Диссертации » Науки о Земле » Технология бурения и освоения скважин

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластового флюида
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластового флюида"

На правах рукописи

ОРЛОВ ДМИТРИЙ ГЕННАДЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ ОСВОЕНИЯ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКОВ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА

(на примере Самотлорского месторождения)

Специальность 25.00.15 — Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2005

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Самотлорнефтегаз» и научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель — доктор технических наук, профессор

Овчинников Василий Павлович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Грачев Сергей Иванович,

- кандидат технических наук Кузнецов Роман Юрьевич

Ведущая организация — открытое акционерное общество

«Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 16 декабря 2005 года в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273 01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета но адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 16 ноября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.П. Овчинников

М9Л0

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На современном этапе разработки углеводородных месторождений значительно резко сократилось число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции. Новые месторождения имеют ухудшенную геолого-промысловую характеристику по сравнению с разрабатываемыми. Темпы прироста разведанных запасов отстают от темпов роста нефтедобычи. В тгих условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта с участка залежи. Регулирование состояния околоскважинных зон пласта — один из основных вопросов повышения эффективности разработки месторождений.

В последние годы стратегическим направлением решения этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологий воздействия на призабойную зону скважин оказывали недостаточное внимание. Вместе с тем имеющийся опыт показывает, что воздействие на призабойную зону скважин, сопутствующее воздействию на пласт, существенно увеличивает нефтеизвлеченис. Эффект может быть получен как при целенаправленных обработках призабойной зоны на стадии освоения скважины, так и в качестве попутного эффекта при воздействии на пласт в целом гидродинамическими, тепловыми и физико-химическими методами.

Вероятность увеличения добычи пластового флюида из них значительно повышается при использовании новых высокоэффективных технических средств и технологий.

Среди многообразия способов освоения наиболее перепек жнными являются методы, которые позволят максимально решать проблемы по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта.

Цель работы — повышение эффективности освоения скважин и дальнейшей их эксплуатации путем разработки технологий и технических средств, обеспечивающих направленные регулирующие воздействия на фильтрационно-емкостныс свойства продуктивного пласта

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи:

— провести анализ современного состояния существующих научно-технических решений по созданию депрессий на продуктивные интервалы;

— научно обосновать перспективность, эффективность, целесообразность разработки и использования методов плавных регулируемых депрессий при освоении и эксплуатации скважин;

— разработать технические средства для создания регулируемых депрессионных воздействий на пласт;

— опробовать их в промысловых условиях и оцепить эффективность.

Научная новизна выполненной работы

Обоснованы и разработаны:

— метол ступенчатого плавновозрастающего депрессиоппого воздействия на вскрытый разрез в процессе освоения и эксплуатации скважины:

— способ разработки нефтегазовых залежей включающий в себя определение зон с доминирующими фильтрационными каналами, определение их ориентации, гидродинамическое регулируемое воздействие на них с целыо увеличения их проницаемости (приемистости), отбор жидкости из пласта в режиме «набор - сброс». Размещение скважин осуществляется по зонам: в зоне с доминирующими фильтрационными каналами — эксплуатационные скважины; в аднах с пониженной флюидопроводимостыо — нагнетательные скважины;

— режимы ступенчатого плавновозрастающего депрессиоиного воздействия на пласт при освоении скважин.

Осуществлена модернизация конструкций забойных струйных насосов и технологий их использования, а шкже комплектующего оборудования.

Практическая ценность и реализация

Применение разрабо1анных методов и технических решений по ступенчатому нлавновозрастающему и регулируемому депрессионному воздействию на околоскважинную зону пласта позволило:

— повысить качество проводимых работ по освоению скважин и интенсификации притока, что существенно уменьшило, а но ряду скважин, прекратило вынос из пласта твердых частиц;

— проводить исследования скважин на приток для построения индикаторных диаграмм, а также оперативно, на стадии испытания и освоения скважины контролировать фильтрационные свойства пород в околоскважинной зоне пласта;

— осуществлять с помощью беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом добычу нефти, на малодебитпых скважинах, оперативно контролировать и определять оптимальный режим работы пласта путем замера динамических и статических уровней;

— уменьшить ремотируемый фонд, оборудованный У'ЩН и УШГН, и снизить затраты на текущий ремонт скважин;

— без подъема MKT переводить скважины в оптимальный режим эксплуатации или нашетания рабочего агента для поддержания пластовой энергии.

Разработанный комплекс технических средств и методических приемов успешно реализован при освоении и эксплуатации скважин на площадях ОАО «Самотлорпефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «Лукойл-Бурение», ООО «Варьеган-Рсмонт», ПО «Беларусьпсфть», ООО «Лукойл-Западная Сибирь», ОАО «ТНК-Пягань» и др. Оны шо-промышлеиные рабош проведены па 926 скважинах различных регионов.

Апробация работы

Материалы и основные результаты диссертационной работы докладывались на: техническом совещании СНГДУ-1 ОАО «ТНК» (Нижневартовск, 2002); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГПГУ «Проблемы развития ТОК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003); научно-техническом совещании «Проблемы строительства и эксплуатации скважин ЗападноСибирского нефтегазового комплекса» (Тюмень, 2004), техническом совещании ООО «Югсон-Сервис» (Тюмень, 2004); региональной научно-практической конференции, посвященной 5-летию Ипсги iyia Нефти и Газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» ( Тюмень, 2005).

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 8 работ, в т.ч. 6 статей в научных журналах, получено 2 нагсша РФ на изобретение.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х разделов, выводов и рекомендаций, списка использованных источников (107 наименований) и приложений. Изложена на 206 страницах машинописного текста, содержит 53 рисунка и 26 таблиц.

Автор выражает глубокую признательность д-ру техн. паук, профессору В.П. Овчинникову, канд. техн. наук A.M. Кирееву, канд. техн. наук H.H. Светашову, канд. геол.-минерал, наук Б.И. Кравченко за помощь и содействие в выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована ак1уальнос1ь темы работы, сформулированы цель и задачи исследований.

В первом разделе дан анализ условий разрабо1ки и освоения Самотлорского месторождения, работы погружного оборудования, описаны процессы, происходящие в околоскважин ной зоне продукшвпого пласта, и их влияние на продуктивность (приемисюсть) скважины.

Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта — это взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой техноприродной системы. В процессе сооружения скважины наиболее существенные изменения фильтрационных свойств пласта происходят в ее околоскважинной зоне. Ухудшение фильтрационно-смкостпых свойств (ФЕС) оказывает влияние не только на ее производительность, но и темпы разработки месторождения и конечный коэффициент нефтеизвлечепия.

В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии. Известно, что ухудшение проницаемости околоскважинной зоны в 5 раз приводит к снижению производительности скважины в 3,5 раза, а уменьшение проницаемости в 50 раз может вызвать потерю производительности в 15 раз.

Научные основы тгой проблемы решались в работах В.А. Амияна, А.И. Кулатова, Г.И. Барснблатта, B.C. Войтенко, К) В. Вадецкого, А.Л Гайвороиского, Т.Д. Голф-Paxr, В.М. Добрынина, Ю.П. Желтова, A.M. Кирссва, Р.И. Медведского, В.Г1. Овчинникова, Г.Т. Овнатанова, H.H. Свегашова, Е.М. Смехова, МЛ. Сургучева, М.Е. Стасюка, В.Н. Щслкачсва, P.C. Яремийчука и др.

Основной объем добычи пластового флюида на Самотлорском месторождении приходится на механизированный способ — с помощью спускаемого в скважину оборудования. И в -лом случае в условиях низких забойных давлений, высокие величины депрессий, резко меняющиеся по величине и направлению, естественно способствуют поступлению в скважину мехнримесей. Наработка установок погружных штанговых и центробежных электронасосов (УЭЦН) на отказ в таких условиях, как показывает промысловая практика, существенно снижается.

На рисунке 1 представлена динамика изменения фонда скважин за последние годы. К эксплуатационному фонду отнесены все скважины, имеющиеся на балансе ОАО «Самотлорнефгсгаз»; к рабочим — скважины, эксплуатируемые на конец года; коэффициент использования — отношение рабочего фонда скважины к эксплуатационному.

2002 г

2003 г 2004 г

I экспл фонд

СВЭ рабочий фоцд

- коэф использования

Рисунок 1 — Фонд скважин по ОАО «Самотлорнефтегаз»

При повышении депрессии в период вывода скважии на режим, пуска после остановок, при эксплуатации вследствие изменившихся условий объем мехпримесей в добываемой продукции, выносимых как из пласта в скважину, так и с забоя увеличивается. При этом происходит абразивный износ трущихся поверхностей насоса. Часть мехпримесей осаждается на рабочих органах погружных насосов, вследствие чего нарушается нормальный режим откачки, увеличивается коэффициент трения, насосы начинают работать с повышенной вибрацией, снижается дебит, ухудшается охлаждение

электродвигателя, в результате нарушаются термобарические условия в интервале установки насоса. С последним фактором связано осаждение солей па рабочих органах насоса из поиутно-добываемой воды. В конечном итоге происходит преждевременный отказ подземного оборудования. В лучшем случае оплавление удлинителя (Г<=0) из-за недостаточного охлаждения, в худшем — аварийное расчленение насосной установки («полет») ИДИ из-за вибрации.

Значительно содержание мехпримсссй явилось и причиной снижения производительности скважин, а также «заклинивания» элементов насосной группы (рисунок 2) В целом распределение «осложненного» флюида ЭЦН по объединению имеет вид (рисунок 3). Еще ра) подтверждено, что большая часть причин, приводящих к осложнениям (выходу из рабочего состояния) погружных электроцентробежных насосов является наличие механических примесей.

Рисунок 2 — Причины снижения производительности УЭЦП

Также было установлено:

-диапазон изменения мехпримесей от 0 до 100 мг/л наименее опасен для ЭЦН в обычном исполнении;

- диапазон изменения мехпримесей от 0 до 300 мг/л — неопасный диапазон для ОЦН в специальном исполнении (износостойком);

- диапазон мехпримесей более 300 мг/л характеризуется повышенными эрозионным износом и вибрацией ОЦН, сопровождающимися выпадением солей на рабочих органах насосов,

Коррозия

Мех примеси

Сопи

Без осложнений

Рисунок 3 — Распределение осложненного фонда ЭЦН за 2004 год

- при появлении мехпримесей более 500 мг/л, зачаоую, кроме эрозионного износа и вибрации, наблюдается заклинивание ЭЦН («клин»).

Анализ состояния регулирования фильтрационных свойств в околоскважинной зоне пласта указываем на наличие разпоориентируемых фильтрационных путей (каналов), в гом числе и искусственных, особенно в районе созданной и упакованной при гидроразрыве пластов проппантом трещины. Выявлена их восприимчивость к дспрессионно-репрессиопным воздействиям и возможное 1ь предотвращения выноса закрепляющего агента (проплата) в скважину при вызове приюка. Для тно необходимо создавать полный диапазон сгупенчашх депрессий, но с обязаюльпым плавным и постепенным возраоанисм до оптимальной их величины.

Для регулирования фильтрационных свойств околоскважинных зон предложены способы и технологии, большинство из которых опробопаны в промысловых условиях Имеющийся практический опыт показал, что добиться значимого повышения продуктивности скважин удаося лишь в тех случаях, когда механизм восстановления фильтрационных свойств пласта (ФСП) адекватен механизму их поражения. Соотетствеппо шменциальпые возможности регулирования досшгаются, во-первых, за счс! сведения к минимуму потерь продуктивности и, во-вторых, «а счсч планирования искусственного воздействия исходя из текущего сосюяния околоскважинных зон.

В условиях механического воздействия па пласг с помощью управляемого снятия давления механизм процесса представляется следующим образом-, при плавных ступенчатых циклических снижениях давления непосредственно в приствольной зоне поддерживается довольно высокий уровень максимальных градиентов давления, и они значительно выше таковых при однократном снижении давления; максимальное значение градиентов давления в момент снижения направлено из пласта в сторону ствола скважины, в тгом случае совпадение снижения давления и максимальных градиентов давления способствует увеличению сил сдвига в каналах пласта и снижению сил трения на поверхности кошакга частиц с поверхностью канала в породе. При внезапном снятии давления происходит кратковременное растяжение дисперсной среды материала, находящегося в приствольной зоне, за счет чего снижается их статическое напряжение сдвига (эффект пружины). Реализация этого процесса возможна при использовании струйных насосов.

Установлено, что использование струйных аппаратов позволяет в одном цикле работ при освоении или искусовенном воздействии на призабойную зону реализовать следующие виды рабог:

— исследовать скважины по данным кривых восстановления давления;

— воздействовать па призабойную зону пласта многократными депрессиями;

— подачу в зону пласта различных химических реактивов с быстрым удалением продуктов реакции;

— исследование скважины на приток при разных депрессиях для построения индикаторных диаграмм;

— осуществлять эксплуатацию скважин в постоянном или регулируемом режимах отбора продукции, как на собственной пластовой энергии, так и с подачей извне, без подъема НКТ

Промышленными испытаниями доказано, что основным недостатком эжекторных многофункциональных испытателей является то, что способ подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса серии УГИС 1-10 обязательно только по НКТ, а серии УГИС 11-20 - - обратная, по межтрубному пространству и невозможность выполнять многоцикловыс гидродинамические исследования от больших депрессий к меньшим, при обязаюльных плавных ступенчатых возрастающих, регулируемых дспрессионных воздействиях на

озп.

Второй раздел посвящен разработке (совершенствованию) технологии и технических средств освоения скважин методом плавных регулируемых депрессионных воздействий.

Для деформируемых коллекторов сложпопостроснных залежей специфичны стойкая блокада проницаемости, возникающая вследствие кольматации фильтрационных путей твердой фазой буровых растворов, их сужения или смыкания под воздействием горного давления и сохранение закрепляющего агента (проппанта) в искусственно созданных, включая и

естественные фильтрационные каналы (трещины) после Г'РП. в момент создания депрессии. Используемые способы освоения скважин таким видам осложнений не противодействуют.

В качестве основного технологического средства, используемого для декольматации и изменения раскрытости флюидопроводящих каналов при вызове и интенсификации притока, может быть способ ступенчатого плавновозрастающего депрсссионного воздействия на вскрытый разрез в циклическом режиме.

Экспериментально усыновлено, чтобы противодействовать отрицательным воздействиям сужения и смыкания фильтрационных каналов, необходимо создать импульсы гидравлических воздействий в том интерпале депрессий, в котором соотношение раскрытости фильтрационных каналов и перепада давлений в системе «скважина - пласт» приближается к оптимальному, а коэффициент продуктивности достигает максимального значения.

Для повышения эффективности в технологии необходимо соблюсти не только порядок и режимы осуществляемых данным способом операций вызова и интенсификации притока, но и общую последовательность рационального их применения в комплексе с другими способами освоения.

В качестве обязательных технологий в комплекс должны входить:

—■ плавное увеличение депрессии как средство эффективного освоения скважин в условиях отсутствия кольматации фильтрационных каналов или нестойких форм блокады их проницаемости;

— ступенчатое плавновозрастающее депрессиопное воздействие как средство сохранения закрепляющего агента в трещинах после Г'РП и противодействия сюйким формам блокады проницаемости коллектора в приствольной зоне;

— возможность воздействия на пласт, например, с помощью ГРП для формирования новых проницаемых фильтрационных путей, если их в приствольной зоне недостаточно для обеспечения промышленных притоков нефти.

В общей схеме освоения скважин технологические операции, предназначенные для устранения нестойких форм блокады проницаемости, должны предшествовать применению способа ступенчатого плавновозрастающего депрессиопного воздействия.

Установлено, что технологические операции, которые имеют целью расширение существующих и формирование новых проницаемых флюидопроводящих путей должны осуществляться на этапах освоения, последующих за применением способа ступенчатого плавновозрастающего депрессионпого воздействия и предшествовать вызову притока этим же способом.

Схема рациональной последовательное! и освоения скважин с использованием метода ступенчатого плавновозрастающего дспрессионного

воздействия в условиях предполагаемого проявления всех факторов осложнений, перечисленных выше, представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 — Схема освоения скважин

Учитывая недостатки разработанных ранее струйных насосов, внесены конструктивные изменения, которые позволили производить освоение скважин исходя из сложившихся обстоятельств и условий, чередующимися между собой прямыми и обратными промывками при одном спуске струйного насоса СН-ЗМ и одном технологическом процессе, без глушения скважины и подъема НКТ (рисунок 5). Это значшелыю сокращает затраты и потерю времени на освоение, за счет исключения операций по глушению скважины, снятия пакера, подъема НКТ со струйным насосом, замены его на установку с обратной промывкой и последующего спуска в скважину, а также за счет исключения материальных затрат на дорогостоящую для осуществления этих

Рисунок 5 — Струйный насос С11-ЗМ:

а - для обратной промывки скважины, б - для прямой промывки скважины, в -для обработки пласта и защиты колонны при эксплуатации скважины; 1 - корпус, 2 - сопло, 3 - камера смешения, 4 - диффузор, 5 - фильтр, 6 -ловильная головка, 7 - замок

операций технику.

При создании, например, меньшей депрессии на пласт переходят на обратную промывку Для этого осуществляют доставку ступенчатого вкладыша на поверхность с помощью канатной техники. При отсутствии канатной техники доставку осуществляют с помощью сваба. На поверхности меняют расположение содержимого вкладыша и с промывкой спускают его на свабе в скважину и устанавливают в корпусе струйного насоса.

После установки вкладыша в корпусе струйного насоса, на поверхности переключают задвижки и подают промывочную жидкость в затрубное пространство.

Конструкция струйного насоса позволяет:

— производить плавное снижение забойного давления и создавать требуемую депрессию на пласт без применения компрессорных установок;

— производить спуск в скважину автономных глубинных манометров с целыо оценки величины создаваемой во время работы депрессии и характера притока из пласта;

— производить запись кривой восстановления давления в подпакериой

зоне;

— создавать депрессию с подачей рабочей жидкости как в трубное, так и в затрубное пространство;

— производить промывку подпакериой зоны различными технологическими жидкостями, в том числе агрессивными (кислотостойкое исполнение струйного насоса СН-ЗМ);

— производить отбор проб пластового флюида;

— производить все вышеперечисленные операции, включая замену изношенных час)ей насоса, без подъема груб НКТ.

В зависимости от величины пластового давления, при освоении скважины струйным насосом СН-ЗМ, применяются различные компоновки.

При наличии канатной техники возможно применение компоновки, изображенной на рисунке 6.

В условиях отсутствия канатной техники компоновка струйного насоса для освоения скважин может меняться в зависимости от пластового давления (рисунок 7).

1. Пластовое давление больше или равно гидростатическому.

После освоения скважины, с помощью сваба поднимается вставка струйного насоса СН-ЗМ, производится глушение скважины и срыв пакера.

2. Пластовое давление меньше гидростатического.

После освоения скважины, с помощью сваба поднимается вставка струйного насоса СН-ЗМ, производится глушение скважины. После этих работ делают натяжку инструмента НКТ выше собственного веса на 3-4 т. В это время жидкость из трубного пространства начинает перетекать через байпас в затрубное. По истечении 15-20 минут производят срыв пакера.

Па рисунке 7 «в» изображена схема компоновки струйного насоса СН-ЗМ

Рисунок 6 — Схема установки и обвязки оборудования при освоении скважин СН-ЗМ в условиях наличия канатной техники:

1 - лубрикатор, 2 - фонтанная арматура, 3 - НКТ-73, 4 - пусковые устройства, 5 - мандрель, 6 - струйный насос СН-ЗМ, 7 - обсадная колонна, 8 - пакер ПМС или ПИМ, 9 - ниппель для обратного клапана, 10 - НКТ-73 - 1 шт., 11 -мандрель с контейнером под манометр, 12 - хвостовик с фильтром, 13 -емкость для рабочей жидкости (желобная емкость), 14 - замерная емкость, 15 -агрегат ЦА-320М

а б в

Рисунок 7 — Варианты компоновок струйного насоса СН-ЗМ:

а - компоновка струйного насоса для освоения скважины при пластовом давлении больше или равном гидростатическому, б - компоновка струйного насоса при пластовом давлении меньше гидростатического с использованием ПМП, в - компоновка струйного насоса для освоения скважины при пластовом давлении меньше гидростатического с использованием клапана уравнительного КУ;

I - НКТ-73 до устья, 2 - струйный насос СН-ЗМ, 3 - пакер 3 ПМС, 4 — НКТ-73 - 1 шт., 5 - ниппель с обратным клапаном, 6 - камера с глубинным манометром, 7 - НКТ-73 - 1шт., 8 - воронка, 9 - обратный клапан, 10 - пакер ПМП,

II - клапан уравнительный КУ

для освоения скважин, с применением уравнительного клапана. После освоения скважины, с помощью сваба поднимается вставка струйного насоса СН-ЗМ и производится глушение скважины. Натяжкой инструмента НКТ выше собственного веса на 5-6 т, срезаются штифты уравнительного клапана и открываются отверстия, которые соединяют затрубное пространство с трубным. За счет перетока жидкости, давление в трубном и затрубном пространстве уравновешивается, после чего производят срыв пакера.

В третьем разделе приводятся результаты опытно-промышленного внедрения метода плавновозрастающих депрессионных воздействий при освоении скважин.

Результаты апробирования предложенного метода частично приведены на рисунке 8. Анализ состояния работы скважин, освоенных струйными насосами предложенной конструкции, показал, что межремонтный период работы установок возрос, сократилось число «отказов» работы скважинного оборудования. Применение струйных насосов для вызова притока способствовало лучшей очистке приствольной части скважины в интервале продуктивного пласта.

295 708 6794 6805 6815 106 209

Номер скважины

[ш дебит, полученный до применения предлагаемого метода, м3/сут ■ дебит, полученный после применения, м3/сут

Рисунок 8 — Результаты опытно-промышленных испытаний метода регулируемых депрессионных воздействий на продуктивные интервалы скважин

Подтверждением сказанному служат и результаты анализа состояния скважин, освоенных различными методами и конструкциями струйных насосов и осуществленные различными предприятиями (таблицы 1, 2).

Поступление твердых частиц из пласта в наибольшем количестве следует ожидать после проведения мероприятий, связанных с воздействием на

Таблица 1 —Результаты эксплуатации скважин с УЭЦН после ГРП и освоения в ОАО «Самотлорнефтегаз»

Количество скважин с технологическими отклонениями Виды отказов Время, сут МРП

без дефекта, СКВ (%) с дефектом (отказы), СКВ (%) общее количество скважин R-0 ХЛИН нет подачи снижение дебита гтм календарное затраченное на отказ

«Черногорнефтеотдача» — азотный агрегат

37 (40,2) 55 (59,8) 92 36 14 10 12 33 10009 1226 95

«Самотлорнефтеотдача» — струйный насос

11 (52,3) 10(47,7) 21 4 5 3 2 , 1614 193,0 68

Струйный насос СН-ЗМ

29 (50) 29(50) 58 10 6 | 3 12 1 8591 504,5 140

Таблица 2 — Распределение причин смены УЭЦН на скважинах с ГРП Самотлорского месторождения

пласта АВ\'г

Число скважин

без технологических отклонений, СКВ (%) с твердыми отложениями на подземном оборудовании, СКВ (%) с неправильно подобранным режимом эксплуатации, СКВ (%) с выносом проппанта. СКВ (Ч) с выносом песка, СКВ (%) некачественное подземное оборудование, СКВ (%>

«Черногорнефтеотдача» — азотный агрегат

37 (40,2) П(12) 8 (8,7) 17(18,5) 5 (5,4) 14(15,2)

«Самотлорнефтеотдача» — струйный насос

11 (52.3) 2 (9,5) 1 (4,8) 5 (23,8) — 2(9,5)

Струйный насос СН-ЗМ

29 (50) 2 (3,4) И (19,0) 4 (6.9) 1 (1,7) 11 (19,0)

Таблица 3

— Результаты эксплуатации скважин с УЭЦН после ГРП и освоения различными методами

Количество скважин с технологическими отклонениями Виоы отказов Время, сут МРП

без дефекта с дефектом (отказы) общее количество скважин клин нет подачи снижение дебита ггм календарное затраченное на отказ

«Черногорнефтеотдача» — азотный агрегат

36 61 | 97 35 20 7 | 31 37 | 11114 | 2481 | 89

Струйный насос СН-ЗМ

15 9 24 и 1 2 3 3 4328 104 176

Таблица 4 — Распределение причин смены УЭЦН на скважинах с ГРП

Число скважин

без технологических отклонении, СКВ (%) с твердыми отложениями на подземкой оборудовании, СКВ (%) с неправильно подобранным режимом эксгш> атации, СКВ (%) с выносом проплата, СКВ (%) с выносом песка, СКВ (%) некачественное подземное оборудование, СКВ (%>

«Черногорнефтеотдача» — азотный агрегат

36 (37,2) 11 (11,4) 13 (13,4) 25 (25,6) 3 (3,1) 9 (9,3)

Струйный насос СН-ЗМ

15 (62,5) 1 (4,2) 5 (20,8) | 1 (4,2) — 2(8,3)

поровую структуру пласта, в частности гидроразрыва. Прежде всего, это связано с отсутствием четких методик расчета необходимого количества закрепляющего материала, проплата, и отсутствием должного контроля за осуществлением процесса гидроразрыва. В этой связи представляло интерес оценить эффективность применения струйных насосов при освоении скважин после осуществления в них метода гидроразрыва пластов. Результаты представлены в таблицах 3 и 4.

В целом по результатам проведенных испытаний отмечено: существенное уменьшение, а по большинству прекращение, выноса закрепляющего агента (нроппанта) на всем периоде эксплуатации скважин. Прирост дебита был достигнут как за счет декольматации флюидопроводящих каналов, так и оптимизации условий фильтрации.

Результаты проведенных и представленных выше исследований показали перспективность и эффективность использования струйных насосов для освоения скважин и интенсификации притока пластового флюида при их эксплуатации. Основным затруднением предложенной технологии, как показали результаты промышленных испытаний, явилась необходимость наличия в технологической оснастке пакерного оборудования. В целях устранения эюго недостатка разработана конструкция беспакерных гидроструйных насосов (ГСП). На скв. 261 куста 1494 Рубиновой площади Самотлорского месторождения был произведен спуск беспакерной компоновки струйного насоса СНА 1-48-89 с двухрядным лифтом 1,5" и 3" на глубину 1763 м (интервал перфорации пласта ЗА! — 1770,4-1775 м).

Ранее скв. 261 эксплуатировалась струйным насосом АНС-4 однотрубной пакерной компоновкой с дебитом 17 м'/сут. При расходе рабочего агента 85 м\'сут и давлении закачки 16 МПа.

Скважина запущена в работу 17.03.2003 года и испытана на трех режимах нагнетания рабочей жидкости. Результаты промысловых исследований представлены в таблице 5.

Таблица 5 — Данные промысловых испытаний беспакерной компоновки ГСН в скв. 261

Дата Диаметр, мм Давление нагнетания, МПа Расход рабочей жидкое га, м*/сут Динамич уровень, м Давление на устье, МПа Дебит жидкости, м3/сут Обводненность, %

сопла камеры смешения

09 03 03 2,3 3,5 11,0 53,0 302 1.8 9,7 69

21 03 03 2.3 3,5 13,0 63,0 525 1.9 23,0 69

23 03 03 2,3 3,5 16,0 73,4 726 2.0 31,0 69

Как следует из результатов испытаний, внедрение беспакерной компоновки позволило:

— существенно увеличить дебит скв. 261 при одновременном снижении расхода рабочей жидкости, закачиваемой в НКТ;

— вести добычу нефти без подъема продукции скважины по эксплуатационной колонне;

— оперативно контролировать режим работы скважины и пласта путем замера динамических и статических уровней;

— замена струйного насоса при беспакерной компоновке гидравлическим способом производилась в 2-3 раза быстрее, чем при пакерной компоновке, так как требует значительно меньшего (2-3 м3 против 6-8 м3 при пакерной схеме) объема жидкости, необходимого на «вымыв - замыв» струйного насоса. Это является еще одним достоинством беспакерной компоновки, так как «вымыв - замыв» насоса при пакерной компоновке требует значительного объема рабочего агента и возникающий при этих операциях дефицит ресурса рабочего агента компенсируется за счет ограничения закачивания по работающим скважинам, что приводит к увеличению внутрисменных потерь, снижению ритмичности добычи жидкости на промысле;

— повысить надежность эксплуатации и резко снизить затраты на капремонт скважин гидроструйного фонда.

Четвертый раздел посвящен совершенствованию способа разработки нефтегазовой залежи.

Основной метод разработки нефтяных залежей в Западной Сибири — заводнение. В условиях неоднородного геологического разреза горизонта такая стратегия приводит к снижению КИН низкопроницаемых пропластков на режиме истощения, а также к блокированию в них запасов нефти при обводнении высокопроницаемых пластов. Периферийные участки пласта, расположенные за пределами зоны разбуривания, не отрабатываются, а нефть из них частично вытесняется в водоносный пласт.

Предлагается в известной стратегии разработки нефтяных залежей путем регулирования пластового давления в процессе эксплуатации скважин на этапе истощения и заводнения, использование запаса пластовой энергии, за счет более длительного поддержания гидродинамической связи между пропластками при разработке на истощение и при заводнении для увеличения охвата низкопроницаемых пефтенасыщенных пластов дренированием и повышения эффективности вытеснения нефти на естественном режиме.

Предлагаемый способ разработки нефтегазовой залежи предусматривает размещение скважин, нагнетание в скважины агента, отбор жидкости, определение в пласте зон с доминирующими фильтрационными каналами, определение ориентации фильтрационных каналов, проведение гидравлического разрыва пласта с закреплением каналов, оборудование скважин струйным насосом с вымываемой вставкой и осуществление в скважинах очистки фильтрационных каналов с плавным возрастанием направленных регулируемых дспрессионпых воздействий на пласт, которые в эксплуатационной скважине регулируются по стабилизации уровня жидкости

или/и забойного давления на каждом этапе депресеионного воздействия, а в нагнетательной скважине регулируются по уменьшению приемистости пласта на каждом этапе воздействия. Размещение скважин осуществляют по зонам: в зоне с доминирующими фильтрационными каналами размещают эксплуатационные скважины, а в зонах с пониженной флюидопрово-димостью — нагнетательные скважины. Далее осуществляют регулируемое закачивание агента в скважины в зависимости от ориентации фильтрационных каналов в околоскважинной зоне пласта, а отбор жидкости из пласта осуществляют в режиме циклического отбора «набор - сброс».

Опытно-промышленные испытания регулируемых депрессионных воздействий на продуктивные интервалы скважин, вскрывших юрские отложения (Ю,) отражены в таблице 6. Были выявлены зоны с доминирующими фильтрационными путями и определены нагнетательные и эксплуатационные скважины, которые после проведения ГРП освоены предлагаемым способом, затем пущены в эксплуатацию в регулируемом режиме. Например, после проведения гидроразрыва пласта эксплуатационная скважина была оборудована струйным насосом СН-ЗМ и освоена, вымываемые вставки находились на устье Скважина работала в режиме «набор - сброс» циклически без наличия механических примесей в продукции с дебитом нефти 18,1 т/сут. С 21 цикла установлено появление механических примесей. На 38 цикле было установлено резкое падение суточного дебита 12,0 т/сут, а на 41 — до 9,5 т/сут и увеличение механических примесей в продукции до 27,0 мг/л. Поэтому была осуществлена посадка вымываемой вставки в корпус струйного насоса, и в течение 5 часов проводились работы струйным насосом по декольматации флюидопроводящих путей в околоскважинной зоне пласта. После этого вынос механических примесей отсутствовал. Вставка была поднята на устье, и скважина запущена в работу в циклическом режиме «набор - сброс». На 29 цикле и далее с 50 цикла работы в скважине было снова зафиксировано появление механических примесей — 5,0 мг/л в продукции скважины, при резком уменьшении дебита нефти — 0,9 т/цикл и 8,6 т/сут. Выход механических примесей увеличился до 31,0 мг/л, снова были проведены работы струйным насосом по декольматации флюидопроводящих путей в околоскважинной зоне пласта в течение 3 часов. Вынос механических примесей отсутствовал. Скважина снова была пущена в работу в циклическом режиме «набор - сброс». На 44-м цикле в продукции опять установлены механические примеси — 11,3 мг/л, дебит нефти уменьшился и составил 13,5 т/сут. На 55-м цикле дебит продукции резко уменьшился и составил 7,3 т/сут, а механические примеси — 34,0 мг/л. проведены работы струйным насосом по декольматации флюидопроводящих путей в околоскважинной зоне пласта в течение 3 часов. Вынос механических примесей отсутствовал. Скважина была пущена в работу в циклическом режиме «набор - сброс». Появление механических примесей не установлено.

Использование предлагаемого способа позволило учитывать влияние полного диапазона ориентации фильтрационных каналов (от 0° до 90°) к горным нагрузкам при создании регулируемых направленных с плавным возрастанием

Таблица 6 — Результаты экспериментальных испытаний разработанной технологии по скважине № 1236 Салымского месторождения

№ цикла Время мин Дебит не »тн, г/сут Количество мехпримесей, мг/л

появления выброса жидкости (общее) за цикл за сутки

Эксплуатация в режиме «набор - сброс»

21 12 137 2,1 18,0 6,0

29 15 141 2.0 17,2 12.5

33 11 159 1,8 14,0 19.0

38 19 183 1,5 12,0 24,0

41 23 185 1,4 9,5 27,0

Проведены работы струйным насосом по декольматации и интенсификации притоков в течение 5 часов Выноса мехпримессй нет Переведена в эксплуатацию в режиме «набор ~ сброс»

1 85 125 2 Л 18.1 0,04

2 70 122 2,0 18,0 Отсутствует

3 9 120 2,2 18,2 Отсутствует

4 11 124 1.9 17,8 Отсутствует

5 8 122 2,0 18,0 Отсутствует

29 13 130 2.0 17,5 5,0

34 18 168 1.5 16,2 3,7

43 21 195 1,3 13,5 11,0

44 20 212 1,4 13,0 19,0

48 22 245 1,1 10,4 24,0

50 21 244 0,9 8,6 31,0

Проведены работы струйным насосом но декольматации и тггененфикации притоков в течение 3 часов Выноса мехпримссей нет Переведена в эксплуатацию в режиме «набор сброс»

1 10 122 20 18.2 Отсутствует

2 11 125 2.2 18.0 0,07

3 8 123 2.1 18.3 Отсутствует

4 95 122 2,0 18,0 Отсутствует

19 19 170 1.6 15.4 0,8

44 23 201 1,1 13,5 113

49 27 245 0.8 10.2 24,0

55 21 284 0,5 7.3 34,0

57 23 280 0,6 5,6 30.5

Проведены работы струйным насосом по декольматации и интенсификации притоков в течение 3 часов Выноса мехпримесей нет Переведена в 'эксплуатацию в режиме «набор - сброс»

1 95 124 2,0 18,0 Отсутствует

2 II 123 2,1 18,1 Отсутствует

3 10 122 2,2 18,1 0,05

4 8 122 2,0 19,0 Отсутствует

депрессионных воздействий по скважинам, что в свою очередь позволило повысить коэффициент извлечения нефти и увеличить охват и нефтеотдачу анизотропного пласта,

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Обеспечение потенциальных возможностей разработки нефтяных и газовых залежей в значительной степени зависит от полноты устранения негативных последствий в структуре норового пространства продуктивного пласта, произошедших при их вскрытии, разобщении либо при проведении различных методов воздействия на пласт для интенсификации притока пластового флюида.

2. Поступление мехпримссей из пласта приводят к износу рабочих органов насосных установок, к их разбалапсировке, возникновению вибраций. Число аварий насосного оборудования по Самотлорскому месторождению составляет 39 % от общего количества аварий, в 90 % случаях которых причиной вибраций послужило значительное содержание мехпримесей в добываемой жидкости.

3. Установлено, что при плавных циклических снижениях давления непосредственно в приствольной зоне поддерживается довольно высокий уровень максимальных градиентов давления, и они значительно выше гаковых при однократном снижении давления; максимальное значение градиентов давления в момент снижения направлено из пласта в сторону ствола скважины, в этом случае совпадение снижения давления и максимальных градиентов давления способствует увеличению сил сдвига в каналах пласта и снижению сил трения на поверхности контакта частиц с поверхностью канала в породе. При внезапном снятии давления происходит кратковременное растяжение дисперсной среды материала, находящегося в приствольной зоне, за счет чего снижается их статическое напряжение сдвига (эффект пружины). Увеличивается степень очистки приствольной зоны пласта.

4. Основным недостатком эжекторных многофункциональных струйных насосов, является то, что способ подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса серии УГИС 1-10 обязательно только по НКТ, а серии УГИС 11-20 — обратная, по межтрубному пространству и невозможность выполнять многоцикловыс гидродинамические исследования от больших депрессий к меньшим, при обязательных плавных ступенчатых возрастающих, регулируемых депрсссионных воздействиях на ОЗП.

5. Предложена усовершенствованная технология и технические средства регулируемого воздействия на продуктивный пласт при его освоении и дальнейшей эксплуатации, техническим результатом которых является расширение функциональных возможностей освоения скважин путем прямой и обратной промывками при одном спуске скважинной насосной установки (струйного насоса СН-ЗМ) и одном технологическом процессе с дальнейшим переводом скважины в эксплуатацию, без глушения скважины и подъема НКТ.

6. Разработан и успешно прошел испытания в различных горногеологических условиях ряд технических решений, предназначенных для освоения скважин с использованием струйных насосов: пакерующий элемент (пакер ЗПМС), лубрикатор, сваб, клапан уравнительный, транспортный узел УТГ-3-114, УТГ-4-62.

7. Ступенчатое плавновозрастающее депрессионное воздействие на пласт с помощью предложенной конструкции струйного насоса позволило создавать регулируемый перепад давления па стенки скважины и фильтрационные каналы различной ориентации, что позволило существенно уменьшить, а по большинству скважин прекратить вынос

мехпримесей и закрепляющего агента (проппанта) на весь период эксплуатации скважин Самотлорского месторождения.

8 Совершенствована технология ступенчатого плавновозрастающего депрессионного воздействия на продуктивный пласт при его освоении и дальнейшей эксплуатации разработкой и применением беспакерной компоновки гидроструйиого насоса с двухрядным лифтом, что обеспечило на скважинах Самотлорского месторождения:

— вести добычу нефти без подъема продукции скважины по эксплуатационной колонне;

— оперативно контролировать режим работы скважины и пласга путем замера динамических и статических уровней;

— выявить истинные добывные возможности скважин гидроструйного фонда;

— существенно повысить надежность эксплуатации и резко снизить затраты на капремонт скважин гидроструйного фонда.

9. Фильтрационные каналы развиваются в той плоскости, где отмечаются наименьшие силы сопротивления, т.е. наименьшее горное давление. Их направление также обусловлено и тектоническими явлениями Разработана магматическая модель прогнозирования зон (участков) повышенной проницаемости, как в пределах эксплуатирующихся месторождений, так и новых, находящихся на стадии разведки. Направление развития трещин на деформированных антиклинальных складах Западной Сибири преимущественно совпадает с направлением короткой оси.

10. Обоснован и разработан способ освоения нефтегазовой залежи, который включает в себя определение зоны с доминирующими фильтрационными каналами и их ориентации, проведение гидравлического разрыва пласта с закреплением каналов, оборудование скважины струйным насосом с вымываемой вставкой, осуществление очистки фильтрационных каналов с плавным возрастанием направленных регулируемых депрессионных воздействий на пласт, которые в эксплуатационной скважине регулируются по стабилизации уровня жидкости или/и забойного давления на каждом этапе депрессионного воздействия, а в нагнетательной скважине по уменьшению приемистости пласта на каждом этапе воздействия. Размещение скважин осуществляют по зонам: в зоне с доминирующими фильтрационными каналами размещают эксплуатационные скважины, а в зонах с пониженной флюидопроводимостыо размещают нагнетательные скважины. Регулируемое закачивание агента в скважины осуществляют в зависимости от ориентации фильтрационных каналов в околоскважинной зоне пласта, а отбор жидкости из пласта в режиме циклического отбора «набор-сброс».

Общий экономический эффект от внедрения технологий и технических средств составляет 16,463 млн. долларов США в год по 171 скважине.

( i

Содержание диссертационной работы отражено в следующих печашых работах:

1. Орлов Д.Г. Промысловые испытания экспериментальных образцов беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом на Самоглорском месторождении/Д.Г. Орлов, В.А. Териков, А.Н. Дроздов, В.В. Монахов, A.B. Фастовец//Нефтепромысловое дело. — 2003. — № 11. — С. 4547.

2. Орлов Д Г. К вопросу сохранения закрепляющего агента фильтрационных каналов при освоении скважин/Д.Г. Орлов, H.H. Светашов, A.M. Киреев, Б.И. Кравченко, П.В. Овчинников//Нефтегазовое направление: Сб. тр. института Нефти и Газа. — Тюмень: Изд-во «Вектор Бук». — 2004. — С. 231-244.

3. Киреев A.M. Механизм изменения забойных давлений в режиме «набор-сброс» при испытании анизотропных коллекторов/А.М. Киреев, Б.И. Кравченко, H.H. Светашов, Д.Г. Орлов// Нефтегазовое направление: Сб. тр. института Нефти и Газа. — Тюмень: Изд-во «Вектор Бук». — 2004. — С.

4. Патент 35819 (на полезную модель) РФ, МПК Е 21 В 33/12 Якорь гидравлический /A.M. Киреев, М.А. Киреев, H.II. Светашов, В.Н. Светашов, Д.Г. Орлов, Х.К. Минулин (Россия). — № 2003129355; Заявлено 08.10.2003, Опубл. 10.02.2004.

5 Орлов Д.Г. Необходимые параметры для оптимального проектирования ГРП//Иовые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. регион, пауч -практ. конф., посвящ. 5-летию Института Нефти и Газа. — Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс». — 2005. — С. 143-150.

6. Орлов Д.Г. Совершенствование методики определения расчетных показателей гидроразрыва//Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. регион, науч.-практ. конф., посвящ. 5-летию Института Нефти и I аза. —Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс». — 2005. — С. 151-164.

7. Патент 47434 (на полезную модель) РФ, МПК Е 21 В 43/00 Клапан для скважинного оборудования/В.А. Афанасьев, В.А. Захаров, A.M. Киреев, H.H. Светашов, Д.Г. Орлов (Россия). — № 2005105404; Заявлено 25.02.2005; Опубл. 27.08.2005.

8. Киреев А М. Геологические аспекты выбора объектов для гидромеханического воздействия/А.М. Киреев, Б.И. Кравченко, H.H. Светашов, Д.Г. Орлов//Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. регион. науч.-прак1. конф., посвящ. 5-летию Института Нефти и Газа. — Тюмень: Изд-ко-полиграф. центр «Экспресс». — 2005. — С. 165-175.

244-256.

Соискатель

Д. Г. Орлов

Подписано в печать 07.11.2005 г. Формат 60x84/16. Бумага финская. Печать RISO. Усл. печ. л. 1,51. Тираж 100. Заказ 991.

Отпечатано в типографий Издательства «Вектор Бук» Лицензия Г1Д № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г.Тюмень, ул. Володарского, 45. тел.(3452) 46-54-04,46-90-03.

р 23 0 5 3

РНБ Русский фонд

2006-4 24720

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Орлов, Дмитрий Геннадьевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ РАЗРАБОТКИ И ОСВОЕНИЯ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1 Краткие сведения по условиям залегания и разработки Самотлорского месторождения.

1.2 Анализ работы погружного оборудования.

1.3 Процессы, происходящие в околоскважинной зоне продуктивного пласта и их влияние на продуктивность (приемистость) скважины.

1.4 Теоретические предпосылки совершенствования методов освоения скважин и очистки приствольной зоны пласта

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

2 РАЗРАБОТКА (СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ) ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН МЕТОДОМ ПЛАВНЫХ РЕГУЛИРУЕМЫХ ДЕПРЕССИОННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ.

2.1 Исходные положения и требования.

2.2 Совершенствование конструкции струйных насосов.

2.3 Технические средства для освоения скважин методом плавных регулируемых депрессионных воздействий.

2.3.1 Пакер механический ЗПМС.

2.3.2 Лубрикатор

2.3.3 Сваб гидравлический

2.3.4 Клапан уравнительный КУ-112.

2.4 Усовершенствованная технология направленного депрессионного воздействия на продуктивный пласт при его освоении и дальнейшей эксплуатации скважин.

2.5 Методика расчета технологического процесса при освоении скважин струйным насосом.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДА ПЛАВНОВОЗРАСТАЮЩИХ ДЕПРЕССИОННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН.

3.1 Результаты испытаний технологии плавновозрастающих депрессионных воздействий на околоскважинную зону пласта.

3.2 Результаты внедрения метода плавновозрастающих депрессионных воздействий при эксплуатации скважин.

3.3 Результаты испытаний беспакерной компоновки гидроструйного насоса.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБА РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ.

4.1 Обоснование выбора точек заложения нагнетательных и эксплуатационных скважин.

4.2 Характеристика полей напряженности пласта Тальникового месторождения.

4.3 Способ разработки нефтегазовой залежи.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластового флюида"

Актуальность темы диссертации

На современном этапе разработки углеводородных месторождений значительно резко сократилось число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции. Новые месторождения имеют ухудшенную геолого-промысловую характеристику по сравнению с разрабатываемыми. Темпы прироста разведанных запасов отстают от темпов роста нефтедобычи. В этих условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта с участка залежи. Регулирование состояния околоскважинных зон пласта — один из основных вопросов повышения эффективности разработки месторождений.

В последние годы стратегическим направлением решения этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологий воздействия на призабойную зону скважин оказывали недостаточное внимание. Вместе с тем имеющийся опыт показывает, что воздействие на призабойную зону скважин, сопутствующее воздействию на пласт, существенно увеличивает нефтеизвлечение. Эффект может быть получен как при целенаправленных обработках призабойной зоны на стадии освоения скважины, так и в качестве попутного эффекта при воздействии на пласт в целом гидродинамическими, тепловыми и физико-химическими методами.

Вероятность увеличения добычи пластового флюида из них значительно повышается при использовании новых высокоэффективных технических средств и технологий.

Среди многообразия способов освоения наиболее перспективными являются методы, которые позволят максимально решать проблемы по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта.

Цель исследований

Повышение эффективности освоения скважин и дальнейшей их эксплуатации путем разработки технологий и технических средств, обеспечивающих направленные регулирующие воздействия на фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи: провести анализ современного состояния существующих научно-технических решений по созданию депрессий на продуктивные интервалы; научно обосновать перспективность, эффективность, целесообразность разработки и использования методов плавных регулируемых депрессий при освоении и эксплуатации скважин; разработать технические средства для создания регулируемых депрессионных воздействий на пласт; опробовать их в промысловых условиях и оценить эффективность.

Научная новизна работы

Обоснованы и разработаны: метод ступенчатого плавновозрастающего депрессионного воздействия на вскрытый разрез в процессе освоения и эксплуатации скважины; способ разработки нефтегазовых залежей, включающий в себя определение зон с доминирующими фильтрационными каналами, определение их ориентации гидродинамическое регулируемое воздействие на них с целью увеличения их проницаемости (приемистости), отбор жидкости из пласта в режиме «набор - сброс». Размещение скважин осуществляется по зонам: в зоне с доминирующими фильтрационными каналами — эксплуатационные скважины; в зонах с пониженной флюидопроводимостью — нагнетательные скважины; режимы ступенчатого плавновозрастающего депрессионного воздействия на пласт при освоении скважин.

Осуществлена модернизация конструкций забойных струйных насосов и технологий их использования, а также комплектующего оборудования.

Практическая значимость полученных результатов

Применение разработанных методов и технических решений по ступенчатому плавновозрастающему и регулируемому депрессионному воздействию на околоскважинную зону пласта позволило: повысить качество проводимых работ по освоению скважин и интенсификации притока, что существенно уменьшило, а по ряду скважин, прекратило вынос из пласта твердых частиц; проводить исследования скважин на приток для построения индикаторных диаграмм, а также оперативно, на стадии испытания и освоения скважины контролировать фильтрационные свойства пород в околоскважинной зоне пласта; осуществлять с помощью беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом добычу нефти, на малодебитных скважинах, оперативно контролировать и определять оптимальный режим работы пласта путем замера динамических и статических уровней; уменьшить ремонтируемый фонд, оборудованный УЭЦН и УШГН, и снизить затраты на текущий ремонт скважин; без подъема НКТ переводить скважины в оптимальный режим эксплуатации или нагнетания рабочего агента для поддержания пластовой энергии. Разработанный комплекс технических средств и методических приемов успешно реализован при освоении и эксплуатации скважин на площадях ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «Лукойл-Бурение», ООО «Варьеган-Ремонт», ПО «Беларусьнефть», ООО «Лукойл-Западная Сибирь», ОАО «ТНК-Нягань» и др. Опытно-промышленные работы проведены на 926 скважинах различных регионов.

Апробация работ

Материалы и основные результаты диссертационной работы докладывались на: техническом совещании СНГДУ-1 ОАО «ТНК» (Нижневартовск, 2002); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003); научно-техническом совещании «Проблемы строительства и эксплуатации скважин Западно-Сибирского нефтегазового комплекса» (Тюмень, 2004), техническом совещании ООО «Югсон-Сервис» (Тюмень, 2004); региональной научно-практической конференции, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 8 работ, в т.ч. 6 статей в научных журналах, получено 2 патента РФ на изобретение.

ВВЕДЕНИЕ

Геолого-технологические условия разработки многих месторождений нефти и газа Западной Сибири в настоящее время характеризуются увеличением доли трудно извлекаемых запасов, что обусловлено геологическими причинами, быстрым обводнением скважин, потерями гидродинамической связи по участкам разрабатываемых месторождений в условиях деформации коллекторов, ростом фонда бездействующих скважин, повышением требований к охране недр, окружающей среде и безопасности работ на нефтегазовых месторождениях и т.д.

Увеличение добычи нефти в этих условиях возможно только при использовании на месторождениях новых высокоэффективных технических средств и технологий освоения скважин, интенсификации притока нефти при дальнейшей их эксплуатации.

За последнее время, в условиях высоких мировых цен на нефть, ряд российских нефтегазовых компаний резко увеличили скорость отбора запасов. Означает ли это, что достигается вовлечение в разработку максимального объема извлекаемых запасов, соответственно повышение коэффициента извлечения нефти (КИН)? Наблюдается тревожная тенденция увеличения доли неработающих скважин во многих компаниях. Происходит ускоренный, выборочный отбор активных запасов нефти с рассогласованием системы разработки месторождений и нарушением ее целостности. Любые заметные отклонения от принятых показателей на практике, несомненно, несут повышенную вероятность недостижения утвержденного КИН, соответственно ведут к потерям извлекаемых запасов и в конечном итоге неполучению государством возможных доходов с конкретного объекта [1,2, 3].

Компании резко увеличили применение методов интенсификации добычи, и сохранение этой тенденции просматривается в перспективе. Это относится к гидроразрыву пласта (ГРП), кислотным обработкам околоскважинных зон пласта, зарезки боковых стволов, горизонтального бурения и др., которые до недавнего времени применялись в основном для восстановления производительности «старых» скважин. В последнее время, пока сохраняется благоприятная рыночная конъюнктура и стремление увеличить скорость отбора запасов, эти методы все шире используются в качестве заканчивания новых, в том числе высокопроизводительных скважин. Вместе с тем отмечается, что число научных исследований, направленных на совершенствование методов и технических средств освоения скважин, значительно сокращается.

Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважины зависят от того, насколько удается восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов на стадии вторичного вскрытия пласта, вызова притока, применения различных методов интенсификации притока из пласта. Качество освоения, по существу, определяет темпы и характер разработки месторождений.

Нефтегазоносный пласт в отличие от других пород, слагающих геологический разрез нефтяных и газовый месторождений, представляет собой горную породу, насыщенную нефтью, газом и водой под высоким давлением. Как правило, он разобщается от непродуктивных пород разреза почти непроницаемой кровлей и подошвой.

Для нефтегазоносного пласта характерны фациальная изменчивость по площади, изменение мощности по разрезу, макронеоднородность, т.е. существенные изменения проницаемости пласта по зонам и от слоя к слою и, наконец, микронеоднородность, т.е. неоднородность фильтрационных путей, образующих в пласте всеобщую связь, аккумуляцию и миграцию.

Важнейшими физическими свойствами, которыми характеризуются коллекторы нефти и газа, являются их пористость, проницаемость, структура порового пространства, нефтегазонасыщенность, содержание связанной воды, удельное электрическое сопротивление и ряд других.

Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта это — взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой техноприродной системы. В процессе сооружения скважины наиболее существенные изменения фильтрационных свойств пласта происходят в околоскважинной зоне. Известно, что даже в окончательный период функционирования скважины изменение ее фильтрационных свойств в призабойной или околоскважинной зоне оказывает влияние на ее продуктивность. Поэтому ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) на начальной стадии эксплуатации скважины оказывает влияние не только на ее производительность, но и темпы разработки месторождения и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии. В связи с особенностями потерь давления в околоскважинной зоне при фильтрации флюидов среднюю проницаемость техногенной системы скважина - околоскважинная зона - межскважинная часть пласта определяет именно проницаемость околоскважинной области, несмотря на ее незначительные размеры. Известно, что ухудшение проницаемости околоскважинной зоны в 5 раз приводит к снижению производительности скважины в 3,5 раза, а уменьшение проницаемости в 50 раз может вызвать потерю производительности в 15 раз [4].

Эта статистика определяет сегодня и основную стратегию регулирования ФЕС в околоскважинной зоне — сведение к минимуму ухудшения проницаемости путем подбора современных технологий вскрытия пласта, освоения и эксплуатации скважин. Если во время бурения невозможно обеспечить сохранение природных ФЕС, то необходимо восстановить их на стадии освоения скважины путем направленного и регулируемого воздействия на призабойную зону пород-коллекторов нефти и газа.

Научные основы этой проблемы решались в работах В.А. Амияна, А.И. Булатова, Г.И. Баренблатта, B.C. Войтенко, Ю.В. Вадецкого, A.A. Гайворонского, Т.Д. Голф-Рахт, В.М. Добрынина, Ю.П. Желтова, A.M. Киреева, Р.И. Медведского, В.П. Овчинникова, Г.Т. Овнатанова, H.H.

Светашова, Е.М. Смехова, M.JI. Сургучева, М.Е. Стасюка, В.Н. Щелкачева, P.C. Яремийчука и др.

Показано, что проблема направленных, регулируемых воздействий на околоскважинную зону пласта применительно к задачам строительства скважин и обработки пласта является многогранной. Она предполагает разработку научных основ и методов влияния на напряженно-деформированное состояние горного массива не только с целью сохранения пласта при проводке скважины, но и, что самое главное, для создания благоприятных условий получения и интенсификации притоков нефти и газа, длительного поддержания гидродинамической связи фильтрационных путей в околоскважинной зоне с удаленными участками пласта на всем этапе эксплуатации скважины. И в этой связи представляет интерес выявить основные причины снижения ФЕС и возможные технико-технологические решения их сохранения и восстановления с использованием методов регулируемых депрессионных воздействий на пласт на примере сложного и разнообразного по условиям залегания и разработки Самотлорского месторождения.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Орлов, Дмитрий Геннадьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обеспечение потенциальных возможностей разработки нефтяных и газовых залежей в значительной степени зависит от полноты устранения негативных последствий в структуре порового пространства продуктивного пласта, произошедших при их вскрытии, разобщении либо при проведении различных методов воздействия на пласт для интенсификации притока пластового флюида.

2. Поступление мехпримесей из пласта приводят к износу рабочих органов насосных установок, к их разбалансировке, возникновению вибраций. Число аварий насосного оборудования по Самотлорскому месторождению составляет 39 % от общего количества аварий, в 90 % случаях которых причиной вибраций послужило значительное содержание мехпримесей в добываемой жидкости.

3. Установлено, что при плавных циклических снижениях давления непосредственно в приствольной зоне поддерживается довольно высокий уровень максимальных градиентов давления, и они значительно выше таковых при однократном снижении давления; максимальное значение градиентов давления в момент снижения направлено из пласта в сторону ствола скважины, в этом случае совпадение снижения давления и максимальных градиентов давления способствует увеличению сил сдвига в каналах пласта и снижению сил трения на поверхности контакта частиц с поверхностью канала в породе. При внезапном снятии давления происходит кратковременное растяжение дисперсной среды материала, находящегося в приствольной зоне, за счет чего снижается их статическое напряжение сдвига (эффект пружины). Увеличивается степень очистки приствольной зоны пласта.

4. Основным недостатком эжекторных многофункциональных струйных насосов, является то, что способ подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса серии УГИС 1-10 обязательно только по НКТ, а серии УГИС 11-20 — обратная, по межтрубному пространству и невозможность выполнять многоцикловые гидродинамические исследования от больших депрессий к меньшим, при обязательных плавных ступенчатых возрастающих, регулируемых депрессионных воздействиях на ОЗП.

5. Предложена усовершенствованная технология и технические средства регулируемого воздействия на продуктивный пласт при его освоении и дальнейшей эксплуатации, техническим результатом которых является расширение функциональных возможностей освоения скважин путем прямой и обратной промывками при одном спуске скважинной насосной установки (струйного насоса СН-ЗМ) и одном технологическом процессе с дальнейшим переводом скважины в эксплуатацию, без глушения скважины и подъема НКТ.

6. Разработан и успешно прошел испытания в различных горногеологических условиях ряд технических решений, предназначенных для освоения скважин с использованием струйных насосов: пакерующий элемент (пакер ЗПМС), лубрикатор, сваб, клапан уравнительный, транспортный узел УТГ-3-114, УТГ-4-62.

7. Ступенчатое плавновозрастающее депрессионное воздействие на пласт с помощью предложенной конструкции струйного насоса позволило создавать регулируемый перепад давления на стенки скважины и фильтрационные каналы различной ориентации, что позволило существенно уменьшить, а по большинству скважин прекратить вынос мехпримесей и закрепляющего агента (проппанта) на весь период эксплуатации скважин Самотлорского месторождения.

8. Совершенствована технология ступенчатого плавновозрастающего депрессионного воздействия на продуктивный пласт при его освоении и дальнейшей эксплуатации разработкой и применением беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом, что обеспечило на скважинах Самотлорского месторождения: вести добычу нефти без подъема продукции скважины по эксплуатационной колонне; оперативно контролировать режим работы скважины и пласта путем замера динамических и статических уровней; выявить истинные добывные возможности скважин гидроструйного фонда; существенно повысить надежность эксплуатации и резко снизить затраты на капремонт скважин гидроструйного фонда.

9. Фильтрационные каналы развиваются в той плоскости, где отмечаются наименьшие силы сопротивления, т.е. наименьшее горное давление. Их направление также обусловлено и тектоническими явлениями. Разработана математическая модель прогнозирования зон (участков) повышенной проницаемости, как в пределах эксплуатирующихся месторождений, так и новых, находящихся на стадии разведки. Направление развития трещин на деформированных антиклинальных складах Западной Сибири преимущественно совпадает с направлением короткой оси.

10. Обоснован и разработан способ освоения нефтегазовой залежи, который включает в себя определение зоны с доминирующими фильтрационными каналами и их ориентации, проведение гидравлического разрыва пласта с закреплением каналов, оборудование скважины струйным насосом с вымываемой вставкой, осуществление очистки фильтрационных каналов с плавным возрастанием направленных регулируемых депрессионных воздействий на пласт, которые в эксплуатационной скважине регулируются по стабилизации уровня жидкости или/и забойного давления на каждом этапе депрессионного воздействия, а в нагнетательной скважине по уменьшению приемистости пласта на каждом этапе воздействия. Размещение скважин осуществляют по зонам: в зоне с доминирующими фильтрационными каналами размещают эксплуатационные скважины, а в зонах с пониженной флюидопроводимостью размещают нагнетательные скважины. Регулируемое закачивание агента в скважины осуществляют в зависимости от ориентации фильтрационных каналов в околоскважинной зоне пласта, а отбор жидкости из пласта в режиме циклического отбора «набор - сброс». Общий экономический эффект от внедрения технологий и технических средств составляет 16,463 млн. долларов США в год по 171 скважине.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Орлов, Дмитрий Геннадьевич, Тюмень

1. Батурин Ю.Е. Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей низкопроницаемых коллекторов/Ю.Е. Батурин, Н.Я. Медведев, В.П. Сонич и А.Н. Юрьев//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 104-109.

2. Храмов P.A. Сырьевая близорукость//Нефтегазовая вертикаль. — 2004.—№12. —С. 20-25.

3. Кравец М.С. Кто пойдет в разведку?/М.С. Кравец, С.А. Рогинский//Нефтегазовая вертикаль. — 2002. — № 13. — С. 7-11.

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

5. Зубков М.Ю. Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования//М.Ю. Зубков, П.М. Бондаренко//Геология нефти и газа. — 1999. — № 11-12. — С. 31-39.

6. Сонич В.П. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород/В.П. Сонич, H.A. Черемисин, Ю.Е. Бабурин//Нефтяное хозяйство. — 1997. — № 9. — С. 52-57.

7. Медведский Р.И. Прогнозирование максимального извлечения нефти из природных резервуаров Западной Сибири. — М.: Недра, 1989. — 214 с.

8. Кудрявцев И.А. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения/И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов, И.В. Цыкин, H.H. Гутуев, И.А. Хабипов//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 62-64.

9. Проводников Г.Б. Основные направления совершенствования заканчивания скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаза»/

10. Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке/Доклады на научно-практической конференции 16-17 февраля 2000 г. — Часть III. — Тюмень: ОАО «СибНИИНП». — 2000 г. —С. 27-30.

11. Саунин В.И. Выбор конструкции забоя и технологии заканчивания скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири//Нефтяное хозяйство. — 2004. — № 12. — С. 64-66.

12. Джафаров И.С. Самотлорское месторождение: современные подходы к решению задач разработки/И.С. Джафаров, В.Н. Пьянков, В.Р. Сыртланов, Р.Г. Исмагилов//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 27-30.

13. Гузеев В.В. Результаты применения гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа/В.В. Гузеев, A.A. Поздняков, Г.С. Зайцев//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 116-119.

14. Иванов C.B. Результаты применения гидравлического разрыва пласта в эксплуатационных объектах с глинистой перемычкой небольшой толщины/С.В. Иванов, В.И. Саунин//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 49-51.

15. Булатов А.И. и др. Проектирование конструкций скважин. — М.: 1979. —279 с.

16. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам, изд. 2-е перераб. и доп./В.С. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых. — М.: Недра, 1984. — 373 с.

17. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. — М.: Недра, 1979. —344 с.

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

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

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

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

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

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

24. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. — М.: Недра. — 1968.— 153 с.

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

26. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах. — М.: Недра. —1984. —210 с.

27. Мицевич В.И. Справочник инженера по бурению. — М.: Недра. — 1973. — Приложение 2. — 518с.

28. Гайворонский A.A. Крепление и разобщение пластов. — М.: Недра. — 1981. —367 с.

29. Орлов JI.H. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа/JI.И. Орлов, A.B. Ручкин, Н.М. Свихушин. — М.: Недра. — 1975. — 89 с.

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

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

32. Мыслюк М.А. О выборе величины депрессии при испытании трещинных коллекторов в процессе бурения/М.А. Мыслюк, В.Г. Ясов, P.C. Яремийчук//Нефть и газ/Изв. высш. учеб. заведений. — 1983. — № 7. — С. 19-22.

33. Лабораторная установка по исследованию напряженного состояния горных пород и анизотропных коллекторов/А.М. Киреев, Б.И. Кравченко//Сборник трудов института Нефти и Газа. — Тюмень: Изд-во «Вектор Бук». — 2004. — С. 244-256.

34. Хоминец З.Д. Геолого-техническое обеспечение технологическихопераций при испытании, ремонте и освоении нефтяных скважин//Нефтяное хозяйство. — 2001. —№ И—С. 46-55.

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

36. Храмов P.A., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть». — М.: Недра, 1999. — 327 с.

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

38. Ягафаров А.К. Геолого-геофизические основы технологий интенсификации притоков из терригенных коллекторов месторождений Западной Сибири. Автореф. дисс. на соиск. учен. степ. докт. геолого-минералогических наук. Тверь. — 1994. — 385 с.

39. Овчинников В.П. Анализ качества крепления скважин месторождений Уренгойской группы//Сборник трудов института Нефти и Газа. — Тюмень: Изд-во «Вектор Бук». — 2004 г. — С. 3-5.

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

41. Овчинников В.П. Анализ свойств тампонажных материалов для цементирования скважин в криолитозоне/В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, A.A. Фролов, Ю.О. Газгиреев//Сборник трудов института Нефти и Газа. —

42. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук». — 2004 г. — С. 6-10.

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

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

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

46. Хоминец З.Д. Освоение скважин с непрерывным контролем состояния призабойной зоны//Нефтяное хозяйство. — 1988. — № 4. — С. 20-22.

47. Сургучев M.JI. Влияние условий вскрытия пластов на продуктивность скважин и нефтеотдачу//Нефтяное хозяйство. — 1973. — №11.—С. 29-31.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

59. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нети и газа/ЛГеология нефти и газа. — 1979. — № 10. — С. 26-29.

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

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

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

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

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

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

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

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

68. Хоминец З.Д. Результаты исследований опорно-технологических скважин промыслово-геофизическими методами/3. Д. Хоминец, P.C. Яремийчук //Нефть и газ. — 1982. — № 10. — С. 30-33.

69. Хоминец З.Д. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений/3.Д. Хоминец, И.Н. Косаняк, B.C. Лисовский//Нефтяное хозяйство. — 1998. — № 5. — С. 72-75.

70. Киреев A.M. Особенности управления проявлениями горного давления при вызове и интенсификации притоков в сложных горногеологических условиях//Бюллетень БГА.— 2001. — № 1 (5). — С. 15-19.

71. Рабиа X. Технология бурения нефтяных скважин. — М.: Недра, 1989. —236 с.

72. Mader D. Hydraulis proppant fracturing and gravel packing. Developmentsin petroleum science. — Elsevier Science Publishers. — 1989. — V. 26. — 1240 p.

73. Добрынин В.M. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. — М.: Недра, 1970. — 315 с.

74. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. — М.: Недра, 1966. — 314 с.

75. Спивак А.И. Разрушение горных пород при бурении скважин/А.И. Спивак, А.Н. Попов. —М.: Недра, 1975. — 214 с.

76. Глоба В.Н. Результаты гидроразрыва пласта месторождения ОАО «Пурнефтегаз»/В.Н. Глоба, В.Н. Латышев//Нефтяное хозяйство. — 1996. — № 1. —С. 15-18.

77. Жданов С.А. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин/С.А. Жданов, C.B. Константинов//Нефтяное хозяйство. — 1995. —№9. —С. 24-25.

78. Economides M.J., Nolte K.G. Reservory Stimulation. — Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632, 1989. — 430 p.

79. Желтов Ю.П. Об определении ориентации трещин, образующихся при гидравлическом разрыве пласта//Нефтепромысловое дело. — 1961. — №10. — С. 21-25.

80. Дияшев И.Р. Супер-ГРП повышает рентабельность разработки Ачимовской свиты Ярайнерского месторождения (Западная Сибирь)/И.Р. Дияшев, А.И. Небесный, М.Р. Гиллард//Нефтегазовое обозрение. — 2002. — №1, том 7. —С. 80-93.

81. Дияшев И.Р. Супер-ГРП на Яранерском месторождении/И.Р. Дияшев, А.А. Смаровозов, М.Р. Гиллард//Нефтяное хозяйство. — 2001. —7. —С. 44-48.

82. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. —М.: Недра, 1972. — 184 с.

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

84. Бабалян Г.Н., Леви Б.И. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. — М.: Недра, 1983. — 216 с.

85. Гадиев С.М., Лазаревич И.С. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин. — М.: 1996. — 170 с.

86. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1977. —360 с.

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

88. Кравченко Б.И., Корнев Г.П. Повышение эффективности освоения скважин. — М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. — 1985. — С. 14-19.

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

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

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

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

93. Патент 2187698 РФ, МПК F 04 В 41/00. Передвижная азотно-компрессорная станция/Ю.Г. Антониади, A.M. Киреев, H.H. Светашов (Россия). — № 2001109583/06: Заявлено 09.04.2001; Опубл. 20.08.2002. Бюл. № 23.

94. Патент 2230890 РФ, МПК Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи/ М.Ш. Марданов, Р.В. Фафин, А.И. Иванов, И.М. Гимаев (Россия). — № 2003105170: Заявлено 21.02.2003; Опубл. 20.06.2004. БИПМ№ 17.

95. Патент 2230894 МПК Е 21 В 43/18. Способ разработки нефтяной залежи/Н.Г. Ибрагимов, Г.Г. Ганиев, М.Х. Фалеев, A.A. Сивухин, А.И. Иванов (Россия). — № 2003128908: Заявлено 29.09.2003; Опубл. 20.06.2004. БИПМ № 17.

96. Патент 35819 (на полезную модель) РФ, МПК Е 21 В 33/12. Якорь гидравлический/А.М. Киреев, М.А. Киреев, H.H. Светашов, В.Н. Светашов, Д.Г. Орлов, Х.К. Минулин (Россия). — № 2003129355; Заявлено 08.10.2003; Опубл. 10.02.2004.

97. Патент 47434 (на полезную модель) РФ, МПК Е 21 В 43/00. Клапан для скважинного оборудования/В.А. Афанасьев, В.А. Захаров, A.M. Киреев, H.H. Светашов, Д.Г. Орлов (Россия). — № 2005105404; Заявлено 25.02.2005; Опубл. 27.08.2005.

Информация о работе
  • Орлов, Дмитрий Геннадьевич
  • кандидата технических наук
  • Тюмень, 2005
  • ВАК 25.00.15
Диссертация
Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластового флюида - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно
Автореферат
Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластового флюида - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации
Похожие работы