Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологий ремонтов, повышающих эффективность эксплуатации скважин на сложнопостроенных месторождениях Красноленинского свода

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологий ремонтов, повышающих эффективность эксплуатации скважин на сложнопостроенных месторождениях Красноленинского свода"

ООЗ186398

На правах рукописи

КИСЕВ СЕРГЕЙ ВСЕВОЛОДОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТОВ, ПОВЫШАЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАСНОЛЕНИНСКОГО СВОДА

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

о 3 М1Р 200В

Тюмень 2008

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный консультант:

кандидат технических наук Киреев Анатолий Михайлович

Официальные оппоненты

доктор технических наук, профессор Батурин Юрий Ефремович

кандидат технических наук Копытов Андрей Григорьевич

Ведущая организация: Общество с ограниченной ответственностью

«Тюменский нефтяной научный центр Тюменской нефтяной компании» (ООО «ТННЦ ТНК»)

Защита состоится 19 апреля 2008 года в 1600 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273.01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72, каб 32

Автореферат разослан 19 марта 2008 г. Ученый секретарь

диссертационного совета, Л ______.—

доктор технических наук, профессор Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

В Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, являющейся основным поставщиком углеводородного сырья для ТЭК России, достаточно давно разрабатываются сложнопостроенные месторождения Красноленинского свода, включающие Талинскую, Ем-Еговскую, Пальяновскую, Каменную и другие площади С 90-х годов прошлого столетия здесь происходит снижение добычи нефти с прогрессирующим ростом ее обводненности Например, только на Талинском месторождении в период (за 1989-1991 г г) максимальной добычи, ее уровень достиг 52302 тыс тонн при обводненности продукции 72, 7 % К концу столетия (за 1999-2001 г г) добыча нефти здесь составила уже 33252 тыс тонн при обводненности 91,6 %

Характерными здесь являются неравномерная выработка запасов из послойно-неоднородных продуктивных пластов, в которых обводнение происходит по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам Предупреждение и ликвидация такого рода осложнений при добыче нефти требует избирательного (селективного) отключения обводненных интервалов пласта при сохранении продуктивности ее нефтенасыщенных участков При этом межпластовые перетоки часто сопровождаются негермеггичностью эксплуатационных колонн, которые составляют до 20-30 % от общего количества встречаемых при эксплуатации скважин осложнений

Например, большую часть неработающего фонда (до 5 000 скважин) на месторождениях Красноленинского свода составляют скважины, выведенные из эксплуатации из-за низкого дебита по нефти, отсутствия циркуляции и высокой обводненности продукции Поэтому продолжает оставаться актуальной проблема разработки новых комплексных технологий ограничения водопритоков в нефтяных добывающих скважинах, предусматривающие сохранение (увеличение) фазовой проницаемости по нефти в сложнопостроенных коллекторах

Цель работы

Разрабогка и совершенствование технологий и технических средств для ремонта скважин с целью повышения эффективности их эксплуатации на примере сложнопостроенных нефтяных месторождений Красноленинского свода

Основные задачи исследований

1 Обобщение и анализ существующих технологий эксплуатации и ремонта нефтяных скважин с целью повышения эффективности их эксплуатации

2. Разработка новых составов технологических растворов для ремонта скважин? сохраняющих фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) послойно-неоднородных продуктивных пластов

3 Разработка комплексной технологий ремонта скважин и рекомендаций по ее применению на примере Талинского нефтяного месторождения

4 Разработка рекомендаций по оценке эффективности применения предлагаемой комплексной icxhojioi ии ремоша скважин в промысловых условиях

Научная новизна

1 Предложен комплексный подход к выбору видов необходимых ремонтов, как единой системы скважино-операций, направленных на сохранение и улучшение ФЕС пород призабойной зоны пласта (ПЗП) при креплении, вскрытии, освоении и последующей эксплуатации и ремонте скважины

2 Разработана новая технология модульно-резонансной обработки потока жидкости при эксплуатации скважин, позволяющая повысить на 10 % их дебит (на примере обработки пласта ЮКю ц Талинского месторождения)

3 Разработана комплексная технология ремонтно-изоляционных работ с использованием нового состава тампонажного раствора, с применением мостовых пробок (ПМ) и пробок мосювых заливочных (ПМЗ), позволяющая повысить эффективность ремонтных работ в два раза

Практическая ценность работы

1 Разработан новый ингибируюиций состав биополимерого солевого pací вора на основе комплексной соли КС1 (хлоркалий-электролит), который

позволяет при ремонтах скважин сохранять ФЕС продуктивных пластов на примере Талинского месторождения

2 Разработан новый состав тампонажного раствора на клеевой основе и фурфурилового спирта, обладающий селективным действием, имеющий необходимый диапазон регулирования реологических и структурных свойств, воздействие фильтрата которого позволяет увеличить фазовую проницаемость по нефти,

3 Разработаны технические средства, использование которых позволяет повысить на 10 % дебит скважин, эксплуатирующих песчаники пласта ЮК10.п Талинского месторождения за счет использования энергии потока (патент РФ №2109134)

4 Разработан руководящий документ по выполнению ремонтно-изоляционных работ с применением тампонажного раствора на клеевой основе и пакера ПМ-140 на скважинах сложнопостроеных месторождений, эксплуатируемых ОАО ТНК-Нягань (ОАО ТНК-Нягань)

5 Разработана методика оценки технологической эффективности ремонтных работ в скважинах, позволяющая объективно оценивать ожидаемый и фактический эффекты от применения конкретного вида ремонта скважин

Апробация работы

Основные положения диссертации, результаты научных исследований и экспериментов докладывались и обсуждались на 3 Всеросийской научно-технической конференции, посвещенной 40-летию ТюмГНГУ «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных технологий» (Тюмень, 19-20 апреля 2002 г), Межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 5-летию Института нефти и газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень 2005г.), 1-й Международной конференции филиала Западно-Сибирского общества молодых инженеров-нефтянников ЭРЕ при ТюмГНГУ «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень 2007 г), Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления,

посвященной 50-летию ТюмГНГУ «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень 2007 г ) Публикации

Основные положения работы изложены в 8 печатных работах Объем и структура работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и заключения, изложена на 133 страницах машинописного текста и содержит 23 рисунка, 21 таблицу, два приложения Список литературных источников включает 96 наименований

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении раскрывается актуальность темы работы, определяются цели и основные задачи исследований, кратко обосновываются научная новизна, достоверность результатов и их практическая ценность, сведения об апробации работы и внедрении ее результатов в производство

Первый раздел посвящен анализу состояния вопроса по применяемым технологиям ремонтно-восстановительных работ на месторождениях Красноленинского свода Западной Сибири

Комплекс применяемых ремонтно-восстановительных работ различного назначения, как правило, включает восстановление работоспособности скважин и ФЕС продуктивного пласта с помощью различных технологических операций, направленных на интенсификацию притока и (или) повышение коэффициента конечного нефтеизвлечения на данном участке залежи (месторождении)

При этом решение поставленных задач возможно при параллельном рассмотрении двух проблем повышения качества строительства и эксплуатационной надежности скважин, интенсификации добычи нефти за счет имеющихся и вновь вводимых производственных мощностей

В первом случае основное внимание должно быть сосредоточено на завершающем цикле строительства скважин, включающем первичное вскрытие продуктивного пласта, цементирование, перфорацию, освоение и др

Во втором случае основное внимание уделяется совершенствованию применяемых технологий ремонтно-восстановительных работ, ремонтно-

изоляционным работам (РИР), замене внутрискважинного оборудования, обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ) с целью интенсификации притока и др

В настоящее время возможности увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН) существенно ограничены тем, что любое нефтяное месторождение на современном уровне его информатизации - это трудно управляемая система При существующей системе разработки в сети из сотен и более взаимодействующих добывающих и нагнетательных скважин, изменение режима работы одной скважины трудно предсказуемо отражается на состоянии других Данные о происходящих при этом в пласте процессах часто противоречивы

Проведенный анализ показывает, что существующий резерв применения традиционных технологий ремонта скважин, таких как ОПЗ, РИР, гидравлический разрыв пласта (ГРП) и других методов повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин путем адаптации их к изменяющимся геолого-физическим условиям месторождений имеет два направления создание сложноуправляемых и информационно обеспеченных технологий, разработка системы объективных оценок технико-экономических показателей конкурирующих технологий

Сочетание этих двух направлений позволяет выбирать оптимальные технологии ремонта и последующего освоения скважин, а также проектировать режимы эксплуатации скважин после их ремонта

Поэтому научный и практический интерес представляет рассмотрение проводимых на скважине операций как единой системы как при креплении, вскрытии, освоении, так и при последующей эксплуатации и ремонте данных скважин, основной целью которой является сохранение (или улучшение) ФЕС ПЗП и гидродинамического канала связи забоя скважины с продуктивным пластом

При такой постановке задачи ремонта и последующего освоения скважины не будут существенно отличаться от задач оптимизации режимов работы добывающих скважин, так как в их основе лежит оптимизация работы системы «скважина-пласт», а основными показателями оценки результатов успешности операций будут значения дебитов скважины до и после проведения операций

Анализ зарубежных и отечественных научных публикаций по данным проблемам показывает, что в отечественной нефтегазовой отрасли с разной степенью эффективности применяются различные технологии ремонта и последующего освоения скважин

Выбор методов воздействия на призабойную зону скважины, а также параметров их технологических режимов, зависит как от особенностей строения и физико-механических свойств пород, так и свойств нефти и газа С учетом многообразия условий часто проблематично выбрать как объект воздействия, так и оптимальную технологию проведения ремонтных работ Поэтому успешность проведения ГТМ на практике часто не превышает 50-60 %

Например, по данным различных исследований достаточно проблематичным является эффективное применение так называемых «третичных» методов повышения нефтеотдачи тепловых, газовых и химических Однако именно за счет таких методов можно обеспечить дополнительное увеличение нефтеотдачи пластов и прирост извлекаемых запасов нефти (по сравнению, например, с заводнением) прежде всего на поздней стадии разработки месторождения

В условиях относительно небольшой доли разрабатываемых в Западной Сибири месторождений нефти с повышенной вязкостью, а также вследствие растущего применения методов заводнения, перспективным направлением развития МУН является применение таких технологий воздействия на пласты, которые учитывают микромеханику движения фильтрата в пористых средах, физико-химические свойства фильтруемых компонентов, неоднородность продуктивных пластов, динамику взаимодействия пластовых флюидов с закачиваемыми в пласт рабочими агентами

Анализ источников различной технической и промысловой информации показывает, что массовое применение таких технологий, как ГРП и бурение горизонтальных скважин (ГС), часто не позволяет достигнуть желаемого увеличения коэффициента извлечения нефти, поэтому сохраняется необходимость поиска новых и совершенствование применяемых технологий При этом объективным является тот факт, что при выборе технологии воздействия на призабойную зону необходим

комплексный подход, учитывающий цель, уровень и достаточность информации для правильного выбора технологий и режимов проведения скважино-операций

Во втором разделе проведен анализ состояния фонда и эффективности работ по ремонту нефтяных скважин на сложнопостроенных месторождениях Красноленинского свода

Результаты анализа показывают, что за период разработки месторождений Красноленинского свода (Талинская, Ем-Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно-Ингинская, Сосново-Мысская, Лебяжья), в неработающем фонде оказались добывающие скважины, выведенные из эксплуатации из-за низкого дебита нефти, отсутствия циркуляции и высокой обводненности продукции скважин, а также вследствие аварий с подземным оборудованием из-за наличия отложений парафина и солей

Например, если Каменная и Ем-Еговская площади находится на ранней стадии разработки, то основной объем ремонтно-восстановительных работ на скважинах месторождений Красноленинского свода проводится на Талинском месторождении Поэтому следует рассматривать достигнутый уровень и состояние ремонтных работ на примере скважин именно Талинского месторождении

Так с начала разработки на Талинской площади применялись следующие основные виды ремонтных работ оптимизация режимов эксплуатации, ОПЗ, РИР, устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин (таблица 1)

Анализ данных таблицы 1 показывает, что основная доля прироста дополнительной добычи нефти на Талинской площади получена за счет проведения следующих мероприятий- гидроразрыв пласта - 20,8 %; ввод скважин из длительного простоя и консервации -18,7 %

Остальной объем дополнительной добычи нефти (34,3 %) приходится на проведение работ по вводу новых скважин, восстановлению циркуляции в скважинах и продуктивности пласта, ремонтно-изоляционных работ, приобщению и переводу на другой объект и др При этом дополнительная добыча на каждый вид указанных работ не превышает 9 %

Таблица 1 - Сведения о ремонтных работах в скважинах на основных

месторождениях нефти Красноленинского свода

Наименование Ед измер Талине кая Каменн ая Ем-Еговская + Пал ьяновская В целом по своду

1 2 4 3 5 6

Гидравлический разрыв пласта КР-7 2 Опер/ тыс тонн 127/198 5/8* 90/198" 222/404

Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации или ремонта КР-3 • дострел, • опз • ВЦ Опер/ тыс тонн 12/6,3 81/45,9 2/1,9 20/6,4* 34/14,6 81/45,9

Ремонтно- изоляционные работы на добывающих скважинах КР-1 Опер/ тыс тонн 4/3,3 - 79*/- 83/3,3

Вывод из бездействующего фонда без проведения ГТМ Опер/ тыс тонн 67/48,1 4/1,2 - 71/49,3

Ввод новых скважин Опер/ тыс тонн - 6/11,2 - 6/11,2

Оптимизация режимов работы ТР-3 Опер/ тыс тонн 81/72,4 7/3,88 - 88/76,28

Примечание - данные по пласту ВК

Вместе с тем анализ результатов ГРП показывает, что основной объем дополнительной добычи нефти (57,7 %) получен от производства ГРП на пласты КЖю-ц, а остальные 42,3 % получены от производства ГРП на пласты ЮК2-9 При этом основной эффект от увеличения нефтеотдачи достигается в скважинах, вскрывших неоднородные прерывистые коллектора, что позволяет вовлекать в разработку слабодренируемые запасы нефти в зонах распространения таких коллекторов с пониженными ФЭС

Низкий процент успешности ремонтных работ по восстановлению циркуляции, ремонтно-изоляционных работ, приобщения пластов и перевода на другой объект, объясняется техническим состоянием эксплуатационных колонн и цементного камня за колонной, а также возросшим количеством аварий при

проведении ремонтных работ подрядными организациями. Подтверждению этому является динамика аварийности бригад капитального ремонта, обслуживающих скважины на месторождениях Красноленинского свода, которая представлена на рисунке!.

Удельная аварийность в 2006 году — - — Пороговая удельная аварийность (0,14)

Рисунок 1 - Распределение коэффициента средней удельной аварийности по сервисным предприятиям ООО «ТНК-Нягань»: ЧНО - ООО «Черногорнефтеотдача»; БКРС - ООО «Белорусское УПНП и КРС»; КНГ - ООО «НК-Красноленинскнефгегаз»; ПНО-ООО «Пурнефтегаз»

Из данных на рисунке 1 следует, что средний коэффициент удельной аварийности по ОАО «ТНК-Нягань» например, только за 12 месяцев 2005 года составил 0,14.

При этом наиболее эффективно осуществляют ремонты бригады ООО «Пурнефтегаз», которыми применяются передовые технологии. В пределах пороговой удельной аварийности работают бригады КРС ООО «Белорусское УПНП и КРС» и ООО «НК-Красноленинскнефгегаз». При этом неудовлетворительная аварийность отмечена в бригадах предприятия ООО «Черногорнефтеотдача».

Анализ динамики аварий показывает, что основными их причинами являются высокий износ основных фондов предприятия, нарушение технологий производства работ при КРС, вследствие низкой квалификации персонала бригад, недостаточная объективность исходной информации о состоянии скважин перед проведением ремонтных работ и т п

Проведенный анализ состояния ремонтно-восстановительных работ показал, что наиболее эффективным способом увеличения коэффициента нефтеотдачи (КИН) в скважинах, вскрывших послойно-неоднородные прерывистые коллектора, является проведение ГРП Однако практика показывает, что «пригодными» для ГРП являются скважины с обводненностью продукции не более 15 % При этом более половины скважин с малой обводненностью на месторождениях Красноленинского свода уже интенсифицированы проведением ГРП, а большая часть оставшегося фонда скважин не может быть подвержена такому воздействию из-за высокой вероятности приближения и прорыва фронта вытеснения воды, закачиваемой по системе ППД Все это свидетельствует о необходимости поиска новых перспективных комплексных технологий и технических средств, позволяющих увеличить добычу нефти или сохранить ее на достигнутом уровне в условиях сложнопостроенных месторождений Красноленинского свода

В третьем разделе диссертации приведены результаты научных исследований по совершенствованию применяемых и разработке новых составов технологических жидкостей и технологий ремонта нефтяных скважин

Разработка составов технологических жидкостей для сохранения фшьтраиионно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа при проведении буровых и ремонтных работ

На большинстве месторождений Красноленинского свода преобладают коллектора, содержащие в своем составе глинистый цемент При этом «весомой» причиной снижения производительности добывающих скважин является «набухаемость» глиносодержащих пород Особенно чувствительны к такому воздействию низкопроницаемые коллектора, в которых преобладает «внутренняя кольматация», которая является практически необратимой

На месторождениях нефти и газа Западной Сибири в целом, и Красноленинского свода в частности, накоплен большой опыт применения при бурении, ремонте и освоении скважин технологических жидкостей на основе различного ряда полимеров (от акриловых до биополимеров)

Практика последних лет показывает, что наиболее эффективными являются растворы, в которых в качестве основного компонента используются биополимеры Такие растворы обладают псевдопластичностью, что способствует улучшенной очистке забоя от частиц выбуренной породы и выносу шлама из проблемных участков ствола скважины При этом они оказывают минимальное загрязняющее воздействие на продуктивные коллектора, так как биополимерный реагент, попадая в продуктивный пласт, подвергается по истечении определенного времени ферментативному разложению Важным свойством биополимеров является способность растворов на их основе снижать гидравлические сопротивления и, соответственно, перепад давлений циркулирующего бурового раствора, что имеет существенное значение при бурении боковых наклонных и горизонтальных стволов малого диаметра и последующем их ремонте

Дня повышения регулирования свойств в водные растворы биополимеров вводят соли, действие которых обусловлено способностью образовывать ингибирующие комплексные соединения

В соавторстве (с Зозуля Е К , Тулубаевым А Б и др ) в лаборатории буровых растворов и специальных жидкостей ТюмГНГУ проведены исследования по разработке рецептур безглинистых ингибированных солевых растворов, рекомендуемых для промывки при бурении боковых стволов и горизонтальных участков Для обоснования выбора типа солевого биополимерного бурового раствора проводился сравнительный анализ действия различных солей (ЫаС1, КС1) и предложенной комплексной соли на основе КС1 В качестве биополимеров использовались реагенты КетХ, ХСО-полимер

Опыты проводились при следующих концентрациях солей ЫаС1 (9-25 %), КС1 (10-27 %) и комплексная соль (10-28 %) При этом изменение плотности растворов составляло 1060-1160 кг/м3

На основании лабораторных исследований была разработана рецептура солевого биополимерного раствора, которая способствует максимальной очистке забоя и ствола скважины от выбуренной породы, обладает минимальным загрязняющим действием на продуктивный пласт, достаточным ингибирующим эффектом по отношению к глиносодержащим породам и хорошими смазочными свойствами (таблица 2)

Таблица 2 - Технологические параметры рекомендуемых составов солевых

биополимерных растворов

Р. кг/м3 Т,с СНС, дПа Взо, см3/30 мПас Лэф, мПас То, дПа К, мм Кф п Рн

е, 010

ХСВ-РОЬУМЕЯ (однокомпонентная ксановая смола) - 0,8-1 %, КС1 - комплексная соль (хлоркалий-электролит) - 10-19 %, вода - остальное

10601110 2042 4-16 6-19 8-14 12-19 20-31 4,8-6,3 1 0,06-1 0,07 0,50,8 7-8

КетХ (полианионный гетерополисахарид) - 08-0,6 %, КС1 - комплексная соль (хлоркалий-электролит) -10-19%, вода - остальное

10601110 19- го 4-6 5-8 7-8 11-13 15-19 2,7-3,3 1 0,130,18 0,60,7 7-8

Полученные результаты позволяют утверждать, что разработанная рецептура биополимерных растворов способна обеспечивать успешное бурение боковых стволов и горизонтальных скважин, качественное вскрытие продуктивных пластов с сохранением их коллекторских свойств

Повышение интенсификации добычи нефти за счет ремонтов на скважинах, эксплуатируемых фонтанным и механизированным способами

Известно, что для обеспечения притока нефти и газа к забоям эксплуатационных скважин применяют методы искусственного воздействия на породы ПЗП с целью увеличения их проницаемости Однако практика показывает, что иногда достаточно за счет проведения соответствующего ремонта

удалить со стенок скважины в ПЗП отложения парафина, смолистых, глинистых и других загрязняющих пласт веществ, при этом производительность скважин может существенно увеличиваться

Автором (совместно с Савиных Ю А и С П Курышкиным) предложен новый метод интенсификации притока флюида в нефтяных скважинах со сложнопостроенными колекторами (патент РФ №2109134)

Предлагаемая технология основана на использовании акустических преобразователей звуковых волн, смещающих частотный спектр волн в сторону ультразвуковых колебательных процессов При этом мощность звукового поля оказывается достаточной для инициирования процесса кавитации при гидростатическом давлении, большем давления насыщения Вследствие этого разгазирование нефти начинается значительно ниже по стволу скважины (на 200600 м ), чем при отсутствии обработки ствола акустическим преобразователем В «пучностях» волн, образующихся по длине ствола скважины, происходит обогащение нефти пузырьками газа, вследствие чего увеличивается газонасыщенность потока и уменьшается средневзвешенная плотность столба жидкости При этом значительно возрастают дебиты скважин (на 10 % и более) Конструктивно (рисунок 2) модульная резонансная система представляет собой набор трубчатых резонаторов (диаметром 48-76 мм при общей длине не более 2-х метров), которые устанавливаются в компоновке НКТ при фонтанной эксплуатации или ниже ЭДН при механизированной добыче Возможен автономный спуск модульной резонансной системы (MPC) в лифтовые трубы с помощью тросо-канатной техники Резонатор не препятствует прохождению приборов и различным видам обработок в скважинах При этом резонатор можно устанавливать в любом месте колонны, а при установке сразу нескольких резонаторов усиливается суммарный эффект от их воздействия

Промысловые испытания по применению модульной резонансной системы проводились с участием автора на десяти скважинах Талинского месторождения

резонансной системы: 1 — НКТ; 2-муфта; 3-втулка; 4-направляющая втулка; 5-цанга газлифтного клапана; 6-корпус стыковочного узла; 7- соединительная втулка; 8- стыковочное кольцо; 9-обсадная труба; 10-трубка № 5; 11 -стержень соединительный; 12 -трубка 4; 13-стержень направляющий

На основании проведенных исследований установлены корреляционные зависимости забойного давления (рисунок 3) и прироста дебита (рисунок 4) от обводненности продукции.

Из графиков следует, что забойное давление возрастает, а прирост дебита снижается с ростом обводненности продукции по зависимостям, приведенных на рисунках 3 и 4. Результаты испытаний резонаторов на ряде скважин Талинского месторождения представлены в таблице 3.

Разработка комплексной технологии проведения ремонтно-изоляиионных работ.

Для успешного осуществления работ по ограничению водопритоков, получения промышленных притоков и добычи из скважин безводной продукции, тампонажные композиции должны: иметь высокую фильтруемость в пористых средах для создания изолирующего экрана достаточного радиуса (2 м и более); иметь регулируемые в необходимых пределах реологические характеристики, что должно обеспечивать равномерный охват воздействием неоднородных коллекторов; быть гомогенными по составу в растворе и в объеме формируемого камня; иметь низкую стоимость и быть не дефицитными.

20 30 40 50 60 70 80 90

Обводненность \Л/, %

Рисунок 3 - Корреляционная зависимость между забойным давлением обводненностью продукции

40 л—

20 30 40 50

60

70 80 90

Обводненность продукции \Л/, %

Рисунок 4 - Корреляционная зависимость между приростом дебита обводненностью продукции

Таблица 3 - Результаты испытаний резонаторов в скважинах Талинского

месторождения

№ скважи ны Началь ный дебит, м3/сут Обводнен ность, % Получен ный дебит, м3/сут Прирост дебита, % Количест во дней прироста дебита Количество дополнительно полученной нефти, тонны

Скважины с кратковременным приростом нефти

8510 108,8 82,5/89,8 120 8,3 2 1,84

10115 103,3 93,4/81,6 114 10,7 3 2,6

7423 235,8 99,6/97,8 249,1 5,6 2 0,6

10166 46,1 23,9 62 34,5 2 15,5

Скважины с длительным приростом нефти

9082 31 20,8/1,8 39,1 26,2 7 29,1

9139 81,6 2,4 96 15,1 19 189

Скважины с падающим дебитом

10138 42,4 80,9/79,6 45 6,3 2 1,7

10166 31,2 34,8/37,4 37,7 20,7 2 3,3

7234 46,7 94,3/98,8 54,7 14,9 2 1,3

8597 35,2 78,6/94,1 44,8 23,7 2 1,1

С учетом изложенного, в работе предложена рецептура тампонажного раствора для ремонтно-изоляционных работ, обладающая селективными свойствами Такой тампонажный раствор на клеевой основе имеет необходимые реологические характеристики раствора и прочностные свойства камня, удовлетворяющие требованиям надежной изоляции обводненного пласта

Целесообразность применения разработанной смеси состоит в том, что раствор обладает селективным действием на коллектор продуктивного пласта или горизонта При этом фильтрат раствора «отталкивает» воду, гидрофобизируя поровые каналы в породе

В работе исследовались воздействие различных реагентов на физико-механические свойства предлагаемого раствора Прототипом для выбора рецептуры раствора является известный состав кислотостойкого бетона С целью определения эффективности регулирования свойств были проведены опыты с различной концентрацией компонентов в тампонажной смеси В результате оптимальное

содержание фурфурилового спирта составило от 0,5% до 3 %, а содержание жидкого стекла - от 1 % до 3 %

Поисковые опыты позволили оптимизировать рецептуру и определить порядок ввода компонентов в тампонажный раствор (таблица 4)

Таблица 4 — Сведения о компонентном составе исследуемых рецептур и

результаты опытов по измерению растекаемости и сроков схватывания тампонажных растворов

№ Содержание компонентов, % Растекаемость, см Сроки схватывания, ч

СаС12 Клей КС-2У Фурфуриловый спирт начало конец

1 2 3 4 5 6 7

1 - - - 19 8 11

1 2 3 4 5 6 7

2 6 - - 17 4 6,50

3 6 1 - 22,5 5 6,50

4 6 1 1 21 4,30 6,50

5 6 3 1 21,5 4,50 7,20

- жидкость затворения - техническая вода с растворенным СаС12 в количестве 6 % от массы воды Плотность жидкости затворения должна составлять 1048 кг/м3,

- фурфуриловый спирт - в количестве 2 % - 3 % от массы сухого цемента вводится в жидкость затворения,

- жидкое стекло - вводится в цементный раствор в виде гелеобразной массы в количестве 1 % от массы сухого цемента

Тампонажный раствор рекомендуется закачивать в интервалы выше и ниже продуктивного горизонта (на 10-15 м) Данный раствор на клеевой основе имеет необходимый диапазон регулирования реологических и структурных свойств, а его фильтрат гидрофобизирует поровые каналы в породе, увеличивая фазовую проницаемость по нефти

Однако применение известных и разработка новых тампонажных растворов полностью не решает проблемы успешного проведения водоизоляционных работ В соответствии с «Правилами ведения ремонтных работ» (РД-153-39-023-97) ремонтно-изоляционные работы должны включать комплекс операций по

-~-И X

И^.

Рисунок 5 — Схема изоляции водопритоков с использованием разбуриваемых пакеров типа (ПМ и ПМЗ): 1-лифт НКТ; 2-ГУК; 3-пакер типа ПМ; 4-пакер типа ПМЗ; 5-предлагаемый тампонажный раствор.

определению места интервала

негерметичности и его приемистости, проведения собственно тампонажных работ под давлением и последующей опрессовки колонны.

Автором (совместно с Киреевым A.M., Вагановым Ю.В. и др.) разработана новая комплексная технология по изоляции водопритоков с использованием

разбуриваемых пакеров.

Суть данной технологии заключается в i спуске в составе технологической | компоновки НКТ двух разбуриваемых пакеров типа ПМ и ПМЗ (рисунок 5). После '

установки нижней пробки ПМ при помощи

„

гидравлическои установочной компоновки (ГУК) спускают и устанавливают разбуриваемый заливочный пакер типа ПМЗ. Затем закачивают тампонирующий материал, после чего осуществляют освобождение ГУК от пакера ПМЗ. В момент освобождения ГУК происходит закрытие обратного клапана. После этого методом обратной промывки удаляют остатки цементного раствора, а ГУК поднимают на поверхность. Применение в данной технологии рекомендуемого состава тампонажного раствора позволяет за счет «гарантированной» его доставки в интервал негерметичности, закачивания под давлением

в пласт, улучшения в 1,3 - 1,7 раза «сцепления» с колонной сформированного из него цементного камня, повысить эффективность водоизоляционных работ

По результатам проведенных исследований разработан руководящий документ по выполнению ремонтно-изоляционных работ с применением тампонажного раствора на клеевой основе и пакера ПМ - 140 на скважинах ОАО ТНК-Нягань (ОАО ТНК-Нягань)

В четвертом разделе приведена экономическая оценка эффективности предлагаемой новой технологии и технических средств Показано, что внедрение разработанных технических решений позволяет существенно снизить затраты на проведение ремонтно-восстановительных работ и обеспечить дополнительную добычу нефти

Экономический эффект от применения технологий и технических средств только за 2007 г составил около 2 млн руб (806 тыс руб доля автора)

В результате выполненного промыслово-экономического обоснования разработанных автором новых технологий и технических средств в определенной мере решена проблема повышения надежности и эффективности ремонта нефтяных скважин, эксплуатируемых на сложнопостроенных месторождениях Красноленинского свода, о чем свидетельствуют показатели эффективности, доказывающие необходимость их более широкого применения

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 На основе анализа применяемых технологий эксплуатации и ремонта скважин, результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований предложен комплексный подход к выбору технологии ремонта скважины (при креплении, вскрытии, освоении и последующей эксплуатации и ремонте) как единой взаимосвязанной системы, основная цель которой -сохранение и (или) улучшение фильтрационно-емкостных свойств пород призабойной зоны пласта

2 Разработан новый состав ингибирующего биополимерого солевого раствора на основе комплексной соли КС1 (хлоркалий-электролит), применение

которого позволяет сохранять фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта

3 Разработан новый состав изолирующего тампонажного раствора селективного действия на клеевой основе и фурфурилового спирта, имеющий необходимый диапазон регулирования реологических и структурных свойств, применение которого увеличивает фазовую проницаемость по нефти

4 Разработана модульно-резонаторная технология и новые технические средства, применение которых позволяет повысить на 10 % дебит скважин, эксплуатирующих продуктивный пласт ЮКю-ц Талинского месторождения (патент РФ №2109134)

5 Разработана комплексная технология ремонтно-изоляционных работ с использованием рекомендуемого состава тампонажного раствора и мостовых пробок ПМ и ПМЗ, применение которой позволяет повысить эффективность ремонтных работ и снизить эксплуатационные затраты более чем в два раза,

6 За счет внедрения разработанных автором технологических решений только в 2007 г получен экономический эффект в размере около 2 млн рублей

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Тулубаев А Б Регулирование фильтрационных свойств буровых растворов при бурении нефтяных и газовых скважин / А Б Тулубаев, В М Медведев, С В Кисев, Г П Зозуля // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных технологий Материалы 3 Всерос научн -техн конф, посвященной 40-летию ТюмГНГУ - Тюмень, Вектор Бук, 2002 С 138-140

2 Зозуля Е К Разработка биополимерных солевых растворов для бурения боковых стволов из эксплуатируемых скважин / Е К Зозуля, А Б Тулубаев, А В Другое, Ф С Потехин, С В Кисев // Сб тр Института нефти и газа Нефтегазовое направление - Тюмень-Вектор Бук, 2004 - С 115-118

3 Ваганов Ю В К вопросу о селективной изоляции водоносных пластов / Ю В Ваганов, А В Другов, Ф С Потехин, С В Кисев // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири Сб науч тр ИНиГ и материалы регион науч -практ

конф студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа - Тюмень ТюмГНГУ, 2005 - Т 2 -С 231 -234

4 Кисев С В Комплексная технология водоизоляционных работ для восстановления бездействующего фонда скважин на Талинском месторождении / С В Кисев, Ю В Ваганов, А М Киреев, П А Фигурак // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири Сб научн тр 1-ой Всерос науч-практ конф Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при ТюмГНГУ -Тюмень Печатник 2007 -С 117-122

5 Ваганов Ю.В Расконсервация газовых и газоконденсатных скважин в условиях Крайнего севера на примере Уренгойского месторождения / Ю В Ваганов, Н В Рахимов, В Б Обидное, С В Кисев, М Г Гейхман, И Е Платонов, А В Кустышев//Известия вузов Нефть и газ -2007 -№4 - С 16-20

6 Матиешин И С Проблемы строительства боковых стволов из скважин на Талинской площади / И С Матиешин, А Б Тулубаев, М А Блфимов, Ю В Ваганов, С В Кисев, В М Шенбергер // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири Сб науч тр и матер межрегион науч -практич конф студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-легию ТюмГНГУ -Тюмень ТюмГНГУ, 2007 - Т 1 - С 16-24

7 Кустышев А В Многосекционная труболовка для извлечения из скважины оборванных колонн труб / А В Кустышев, Т И Чижова, Ю В Ваганов, С В Кисев // Там же - С 185-189

8 Пат 2109134 Способ воздействия на призабойную зону скважины / Ю А Савиных, С В Кисев, С.П. Курышкин - № 97104602, Заявлено 25 03 97, Опубл 20 04 98

Соискатель

С В Кисев

Подписано в печать 17 03 08 Формат 60x84/16 Бумага Ballet Печать Riso Уел печ л 1,00 Тираж 100 Заказ 174

Отпечатано с готового набора в типографии ООО «Вектор Бук» Лицензия ПД № 170003 от 06 07 2000 г 625004, г Тюмень, ул Володарского, 45 Тел (3452)46-54-04,46-90-03

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кисев, Сергей Всеволодович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА ПО ПРОБЛЕМАМ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

1.1 Состояние и перспективы развития технологий ремонта повышающих эффективн'ость эксплуатации скважин.

1.2 Факторы, влияющие на снижение нефтеотдачи пластов.

1.2.1 Влияние работ по заканчиванию скважин на снижение коэффициента нефтеотдачи.

1.2.2 Снижение проницаемости продуктивных горизонтов при ремонте и последующей эксплуатации скважин.

1.3 Анализ состояния технологий ремонта скважин с целью повышения эффективности эксплуатации скважин.

1.3.1 Технические методы интенсификации притоков нефти.

1.3.2 Физико-химические методы интенсификации притоков нефти.,.

1.4 Ремонтно-изоляционные работы как способ повышения нефтеотдачи пласта.

2 АНАЛИЗ РЕМОНТНЫХ РАБОТ НА СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАСНОЛЕНИНСКОГО СВОДА.

2.1 Состояние фонда скважин на месторождения Красноленинского свода.

2.2 Анализ эффективности ремонтных работ, повышающих эксплуатационные возможности скважин на Талинском месторождении.

2.2.1 Анализ эффективности ремонтно-изоляционных работ на Талинском месторождении.

2.2.2 Анализ эффективности зарезки бокового ствола на Талинском месторождении.

2.2.3 Анализ эффективности гидроразрыва пласта Талинском месторождении.

2.2.4 Оценка перспектив применения форсированного отбора жидкости из скважин на Талинском месторождении.

2.2.5 Анализ эффективности мероприятий по выводу скважин из консервации на Талинском месторождении.

2.3 Состояние и эффективность сервисного ремонта скважин на Талинском месторождении.

3 РАЗРАБОТКА НОВЫХ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШАЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.

3.1 Разработка составов для сохранения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа при проведении ремонтных работ.

3.2 Повышение интенсификации добычи нефти на скважинах эксплуатируемых фонтанным способом.

3.3 Разработка составов для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах.

3.3.1 Ремонтно-изоляционные работы с применением тампонажного раствора на клеевой основе.

3.3.2 Методика и результаты исследования рецептуры тампонажного раствора клеевой основе.

3.4 Технология проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с применением пробок мостовых ПМ и ПМЗ.

4 ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ.

4.1 Обоснование критериев оценки эффективности ремонта скважин.

4.2 Оценка экономической эффективности изоляции притока пластовых вод с использованием мостовых пробок типа (ПМ и ПМЗ).

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологий ремонтов, повышающих эффективность эксплуатации скважин на сложнопостроенных месторождениях Красноленинского свода"

Актуальность проблемы. В Западно-Сибирской нефтегазовой провинции, являющейся основным поставщиком углеводородного сырья для ТЭК России, достаточно давно разрабатываются сложопостроенные месторождения Красноленинского свода, включающие Талинскую, Ем-Еговскую, Пальяновскую, Каменную и другие площади. С 90-х годов прошлого столетия здесь происходит снижение добычи нефти с прогрессирующим ростом ее обводненности. Например, только на Талинском месторождении в период (за 1989-1991 гг.) максимальной добычи, ее уровень достиг 52302 тыс. тонн при обводненности продукции 72,7 %. К концу столетия (за 1999-2001 гг.) добыча нефти здесь составила уже 33252 тыс. тонн при обводненности 91,6 %.

Характерными здесь являются неравномерная выработка запасов из послойно-неоднородных продуктивных пластов, в которых обводнение происходит по отдельным, наиболее проницаемым пропласткам. Предупреждение и ликвидация такого рода осложнений при добыче нефти требует избирательного (селективного) отключения обводненных интервалов пласта при сохранении продуктивности ее нефтенасыщенных участков. При этом межпластовые перетоки часто сопровождаются негерметичностью эксплуатационных колонн, которые составляют до 20-30 % от общего количества встречаемых при эксплуатации скважин осложнений.

Например, большую часть неработающего фонда (до 5 000 скважин) на месторождениях Красноленинского свода составляют скважины, выведенные из эксплуатации из-за низкого дебита по нефти, отсутствия циркуляции и высокой обводненности продукции. Поэтому продолжает оставаться актуальной проблема разработки новых комплексных технологий ограничения водопритоков в нефтяных добывающих скважинах, предусматривающие сохранение (увеличение) фазовой проницаемости по нефти в сложнопостроенных коллекторах.

Цель работы

Разработка и совершенствование технологий и технических средств для ремонта скважин с целью повышения эффективности их эксплуатации на сложно построенных нефтяных месторождениях Красноленинского свода.

Основные задачи исследований

1. Обобщение и анализ существующих технологий эксплуатации и ремонта нефтяных скважин с целью повышения эффективности их эксплуатации.

2. Разработка новых составов технологических растворов для ремонта скважин, сохраняющих фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) послойно-неоднородных продуктивных пластов.

3. Разработка комплексной технологии ремонта скважин и рекомендаций по ее применению на примере Талинского нефтяного месторождения.

4. Разработка рекомендаций по оценке эффективности применения предлагаемой комплексной технологии ремонта скважин в промысловых условиях.

Научная новизна

1. Обоснован комплексный подход к выбору видов ремонтов, как единой системы скважино-операций, направленных на сохранение и улучшение ФЕС пород призабойной зоны пласта (ПЗП) при креплении, вскрытии, освоении и последующей эксплуатации обводняющихся скважин.

2. Разработана технология ремонтно-изоляционных работ с использованием нового состава тампонажного раствора, с применением мостовых пробок (ПМ) и пробок мостовых заливочных (ПМЗ), позволяющая повысить эффективность ремонтных работ в два раза.

3. Предложена новая технология модульно-резонансной обработки потока жидкости при эксплуатации скважин механизированного фонда, позволяющая повысить на 10 % их дебит после ремонта (на примере обработки пласта ЮКю-ц Талинского месторождения).

Практическая ценность работы

1. Разработан новый ингибирующий состав биополимерого солевого раствора на основе комплексной соли КС1 (хлоркалий-электролит), который позволяет при ремонтах скважин сохранять ФЕС продуктивных пластов (на примере Талинского месторождения).

2. Разработан новый состав тампонажного раствора на клеевой основе и фурфурилового спирта, обладающий селективным действием, имеющий необходимый диапазон регулирования реологических и структурных свойств, воздействие фильтрата которого позволяет увеличить фазовую проницаемость по нефти.

3. Разработаны технические средства, использование которых позволяет повысить на 10 % дебит скважин, эксплуатирующих песчаники пласта ЮКю-ц Талинского месторождения за счет использования энергии потока (патент 2109134 РФ).

4. Разработан руководящий документ по выполнению ремонтно-изоляционных работ с применением тампонажного раствора на клеевой основе и пакера ПМ-140 на скважинах сложнопостроеных месторождений, эксплуатируемых ОАО «ТНК-Нягань».

5. Разработана методика оценки технологической эффективности ремонтных работ в скважинах, позволяющая объективно оценивать ожидаемый и фактический эффекты от применения конкретного вида ремонта скважин.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Кисев, Сергей Всеволодович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа применяемых технологий эксплуатации и ремонта скважин, результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований обоснован комплексный подход к выбору технологии ремонта скважин (при креплении, вскрытии, освоении и последующей эксплуатации) как единой взаимосвязанной системы операций, основная цель которой -сохранение и улучшение фильтрационно-емкостных свойств пород призабойной зоны продуктивного пласта.

2. Разработан новый состав ингибирующего биополимерого солевого раствора на основе комплексной соли КС1 (хлоркалий-электролит), применение которого позволяет сохранять фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.

3. Разработан новый состав изолирующего тампонажного раствора селективного действия с гидрофобизирующими добавками (клея и фурфурилового .спирта), имеющий необходимый диапазон регулирования реологических и структурных свойств, применение которого увеличивает фазовую проницаемость по нефти.

4. Разработана модульно-резонаторная технология и новые технические средства, применение которых в процессе или после ремонта позволяет повысить на 10 % дебит скважин, эксплуатирующих продуктивный пласт КЖ10-п Талинского месторождения (патент РФ №2109134).

5. Разработана комплексная технология ремонтно-изоляционных работ с использованием рекомендуемого состава тампонажного раствора и мостовых пробок ПМ и ПМЗ, применение которой позволяет повысить эффективность ремонтных работ более чем в два раза.

6. За счет внедрения разработанных автором технологических решений только в 2007 г. получен экономический эффект в размере около 2 млн. рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кисев, Сергей Всеволодович, Тюмень

1. Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 // Нефтегазовое машиностроение. 2003. - № 5. - С. 2-69.

2. Джавадян A.A. Проблемы разработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения / A.A. Джавадян, В.Е. Гавура, В.И Сафронов // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 6. - С. 12-17.

3. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. -Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 1997. 85 с.

4. Гилаев Г.Г. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов на сложнопостроенных нефтегазовых месторождениях. Советская Кубань, 2003.

5. Владимиров А.И. Новые образовательные программы подготовки и повышения квалификации специалистов для эффективного освоения месторождений углеводородов / А.И. Владимиров, В.И. Грайфер // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 5. - С. 28-32.

6. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 1979. - 303 с.

7. Муравьев И.М. Эксплуатация нефтяных месторождений / И.М. Муравьев, А.П. Крылов. М., Гостоптехиздат, 1949.

8. Мирзаджанзаде А.Х. Гидродинамика в бурении / А.Х. Мирзаджанзаде, В.М. Ентов. М.: Недра, 1985. - 196 с.

9. Мирзаджанзаде А.Х. Гидравлика в бурении и цементировании скважин. М.: Недра, 1977. — 320 с.

10. Сахаров В.А. Оптимизация работы газлифтных скважин в условиях прогрессирующего обводнения / В.А. Сахаров, A.B. Воловодов, Б.А. Акопян // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1989. - 40 с.

11. Яремийчук Р.И. Восстановление коллекторских свойств пласта в приствольной зоне скважины / Р.И. Яремийчук, H.A. Рабинович // Нефтяное хозяйство. — 1982. № 5.

12. Справочник инженера по бурению // Под редакцией В.И. Мищевич. — М.: Недра, 1987. Т. 1. - 492 с.

13. Бекух И.И. Требования к заканчиванию горизонтальных скважин / И.И. Бекух, Г.Г. Гилаев // Освоение ресурсов трудноизвл. и высоковязк. нефтей: Сб. тр. I Междунар. конф. Краснодар, 1999. - С. 50-63.

14. Бекух И.И. Вопросы заканчивания горизонтальных и боковых скважин / И.И. Бекух, Г.Г. Гилаев // Тр. КубГТУ, Сер. «Нефтепромысловое дело». Краснодар. - Т. 3, Вып. 1. - С. 334-338,

15. Джавадян A.A. Проблемы пазработки месторождений с высоковязкими нефтями и пути их решения / A.A. Джавадян, В.Е. Гавура, В.И. Сафронов // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 6. - С. 12-17.

16. Булатов А.И. Технология промывки скважин / А.И. Булатов, Ю.М. Басарыгин, Ю:М. Проселков. М.: Недра, 2002. - 303 с.

17. Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И.'

18. Булатов, Ю.М. Проселков. Краснодар: Советская Кубань, 2002. - 5841 с.

19. Афанасьев В.А. Освоение и повышение продуктивности скважин в Западной Сибири высокими многократными депрессиями / В.А. Афанасьев, ' В.А. Захаров, В.П. Овчинников // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1987. -49 с.

20. Захаров В.А. Восстановление и увеличение приемистости скважин месторождений Западной Сибири // Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1984. - С.48-50.

21. Крысин Н.И. Эффективность применения буровых растворов пониженной, плотности / Н.И. Крысин, А.М. Ишмухаметов, М.Р. Мавлютов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 48 с.

22. Рязанцев Е.Ф. Испытание скважин в процессе бурения / Е.Ф. Рязанцев, M.JI. Карнаухов, А.Т Белова. М.: Недра, 1982.

23. Митильман Б.И. Справочник по гидравлическим расчетам в бурении. -М.: Гостоптехиздат, 1963.

24. Хавкин А.Я. Классификация технологий воздействия на нефтяные и газовые пласты // Повышение нефтеотдачи пластов: Тр. Междунар. технолог, симп. М., 2002. - С.175-180.

25. Решения XV Губкинских чтений «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоностности недр» // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 1. - С.70-73.

26. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 4.-С. 38-40.

27. РД-153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: Минтопэнерго РФ, 1996. - 205 с.

28. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, М.М. Глоговский, М.Ф. Мирчинк, Н.М. Николаевский, И.А. Чарный. М.: Гостоптехиздат, 1948. - 217 с.

29. Бахир Ю.В. Энергетический режим эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978. - 224 с.

30. Константинов С.В. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом / С.В. Константинов, В.И. Гусев // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1985. - Вып. 8.-61 с.

31. Dusterhofi R.G., Chapman BJ. Fracturing high-permeability reservoirs increases productivity // Oil and Gas j. 1994. - № 20. - P.40-44.

32. Al-Hashim H., Kissami M., Al-Yursef H.Y. Effect of multiple hydraulic fractures on gas-well performance // J. Petrol.Technol. 1993. - V. 45. - № 6. - P. 558-563.

33. Mader D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing/ Developments in petroleum science Elsevier Science Publeshers, 1989. -V. 26. — 1240 pp.

34. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. Penn Well Books, 1991. -533pp.

35. Blanco E.R. Hydraulic fracturing requires extensive disciplinary interaction// Oil and Gas J. -1990. № 12. - P. 112-118.

36. Дияшев И.Р. Супер-ГРП на Ярайнерском месторождении / И.Р. Дияшев, А.А. Смаровозов, М.Р. Гиллард // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 7. - С.44-48.

37. Гилаев Г.Г. Краткий анализ исследований по гидродинамике горизонтальных скважин / Г.Г. Гилаев, В.И. Любушкин, А.Г. Вартумян, Н.И. Ковалев, А.С. Арутюнян // Сб.тр. Сев.-Кав. отделения Российской иж. акад. (СКОРМА). Краснодар, 2001.-Вып. 14.-С. 308-314.

38. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде.-М.: Гостоптехиздат, 1949. 400 с.

39. Шелкачев В.Н. Подземная гидравлика / В.Н. Шелкачев, Б.Б. Лапук. -М.: Гостоптехиздат, 1949. 524 с.

40. Ибрагимов Л-.Х. Интенсификация добычи нефти / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко. М.: Нефть и газ, 1996. - 478 с.

41. Ибрагимов Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов. М.: Недра,1983.-312 с.

42. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник / Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов. М.: Недра, 1991. - 384 с.

43. Химические методы в процессах добычи нефти / Под ред. Н.М. Эммануэля. М.: Наука, 1987. - 239 с.

44. Хисамутдинов Н.И. Проблема извлечения остаточной нефти физико-химическими методами / Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Г. Телин, Т.И. Зайнетдинов, М.З. Тазиев, P.C. Нурмухаметов. М.: ВНИИОЭНГ, 2001.

45. Газиев А.Ш. Оценка эффективности технологии применения полимер-дисперсной системы по результатам промысловых исследований /

46. A.Ш. Газиев, Р.Х. Низамов // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 7. - С.49-52.

47. Девятов В.В. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского Региона / В.В. Девятов, Р.Х. Алмаев, П.И. Пастух, В.М Санкин. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 99 с.

48. Сургучев M.JI. Методы извлечения остаточной нефти / М.Л.Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин. М.: Недра, 1991. - 347 с.

49. Григоращенко Г.И. Применение полимеров в добыче нефти / Г.И. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин. М.: Недра, 1978. - 213 с.

50. Алтунина JI.K. Увеличение нефтеотдачи композициями ПАВ / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов. Новосибирск: Наука, 1995. - 198 с.

51. Алтунина Л.К. Физико-химическое регулирование фильтрационных потоков в нефтяном пласте гелеобразующими системами / Л.К. Алтунина,

52. B.А. Кувшинов // Материалы III Междунар. конф. по химии нефти, 25.12.1997. Томск, 1997. - Т.2. - С.5-6.

53. Гарифуллин Ш.С. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида / Ш.С. Гарифуллин, И.М. Галлямов, И.Г. Плотников, A.B. Шувалов // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 2. - С.32.

54. Пат. 2060375 РФ, МКИ 6 Е 21 В 43/22. Состав для вытеснения нефти из пласта / А.Ш. Газизов, C.B. Клышников (Россия).

55. Пат. 2039224 РФ, МКИ 6 Е 21 В 43/22, 33/138; Способ разработки обводненной нефтяной залежи / А.Ш. Газизов, P.P. Рахматуллин (Россия).

56. Галлеев P.P. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводорного сырья. М.: КУБКа, 1997. - 352 с.

57. Noik С, Audibert A.A. New Polymers For High Salinity And High Temperature 17th IOR European Symposium. Moscow 27-29.10.1993.

58. Фахретдинов P.H. Остаточные нефти и способ их извлечения / Р.Н. Фахретдинов, Н.В. Давиденко, Р.Х. Старцева, Г.Г. Халитов, P.C. Мухаметзянова // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 4. - С.25-27.

59. Разработка нефтяных месторождений (в 4-х томах) / Под редакцией Н.И. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т. 1. - 240 с. - T. II. - 272 с. - Т. III - 149 с. - T. IV - 263 с.

60. Foster W.R. //. J. Pet. Techn. 1973. - Vol. 25. - P.205.

61. Применение поверхностно-активных веществ с целью увеличения нефтеоотдачи. М.: Недра, 1976. - 112 с.

62. Шерстнев Н.М., Толоконский С.И., Гурвич JI.M. // Российский, химический журнал. 1995. - № 5. - С.53

63. А.с 1680969 СССР, МКИ Е В 49/00. Устройство для вызова притока из пласта / Г.А. Шлеин, А.К. Ягафаров, П.Г. Хомыков (СССР). № 341; Заявлено 13.02.89; Опубл. 30.09.91, Бюл. № 35;

64. Пат. 1772345 РФ, Е 21 В 49/00. Гидравлический золотниковый вибратор / М. В. Шильников, А.К. Ягафаров, В.Н. Нестеров (Россия).- № 79; Заявлено 10.09.90; Опубл. 30.10.92, Бюл. № 40;

65. Разработка виброакустических методов воздействия на призабойную зону скважин с целью интенсификации притоков углеводородов на мемторождениях Западной Сибири: Отчет о НИР / Главтюменьгеология; Руководитель А.К. Ягафаров; № РГ 279. Тюмень, 1986. - 341 с.

66. Ягафаров A.K. Разработать и внедрить технологию освоение исследования скважин струйными насосами и вибраторами: Отчет заказ-наряду 023 / Главтюменьгеология. Тюмень, 1987.

67. А.с 1489239 СССР, МКИ Е21 В 43/27. Способ кислотной обработки скважин / А.К. Ягафаров, С.С. Демичев (СССР). № 34; Заявлено 28.01.87; Опубл. 1989, Бюл. №23.

68. Петров H.A. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков / H.A. Петров, Д.Н. Идиятулин, С.Г. Сафин, A.B. Валиулин, Под ред. проф. JI.A. Алексеева. М.: Химия, 2005. - 172 с.

69. Александров В.Б. Перспективы использования кремнийорганических тампонажных составов для ремонтно-изоляционных работ / В.Б. Александров, Ю.Л. Желтухин, В.А. Ковардаков // РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. — 1981.-С. 22-24.

70. Клещенко И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко, A.B. Григорьев, А.П. Телков. -М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. -267 с.

71. Клещенко И.И. Двухкомпонентная композиция растворов для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров // Информ. листок № 229-87. Тюмень: ЦНТИ, 1987.

72. Клещенко И.И. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров //Информ. листок № 58 6. - Тюмень: ЦНТИ, 1985.

73. Федорцев В.К. Временные технические условия на проведение водоизоляционных работ кремнийорганическими жидкостями в поисково-разведочных скважинах / В.К. Федорцев, А.К. Ягафаров, И.И. Клещенко. -Тюмень: Главтюменьгеология, 1985.

74. Шапатин A.C. Кремнийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности // Новые области применения металлоорганических соединений. -М.: ГНИИХТ ЗОС, 1983. С.83-84.

75. Шумилов В.А. О задачах и возможностях селективной изоляции вод // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1973. - Вып.10. - С. 3639.

76. Ягафаров А.К. Способ вторичного цементажа и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн / А.К. Ягафаров, И.И. Клещенко // Инфор. листок № 179-85. Тюмень: ЦНТИ, 1985.

77. Глумов И.Ф. Применение нефте-сернокислотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины / Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1985.

78. ЗАО «ТНЦ». Анализ текущего состояния разработки Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения в пределах Талинского лицензионного участка. Тюмень, 2004.

79. Роменов Е.А. Комплексное лабораторное изучение пород-коллекторов по разведочным и эксплуатационным скважинам: Отчёт СибНИИНП, ПО «Красноленинскнефтегаз». Тюмень, 1992.

80. Дьяконова Т.Ф. Изучение коллекторов викуловской свиты на Каменной и Ем-Ёговской площадях с целью определения характера насыщения и причин высокой обводнённости продукции скважин. ГАНГ им. И.М. Губкина. М., 2002.

81. Устюжина Л.Д. Анализ работы скважин после проведения ГРП на Ем-Ёговском месторождении. ОАО «ТНК-Нягань» / Л.Д. Устюжина, Л.А. Драган, Н.Ю. Чукреева, А.Г. Сухарева. 2003.

82. Технологический регламент на бурение и крепление «хвостовиками» дополнительных стволов эксплуатационных колонн *s бездействующих и малодебитных скважин. ГП НПО «Буровая техника». -Нягань, 1995.-С. 100.

83. Дополнительная записка к технологической схеме разработки (Южный участок) Талинской площади (протокол ЦКР №1276 от 23.12.2003).

84. Отчёт по «Анализу эффективности применения ГРП в ОАО «ТНК» на 2006 г.

85. Ваганов Ю.В. Проблемы и перспективы сервисных технологий в нефтегазовом комплексе /Ю.В. Ваганов, Г.П. Зозуля, A.B. Кустышев, Н.В. Рахимов, В.Б. Обиднов // Нефтегазовое дело. 2007 (http: www.ogbus.ru/authors / Vaganov / Vaganov 1 pdf.).

86. A.c. 1461875 СССР, Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин / А.Ф. Косолапов, Б.И. Кирпиченко (СССР). № 4212358/22-03; Заяв. 19.03.87. Опуб. 28.02.89. Бюл. № 8.

87. Пат. 2109134 РФ. Способ воздействия на призабойную зону скважины / Ю.А. Савиных, C.B. Кисев, С.П. Курышкин (Россия). № 97104602, Заявлено 25.03.97; Опубл. 20.04.98.

88. Отчет о промысловых испытаниях глубинного устройства -модульной резонансной системы (MPC) для интенсификации добычи нефти на фонтанных скважинах. Научно-производственнное предприятие «СИБПРОМЭЛЕКТРОНИКА» НГДУ «Талинскнефть» ОАО «Кондпетролеум»

89. Краснова Т.Л., Курушина Е.В. Методические указания по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 0907 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дневного и заочного обучения. Тюмень, 1998.