депрессии измененную степень аэрации за счет поступления газа обозначим а Здесь важным фактором безопасности является удержание на забое постоянной депрессии, не допуская поглощения жидкости и обеспечивая использование дополнительной энергии газа за счет притока его из пласта Для этого необходимо регулирование давления на устье кольцевого канала

В начальном положении элемента массы пены, поступившей на забой за шаг Л(, известны

глубина сечения давление, Р3 температура, Т3

масса элемента пены, кг — [ЯжРж + Ро(бг + Яг*,)]- , (8)

глубина забоя,

заданное давление на забое,

на забое,

ЫжРж + РЖ+Чг,

объем элемента пены, м

* Л п

А', (9)

плотность элемента пены, кг/м3, скорость движения пены на забое —

ДI (площадь сечения забоя)'

объем элемента пены

(0 +а -а Ч А И 7(р _Т )

газосодержание

* \ Л

Все перечисленные характеристики потока пены соответствуют элементу пены в нижнем сечении (забое) элемента массы

Для определения соответствующих характеристик элемента пены в верхнем сечении применяется итерационный алгоритм, аналогичный как для элемента пены на забое, так и для любых других поступивших на забой в предшествующие шаги времени

Выше описанный итерационный цикл выполняется для всех последовательно расположенных дискретных элементов пены снизу вверх, начиная от забоя до достижения устья верхней границы последнего элемента пены с измененным газосодержанием

Проведение расчетов нестационарного периода промывки скважины пеной в условиях депрессии дает основание для регулирования устьевого давления с целью обеспечения определенной депрессии при тех или других режимах закачки пены

Промысловые исследования фактически создающихся давлений при промывке скважин пеной

Для определения оптимального режима работы оборудования при очистке забоя скважины и получения граничных значений параметров пены для поддержания депрессии в системе «скважина-пласт» выполнялись наземные и глубинные измерения в процессе промывки скважины при различных режимах циркуляции пены в реальном масштабе времени

В скважине № 81 Северо-Ставропольского ПХГ выполнялись экспериментальные работы с одновременным контролем технологических параметров наземными и забойными (глубинными) измерениями давления, температуры и производительности агрегатов при закачке пены на семи различных режимах (табл 5)

Измерения давления и температуры по стволу скважины выполнялись на двух фиксированных глубинах 826 и 450 м с помощью автономного глубинного прибора Р7 (рисунок 2)

Контроль подачи воздуха (газа) в систему циркуляции пены проводился манометром Р2, дифференциальным манометром, контролирующим перепад давления воздуха на сужающем устройстве, с1Р2 и термометром 12, установленным между компрессором и эжектором

В линии подачи пенообразующей жидкости (ПОЖ) установлен манометр Р1( линия располагается после агрегата перед эжектором

Третий измерительный участок предназначен для контроля технологических параметров пенного раствора Измерительный участок состоит из двух отдельных

частей Одна часть измерительного участка располагается непосредственно после эжектора перед устьем скважины, на этом участке установлен манометр Р5, вторая часть измерительного участка - на выходе из скважины, на этом участке располагается контрольный манометр Р6

Рисунок 2 - Схема расположения манометров для контроля давлений при очистке забоя пеной с помощью койлтюбинговой установки

Таблица 5 - Результаты замера технологических параметров промывки скважины

№81 Северо-ставропольского ПХГ пеной при различных режимах

№ режима <3ж, л/с От, м /мин Рь МПа Р2, МПа Р5, МПа Рб, МПа Vзaк жид» м3

Закачка пены в скважину, глубина 826 м Время 12л" - 12"

1 1,56 4,48 7,5 6,14 6,5 0,078 1,2

Закачка пены в скважину, глубина 826 м Время 124''- 13й4

2 2,76 3,9 9,4 3,8 5,6 0,07 2,4

Закачка пены в скважину, глубина 826 м Время 13" - 13"

3 3,33 18,5 0,4

Примечание Давление в скважине превышает давление нагнетания компрессора Срабатывает предохранительный клапан

Закачка пены в скважину, глубина 826 м Время 13""- 13'"

4 1,53 4,0 8,0 6,6 5,4 0,08 1,3

Закачка пены в скважину, глубина 450 м Время 14'" - 14«

5 1,16 3,68 6,9 6,1 4,9 0,07 1,1

Закачка пены в скважину, глубина 450 м Время 14" - 15|и

6 1,61 3,7 9,0 7,3 6,4 0 1,4

Закачка пены в скважину, глубина 450 м Время 15'°- 15""

7 2,96 2,9 15,5 9,4 10,5 0 0,8

Примечание После 5 минут закачки давление в скважине превысило давление нагнетания компрессора Срабатывает предохранительный клапан

Закачка пены в скважину, глубина 450 м Время 11 - 15

7 1,74 3,95 12,0 9,2 8,8 0,1 2

На рис 3 и 4 в качестве иллюстрации приведены записи параметров процесса наземными приборами и график записи глубинного прибора в масштабе реального времени в четвертом режиме промывки

В начале IV режима на графике устьевых измерений перепада давления на сужающем устройстве отмечается всплеск давления (рис 3) На кривой давления, измеренного прибором на глубине 826 м, также отмечается всплеск давления практически в то же время, после чего наблюдается незначительный рост давления на 3 атмосферы в течение десяти минут после всплеска (рис 4)

Следует отметить, что температура пены на устье скважины и на глубине 826 м растет плавно, но разными темпами Максимальное приращение температуры за весь период работы скважины в IV режиме составляет на устье скважины 8 °С, а на глубине 826 м - 1 °С

В работе выполнено математическое моделирование динамических процессов промывки скважины пеной для определения граничных условий по поддержанию заданной депрессии в системе «скважина-пласт» в процессе промывки песчано-глинистой пробки в различных периодах работы ПХГ

45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 5В

л/с <2„ м3/мин Р,,МПа Р2, МПа Р5, МПа Р6, МПа ^зякж.

1,53 4,0 8,0 6,6 5,4 0,08 1,3

Рисунок 3 - Результаты устьевых измерений параметров процессов на IV режиме

61

60 --

53 52 51 50

49 ° 48 I.

и

■47 н 46 45 44 43

1 5 9 13 1721 25 29 33 37 41 45 49 53 57 6165 69 73 77 81 85 89 1,x10с

(Зж = 1,53 л/с, <3Г = 4,0 м3/мин, Р] = 8,0 МПа, Р2 = 6,6 МПа, Р5 = 5,4 МПа, Р6 = 0,08 МПа,

Рисунок 4 - Результаты измерений температуры и давления на глубине 826 м на четвертом режиме промывки

Определение граничных условий по обеспечению депрессии в системе «скважина-пласт» в процессе удаления песчанно-глинистых пробок при промывке скважин пеной

Адаптация теоретической модели

Целью адаптации модели является согласование фактических потерь давления с вычисленными теоретически Адаптация модели выполняется методом построения уравнения регрессии

Общий коэффициент потерь давления при циркуляции можно записать

зависимость от глубины И

Р -Р

V — у

лобщ Т

йР

ВД = —(А) а.1

(И)

(12)

вдоль кольцевого канала от устья до забоя

Проведены расчеты распределения давлений по глубине в режимах (1-6) при движении пены в сравнении с распределением давлений в статическом состоянии Пример приведен на рисунке 5

2348483248535390485353482323484848485353485323484848

Глубина, м

м Рдин, давление при движении пены —*— Рет

- давление в статическом состоянии пены Ру - устьевое давление

Рисунок 5 - Распределение давлений по глубине (1-й режим)

Режимы промывки скважин Северо-Ставрополъского ПХГ на депрессии для предельных пластовых давлений при эксплуатации ПХГ (в конце периодов отбора и закачки)

С целью обеспечения депрессии в системе «скважина-пласт» в процессе удаления песчанно-глинистых пробок с использованием адаптированной для данных условий гидродинамической модели рассчитаны граничные технологические режимы для предельных условий эксплуатации конец периода отбора - предельно низкое пластовое давление, конец периода закачки - пластовое давление предельно высокое

Расчеты выполнялись для ПХГ в хадумском горизонте и зеленой свите Задача состояла в определении расходов жидкости и газа в восходящем потоке в кольцевом канале, удовлетворяющих условию очистки забоя, обеспечивающих допустимую депрессию на забое и при поддержании допустимого устьевого давления

Допустимая депрессия на забое соответствует заданному ограничению дебита пластового газа Дебит пластового газа ограничивается так, чтобы при частичной его замене пеной можно было использовать компрессор с низкой производительностью, допуская заданный приток из пласта

На рисунке 6 приведена принципиальная схема оптимизации гидродинамической модели очистки скважины от песчанно-глинистой пробки

Рисунок 6 - Принципиальная схема оптимизации гидродинамической модели очистки скважины от песчано-глинистой пробки в условиях депрессии

Результаты расчетов рекомендуемых оптимальных параметров промывки песчаных пробок в скважинах ССПХГ в различные периоды ее эксплуатации (в конце отбора или в конце закачки) приведены в таблице 6, а на рисунке 7 приведена рекомендуемая схема обвязки оборудования

Таблица 6 - Оптимальные технологические параметры промывки пеной на депрессии песчано-глинистых пробок скважин Северо-Ставропольского ПХГ

Рпл, МПа С)г, м3/с С>ж, м3/с Скорость потока пены на забое Уг, м/с р 1 У Ш1П» МПа р 1 у шах, МПа Период работы ПХГ

Зеленая свита

5,6 0 074 0 0016 0 22 0 17 03 Конец отбора

9,1 0 0107 0 0016 0 12 1,0 1 2 Конец закачки

Хадумскин горизонт

2,3 0 070 0 00054 0 28 0 10 0 175 Конец отбора

3,3 0 077 0 001 0 26 0 10 0 260 Конец закачки

Рисунок 7 - Рекомендуемая технологическая схема обвязки оборудования для размыва песчано-глинистых пробок на депрессии с применением колтюбинговой установки с использованием компрессора

1 - установка ОРТ М-10, 2 - манометр, 3 — блок очистки и дегазации рабочего агента (БОД-НТ-32), 4 - емкость, 5 - факельная линия, 6 - цементировочный агрегат ЦА — 320, 7- компрессор СД 9/101, 8- расходомер высокого давления по газу, 9 - эжектор (аэратор), 10- превентор, 11 - фонтанная арматура, 12 - задвижка, 13-дроссель регулируемый

В таблице 7 приведены результаты промывки песчаных пробок по разработанной автором технологии

Таблица 7 — Результаты промывки песчаных пробок по технологии с депрессией

№ скв Дата промывки песчаной пробки Коэффициент продуктивности, 102 тыс м3/сутки МПа2 Дебит скважины, тыс м3/сутки Затраты по новой технологии, руб

до промывки после промывки до промывки после промывки

70 09 12 0611 12 06 1,19 3,21 124 331 431487

788 19 01 0722 01 07 0,40 1,20 107 316 344029

852 21 02 0725 02 07 1,04 2,64 79 198 287000

101 13 03 0716 03 07 1,07 2,45 150 343 348000

Таким образом, при удалении песчаной пробки из забоев скважин в различные периоды эксплуатации ПХГ достаточно поддерживать режимы подачи газа и ПОЖ, указанные в таблице 7, чтобы автоматически поддерживалась заданная депрессия в системе «скважина-пласт»

В четвертой главе приведены технико-экономические показатели и расчет фактического экономического эффекта при внедрении разработанных автором технологий

Расчеты экономического эффекта производились на основе «Методических указаний по определению экономической эффективности использования в газовой промышленности новой техники, изобретений и рационализаторских предложений», разработанной ВНИИгазом в 1980г по следующей формуле

Э = (3,-32) А,

где Э — суммарный экономический эффект от внедрения технологии в текущем году, руб,

З/и З2 — приведенные затраты работ по ремонту скважин на 1000 м3 годового отбора газа при использовании базовой и новой технологии соответственно, руб /1000 м3, А — среднегодовой объем добычи газа на одну скважину, тыс м3

Таблица 8 — Показатели экономической эффективности внедрения разработанных технологий

№ п/п Наименование внедряемой технологии 3, руб/1000м3 32 руб /1000м3 А 3 тыс м Объем внедрения в текущем году, количество скважин Экономический эффект, руб

1 Усовершенствованная перфорация скважин в газовой среде 51.14 21 93 39471 9 10376532

2 Усовершенствованная технология обработки скважин глинокисло-той 52 38 7 05 35247 19 30357193

3 Технология повышения увеличения производительности скважин увеличением интервала и плотности перфорации 37 56 19 57 52507 35 33061035

4 Технология ликвидации глино-песчаных пробок на депрессии без глушения скважин 43 7 107 32670 4 4312800

5 Суммарный экономический эффект от внедрения технологий, разработанных по теме диссертации 78107560

Заключение

В результате выполненных автором диссертации исследований можно сделать следующие выводы

1 На основании обобщения ранее выполненных исследований в области капитального ремонта скважин ПХГ, методов интенсификации притока газа, а также выполненных автором аналитических и промысловых исследований усовершенствованы известные и разработаны новые технологии ремонтных работ в скважинах ПХГ, интенсификации притока газа в условиях низких пластовых давлений

2 На основании анализа состояния фонда скважин СС ПХГ разработан методический подход к выбору скважин для повышения их производительности и выбору наиболее эффективной технологии интенсификации притока газа для условий ПХГ

3 На основании анализа комплекса геофизических исследований в зоне продуктивного пласта разработан методический подход к уточнению ранее выделенных интервалов перфорации и увеличению плотности перфорационных каналов на один метр продуктивного пласта

4 Усовершенствована технология вторичного вскрытия пласта дополнительной перфорацией в газовой среде, исключающая кольматацию призабойной зоны вскрываемого пласта

5 Разработана (патент № 2261323) технология глинокислотных обработок пласта применительно к циклически изменяющимся условиям эксплуатации скважин, обеспечивающая существенное повышение их производительности

6 Усовершенствована технология удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений на депрессии без их глушения, обеспечивающая очистку не только ствола скважины, но и призабойной зоны пласта за счет притока пластового газа в процессе циркуляции

7 На основании промысловых гидродинамических исследований промывки скважин пенными системами, установлены граничные условия по поддержанию депрессии в системе «скважина-пласт» в процессе удаления песчано-глинистых пробок с использованием койлтюбинговой установки, путем регулирования устьевого давления на выходе из скважины и темпов закачки ПОЖ и инертного газа компрессором

8 Предложена математическая модель и соответствующее программное обеспечение для определения давления и скорости движения пены во всех элементах циркуляционной системы

9 Внедрение разработанных технологий за период 2000-2006 гг дало фактический экономический эффект в сумме 78,1 млн рублей

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих девяти печатных работах, из которых 1-2 опубликованы в ведущих

рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК РФ:

1 Тагиров К М , Коршунова Л Г , Киселев В В Численная модель технологии очистки забоев газовых скважин от песчаных пробок в условиях депрессии //Нефтепромысловое дело -М ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005 -№11 -С 19-21

2 Опыт применения аппаратуры магнито-импульсной дефектоскопии МИД-К /О Ю Епифанов, А В Хоральский, В В Киселев и др //Газовая промышленность -2002 -№ 10 - С 52-57.

3 Алгоритм и программа диагностики пластовых потерь газа при эксплуатации подземных хранилищ газа / В В Зиновьев, С А Варягов, В В Киселев и др //Материалы XXXVI научно-технической конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава СевКавГТУ за 2006 г — Ставрополь СевКавГТУ,2007 -С 33-34

4 Результаты опытно-промышленных работ по повышению производительности скважин на Северо-Ставропольском ПХГ в хадумском горизонте /Зиновьев В В , Варягов С А , Киселев В В и др // Сб научн тр СевКавНИПИгаза «Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии» - Ставрополь СевКавНИПИгаз - 2002 - С 222-228

5 Совершенствование системы контроля за эксплуатацией СевероСтавропольского ПХГ в горизонте зеленой свиты /И В Зиновьев, С А Варягов, В В Киселев и др // Сб научн тр СевКавНИПИгаза «Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ» - Ставрополь СевКавНИПИгаз -2001

6 Патент РФ № 2261323 МПК7 Е 21 В 43/27 Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений /С В Долгов, РА Гасумов, В В Киселев и др Заявл 30 12 2003 Опубл 27 09 2005 Бюл № 27

7 Анализ работы скважин Северо-Ставропольского ПХГ с восстановленной призабойной зоной пласта методом закачки высокопроницаемой композиции /В Е Дубенко, Т А Гунькина, С В Беленко, В В Киселев // Сб научн тр СевКавНИПИгаза «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» - Ставрополь СевКавНИПИгаз - 2003 - С 229-231

8 Некоторые особенности освоения скважин большого диаметра в условиях аномально низких пластовых давлений с применением колонны гибких труб /С Б Бекетов, В В Киселев, А А Басов, В С Ноготков \\ Сб научн тр СевКавНИПИгаза -Ставрополь СевКавНИПИгаз -2003 -С 141-147

9 К возможности исследований продуктивного пласта Северо-Ставропольского ПХГ методом гидропрослушивания /В В Зиновьев, С.А Варягов, С В Беленко, В В Киселев //Материалы XXXVI научно-технической конференции по итогам работы профессорско-преподавательского состава СевКавГТУ за 2006 год -Ставрополь СевКавГТУ, 2007 - С 31-32

-С 91-98

Лицензия сер ЛР №72-18 от 24 01 2000 г Подписано к печати 23 04 2007 г Формат 60x84'/16 Уел печ л 1,6 Печать офсетная Бумага 80 г/м2 Заказ 47 Тираж 80 экз

Отпечатано с готового оригинал-макета в Рекламно-издательском отделе ОАО «СЕВКАВНИПИГАЗ» 355035, г Ставрополь, ул Ленина, 419

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Киселев, Виктор Владимирович

Обозначения и сокращения.

ВВЕДЕНИЕ.

1 Анализ состояния фонда скважин на Северо-Ставропольском ПХГ. Проблемы повышения долговечности и надежности их эксплуатации.

2 Технологии повышения производительности скважин.

2.1 Повышение производительности скважин увеличением интервала и плотности перфорации в среде бисульфата натрия.

2.2 Повышение производительности скважин увеличением интерва ла и плотности перфорации в газовой среде.

2.3 Технология освоения скважин большого диаметра в условиях аномально низких пластовых давлений с применением колонны гибких труб.

2.4 Восстановление призабойной зоны пласта закачкой высокопроницаемой композиции.

2.5 Повышение производительности скважин глинокислотной обработкой призабойной зоны пласта.

3 Технология ликвидации глинисто-песчаных пробок из забоев скважин в условиях депрессии без глушения.

3.1 Теоретические расчеты гидродинамических давлений и скоростей движения потока пены в элементах циркуляционной системы при промывке скважин пеной с использованием колтюбинговой установки.

3.2 Промысловые исследования фактически создающихся гидродинамических давлений при промывке скважин пеной.

3.3 Определение граничных условий по обеспечению депрессии в системе «скважина-пласт» в процессе удаления глинистопесчаных пробок при промывке скважин пеной.

4 Расчет фактической экономической эффективности от внедрения в производство комплекса технологий, разработанных по теме диссертации.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов повышения эксплуатационной надежности скважин подземных хранилищ газа"

В стране создана и функционирует Единая система газоснабжения (Е.С.Г.). Важным звеном этой системы является Северо-Ставропольское подземное хранилище газа (ССПХГ), призванное стабилизировать поставки газа как в СевероКавказский регион, так и экспортные поставки газа в Турцию, Грузию и Армению.

В условиях Северо-Ставропольского ПХГ при ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) наблюдается частичное или полное поглощение промывочных жидкостей, блокирование призабойной зоны пласта, а при эксплуатации скважин - разрушение пласта с образованием песчано-глинистых пробок на забое скважин.

Одним из основных факторов, определяющих эффективность проведения ремонтных работ в разнообразных горно-геологических условиях, является обоснованный выбор параметров промывочных сред, позволяющих оптимизировать технологию ремонта скважин.

Известны физико-химические и гидродинамические методы воздействия с целью очистки призабойной зоны и восстановления коллекторских свойств пласта, которые получили широкое распространение в практике эксплуатации скважин.

Выбор методов воздействия зависит от многих факторов, таких как:

- тип коллектора;

- фильтрационно-емкостные параметры призабойной зоны;

- величины пластового давления;

- наличие в разрезе водоносных интервалов;

- техническое состояние скважин;

- техническая оснащенность предприятия.

Однако в условиях Северо-Ставропольского ПХГ, при аномально низком пластовом давлении даже в конце закачки газа, высокой проницаемости коллектора до 3000 мкм2, низкой устойчивости породы, известные методы воздействия на пласт не эффективны.

В этой связи обеспечение и поддержание стабильной работы эксплуатационного фонда скважин на ССПХГ, исследования, разработка эффективных технологий удаления глинисто-песчаных пробок из забоев скважины, воздействия на призабойную зону для восстановления естественной проницаемости пласта является актуальной задачей.

Целью диссертационной работы является разработка комплекса технологий ремонтных работ по восстановлению и повышению производительности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа на примере СевероСтавропольского ПХГ (СС ПХГ).

Основные задачи работы:

- проанализировать состояние фонда скважин на СС ПХГ и выявить характерные проблемы, возникающие при их эксплуатации;

- на основании анализа состояния фонда скважин разработать методику выбора скважин и технологии их ремонта;

- разработать технологии восстановления естественной проницаемости закольматированной призабойной зоны продуктивного пласта посредством физико-химического воздействия на ПЗП;

- разработать эффективную технологию удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин в условиях депрессии в системе «скважина-пласт» без их глушения.

Научная новизна

1. На основании выполненного комплекса исследований разработаны методика выбора скважин для проведения работ по повышению их производительности и рекомендации по выбору технологии ремонта.

2. Усовершенствована технология вскрытия пласта дополнительной перфорацией эксплуатационных колонн в газовой среде в условиях АНПД, исключающая кольматацию призабойной зоны пласта.

3. Предложена и запатентована (патент РФ № 2261323) технология обработки ПЗП глинокислотой.

4. Разработана технология удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин промывкой пеной с созданием управляемой депрессии с использованием койлтюбинговой установки.

5. На основании промысловых гидродинамических исследований промывки скважины пенными системами установлены граничные условия по поддержанию депрессии в системе «скважина-пласт» путем регулирования устьевого давления на выходе из скважины и темпов закачки ПОЖ агрегатом и инертного газа компрессором.

6. Разработаны математическая модель и соответствующее программное обеспечение для определения давления и скоростей движения пены во всех элементах циркуляционной системы, при удалении песчанно-глинистой пробки на депрессии.

Основные защищаемые положения

На защиту выносится совокупность теоретических и экспериментальных разработок, методических и технологических решений и рекомендаций, обеспечивающих повышение эффективности ремонта газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений, а именно:

- методика выбора скважин для проведения ремонтных работ по восстановлению и повышению их производительности;

- технология вскрытия пласта дополнительной перфорацией в газовой среде, в условиях АНПД, исключающая кольматацию призабойной зоны вскрываемого пласта;

- технология обработки ПЗП газовой скважины в условиях АНПД глино-кислотой;

- технология удаления песчанно-глинистых пробок с забоев газовых скважин на депрессии без их глушения, с использованием койлтюбинговой установки в условиях АНПД, исключающей кольматацию призабойной зоны;

- математическая модель по поддержанию граничных условий, обеспечивающих заданную депрессию в системе «скважина-пласт» в процессе удаления песчано-глинистых пробок.

Практическая значимость работы

Предложенные технологии вскрытия пласта дополнительной перфорацией в газовой среде, обработки ПЗП глинокислотой, удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин без их глушения с использованием койлтюбинговой установки в условиях АНПД, позволяют повысить производительность и эксплуатационную надежность скважин подземных хранилищ газа.

Результаты выполненных исследований легли в основу «Руководящего документа ССПХГ по удалению глинисто-песчаных пробок с забоев скважин без их глушения».

Разработанные технологии внедряются на СС ПХГ с высокой эффективностью, и в результате внедрения разработанных технологий суммарный экономический эффект составил 78,1 млн. рублей.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались автором на международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин» (Кисловодск, 2004), Международной научно-практической конференции «Газовой отрасли - новые технологии» (Ставрополь, 2002), на первой международной заочной конференции «Проблемы повышения газонефтеотдачи месторождений на завершающей стадии их разработки и эксплуатации ПХГ» СевКавГТУ (Ставрополь, 2005), на 7-ой Всероссийской конференции по койлтюбинговым технологиям (Тюмень, 2006), на НТС ООО «Кавказ-трансгаз», г. Ставрополь, 2007г.

Публикации

Результаты выполненных автором исследований опубликованы в 9 работах, в том числе в одном патенте. Две работы опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 141 страницах машинописного текста, иллюстрируется 42 рисунками, 17 таблицами. Список использованных источников включает 86 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Киселев, Виктор Владимирович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных автором диссертации исследований можно сделать следующие выводы:

1. На основании обобщения ранее выполненных исследований в области капитального ремонта скважин ПХГ, методов интенсификации притока газа, а также выполненных автором аналитических и промысловых исследований усовершенствованы известные и разработаны новые технологии ремонтных работ в скважинах ПХГ, интенсификации притока газа в условиях низких пластовых давлений.

2. На основании анализа состояния фонда скважин СС ПХГ разработан методический подход к выбору скважин для повышения их производительности и выбору наиболее эффективной технологии интенсификации притока газа для условий ПХГ.

3. На основании анализа комплекса геофизических исследований в зоне продуктивного пласта разработан методический подход к уточнению ранее выделенных интервалов перфорации и увеличению плотности перфорационных каналов на один метр продуктивного пласта.

4. Усовершенствована технология вторичного вскрытия пласта дополнительной перфорацией в газовой среде, исключающая кольматацию призабойной зоны вскрываемого пласта.

5. Разработана (патент № 2261323) технология глинокислотных обработок пласта применительно к циклически изменяющимся условиям эксплуатации скважин, обеспечивающая существенное повышение их производительности.

6. Усовершенствована технология удаления песчанно-глинистых пробок с забоев скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений на депрессии без их глушения, обеспечивающая очистку не только ствола скважины, но и призабойной зоны пласта за счет притока пластового газа в процессе циркуляции.

7. На основании промысловых гидродинамических исследований промывки скважин пенными системами, установлены граничные условия по поддержанию депрессии в системе «скважина-пласт» в процессе удаления песчаноглинистых пробок с использованием койлтюбинговой установки, путем регулирования устьевого давления на выходе из скважины и темпов закачки ПОЖ и инертного газа компрессором.

8. Предложена математическая модель и соответствующее программное обеспечение для определения давления и скорости движения пены во всех элементах циркуляционной системы.

9. Внедрение разработанных технологий за период 2000-2006 гг. дало фактический экономический эффект в сумме 78,1 млн. рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Киселев, Виктор Владимирович, Ставрополь

1. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. -М.:Недра, 1998.

2. Руководство по исследованию скважин/А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. М: Недра, 1995.

3. Григорян Н.Г., Гайворонский И.Н. Влияние условий в скважине на эффективность перфорации //Нефтепромысловое дело: НТС ВНИИОЭНГа. -1971. № 7. - С. 20-23.

4. Арутюнов А.Е., Васильев В.А., Дубенко В.Е. Энергосберегающие технологии эксплуатации подземных хранилищ газа / Тез. докл. Передовые технологии на пороге XXI века. ICAT' 98 . М: НИЦ "Инженер", 1998. - С. 46-47.

5. Дубенко В.Е., Андрианов Н.И., Шамшин В.И., Беляков А.П. Комплексная технология очистки и цементирования каверн // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин. М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002, - вып. 3. - С. 22-27.

6. А.с. СССР №1297540 от 22.07.85 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №13,1999г.

7. А.с. СССР №1723315 от 25.09.89 г. по кл. Е 21 В 43/27, опубл. в ОБ №12,1992г.

8. Временная инструкция по кислотной обработке газоносных пластов. М.: ВНИИгаз, НВНИИГГ, УкрНИИгаз, 1970. - С.5-21.

9. Патент на изобретение RU № 2261323 CI Е 21 В 43/27 от 30.12.2003г., опубл. в Бюл. №27 27.09.2005.

10. Справочник химика, т.Ш, М. - Л.: Изд-во "Химия",1966. - С.507-509.

11. Sanghani, V. and Ikoku, C.U., 1983. "Rheology of Foam and Its Implications in Drilling and Cleanout Operations", ASME A0-203, presented at the 1983 Energy-Sources Technology Conference and Exhibition held in Houston, Texas, January 30 -February 3.

12. Okpobiri, G.A. and Ikoku, C.U., 1986 "Volumetric Requirements for Foam and Mist Drilling Operations", SPE Drilling Engineering, February.

13. Mitchell, B.J., 1969, "Viscosity of Foam", Ph.D. dissertation, University of Oklahoma.

14. Ейтс Дж. Основы механики псевдоожижения с приложениями. М.: Мир, 1986.

15. Wen, C.Y., Yu, Y.H. -A.I.Ch.E.J.,1966, 12, p. 610.

16. Richardson J.F., Zaki W.N. Trans.I.Chem.Engrs, 1954, 32, p. 35.

17. Тагиров K.M., Гноевых A.H., Лобкин A.H. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. -М.гНедра, 1996.

18. Амиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян А.А. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. Тематические научно-технические обзоры. Серия "Нефтегазопромысловое дело", М.: ВНИ-ИО ЭНГ, 1977.

19. Brieger E.F., Stovall G.E. Perforating damage: here's one fieid tested solution. Wored Oil, voe. 183, Jo. 6, p. 69-72

20. Аникин В.В. Вскрытие продуктивных пластов в депррссионных условиях на скважинах Бавлинского месторождения.//Сб. научн. тр. ОАО НПО "Бурение", вып. 13, Краснодар, 2005. - С. 46-53.

21. Тамамянц Т.Л. Разработки компьютерной программы "Гидравлика бурения на депрессии.//Сб.научн. тр. ОАО НПО "Бурение", вып.13, Краснодар, 2005. -С. 68-76.

22. Рябоконь С.А., Кармолин В.Г., Лазаренко А.В. Опыт применения циркуляционной системы закрытого типа для бурения в условиях депрессии Бавлинском и Тарасовском месторождениях.//ОАО НПО "Бурение", вып. 13, Краснодар, 2005.-С.148-154.

23. Хадиев Д.Н., Сахабутдинов P.P., Ахметов А.А. Анализ гидравлического расчета циркуляционной системы койлтюбинговой установки для условий ремонта скважин Уренгойского месторождения. //ОАО НПО "Бурение", вып. 13, Краснодар, 2005. - С. 189-197.

24. Применение ПАВ пенообразователей для добычи углеводородов на месторождениях с аномально низкими значениями пластовых давлений./ А.А.Захаров, В.Г.Гераськин, М.М.Никитин и др.//ОАО НПО "Бурение", вып. 13, - Краснодар, 2005. - С. 279-287.

25. Орлов Л.И, Ручкин А.В., Свихнушкин Н.М Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1976. - 89 с.

26. Исследования влияния фильтрации глинистых растворов на проницаемость и остаточную водонасыщенность./ В.В. Паникаровский, В.В. Федорцов, Т.А. Мотылева и др. // Геология нефти и газа, 1985, №7. - С. 45-47.

27. Федин J1.M. О формировании зоны проникновения.//Нефтяная и газовая промышленность, 1982, №4. С. 32-34.

28. Нефтегазовая геология и геофизика / Г.М. Волощук, П.В. Иконников, Ю.Я. Ненахов и др., 1982, №4. С. 24-26.

29. Калинин В.Ф. Выбор оптимальной депрессии при освоении сква-жин//Нефтяное хозяйство, 1982, №9.-С. 10-12.

30. Кравченко В.И., Кориев Г.П., Дмитриев И.А. Декольмотация трещинных коллекторов периодическим газлифтом.//Нефтяное хозяйство, 1982, №3. С. 2022.

31. Яремийчук Р.С. Создание глубоких управляемых депрессий с помощью струйных аппаратов. //Нефтяное хозяйство, 1981, №11. С. 16-19.

32. Яремийчук Р.С., Кагмер Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. -Львов: Вища школа, 1982. 152 с.

33. Яремийчук Р.С., Евремов И.Ф., Иванов В.Н. Воздействие на призабойную зону пласта многократными депрессиями репрессиями. //Нефтяное хозяйство, 1987, №11.

34. Способ очистки призабойной зоны пласта. А.С. СССР №937705, Кл. Е21 В 21/00, авт. В.М. Воронцов, А.Г. Корженевский, П.М. Кудашев.

35. Морган П. Новый инструмент для создания депрессии.// Э.И. Сер. Бурение, 1986, №24.-С. 15-16.

36. Кравченко В.М., Корнеев Г.П. Повышение эффективности освоения скважин. Обзор, информ. Сер. М.: ВНИИО ЭНГ, 1985. - 35 с.

37. Отчет по теме XVI I Рс/88.90. Обобщение и анализ условностей вскрытия продуктивных пластов и работ по интенсификации полученных притоков на территории деятельности ПГО "Южгнология". Рук. Д.Ф. Матвеев. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1988. - 136 с.

38. Долгов С.В. Зиновьев В.В., Зиновьев И.В. Влияние песчаной пробки на работу газовой скважины. //Сб. научн. работ. Сер. Нефть и газ. Ставрополь: Сев-КавГТУ, 1999. Вып. II. - С. 177-184.

39. Назаров С.Н., Качалов О.Б. Приток газа к скважине с песчаной пробкой на забое.// Изв. вузов, Нефть и газ, 1966, №2.

40. Зотов Г.А., Динков А.В., Черных В.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. М.: Недра, 1987. - 172 с.

41. Технология строительства скважин на ПХГ в сложных горно-геологических условиях./ В.В. Зиновьев, И.В. Варягов, О.Е. Аксютин, и др. //Сб. тез. докл. междунар. научн. конф. "ВНИИГАЗ", 2003. С. 58-60.

42. Тагиров К.М., Нифантов В.И. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии промывки пеной по гемертизированной системе циркуляции. //Сб.научн. тр. Техника и технология сооружения газовых и газоконденсат-ных скважин М., 1984. - С. 63-70.

43. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при закачивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998. - 267 с.

44. Гасумов Р.А. Разработка комплекса технологий по закачиванию и ремонту газовых скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта. Автореф. дис. на соискание уч. степ, д-ра техн. наук.-Краснодар, 1999. 53 с.

45. Патент 2121569 кл. Е 21 В 43/32, 33/138. Способ изоляции притока подошвенной воды в газовые скважины в условиях АНДП. /Р.А.Гасумов, А.А. Перейма, В.Е. Дубенко и др. Опубл. 10.11.98 . ОБ №31 II ч.

46. Особенности техники и технологии закачивания скважин в неустойчивых коллекторах./ М.О. Ашрафьян, О.А. Лебедев, Н.М. Саркисов и др. // Обзорн. информ. Серия: Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - С. 28-32.

47. Инструкция по цементированию скважин с АНПД облегченными тампонаж-ными растворами на основе промывочных углеводородных эмульсий (ОЭЦР)/ Ю.И. Петраков, В.Г. Мосиенко, В.И. Зубков и др. Ставрополь: ОАО СевКавНИПИгаз, 1983.-23 стр.

48. Патент на изобретение №2183724. Способ восстановления проницаемости призабойной зоны пласта газовой скважины./К.М. Тагиров, В.Е. Дубенко и др. Приоритет 04.07.2000.

49. Клещенко И.И. Способ восстановления прискважинной зоны пласта.// Научн. техн. сб. Геология, бурение, разведка и эксплуатация газовых и газоконден-сатных скважин. М.: ИРЦ ОАО "Газпром", 2000, №2. - С. 25-26.

50. Farley. J.T et al. Design criteria for matrix stimulation with HF. JPT, 1970, №4, pp. 433-440.

51. Shaughnessy C.M. Kunse K.R. Understanding sandsone acidizing leads to improved field practices. GPT, 1981, pp. 1196-1202.

52. John L. Gidley. A new acid for true stimulation of sandstone reservoirs. GPT, 1997, №3,p. 250.

53. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью веществ. Ставрополь, 1977, 26 стр.

54. Патент 1627674 кл. Е21В 43/00. Реагент для восстановления производительности газовых скважин /Ю.А. Балакиров, В.Б. Спас, А.Г. Заворыкин и др. -1991.

55. Патент 1760045 кл. Е21В 43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости с забоя скважин./ В.М. Светлицкий, Ю.А. Балакиров, С.И. Ягодавский и др.- 1989.

56. Патент 964113 кл. Е21В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины. /И.Ю. Зайцев, Ю.А. Зайцев, Ю.А. Балакиров и др. 1980.

57. Патент 1435766 кл. Е21В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя сква-жины./Ю.А. Балакиров, К.И. Гильман, Ф.С. Мамедов. 1986.

58. Галанин И.А., Шестирокова Р.Е. Факторы, влияющие на производительность скважин на ССПХГ.//Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии. Ставрополь, 2002, вып. 36. - С. 236241.

59. Беленко С.В. Результаты опробования мероприятий по повышению производительности скважин ПХГ- Хадум. //Материалы конференции молодых специалистов "Кавказтрансгаз" по проблемам газовой промышленности в геологии.-М., 1999.

60. Зиновьев В.В. Строительство и ремонт газовых скважин. Разработка. Ремонт. -М.: ООО В.В. "Недра-Бизнесцентр", 2004. 166 стр.

61. Регламент контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах. М: ВНИИГАЗ, 1992.

62. Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах. -М: ВНИИГАЗ, 1994.

63. Регламент контроля за эксплуатацией Северо-Ставропольского ПХГ./ С.А. Варягов, О.Е. Аксютин, С.В. Беленко и др. Ставрополь, 2001.

64. Совершенствование системы контроля за эксплуатацией СевероСтавропольского ПХГ в хадумском горизонте./ В.В. Зиновьев, И.В.Зиновьев, О.Е. Аксютин и др.//Сб. научн. тр. Серия Нефть и газ. Ставрополь, 2000, вып. 3. - С. 102-107.

65. Рябоконь С.А., Бадовская В.И., Мартынов Г.А. Выбор способа восстановления производительности скважин. //Сб. научн. тр. Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин. Вып. 10, Краснодар, 2003.

66. МЕщбнкЗ.В.И., Головин М.В. Закрытая циркуляционная система для бурения скважин в условиях депрессии в продуктивном пласте. //Сб. научн. тр. Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин. Вып.10, -Краснодар, 2003. С. 31-34.

67. Пазин А.Н. Ткачев А.Е., Мотошин Ю.А. Комплексная технология обработки призабойных зон скважин.// Сб. научн. тр. Восстановление производительности нефтяных и газовых скважин. Вып.10, Краснодар, 2003. - С. 125-129.

68. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин./ Под общей редакцией д.т.н., проф. Рябоконя С.А. Составляли: М.О. Ашрафьян, Д.Ф. Новохатский, О.А. Лебедев и др. Краснодар: изд-во "Просвещение - Юг",2003. - 368 с.

69. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. -Москва Ижевск: Институт компьютерных технологий, 2003. - 480 стр.

70. Исследование причин пескопроявлений при эксплуатации газовых скважин. / Р.А. Гасумов, В.Г. Темиров, А.А. Перейма и др. //Сб. научн. тр. Строительство и эксплуатация газовых скважин. М: ВНИИГАЗ, 1999. - С. 82-89.

71. Подземные хранилища в системе государственного резервирования нефтепродуктов/А. А. Григорьев, М.Ю. Кийко, В.А. Казарян и др. М.: ОПК, 2006. -384 с.

72. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам. Учебное пособие. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. - 565 с.

73. Казарян В.А. Подземные хранилища газа и нефтепродуктов необходимый элемент функционирования ТЭК. - М.: ООО «Империал», 2006. - 320 с.

74. Казарян В.А. Подземное хранение газов и жидкостей. М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006.-432 с.