Разработка технологий повышения производительности скважин и ликвидации притока пластовых вод на поздней стадии эксплуатации месторождений углеводородов

Шульев, Юрий Викторович

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологий повышения производительности скважин и ликвидации притока пластовых вод на поздней стадии эксплуатации месторождений углеводородов"

На правах рукописи

ШУЛЬЕВ ЮРИЙ ВИКТОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН И ЛИКВИДАЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

г. Краснодар 2006 г.

Работа выполнена в Закрытом акционерном обществе «Газтехнология»

Научный руководитель: кандидат технических наук

Бекетов Сергей Борисович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Ашрафьян Микиша Огостинович

кандидат технических наук Пуля Юрий Александрович

Ведущее предприятие - ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология»

Защита состоится аз ои-скд 2006 г. в

10оо

часов на заседании

диссертационного Совета Д 222.019.01 при ОАО НПО «Бурение» по адресу: 350069 г. Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Бурение».

Автореферат разослан /ЦО. А 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета доктор технических наук

Л.И. Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Анализ состояния топливно-энергетического комплекса в РФ показывает, что большая часть запасов нефти и газа сосредоточены в продуктивных объектах на третьей (падающей) стадии эксплуатации, характеризующейся снижением добычи продукции, повышением ее себестоимости, снижением рентабельности разработки месторождений. Одной из главных причин сложившейся ситуации является неудовлетворительное состояние производственных фондов, в частности -нефтяных и газовых скважин. Эксплуатационный фонд нефтегазовых скважин в целом по стране имеет тенденцию к сокращению. Только на нефтяных месторождениях число неработающих скважин превысило 35 тыс., или около 25% от эксплуатационного фонда. Основные причины перевода нефтегазовых скважин в категорию бездействующих — низкий дебит и обводненность продукции, делающие эксплуатацию их для предприятий убыточной.

В связи с этим, актуальным является решение проблемы перевода нерентабельных месторождений в категорию рентабельных и повышения коэффициента нефтегазоотдачи пластов в целом. Достижение поставленной цели возможно, в том числе, в результате совершенствования существующих и разработки новых технологий интенсификации притока углеводородов и ликвидации обводненности продукции, применения эффективных конструкций технологического оборудования. Используемые технологии должны обеспечивать высокую эффективность работ при минимальных затратах, продолжительный эффект действия, Методы воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) являются основным резервом интенсификации добычи низкорентабельных скважин. Перспективным является разработка и внедрение технологий комплексного действия, позволяющих наращивать эффективность в результате суммарного и синергетического эффектов.

Актуальность задач, решаемых в диссертационной работе, подтверждается их соответствием основным направлениям стратегии научно-технического развития нефтяной и газовой промышленности страны в области строительства и ремонта скважин, эксплуатации месторождений углеводородов.

з

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА С.-Петербург ^

ОЭ 200& ктр I

Цель диссертационной работы. Разработка и внедрение технологии интенсификации притока нефти и газа, а также ликвидации притока пластовых вод в скважинах месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

Основные задачи работы:

• анализ современных методов повышения производительности скважин и ликвидации притока пластовых вод;

• разработка математической модели репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта;

• разработка технологии интенсификации притока углеводородов путем репрессионно-депрессионного воздействия на ПЗП;

• обоснование технологических параметров процесса изоляции притока подошвенной воды в скважины с использованием тампонирующего раствора;

• разработка скважинного устройства, повышающего эффективность процесса изоляции притока подошвенной воды;

• проведение опытно-промышленных испытаний разработок на различных нефтяных месторождениях и ПХГ.

Методика исследований: выполнена на основе анализа и обобщения опыта проведения ремонтных работ по повышению производительности скважин и увеличению коэффициента нефтегазоотдачи пластов, а также собственных результатов лабораторных, стендовых и аналитических исследований с использованием современных приборов, оборудования, химреагентов отечественного и импортного производства, средств вычислений, программного обеспечения и др.

Научная новизна.

1. На основании анализа причин снижения продуктивности нефтяных и газовых скважин определены основные направления повышения производительности, путем: восстановления фильтрационно-емкостных свойств ПЗП применением репрессионно-депрессионного воздействия на пласт-коллектор жидкостями интенсификации; ликвидации обводнения скважин формирова -нием в обводненной зоне водоизоляционных экранов (с применением специального технологического оборудования).

2. В результате аналитических исследований и промысловых испытаний решены две взаимосвязанные задачи: разработана математическая модель и предложена научно обоснована методика, позволяющая прогнозировать технологические показатели процесса репрессионно-депрессионного воздействия на ПЗП, что повышает эффективность применяемой технологии интенсификации притока углеводородов.

3. Используя теоретические расчеты и результаты экспериментальных исследований разработана математическая модель, техническое средство и научно обоснована методика выбора режимных параметров создания водоизоляционного экрана в пласте при изоляции подошвенных вод, обеспечивающая необходимое качество водоизоляции.

Основные защищаемые положения.

1. Технология циклического репрессионно-депрессионного воздействия на пласт, обеспечивающая повышение производительности скважин.

2. Методика выбора режимных параметров создания водоизоляционного экрана в пласте, обеспечивающая повышение эффективности ремонтных работ при изоляции притока подошвенных вод.

3. Конструкция скважинного устройства для перекрытия нижней части эксплуатационной колонны в обводненной зоне при выполнении ремонтных работ по ликвидации притока подошвенных вод.

Практическая ценность и реализация работы.

Работа выполнялась в рамках договоров с ООО «Тюментрансгаз», Российско-Бельгийским СП «МеКаМинефть», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология».

Практическая ценность работы характеризуется соответствием направлений исследований содержанию НИОКР ООО «Тюментрансгаз», Программ развития предприятий: ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология».

На основании обобщения и проведения автором теоретических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований разработаны 3 руководящих документа (регламенты, рекомендации), применяемые при ремонте скважин различными предприятиями.

Создан разбуриваемый механический пакер и доказана промысловыми испытаниями его высокая эффективность и надежность при выполнении ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений. Получен патент РФ на изобретение №2236556, приоритет от 15.04.2003 г.

Результаты проведенных автором исследований, выполненные разработки и сконструированное оборудование применяются при ремонте скважин в ООО «Тюментрансгаз», ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология».

Апробация работы. Основные положения диссертации доложены на: межотраслевых научно-практических конференциях «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии», «Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты» (Анапа, 2004); международном семинаре «Воздействие на скважину» (Кассель, Германия, 2004).

Результаты выполненных работ и положения диссертации докладывались (в период 2001 - 2006 гг.) на научно-технических совещаниях в ООО «Тюментрансгаз», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология», ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология», СП «Петрогаз-Антика».

Публикации. Результаты проведенных исследований автора отражены в 8 публикациях, в т.ч. 1 патенте РФ.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 125 страницах машинописного текста, иллюстрируется 15 рисунками, 4 таблицами. Список использованных источников включает 76 наименований.

Диссертация выполнена под руководством кандидата технических наук С.Б. Бекетова, которому автор выражает глубокую признательность. В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями докторов технических наук: С.А. Рябоконя, K.M. Тагирова, A.B. Серова, кандидатов технических наук Ю.А. Пули, Ю.К. Димитриади, А-Г. Г. Керимова, В.Е. Дубенко, В.М. Пищухина, кандидата экономических наук В.Т. Онищенко.

Многие коллеги оказали помощь в оформлении табличного и графического материалов. Всем автор выражает свою искреннюю признательность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность решаемых в работе проблем, сформулированы цель, задачи и методы исследований, указана научная новизна, а также практическая реализация работы, дана общая ее характеристика.

В первой главе проведен анализ имеющихся в литературе данных о факторах, влияющих на производительность скважин, современных методах повышения производительности нефтяных и газовых скважин и ликвидации притока пластовых вод, определены их недостатки.

Для анализа использованы работы ведущих специалистов ОАО «НПО «Бурение» Рябоконя С.А., Ашрафьяна М.О., Пенькова А.И., Кошелева В.Н., исследования Алекперова В.Т., Абдулина Ф.С., Бабаляна Г.А., Боярчука А.Ф., Демьяненко H.A., Кошелева А.Т., Кристиана М., Кудинова В.И., Леонидова В.И., Мавлютова P.M., Михайлова H.H., Николаевского H.H., Орлова Л.И., Подгорного В.М., Сатаева A.C., Сидоровского В.А., Тагирова K.M., Требина Ф.А., Уса Е.М., Яремийчука P.C. и др., опыт эксплуатации и ремонта скважин различных месторождений углеводородов и ПХГ.

На протяжении всего времени разработки месторождения с момента ввода в эксплуатацию новых скважин и до стадии истощения проявляются факторы, уменьшающие продуктивность скважин, т.е. дебиты многих скважин, как правило, не соответствуют их потенциальным возможностям. Можно выделить ряд факторов, основными из которых являются:

- снижение эксплуатационных возможностей скважины в результате изменения динамики разработки месторождения;

ухудшение гидродинамической связи ствола скважины с продуктивным пластом.

К первой группе можно отнести динамику падения пластового давления (перепада давлений забойного и пластового), изменение приведенного радиуса скважины и радиуса контура ее питания. На практике основным способом снижения эксплуатационных затрат многими нефтегазовыми компаниями является выведение в бездействие скважин, дебит которых не

дусмотренное проектом и научно не обоснованное, означает уменьшение плотности сетки скважин, что снижает конечный коэффициент нефтегазоотдачи пластов. Все это приводит к снижению текущей добычи углеводородов и в целом, эффективности разработки месторождений. Трудно извлекаемые запасы нефти и газа требуют усиление контроля и регулирования работы добывающих скважин, без применения которых неизбежно катастрофическое падение добычи углеводородов.

Важным условием полноты извлечения запасов нефти и газа является использование рациональных методов разработки залежей, определение наиболее эффективных объектов для применения технологий интенсификации добычи. Сокращение бездействующего фонда скважин в результате проведения планомерного их ремонта с применением передовых технологий позволяет интенсифицировать процесс разработки, вовлечь в нее запасы, находящиеся в застойных зонах, повысить коэффициент нефтегазоизвлечения.

Ко второй группе можно отнести высокое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта (ПЗП), которое в общем случае обусловлено фильтрационно-емкостными характеристиками, способом вскрытия, а также факторами, вызывающими частичную закупорку микроканалов в пористой среде и, соответственно, ухудшение фильтрационно-емкостных свойств пласта (ФЕСП) в ПЗП, а также гидродинамическим несовершенством скважин.

Многообразие причин и условий снижения продуктивности (приемистости) скважин определило широкий выбор методов интенсификации добычи углеводородов, основными из которых являются восстановление или увеличение проницаемости в ПЗП, а также ликвидация притока пластовых вод. Применение методов обработки ПЗП позволяет вносить соответствующие коррективы, как в саму систему разработки, так и в режимы работы отдельных скважин. В настоящее время значительное развитие получили передовые физико-механические методы волнового воздействия: реагентно-импульсные, дилатационно-волновые,

вибрационные, бароциклические и т.д.

К достоинствам данных методов относятся: широкий диапазон частот воздействия, в зависимости от поставленной задачи; возможность одновременной обработки нескольких продуктивных пластов; не требуется

Особый практический интерес представляют волновые бароциклические методы при проведении реагентно-импульсной обработки пласта с помощью струйных насосов, пластоиспытателей, гидроимпульсных насосов, а также воздействия переменными давлениями с устья скважины. Комплексная обработка пласта сочетает одновременное волновое воздействие и закачку жидкости интенсификации в пласт, что обеспечивает увеличение глубины обработки. Так, к примеру, по данным ОАО «Ноябрьскнефтегаз» работы по освоению из бурения и длительного бездействия добывающих скважин с проведением циклического волнового репрессионно-депрессионного воздействия характеризовались следующими показателями: успешность 89%; дополнительная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 4300 т.

Следует отметить, что наиболее технологичным и перспективным методом бароциклического воздействия можно считать метод воздействия переменными давлениями с устья скважины, не требующий применение скважинного оборудования.

Однако в существующих методах оценка изменения производительности скважины проводится по завершению технологического процесса интенсификации. Продолжительность циклического воздействия планируется без учета динамики очистки пласта при воздействии на ПЗП.

В связи с этим важна разработка технологии репрессионно-депрессионного воздействия на продуктивные отложения с оптимизацией продолжительности циклического воздействия с учетом динамики очистки пласта непосредственно во время процесса.

Серьезным осложнением при эксплуатации месторождений нефти и газа, подземных газохранилищ (в циклах отбора газа) является приток пластовой воды в эксплуатационные скважины. Результатом такого осложнения является разрушение ПЗП, снижение дебита, образование песчано-глинистых пробок в стволах скважин и, как следствие, эрозионное разрушение подземного и наземного оборудования, приводящее к развитию аварийных ситуаций и остановкам скважин. Известно множество разнообразных технологических составов для блокирования притока подошвенных вод в различных горногеологических условиях. Одним из перспективных является метод регулирования фильтрационных потоков с применение составов селективного действия.

ров формирования водоизоляционных экранов, применяемого технологического оборудования, что особенно важно при проведении ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений.

В связи с этим важна разработка комплекса технологических решений изоляции подошвенной пластовой воды с оптимизацией режимных параметров установки блокирующего экрана в ПЗГТ, а также скважинного оборудования, позволяющего производить ремонтные работы в условиях низких пластовых давлений.

Вторая глава посвящена разработке технологии репрессионно-депрессионного воздействия на продуктивные отложения.

В первой части изложены теоретические обоснования определения коэффициента продуктивности скважины после обработки прискважинной зоны пласта с прогнозируемым количеством циклов. При рассмотрении циклического репрессионно-депрессионного воздействия на ПЗП жидкостью интенсификации (ЖИ) используется моделирование, как метод исследования для прогнозирования поведения системы «скважина-пласт». Процессы, происходящие в такой системе, описываются обобщенной структурой, которая включает входное воздействие, выходные величины и оператор системы, связывающий вход и выход.

Входным воздействием в режиме нагнетания в пласт ЖИ (закачка) является расход 0Ж, выходной величиной - репрессия на продуктивный пласт АРр. В режиме удаления из пласта ЖИ (отбор) входным воздействием является дебит скважины (}ж, а выходной величиной - соответствующая депрессия АРД. Оператор системы описывает зависимость выходной величины от входного воздействия, т.е. характеризует фильтрационно-емкостные свойства ПЗП.

В математической модели технологического процесса принимаются следующие допущения:

- коллектор в обрабатываемой зоне однородный;

- работает вся вскрытая мощность пласта;

- ЖИ не взаимодействует с пластовым флюидом;

- порода и ЖИ в пластовых условиях несжимаемые;

пласт горизонтальный, гравитационные силы отсутствуют, капиллярные силы пренебрегаются;

- в процессе закачки и отбора устанавливается постоянный перепад давления в системе «скважина-пласт» при заданном расходе жидкости.

Технологически данное воздействие включает попеременное проведение закачки в пласт ЖИ и последующий отбор из пласта закаченной жидкости. Режимы закачка-отбор составляют один цикл обработки пласта. Циклы повторяются до стабилизации выходных величин при заданном постоянном стационарном входном воздействии (рисунок 1).

АРр шах - максимальная репрессия на пласт (в первом цикле «закачки»); ДРр тш -минимальная репрессия на пласт (в последнем цикле «закачки»); Рщ, - пластовое давление;

ЛРл тш - минимальная депрессия на пласт (в последнем цикле «отбора»); ЛРД тах -максимальная депрессия на пласт (в первом цикле «отбора»); - время проведения режима «закачки»; ^ - время проведения режима «отбора»; Т - период цикла обработки ПЗП ЖИ (время проведения операций закачка - отбор).

Рисунок 1 - Схема циклического воздействия на пласт

При этом происходит максимально возможное восстановление ФЕСП в результате его обработки при заданных начальных технологических параметрах (т.е. перепад давления, расход, состав ЖИ). В модели это означает постоянство во времени оператора системы «скважина-пласт».

При заданных допущениях систему «скважина-пласт» в процессе проведения работ можно представить в виде непрерывно детерминированной модели (Э-схемы). Тогда уравнение динамики гидравлической системы «скважина-пласт» для выбранного технологического процесса имеет вид:

где ао - коэффициент, определяющий меру инертности системы; а, -коэффициент, определяющийся проницаемостью ПЗП от цикла к циклу; y'\(t), y\(t) - вторая и первая производные выходной величины y,(t), соответственно; x(t) - функция входных воздействий.

Оригинал оператора системы запишется в виде:

1 --

K(t)=— (1-е Ч, (2)

ai

В установившемся состоянии системы оператор системы равен прогнозируемому (искомому) коэффициенту продуктивности после обработки прискважинной зоны продуктивного пласта:

Кпро = к(3т) = —> (3)

а I

где К„р о - прогнозируемый коэффициент продуктивности после обработки прискважинной зоны продуктивного пласта.

Задача определения количества циклов обработки ПЗП жидкостью интенсификации, необходимых для достижения системой «скважина-пласт» установившегося состояния, сводится к вычислению постоянной времени изменения коэффициента передачи т . С этой целью рассматривается режим закачки жидкости и зависимость изменения величины репрессии от цикла к циклу:

г

Р(1) = ^1-РпрУ'+Рпр, (4)

где P(t) - значение репрессии при «закачке»; P3i - значение репрессии при начале работ; Рпр - значение репрессии, определяемое максимально возможной проницаемость данного пласта по окончании технологического процесса.

Эффективность проведенных работ оценивается по отношению коэффициентов продуктивности до обработки пласта ЖИ, К„р, и после обработки К„р о с прогнозируемым количеством циклов N.

Во второй части рассмотрена технология циклического воздействия на прискважинную зону пласта. Последовательность технологических операций и расчета прогнозирования результатов технологического процесса цикличе-

ского репрессионно-депрессионного воздействия на продуктивные отложения выполняются по следующему алгоритму:

Режим закачки:

- задается показатель качества обработки ПЗП, тем самым задается время переходного состояния системы «скважина-пласт». При Ск = Зт такая система достигнет установившегося состояния на 95% в результате воздействия;

- выполняется три пробных цикла закачка-отбор;

- по данным замеров в режимах закачки определяется значение величины т ;

т =1/ (5)

- вычисляется значение репрессии, определяемое проницаемостью ПЗП по окончании технологического процесса:

Рпр=Р„-{Р3,-Р^)К1-е-Ш) (6)

- по оцененному Рпр определяется прогнозируемый установившийся коэффициент приемистости скважины:

(?)

Режим отбора:

- для режима отбора с постоянной депрессией на пласт переменный дебит изменяется от цикла к циклу;

- по данным замеров в режимах отбора определяется значение величины т :

'ОоТ^Оо^

- вычисляется значение депрессии, определяемое проницаемостью ПЗП по окончании технологического процесса:

Qm«r=Qo¡+(Qo2-Qrll)/(l-e-¡^) (9)

- по оцененному <3„1ах возможно определить прогнозируемый установившийся коэффициент продуктивности скважины:

Кпр=(10)

*о

т =1 1п

(8)

В диссертации приведена разработанная технологическая схема и алгоритм проведения работ по интенсификации притока углеводородов репрессионно-депрессионным воздействием на пласт.

В качестве примера рассмотрим реализацию предлагаемой технологии при ремонте скважины 517 Пунгинского подземного хранилища газа. Для достижения поставленной цели использовалось специализированное технологическое оборудование и газо-жвдкостная смесь. Закачка смеси в скважину производилась насосными агрегатами марки ЦА-320. Технологические параметры соответствовали расчетным (с точностью ±7%) и приведены в таблице 1.

Таблица 1

Сведения о технологических параметрах проведения работ по интенсификации притока в скважине 517 Пунгинского ПХГ

Номер цикла Режим закачки газо-жидкостной смеси Режим отбора газо-жидкостной смеси

Расход, 10"3м3/с Репрессия, МПа Депрессия, МПа Дебит, 10'3м3/с

1 3,5 3,7 3,3 3,3

2 3,5 3,3 2,8 3,5

3 3,5 2,9 2,6 3,3

4 3,5 2,4 2,4 3,5

5 3,5 1,9 2,1 3,5

6 3,5 1,9 1,9 3,5

Как показали результаты выполненных интенсификационных работ, производительность скважины значительно изменилась, коэффициент продуктивности увеличился на 80%.

Третья глава посвящена вопросам совершенствованию технологии изоляции притока пластовой воды в скважины в условиях низких пластовых давлений. Ликвидация притока пластовой воды, поступающей в скважины из

подошвенной части пласта является довольно сложной технической задачей. Установлено, что для успешного ее решения необходимо, прежде всего:

- точная диагностика причины поступления воды;

- применение тампонирующих растворов (ТР), совместимых с флюидами пласта;

- правильное определение технологических параметров процесса установки изоляционного экрана;

- в случае необходимости использование специальных технических средств;

- строгое соблюдение последовательности операций и значений технологических параметров при реализации технологии изоляции водопритока.

В первой части приведены результаты лабораторно-сгецдовых исследований по разработке тампонирующего состава избирательного действия, образующего водоизоляционный экран в обводненной части пласта, а в углеводородонасыщенной части состав остается подвижным и при вызове притока нефти или газа легко удаляется из пласта, практически не снижая проницаемости ПЗП. Разработанный состав включает суспензию высокомолекулярного водорастворимого соединения в углеводородной жидкости, который дополнительно содержит малорастворимые производные поливалентных металлов и неионогенные поверхностно-активные вещества. На разработанный состав подана заявка на изобретение №2005126823, получено положительное решение формальной экспертизы.

Во второй части описано устройство для проведения работ по установке водоизоляционных экранов в пласте - разбуриваемый механический пакер (РМП). Устройство предназначено для применения при внедрении технологии изоляции подошвенной воды в газовых и нефтяных скважинах и устанавливается в эксплуатационной колонне выше места формирования водоизоляционного экрана. РМП предназначен преимущественно для скважин с малым диаметром обсадной колонны (140-168 мм), где возможно проведение изоляционных работ с использованием лифтовой колонны труб, диаметр осевого канала которой сравним с диаметром осевого канала ствола пакера.

Конструкция РМП приведена на рисунке 2:

- рисунок 2а- пакер в рабочем положении в стволе скважины;

Конструкция механического пакера предполагает, в случае необходимости, осуществить его разбуривание с целью проведения ремонтных работ ниже места установки пакера.

1 - корпус пакера; 2 - переходник: 3 - металлический уплотнитель; 4 - осевой канал: 5 - ствол пакера; 6 - разжимной конус ствола; 7 - кольцевой выступ; 8 - обратный клапан; 9 - осевой канал: 10 - насечки ствола; II - цилиндрическая проточка; 12 -посадочный конус; 13 - радиальные окна; 14 - стопоры; 15 - сухарь; 16 -радиальный клапан; 17 - разделительные шайбы; 18 - стопорные кольца; 19 -фиксатор; 20 - продольный паз; 21 - уплотнительная манжета; 22 - уплотнительное кольцо

Рисунок 2 - Схема разбуриваемого механического пакера

Отличительной особенностью РМП является то, что он фиксируется в стволе скважины стопорами 14 и сухарями 15. Стопоры входят в кольцевой

лонне стопорами и сухарями (при этом герметичность части эксплуатационной колонны ниже пакера достигается путем смятия уплотнителя из мягкого металла и перекрытия им трубного пространства колонны) и после закачки в скважину тампонирующего раствора инструмент отсоединяется от пакера и поднимается из скважины. Обратный клапан 8 препятствует сообщению изолированной подпакерной части эксплуатационной колонны с неизолированной надпакерной.

На описываемое устройство получен патент РФ на изобретение №2236556.

В третьей части приведены результаты работ по усовершенствованию технологий изоляции притока подошвенной пластовой воды. Рассмотрены два варианта проведения водоизоляционных работ в зависимости от конструктивных особенностей скважин и конкретных горно-геологических условий объектов.

Одна из технологий предусматривает использование разработанного устройства - РМП. Алгоритм реализации технологии следующий:

- производятся исследования с целью точного определения положения водогазового (водонефтяного) контакта;

- выполняются работы по подготовке низа эксплуатационной колонны (на расчетной глубине производится вырезание части колонны, расширение ствола скважины в месте вырезки);

- в скважину спускается на рабочем инструменте и выше места вырезки колонны устанавливается РМП;

- производится формирование водоизоляционного экрана в пласте путем закачки в скважину, в подпакерное пространство тампонирующего раствора;

- инструмент отсоединяется от РМП и поднимается на поверхность;

- после ОЗЦ в скважину спускаются НКТ и производится ее освоение.

В другой технологии предусматривается использование тампонирующего раствора избирательного действия (ТР) для создания водоизоляционного экрана в газоносном пласте. Алгоритм реализации технологии следующий:

- выполняется комплекс мероприятий с целью определения: коэффициента приемистости скважины, объема ТР для формирования блокирующего экрана в пласте по формуле

КР=ва-т- (Ндии - + 0+ . (П)

где Qa - расход закачиваемой воды (подача агрегата) при определении приемистости скважины, м3/с; где Т - время закачки воды в скважину (при определении приемистости скважины) до момента установившегося динамического уровня, с; Нг)ш1 - динамический уровень, м; На„ - статический уровень жидкости (воды) в скважине, м; 5„„ - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м2; 5Ш - площадь поперечного сечения трубного пространства, м2;

расчетной репрессии на пласт при выполнении технологической операции водоизоляции по формуле

АР = 0 'Л "" (12)

К -ц к '

где ()1Щ1 - расход при закачке ТР, м3/с; г\1Пр - динамический коэффициент вязкости ТР, Па1:; г) - динамический коэффициент вязкости воды, ПаЪ; К - коэффициент приемистости скважины, м3/с-Па;

время проведения технологической операции по формуле

(13)

п

при этом г = (Утр + (Н - )) I ятр,

где г0Л) - время загустевания ТР, с; п - коэффициент запаса; Я- глубина забоя, м;

- на основании полученных результатов и аналитических зависимостей скоростей фильтрации ТР при закачке в пласт в водоносной и газоносной зоне определяется зависимость времени продвижения ТР

до радиуса в водоносной зоне пласта

члК нк/ю - г/ ад /гс))+

+ рХ 1П(Дк /ге)-(Ро -пМ-г2)/2'

Тж "Щтр

трв 2к р (Р -Р )

го V* пгч пя /

Р Л

при ЭТОМ Ро =->Л„ =-

Р тр Л тр

где т - пористость; Ршл - забойное давление при закачке ТР в пласт, Па; Рт пластовое давление, Па; К - проницаемость водонасыщенной зоны пласта, м2; р плотность пластовой воды, кг/м3; ^ - радиус контура питания, м; гс - радиу скважины, м;

до радиуса ^ в газоносной зоне пласта

С- = , 7/: р2. (15)

К г Рог \"п>л "пл/

при ЭТОМ = —,Г)ог

Р тр "П тр

где т], - динамический коэффициент вязкости газа, Па с; Рат - атмосферное давление, Па; к, - проницаемость газонасыщенной зоны пласта толщина, м2; р^ - плотность газа в нормальных условиях, кг/м3;

- рассчитывается радиусы проникновения раствора в водоносную и газоносную зоны пласта;

- после ОЗЦ производится вызов притока газа из пласта, время освоения и отработки рассчитывается по скорости фильтрации раствора в газоносной зоне (по формуле 15 с заменой Р^ на забой Ное давление при отборе);

- после очистки газонасыщенной зоны ПЗП от тампонирующего раствора скважина может быть введена в работу.

Четвертая глава посвящена описанию результатов внедрения разработок автора на различных нефтяных месторождениях и ПХГ. Опытно-промышленные испытания разработок выполнены в период 2002 - 2006 гг. при проведении ремонта скважин и интенсификации притока углеводородов на предприятиях: ООО «Тюментрансгаз», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология», ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология». Работы выполнялись в соответствии с разработанными нормативными документами. В таблице 2 приведены сведения о внедрении разработок, представленных в диссертации.

Таблица 2

Сведения о внедрении разработок на различных объектах

№ п/п Название объекта Пластовое давление, МПа Коэф. аномальности Наименование разработки Количество скважин

1 Пунгинское ПХГ 5,6-5,9 0,64-0,63 Технология репрессионно-депрессионного воздействия на ПЗП 5

Технология изоляции притока подошвенной воды В т.ч. с использованием пакера 6 2

2 Западно-Аригольское нефтяное месторождение 17,2 0,78 Технология репрессионно-депрессионного воздействия на ПЗП 2

3 Чистинное нефтяное месторождение 16,5 0,72 Технология репрессионно-депрессионного воздействия на ПЗП 2

Все внедренные разработки автора показали высокую эффективность. Фактический экономический эффект от внедрения в производство выполненных по теме диссертации разработок составил более 20 800 тыс. рублей.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

С целью решения поставленных задач автором проведены работы по совершенствованию и разработке новых технологий, направленных на ликвидацию ряда причин снижения производительности и остановки скважин, интенсификации притока углеводородов.

Подводя итог изложенному выше можно сделать следующие выводы.

1. Разработанная технология репрессионно-депрессионного воздействия на продуктивный пласт жидкостью интенсификации позволяет достигать прогнозируемого коэффициента продуктивности за оптимально выбранное количество циклов.

время выполнения операций по восстановлению продуктивности нефтяных и газовых скважин.

3. Разработан и защищен патентом разбуриваемый механический пакер и метод его применения при проведении работ по изоляции притока подошвенных вод в условиях низких пластовых давлений. Организовано опытно-промышленное производство устройства.

4. Разработанная методика выбора режимных параметров изоляции притока пластовых вод в условиях низких пластовых давлений позволяет оптимизировать технологический процесс водоизоляции с применением селективного тампонирующего раствора и разработанного разбуриваемого механического пакера.

5. Разработаны, выпущены и внедрены в производство инструктивные материалы: «Регламент на проведение работ по промывке скважин и волновому воздействию на пласт»; «Рекомендации на проведение работ по промывке и освоению скважин после ГРП агрегатом с гибкой трубой с применением пенных систем»; «Регламент на проведение работ по промывке и освоению скважин после ГРП агрегатом с гибкой трубой с применением пенных систем».

6. Фактический экономический эффект от внедрения в производство выполненных по теме диссертации разработок составил:

- рублей - более 20 800 тыс.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих печатных работах:

1. Технологические решения восстановления циркуляции и промывки нефтяных скважин с применением гибких труб в условиях АНПД / С.Б. Бекетов, Ю.В. Шульев, А.Ю. Косяк и др. / «Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин». Сборник научных трудов. Вып. 11. ОАО НПО «Бурение». Краснодар.: 2004. С. 273-281.

2. Шульев Ю.В., Косяк А.Ю., Бекетов С.Б. Опыт промывки нагнетательных скважин пенными системами с применением колонны

сты». Сборник научных трудов. Вып. 12. ОАО НПО «Бурение». Краснодар.: 2004. С. 48-57.

3. Шульев Ю.В. Бекетов С.Б. Устройство для установки изоляционных экранов с целью ликвидации притока подошвенной воды в газовых и нефтяных скважинах / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 11.2005. М.: МГГУ. С. 51-54.

4. Бурение горизонтальных скважин с сохранением их продуктивности на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / С.А. Рябоконь, А.М. Бородин, Ю.В. Шульев и др. / М. Нефтяное хозяйство. №4. 2005. С. 2224.

5. Шульев Ю.В. Бекетов С.Б. Технология изоляции притока подошвенной воды в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 4. 2006. М.: МГТУ. С. 75-80.

6. Шульев Ю.В. Бекетов С.Б. Результаты лабораторно-стендовых исследований с целью разработки состава для изоляции притока пластовой воды / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 4. 2006. М.: МГГУ. С. 81-84.

7. Шульев Ю.В. Бекетов С.Б. Димитриади Ю.К. Технология волнового воздействия на продуктивный пласт с целью интенсификации притока углеводородов / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 6. 2006. М.: МГГУ. С. 388-394.

8. Разбуриваемый механический пакер / С.Б. Бекетов, В.А. Машков, Ю.В. Шульев и др. / Патент РФ на изобретение №2236556. Приоритет от 15.04.2003 г.

и

ДоОбА

И 5356

I

(

Шульев Юрий Викторович

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата !

технических наук >

Отпечатано в ООО "Юнитех" с готового оригинал-макета Заказ X» 44. Тираж 100 экз. Формат 60x84. Бумага офсетная. Подписано к печати 24.05.2006 г

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шульев, Юрий Викторович

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН И ЛИКВИДАЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ вод

1.1 Факторы, снижающие производительность скважин в процессе эксплуатации месторождений

1.2 Факторы, ухудшающие гидродинамическую связь пласта со скважинами, и их влияние на производительность скважин

1.3 Современные методы ликвидации притока пластовых вод и повышения производительности скважин 2,

1.4 Постановка задач исследования Z

2 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ РЕПРЕССИОННО-ДЕПРЕССИОННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ

2.1 Математическая модель циклического воздействия на прискважинную зону пласта 3S"

2.2 Технология циклического воздействия на прискважинную зону пласта Ч&

3 УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ЛИКВИДАЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ GO

3.1 Разработка тампонирующего раствора для изоляции притока пластовой воды

3.2 Разработка устройства для изоляции обводненной части пласта в процессе ликвидации притока подошвенной воды

3.3 Разработка комплекса технологических решений изоляции притока подошвенной пластовой воды

4 ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН

И ЛИКВИДАЦИИ ПРИТОКА ПЛАСТОВЫХ ВОД /д/

4.1 Внедрение технологии интенсификации притока нефти на Аригольском и Чистинном нефтяных месторождениях tof

4.2 Внедрение технологии интенсификации притока газа и ликвидации притока пластовых вод на Пунгинском подземном хранилище газа ЮА

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологий повышения производительности скважин и ликвидации притока пластовых вод на поздней стадии эксплуатации месторождений углеводородов"

Актуальность темы. Анализ состояния топливно-энергетического комплекса в РФ показывает, что большая часть запасов нефти и газа сосредоточены в продуктивных объектах на третьей (падающей) стадии эксплуатации, характеризующейся снижением добычи продукции, повышением ее себестоимости, снижением рентабельности разработки месторождений. Одной из главных причин сложившейся ситуации является неудовлетворительное состояние производственных фондов, в частности - нефтяных и газовых скважин. Эксплуатационный фонд нефтегазовых скважин в целом по стране имеет тенденцию к сокращению. Только на нефтяных месторождениях число неработающих скважин превысило 35 тыс., или около 25% от эксплуатационного фонда. Основные причины перевода нефтегазовых скважин в категорию бездействующих - низкий дебит и обводненность продукции, делающие эксплуатацию их для предприятий убыточной.

В связи с этим, актуальным является решение проблемы перевода нерентабельных месторождений в категорию рентабельных и повышения коэффициента нефтегазоотдачи пластов в целом. Достижение поставленной цели возможно, в том числе, в результате совершенствования существующих и разработки новых технологий интенсификации притока углеводородов и ликвидации обводненности продукции, применения эффективных конструкций технологического оборудования. Используемые технологии должны обеспечивать высокую эффективность работ при минимальных затратах, продолжительный эффект действия, Методы воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) являются основным резервом интенсификации добычи низкорентабельных скважин. Перспективным является разработка и внедрение технологий комплексного действия, позволяющих наращивать эффективность в результате суммарного и синергетического эффектов.

Актуальность задач, решаемых в диссертационной работе, подтверждается их соответствием основным направлениям стратегии научно-технического развития нефтяной и газовой промышленности страны в области строительства и ремонта скважин, эксплуатации месторождений углеводородов.

Цель работы. Разработка и внедрение технологии интенсификации притока нефти и газа, а также ликвидации притока пластовых вод в скважинах месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

Основные задачи работы:

• анализ современных методов повышения производительности скважин и ликвидации притока пластовых вод;

• разработка математической модели репрессионно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта;

• разработка технологии интенсификации притока углеводородов путем репрессионно-депрессионного воздействия на ПЗП;

• обоснование технологических параметров процесса изоляции притока подошвенной воды в скважины с использованием тампонирующего раствора;

• разработка скважинного устройства, повышающего эффективность процесса изоляции притока подошвенной воды;

• проведение опытно-промышленных испытаний разработок на различных нефтяных месторождениях и ПХГ.

Методика исследований: выполнена на основе анализа и обобщения опыта проведения ремонтных работ по повышению производительности скважин и увеличению коэффициента нефтегазоотдачи пластов, а также собственных результатов лабораторных, стендовых и аналитических исследований с использованием современных приборов, оборудования, химреагентов отечественного и импортного производства, средств вычислений, программного обеспечения и др.

Научная новизна.

1. На основании анализа причин снижения продуктивности нефтяных и газовых скважин определены основные направления повышения производительности, путем: восстановления фильтрационно-емкостных свойств ПЗП применением репрессионно-депрессионного воздействия на пласт-коллектор жидкостями интенсификации; ликвидации обводнения скважин формированием в обводненной зоне во-доизоляционных экранов (с применением специального технологического оборудования).

2. В результате аналитических исследований и промысловых испытаний решены две взаимосвязанные задачи: разработана математическая модель и предложена научно обоснована методика, позволяющая прогнозировать технологические показатели процесса репрессионно-депрессионного воздействия на ПЗП, что повышает эффективность применяемой технологии интенсификации притока углеводородов.

3. Используя теоретические расчеты и результаты экспериментальных исследований разработана математическая модель, техническое средство и научно обоснована методика выбора режимных параметров создания водоизоляционного экрана в пласте при изоляции подошвенных вод, обеспечивающая необходимое качество водоизоляции.

Основные защищаемые положения.

1. Технология циклического репрессионно-депрессионного воздействия на пласт, обеспечивающая повышение производительности скважин.

2. Методика выбора режимных параметров создания водоизоляционного экрана в пласте, обеспечивающая повышение эффективности ремонтных работ при изоляции притока подошвенных вод.

3. Конструкция скважинного устройства для перекрытия нижней части эксплуатационной колонны в обводненной зоне при выполнении ремонтных работ по ликвидации притока подошвенных вод.

Практическая ценность и реализация работы.

Работа выполнялась в рамках договоров с ООО «Тюментранс-газ», Российско-Бельгийским СП «МеКаМинефть», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология».

Практическая ценность работы характеризуется соответствием направлений исследований содержанию НИОКР ООО «Тюментранс-газ», Программ развития предприятий: ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология».

На основании обобщения и проведения автором теоретических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований разработаны 3 руководящих документа (регламенты, рекомендации), применяемые при ремонте скважин различными предприятиями.

Создан разбуриваемый механический пакер и доказана промысловыми испытаниями его высокая эффективность и надежность при выполнении ремонтных работ в условиях низких пластовых давлений. Получен патент РФ на изобретение №2236556, приоритет от 15.04.2003 г.

Результаты проведенных автором исследований, выполненные разработки и сконструированное оборудование применяются при ремонте скважин в ООО «Тюментрансгаз», ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология».

Апробация работы. Основные положения диссертации доложены на: межотраслевых научно-практических конференциях «Техника и технология вскрытия продуктивных пластов в условиях депрессии», «Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты» (Анапа, 2004); международном семинаре «Воздействие на скважину» (Кассель, Германия, 2004).

Результаты выполненных работ и положения диссертации докладывались (в период 2001 - 2006 гг.) на научно-технических совещаниях в ООО «Тюментрансгаз», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегазгеология», ЗАО СП «МеКаМинефть», ЗАО «Газтехнология», СП «Петрогаз-Антика».

Публикации. Результаты проведенных исследований автора отражены в 8 публикациях, в т.ч. 1 патенте РФ.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 125 страницах машинописного

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Шульев, Юрий Викторович

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

С целью решения поставленных задач автором проведены работы по совершенствованию и разработке новых технологий, направленных на ликвидацию ряда причин снижения производительности и остановки скважин, интенсификации притока углеводородов.

Подводя итог изложенному в диссертации можно сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Разработанная технология репрессионно-депрессионного воздействия на продуктивный пласт жидкостью интенсификации позволяет достигать прогнозируемого коэффициента продуктивности за оптимально выбранное количество циклов.

Разработана технологическая схема осуществления процесса репрессионно-депрессионного воздействия на пласт.

2. Установленные зависимости технологических параметров при циклическом воздействии на ПЗП позволяет при необходимости регламентировать время выполнения операций по восстановлению продуктивности нефтяных и газовых скважин.

3. Разработан и защищен патентом разбуриваемый механический пакер и метод его применения при проведении работ по изоляции притока подошвенных вод в условиях низких пластовых давлений.

Организовано опытно-промышленное производство устройства.

4. Разработанная методика выбора режимных параметров изоляции притока пластовых вод в условиях низких пластовых давлений позволяет оптимизировать технологический процесс водоизоляции с применением селективного тампонирующего раствора и разработанного разбуриваемого механического пакера.

5. Разработаны, выпущены и внедрены в производство инструктивные материалы:

- «Регламент на проведение работ по промывке скважин и волновому воздействию на пласт»;

- «Рекомендации на проведение работ по промывке и освоению скважин после ГРП агрегатом с гибкой трубой с применением пенных систем»;

- «Регламент на проведение работ по промывке и освоению скважин после ГРП агрегатом с гибкой трубой с применением пенных систем».

6. Разработки, представленные в диссертации успешно внедрены на Западно-Аригольском и Чистинном нефтяных месторождениях, а также Пунгинском подземном хранилище газа.

7. Фактический экономический эффект от внедрения в производство выполненных по теме диссертации разработок составил более 20 800 тыс. рублей.

8. Разработанные теоретические и методические положения могут быть использованы в учебном процессе для студентов нефтегазового профиля ВУЗов.

9. Разработки, представленные в диссертации являются вкладом в дальнейшее развитие и совершенствование таких важнейших направлений нефтегазовой науки, как капитальный ремонт скважин и интенсификация притока углеводородов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шульев, Юрий Викторович, Краснодар

1. Технико-экономический уровень строительства скважин ОАО «Газпром» / А.Н. Гноевых, В.В. Ипполитов, Л.И. Новикова и др. / Обзор. информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1998. С. 57.

2. Каюмов М.Ш., Владимиров И.В. Причины снижения дебита добывающей скважины, вскрывающей многопластовую систему коллекторов / Нефтепромысловое дело. №3. 2002. С. 8-13.

3. Лысенко В.Д. О работе добывающей скважины в условиях режима истощения пластовой энергии / Нефтепромысловое дело. №3. 2002. С. 27-30.

4. Лысенко В.Д. О новой детерминированной математической модели разработки нефтяной залежи / Нефтепромысловое дело. №10. 2002. С. 7-18.

5. Савенков В.Ю. Моделирование процесса нефтеизвлечения для оценки потерь углеводородов вследствие преждевременного вывода скважин из эксплуатации / Нефтяное хозяйство. № 1. 2002. С. 28-30.

6. Кристин Эхлиг-Икономайдс, Майкл Дж. Икономайдс. Возможность ускоренного извлечения нефти из пласта с использованием стратегии добычи п- методом / Нефтегазовые технологии. № 4. 2001. С. 86-88.

7. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / Пер. с румын. М.: Недра. 1985. С. 184.

8. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон / М.: Недра. 1996. С. 339.

9. Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / М.: Недра. 1996. С. 183.

10. Николаевский Н.Н. Геомеханика и флюидодинамика / М.: Недра. 1996. С. 447.

11. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.Н. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа / М.: Недра. 1976. С. 88.

12. Боярчук А.Ф., Кереселидзе В.П. Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов / Нефтяное хозяйство. 1983. № 11. С. 25-27.

13. Леонидов В.И. Вскрытие продуктивных пластов и выбор рационального способа обработки / М.: Труды геол. фонда РСФСР. 1975. Вып. № 5. С. 42-46.

14. Абдулин Ф.С. Проникновение бурового раствора в призабой-ную зону пласта в процессе его вскрытия / Промывка и цементирование скважин. М.: 1973. С. 37-42.

15. Сатаев А.С. Фильтрация суспензий через пористые среды / Экспресс-информация. М.: ВНИИЭгазпром. № 45.1974. С. 25-30.

16. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин / М.: Недра. 1978. С. 256.

17. Ибрагимов Л.Х., Видовский Л.А. Проникновение глинистых и солевых частиц в призабойную зону при вскрытии продуктивного пласта/Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина. 1982. Вып. 165. С. 36-42.

18. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов / М.: Недра. 1994. С. 233.

19. Подгорнов В.М., Стрельченко В.В., Беляков М.А. Влияние состава и качества промывочной жидкости на эффективность геофизических исследований скважин / Сер. Бурение газовых и газоконден-сатных скважин. М.: ВНИИЭгазпром. 1987. С. 35.

20. Алекперов В.Т., Никишин В.А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин / М.: НТС Бурение. № 12. 1972. С. 36-38.

21. Демьяненко Н.А., Минеев Б.П. Оценка влияния некоторых геолого-технологических факторов на степень кольматации околоствольной зоны пласта продуктами буровых растворов / Баку.: Азербайджанское нефтяное хозяйство. № 12. 1986. С. 3-7.

22. Ус Е.М., Кожина К.С. Об определении зоны фильтрации бурового раствора в коллекторы на месторождениях Западного Предкавказья / Геология нефти и газа. № 5.1966. С. 36-39.

23. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи / Баку.: Азнеф-теиздат. 1956. С. 254.

24. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов / М.: Гостоптехиздат. 1945. С. 139.

25. Требин Ф.А. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах / М.: Гостоптехиздат. 1959. С. 157.

26. Освоение скважин / А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко и др. /Справочное пособие. Под ред. Р.С. Яремийчука. М.: «Недра-Бизнесцентр». 1999. С. 472.

27. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин / Учеб. для ВУЗов. Краснодар.: «Сов. Кубань». 2002. С. 584.

28. Шелепов В.В., Коршунов А.Ю., Лисовский Н.Н. Деятельность центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Минэнерго РФ по решению проблем повышения нефтеотдачи / Нефтяное хозяйство. № 5. 2002, С. 66-69.

29. Санников В.А., Стрешинский И.А., Демьяненко Н.А. Внедрение реагентно-импульсных методов воздействия на призабойную зону пласта с целью освоения скважин и интенсификации добычи нефти / Нефтепромысловое дело. №6. 1999. С. 49-53.

30. Нургалиев P.M., Шагиев Р.Г., Кучумов Р.Я. Исследование влияния частоты гидравлических ударов на изменение коэффициента проницаемости керна / Труды Уфим. нефт. ин-та. Уфа.: Башкирское книж. изд-во, 1972. С. 144-148.

31. Янтурин А.Ш., Рахимкулов Р.Ш., Кагарманов Н.Ф. Выбор частот при вибрационном воздействии на призабойную зону пласта / Нефтяное хозяйство. № 12. 1986. С. 40-42.

32. Янтурин А.Ш. Влияние обсадной колонны, цементного камня и перфорационных отверстий на распространение акустических и гидродинамических волн / Технология добычи, сбора и подготовки нефти.

33. БашНИПИнефть. Уфа. 1987. С. 34-57.

34. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти / М.: Наука. 2000. С. 414.

35. Создание и результаты применения гелеобразующей композиции избирательного действия на месторождениях Урало-Поволжья / Ю.А. Котенев, Ф.А. Селимов, С.А. Блинов и др. / М.: Нефтяное хозяйство. Вып. 6. 2004. С. 81-83.

36. Проблемы эксплуатации и ремонта газовых скважин на завершающей стадии разработки месторождений / А. Ахметов, М. Гейхман, В. Нифантов и др. / М.: Бурение и нефть. Вып. 9. 2004. С. 39-41.

37. Исследование свойств гелеобразующей композиции на основе цеолитсодержащего компонента / А.В. Овсюков, С.А. Блинов, Т.Н. Максимова и др. / М.: Нефтепромысловое дело. Вып. 11. 1996. С. 25-29.

38. Проблемы в области технологий ремонтно-изоляционных работ, направления и результаты их исследования / В.Г. Уметбаев, В.Н. Павлычев, Н.В. Прокшина и др. / М.: Нефтяное хозяйство. Вып. 11. 2001. С. 32-34.

39. Полимерцементные композиции для установки водоизоляци-онных мостов в сеноманских скважинах / А.А. Ахметов, Г.А. Киряков, И .А. Клюсов и др. / М.: Нефтяное хозяйство. Вып. 3. 2003. С. 68-69.

40. Рябоконь С.А., Скородиевская Л.А. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ / М.: Нефтяное хозяйство. Вып. 7. 2002. С. 120-124.

41. Комплексная техника и технология изоляции пластовых вод при заканчивании скважин / Р.Г. Габдуллин, В.М. Хусаинов, Н.И. Ха-минов и др. / М.: Нефтяное хозяйство. Вып. 3. 2003. С. 70-73.

42. Изоляция зон водопритоков в наклонно направленных скважинах / Г.С. Абдрахманов, И.Г. Юсупов, Г.А. Орлов и др. / М.: Нефтяное хозяйство. Вып. 2. 2003. С. 46-46.

43. Диниченко И.К., Подшивалов Н.Ф., Шангареев И.Р. Технология изоляции притока воды в горизонтальных стволах скважин / М.: Нефтяное хозяйство. Вып. 2. 2003. С. 48-49.

44. Ганиев P.P. Комбинированное применение технологий регулирования проницаемости с целью ограничения водопритоков и повышения степени нефтеизвлечения из полимиктовых высокотемпературных пластов / М.: Нефтепромысловое дело. Вып. 8.1996. С. 2-5.

45. Потокоотклоняющие технологии основной метод регулирования разработки высокозаводненных залежей / С.А. Сулима, В.П. Сонич, В.А. Мишарин и др. / М.: Нефтяное хозяйство. Вып. 2. 2004. С. 44-50.

46. Бурение горизонтальных скважин с сохранением их продуктивности на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / С.А. Рябоконь, A.M. Бородин, Ю.В. Шульев и др. / М. Нефтяное хозяйство. №4. 2005. С. 22-24.

47. Зарубин B.C. Математическое моделирование в технике / Математика в техническом университете. Выпуск XXI. М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2001. С. 368.

48. Советов Б. Я., Яковлев С. А. Моделирование систем: Учеб. для ВУЗов / 3-е изд. М.: Высшая школа, 2001. С. 343.

49. Бронштейн И. Н., Семендяев К. А. Справочник по математике для инженеров и учащихся ВТУЗов / 13-е изд. М.: Наука. Гл: ред. физ.-мат. лит., 1986. С. 544.

50. Степанов В.В Курс дифференциальных уравнений / М.: Наука, 1966. С. 435.

51. Канатников А.Н., Крищенко А.П. Линейная алгебра / Математика в техническом университете. Вып. IV. М.: Изд. МГТУ им. Н.Э. Баумана. 2001. С. 390.

52. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика/Учебник для ВУЗов. М.: Недра, 1993. С. 416./

53. Шульев Ю.В.^Бекетов С.Б.^Димитриади Ю.К. Технология волнового воздействия на продуктивный пласт с целью интенсификации притока углеводородов / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 6. 2006. М.: МГГУ. С. 388-394.

54. Шульев Ю.В., Косяк А.Ю., Бекетов С.Б. Опыт промывки нагнетательных скважин пенными системами с применением колонны гибких труб / «Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты». Сборник научных трудов. Вып. 12. ОАО НПО

55. Бурение». Краснодар.: 2004. С. 48-57.

56. Шульев Ю.В. Бекетов С.Б. Результаты лабораторностендовых исследований с целью разработки состава для изоляции притока пластовой воды / Горный информационно-аналитическийбюллетень, № 4. 2006. М.: МГГУ. С. 81-84.

57. Разбуриваемый механический пакер / Бекетов С.Б., Машков

58. В.А., Шульев Ю.В. и др. / Патент РФ на изобретение №2236556. Приоритет от 15.04.2003 г.

59. Шульев Ю.В.;Бекетов С.Б. Устройство для установки изоляци-^У онных экранов с целью ликвидации притока подошвенной воды в газовых и нефтяных скважинах / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 11. 2005. М.: МГГУ. С. 51-54.

60. Свитък № 1 «Геология и геофизика». София 2003. С. 469-472.

61. Бекетов С.Б. Определение технологических параметров при изоляции притока пластовой воды в скважинах в условиях аномально низкого пластового давления / Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. Приложение № 1. 2005. Ростов-на-Дону.

62. Ростовский госуниверситет. С. 130-133.

63. Шульев Ю.В^ Бекетов С.Б. Технология изоляции притока подошвенной воды в скважинах в условиях аномально низких пластовых давлений / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 4.2006. М.: МГГУ. С. 75-80.

64. А.С. Шатурин, Б.И. Есьман. Бурение скважин при проходке поглощающих горизонтов. / Недра. М.: 1964. С. 216.

65. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин. / М.: Недра. 1984. С. 268.

66. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. / Учебник для вузов. М.: Недра. 1993. С. 416.

67. Бекетов С.Б.;Димитриади Ю.К. Математическая модель закачки пены в пласт при бурении и ремонте скважин / Известия ВУЗов. Северо-Кавказский регион. Технические науки. Спец. вып. «Математическое моделирование и компьютерные технологии». 2004. Ростов-на

68. Дону. Ростовский госуниверситет. С. 131-134.

69. Бекетов С.Б. Некоторые результаты промывки скважин и волнового воздействия на пласт пенными системами с применением колонны гибких труб в условиях аномально низкого пластового давления / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 11. 2004. М.:

70. Государственный горный университет. С. 12-16.

71. Капитальный ремонт скважин в условиях АНПД/ В.И. Шамшин,

72. Д.А. Удодов, С.Б. Бекетов и др. / М.: Газовая промышленность, № 4. 2001. С. 44-45.

73. Бекетов С.Б. Технология избирательной изоляции притока пластовой воды в газовых скважинах в условиях аномально низкого пластового давления / Горный информационно-аналитический бюллетень, № 3. 2005. М.: Государственный горный университет. С. 339-342.