Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным газовым и нефтяным скважинам и ее применение для решения прикладных задач

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным газовым и нефтяным скважинам и ее применение для решения прикладных задач"

На правах рукописи

СОХОШКО СЕРГЕЙ КОНСТАНТИНОВИЧ

РАЗВИТИЕ ТЕОРИИ ФИЛЬТРАЦИИ К ПОЛОГИМ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ГАЗОВЫМ И НЕФТЯНЫМ СКВАЖИНАМ И ЕЕ ПРИМЕНЕНИЕ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРИКЛАДНЫХ ЗАДАЧ

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

А 6 О*« Я®8

Тюмень - 2008

003449326

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

Научный консультант - доктор технических наук, профессор

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

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

Защита состоится 24 октября 2008 г в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

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

Автореферат разослан 24 сентября 2008 г

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Телков Александр Прокофьевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук,

профессор Федоров Вячеслав Николаевич

- доктор технических наук,

профессор Зейгман Юрий Вениаминович

- доктор физико-математических наук, профессор Кутрунов Владимир Николаевич

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

При проектировании конструкции забоев и режимов работы пологих и тризонтальных нефтяных и газовых скважин необходимо обосновывать значительное количество параметров зенитный угол ствола по пласту, длину работающей части ствола при различных депрессиях на пласт, расположение интервалов перфорации и фильтров, плотность перфорации различных участков, скорость потока флюида на отдельных участках ствола и другие параметры Учет фильтрационных параметров пласта, его неоднородности, влияние непроницаемых границ в совокупности с учетом траектории и особенностей конструкции забоя скважины позволит получить наиболее близкую к реальности картину притока к горизонтальному либо пологому стволу и обосновать все вышеперечисленные параметры ствола и продуктивность скважины

В настоящее время для обоснования конструкции забоя и продуктивности пологих и горизонтальных скважин используются расчетные методы для скважин с открытым забоем, которые не позволяют учитывать расположение интервалов перфорации и фильтров скважин, а так же явлений, происходящих в подобных стволах

Решение данных задач возможно при создании эффективных математических моделей фильтрации флюидов к обсаженным и перфорированным пологим и горизонтальным стволам нефтяных и газовых скважин с учетом изменения режима течения флюидов в стволах

В должной мере остаются не исследованными факторы, влияющие на профиль притока к пологим и горизонтальным стволам Это не позволяет достаточно эффективно проектировать профиль ствола скважин в интервале продуктивного пласта и использовать их потенциал при разработке нефтяных и газовых месторождений

Поэтому развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным стволам скважин является актуальной задачей

Цель работы - повышение добычных возможностей скважин путем разработки математических моделей притока к пологим, горизонтальным и многоствольным нефтяным и газовым скважинам с учетом всех видов гидравлических сопротивлений в стволах, конструкций забоев и их применение при обосновании траекторий и длин стволов в продуктивном пласте

Основные задачи исследований

1 Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траектории ствола пологих и горизонтальных нефтяных скважин в продуктивном пласте

2 Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траектории ствола пологих и горизонтальных газовых скважин в продуктивном пласте

3 Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траекторий стволов многоствольных нефтяных и газовых скважин с различными конструкциями забоя

4 Апробация разработанных моделей и методик для газовых пластов Бованенковского НГКМ

Научная новизна выполненной работы

1 Получена и научно обоснована система уравнений для распределения давления вдоль ствола и дебита перфорационных отверстий для пологой и горизонтальной нефтяной и газовой скважины с обсаженным и перфорированным стволом с учетом всех видов гидравлических сопротивлений в стволе

2 Исследован профиль притока к пологой и горизонтальной нефтяной и газовой скважинам и влияние на него параметров продуктивного пласта, плотности перфорации различных участков ствола

3 Рлфабогана математическая модель и исследован процесс регулирования профиля притока к полошм обсаженным и перфорированным газовой и нефтяной скважинам путем перемещения ПК Г но стволу с учетом изменения режима течения флюида по стволу

4 Получена и научно обоснована система уравнений для распределения давления и профиля притока вдоль ствола газовой скважины с гравийной набивкой, исследована зависимость профиля притока газа от технических и технологических параметров, а так же от фильтрационных параметров пласта

5 Получена и научно обоснована система уравнений для распределения давления и профиля притока вдоль стволов многоствольных газовых и нефтяных скважин с различными видами конструкций забоя

Практическая значимость полученных результатов

Полученные решения для распределения давления и профиля притока вдоль стволов пологих и горизонтальных скважин используются для проектирования профиля стволов скважин по пласту с учетом реальных свойств пласта и эффективных толщин Разработанная методика расчета притока к пологой и горизонтальной скважинам с обсаженным цементированным и с открытым забоями позволяет провести сравнительный анализ работы стволов с различными конструкциями забоев

Разработанные методики расчета пологих и горизонтальных стволов использовались в проекте доразработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения на заключительной стадии эксплуатации при расчете боковых стволов, при проектировании горизонтальных и пологих газоконденсатных скважин Бованенковского НГКМ в рамках выполненного ООО «ТюменНИИгипрогаз» договора с ОАО «Газпром» № 0275-06-5 «Разработать основные технические решения по строительству высокопроизводительных и многозабойных скважин на Бованенковском месторождении» Авторские разработки использованы так же в нескольких руководящих документах по интенсификации добычи углеводородов на

месторождениях Западной Сибири Экономический эффект от внедрения разработанных методик составил 7 миллионов рублей на одну скважину

Апробация результатов исследований

Результаты работы докладывались на международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, ОАО «Запсибгазпром», 1999 г), Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовка кадров для ЗападноСибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, ТюмГНГУ, декабрь 2001 г), Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2002 г), конференции ТюмГНГУ «Нефть и газ проблемы недропользования, добычи и транспортировки» (Тюмень, 2002 г), II Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов Перспективы развития» (Ставрополь, 2007 г)

Публикации

По теме диссертации опубликована 31 работа, в том числе 2 монографии, 8 патентов Российской Федерации, 10 работ опубликованы в изданиях, рекомендованных ВАК

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из «Введения» и шести разделов, текст изложен на 211 страницах, иллюстрирован 79 рисунками, 7 таблицами, список использованной литературы состоит из 179 наименований

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дано обоснование актуальности темы диссертации, определены цель и задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценность работы

В первом разделе дан краткий обзор и анализ теоретических работ об установившемся притоке жидкости и газа к горизонтальным скважинам

Вопросам притока к пологим и горизонтальным нефтяным и газовым скважинам посвящены работы 3 С Алиева, Е G Anklam, К С Басниева, D К Babu, Ю Е Батурина, Ю П Борисова, Г Г Вахитова, F М Giger, Р A Goode, М J Economaides, S D Joshi, F J Kuckuk, Ю В Зейгмана, В Д Лысенко, Р И Медведского, В П Меркулова, A S Odeh, В П Пилатовского, А М Пирвердяна, П Я Полубариновой-Кочиной, D W Peaceman, Е Ю ГТроселкова, А Д Седых, Ю И Стклянина, А.П Телкова, В П Табакова, К М Тагирова, В Н Федорова, К М Федорова, В В Шеремета, В Н Щелкачева, И А Чарного, В А Черных, Н Yuan и других исследователей

Для дебита нефтяной пологой и горизонтальной скважин получены решения в различных постановках Однако с учетом всех видов гидравлических сопротивлений ствола решений нет Это же относится и к пологим и горизонтальным газовым скважинам

На основе имеющихся 1еоретических исследований и накопленного практического опыта выделяют следующие основные объекты и направления применения горизонтальных скважин

- маломощные пласты (5-10 м) с низкой и неравномерной проницаемостью,

- объекты с подошвенной водой и верхним газом с целью ограничения конусообразования,

- коллекторы с вертикальной трещиноватостью,

- разработка месторождений высоковязких нефтей и битумов, шельфовых и труднодоступных продуктивных зон

Вопросам притока к горизонтальным скважинам посвящено несколько сот научных работ При этом весьма ограниченное число работ посвящено горизонтальным газовым и газоконденсатным скважинам и практически не исследованы вопросы притока к пологим нефтяным и газовым скважинам

К настоящему времени наиболее существенными среди научных исследований, посвященным горизонтальным газовым скважинам, являются работы 3 С Алиева и В В Шеремета, В А Черных Основная часть работ опубликована начиная с 1995 г В этих работах предложены методы определения распределения забойного давления в горизонтальных газовых скважинах, оборудованных фонтанными трубами в горизонтальной части ствола и без них, в скважинах с большим и со средним радиусом кривизны для перехода ствола от вертикального положения к горизонтальному

По предлагаемым методам расчета забойных давлений приведены примеры определения распределения забойного давления и профиля притока по длине горизонтального ствола в зонах отсутствия фонтанных труб и в затрубном пространстве для различных диаметров обсадной колонны, длины и диаметров спу скаемых фонтанных труб

Работы, посвященные производительности горизонтальных газовых скважин, в целом делятся натри группы

1 Сравнительно точное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации, те при линейном законе сопротивления, путем использования функции Лейбензона для заданной формы схемы фильтрации

2 Приближенное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при нелинейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации для полосообразного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной

3 Точное численное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при линейном и нелинейном законах фильтрации

Перечисленные выше группы отличаются не только схематизацией задач при поиске приближенных решений, но и принятием условия постоянства забойного давления по длине горизонтального ствола и отсутствием влияния величины устьевого давления на производительность горизонтальных скважин Поэтому при заданных геометрии зоны, дренируемой горизонтальной

скважиной, вскрытии пласта, различных проницаемоегях и депрессии на пласт получено, что чем длиннее юрнюнгальиый ствол, тем больше дебит горизонтальной скважины

В работах ЗС Алиева и др в приближенной постановке из множества ([¡акторов, влияющих на работу горизонтальной газовой скважины, по отдельности было исследовано влияние толщины пласта, длины и диаметров обсадных колонн и фонтанных труб, устьевого давления, параметра анизотропии, потерь давления по длине горизонтального ствола (без учета местных сопротивлений), степени вскрытия пласта в плане, расположения горизонтального ствола по толщине пласта и относительно контуров питания Расчеты показали, что при заданных параметрах вскрываемого пласта и депрессии на пласт дебит горизонтальной скважины снижается при толщинах пласта 10 м <= Ь <= 50 м в пределах 2-31 % от дебита, полученного при симметричном расположении горизонтального ствола относительно кровли и подошвы

На примерах полосообразного пласта с различными толщинами и различными значениями радиуса контура питания определено влияние асимметричного расположения горизонтального ствола относительно контуров питания на производительность газовой скважины Из этих расчетов следует, что при расположении горизонтального ствола у контура питания производительность скважины за счет асимметрии по существенно снижается и составляет 52,0-70,3 % от дебита, получаемого при симметричном расположении ствола Получено приближенное решение задачи, одновременно учитывающее асимметричное расположение горизонтального ствола по толщине и относительно контуров питания

Наиболее точными по постановке задачи об оптимальной конструкции строго горизонтальных газовых скважин только с позиции подземной гидрогазодинамики являются приближенные решения, полученные 3 С Алиевым и В В Шереметом, с учетом потерь давлений по длине горизонтального ствола Авторами рассмотрена производительность

горизошапьных газовых скважин в зависимости от расположения башмака лифтовых труб в горизонтальном участке ствола В частности, когда башмак лифтовых фуб расположен в начале, в центре и в конце горизонтального учас гка ствола скважины

МВ Колонтай и ВС Путохин приводят решение для нефтяной скважины сложного профиля, в котором используется численная модель трехмерной трехфазной фильтрации с учетом гидравлических сопротивлений по стволу скважины Однако численная модель требует разбиения пласта на блоки и усреднения давления в блоках Не определены дебиты отдельных перфорационных отверстий, а так же местные гидравлические сопротивления перфорационных отверстий в стволе скважины Не учитывается интерференция перфорационных отверстий в пласте и др

В одной из работ Е Ю Проселкова и Ю М Проселкова дано решение для строго горизонтальной нефтяной скважины с открытым забоем с учетом распределения давления по стволу скважины Однако для притока к элементарному участку горизонтального ствола использовалась формула Дюпюи для вертикальной скважины Влияние границ пласта не учитывалось Сделан вывод о существовании предельной длины горизонтального ствола для заданной депрессии

Основные усилия исследователей за рубежом в настоящее время направлены на создание цифровых моделей, учитывающих влияние перфорации, гидравлических сопротивлений ствола, профиля ствола скважины и т д Ввиду большой сложности моделей, исследования направлены на повышение эффективности их работы, но результаты расчетов по ним пока не известны Аналитические модели, предлагаемые нами более просты, но позволяют на этапе технико-экономического обоснования разработки месторождений обосновать конструкцию стволов пологих скважин и оценить их продуктивность

К недостаточно изученным до настоящего времени относились такие вопросы как влияние на производительность пологих скважин профиля ствола

скважины, расположения участков перфорации и фильтров по длине ствола, всех видов гидравлических сопротивлений в стволе

К неизученным вопросам для многоствольных скважин так же относятся взаимовлияние стволов, влияние на профиль притока гидравлических сопротивлений в стволах, влияние на профиль притока расположения, интервалов перфорации и фильтров и др

Во втором разделе рассмотрены и решены задачи притока к горизонтальным и многозабойным нефтяным скважинам без учета гидравлических сопротивлений в стволах

Исследована работа горизонтальной скважины в тонком нефтяном пласте, подстилаемом подошвенной водой Работа такой скважины может быть осложнена быстрым прорывом подошвенной воды Для предотвращения прорыва воды ниже водонефтяного контакта можно расположить еще один горизонтальный ствол для одновременно-раздельного отбора воды Способы технической реализации режима одновременно-раздельного отбора нефти и воды известны и, в частности, нефть может отбираться по насосно-компрессорным трубам, а вода по затрубному пространству Возникает задача расчета дебитов стволов при их совместной работе для достижения неподвижности водонефтяного контакта (рисунок 1)

1 к < [

гс

Нефть

ВНК

Ъс2

Вода

X

Рисунок 1 - Схема расположения горизонтальных стволов в нефтяной залежи с подошвенной водой

Задача решается при условии, что месторождение разрабатывается рядами горизонтальных скважин при наличии нагнетательных рядов скважин Таким образом, каждая добывающая скважина работает в полосообразном элементе пласта с двусторонним контуром питания (рисунок 2)

'При неподвижности водонефтяного контакта на нем должно выполняться условие

(р0-ра)в-(р0-рл)н=±дрк(о), (1)

где Р0 - давление на поверхности раздела на контурах, Па,

Рл - давление на невозмущенной поверхности раздела (на ВНК)

между стволами, Па, (Р0 - Рд)в - разность давлений, обусловленная движением воды, Па, (РГ| - Рл)„ - разность давлений, обусловленная движением нефти, Па, ДРК (о) - капиллярное давление на границе раздела вода-нефть, Па

эр/эу=0

»шижж1ш*»*»« тт тттжшжятмтш», Р=Ро x

0.................................................................... > эр/эу=о

х5 <->

Рисунок 2 - Элемент пласта с горизонтальной скважиной между линиями нагнетания

Знак верхний (+) соответствует гидрофобной, а знак нижний (-) -гидрофильной пористой среде

Для верхнего ствола решение уравнения пьезопроводности может быть найдено с использованием метода функций Грина Для безразмерной депрессии решение имеет вид

р* =4ль* ]

4 ~ ! п"7ГУ ^

1+—-£-ехр(---т)ып(рл—)соч$1лХ )со5(ЬлХ )

лЬ П=1п х 2 с

х

П ЛГУ ^ 4

х£ехр(—1т)ып^1яУ*)ып^кУ )х ^

п2тгУХ х С

1+2Уехр(--^-^иКря—)со5(рлг )со8^лг ) (к.

¡и Ь % 2 ^

Здесь введены следующие безразмерные величины

* 27гк,Ь, * у Г * * *

Р =-ДР, I Ь =-, X = —, У =—, ъ .=—,

Оц X У И с X с У с1 Ь

^ в 5 в S

х ¥ 2

X* =—, У* =—, ъ =—,

X У ъ

5 в

(3)

где х„ и х„£- пьезопроводность по горизонтали и вертикали для нефтенасы-щенной части пласта, м2/с,

Х5 и У8 - соответственно длина и ширина полосы (рисунок 2), м, Хс, У(_, 2С\ - координаты середины ствола скважины, м, Ь - длина горизонтального ствола скважины, м,

X, У, Ъ - координаты точки, в которой рассчитывается безразмерное давление, м, остальные обозначения общепринятые

Для нижнего ствола, находящегося в водонасыщенной части пласта, решение выглядит аналогично Разница лишь в том, что вместо кн, |д.,„ Ь,„ <3Н, "/„ в (2) и (3) следует подставить соответствующие параметры для воды кв, цв, Ьв, Qa, Хв и вертикальную координату в

По результатам расчетов можно сделать вывод о том, что неподвижность ВПК достигается регулированием дебита воды, значение которого зависит в значительной степени от соотношения вязкостен воды и нефти, а так же от абсолютных фаздвых проницаемостей для нефти и воды

В 1ретьем разделе рассмотрены I идравлические и местные сопротивления перфорационных отверстий, существующие в пологих и горизонтальных скважинах

Проводя аналогию между стволом пологой скважины с перфорационными каналами и трубопроводом, который имеет соединения с другими трубопроводами меньшего диаметра, можно сделать вывод, что в пологом стволе скважины существуют аналогичные по характеру местные и гидравлические сопротивления

Некоторые авторы в своих решениях производили учет лишь гидравлических сопротивлений (Седых А Д и Алиев 3 С - газовые скважины, Е в Апк1аш и М Ь \Viggms - нефтяные скважины) Ими были получены приближенные решения для строго горизонтальных скважин

Н АвЫет и др предложили использовать «оптимальный коэффициент» трения, учитывающий местные и гидравлические сопротивления в трубе, зависящие от общей интенсивности потока в стволе

Б О указывал на необходимость учета «развивающегося» характера потока в скважине по причине поступления флюида вдоль горизонтальной части ствола скважины

У Бй^Ь! (1992г) отмечается, что в стволе горизонтальной скважины флюид, движущийся вдоль ствола скважины, встречает сопротивление флюида, поступающего в ствол скважины в разных зонах ствола скважины Однако, как оценивать это сопротивление, какова его величина и влияние на потери давления вдоль ствола, не описано

Между тем, величина и характер местных сопротивлений, возникающих в трубопроводе при слиянии двух потоков хорошо известны

Месго соединения перфорационного канала и ствола скважины будем рассматривать как вытяжной троипик (рисунок 3)

-►

Рисунок 3 - Схема вытяжного тройника

В случае простого слияния двух одинаково направленных потоков, движущихся с различными скоростями (рисунок 3), имеет место обычное турбулентное смешение потоков (удар), сопровождаемое, как известно, определенными потерями напора В процессе этого смешения происходит обмен количествами движения между частицами жидкости, обладающими различными скоростями Этот обмен количествами движения в дальнейшем ведет к выравниванию поля скоростей в общем потоке При этом струя, движущаяся с большей скоростью, теряет часть своей кинетической энергии, передавая ее струе, движущейся с меньшей скоростью

Для эксплуатационных труб различного диаметра рассчитан коэффициент местного сопротивления в перфорационных каналах в зависимости от отношения дебитов канала и ствола Отрицательные значения коэффициента местных сопротивлений каналов говорят об эффекте «подсоса» флюида в ствол, т е об увеличении депрессии на пласт в канале по сравнению с тем случаем, если бы данный вид местного сопротивления не учитывался Причем эффект «подсоса» увеличивается с уменьшением диаметра эксплуатационной колонны

\¥ н

Мг„ А

По длине же ствола он увеличивается от конца ствола (для последнего отверстия эффект отсутствует) к его началу

Для эксплуатационных труб различного диаметра рассчитан так же коэффициент местных сопротивлений над отверстиями в стволе в зависимости от отношения дебита отверстия (перфорационного канала) и ствола Данные сопротивления наиболее существенны в конце ствола, где его дебит еще незначителен

Коэффициент этого вида местных сопротивлений может принимать и отрицательные значения в случае конического расширения ствола скважины Даже при угле расширения а = 0,1° коэффициент местных сопротивлений может принимать отрицательные значения Данный эффект усиливается с уменьшением угла а между перфорационным каналом и стволом скважины

Таким образом, гидравлические сопротивления в стволе скважины можно значительно снизить, подобрав угол конического расширения ствола и угол наклона перфорационных каналов

В четвертом разделе рассмотрен приток к пологой и горизонтальной скважинам с учетом гидравлических и местных сопротивлений в стволе скважины Разработка месторождений горизонтальными скважинами порождает ряд задач связанных, в частности, с выбором их конструкции, профиля ствола, режимами работы и тд. Расчетами притока к горизонтальным скважинам занимались 3 С Алиев, Н АбЫсш, Е С Апк1аш, К С Басниев, Б Б В Д

Лысенко, А Д Седых, А П Телков, М Ь В А Черных и другие

исследователи

У Б Т> 105111 указывается, что в стволе горизонтальной скважины флюид, движущийся вдоль ствола скважины, встречает сопротивление флюида, поступающего в ствол скважины в разных зонах ствола скважины Однако формула для падения давления в стволе, предложенная им и содержащая «кажущийся» коэффициент трения, не содержит суммирования падения давления на различных участках ствола, хотя участки перфорации могут иметь

разную плотность перфорации, отношение скорости потока но стволу к скорости притока флюида в ствол через отверстия изменяется и т д

Технолошя бурения горизонтальных скважин в настоящее время такова, что строго [оризонгально провести ствол скважины не удается, особенно при значительной длине горизонтального участка ствола Поэтому будем рассматривать приток к пологой скважине

Пологая скважина расположена в бесконечном пласте толщиной И с непроницаемой кровлей и подошвой Координаты начала и конца перфорированного участка ствола скважины А(хл, гл) и В(хв, ?|(), соответственно (рисунок 4)

О х, X

Рисунок 4 - Схема расположения пологого ствола скважины

Каждое перфорационное отверстие будем моделировать точечным источником с координатами (х„ г,)

Функция мгновенного точечного источника в пространстве имеет вид

* 4* 4Х1 4Х/ (4)

где АР - депрессия, Па,

- количество мгновенно отобранной жидкости из пласта в момент времени I, м\ д - вязкость жидкости, Па с, к - проницаемость по горизонтали, м2,

X - коэффициент пьезопроводности по направлениям X и У, м2/с,

XI - коэффициент пьезопроводности по направлению Z, м2/с, I - время, с

Если удельный дебит линии стоков ц (дебит на единицу длины стока), тогда за время (11 будет отобрано жидкости () = цсЛ

Бесконечно отображая точечный сток с координатами (х„ г,) относительно кровли и подошвы пласта и интегрируя по времени, получим функцию точечного стока в пласте с непроницаемыми кровлей и подошвой

АР. =

11 сю

П I П=—ел

ехр

+ехр

(х-х,)2 (г-г,+2пЪ)7

4%1 4х21

(х-х,)2 (г + г, + 2пЬ)2

кИ

,(5)

где п - число отображений,

АР, — понижение давления в момент времени I в точке с координатами (х, г) в результате действия точечного стока с дебитом я, в точке с координатами (х„ г,), Па Понижение давления в точке с координатами (х, г) при действии всего пологого ствола в режиме постоянного дебита определится суммой

ДР = £ АР,

1 = 1

где N - число перфорационных отверстий

Движение жидкости по стволу скважины между точками В и А (рисунок 4) описывается уравнением Бернулли

Р V2 Р V2

V -и Н 4. 11 -7 -и Л 4- Л -и^ГН

Р'Г 2ё Рё 2« ^

где РИ, Рл, Ув, Уд - давление, Па, и скорость, м/с, жидкости в точках В и А соответственно,

Ж-А - потери напора между точками В и А, м

Для расчета профиля притока к пологому обсаженному и перфорированному стволу скважины необходимо учитывать характер течения жидкости в стволе скважины и наличие в нем отверстий

Потери давления за счет гидравлических и местных сопротивлений для каждого отверстия относительно забойного давления определятся выражением

ДРк=1р8(Нм+Н) (8)

1=1

где р - плотность жидкости, кг/м\

к - номер отверстия начиная от забоя, б/р, J - номера всех предшествующих ему отверстий, б/р, Нм - потери напора за счет местных сопротивлений для отверстия с номером _), м,

Н - потери напора за счет гидравлических сопротивлений на участке

ствола между отверстиями с номерами ] и м С учетом (8) уравнение (7) для отверстия с номером «к» относительно депрессии запишется в виде

к

ДРк = ДРВ + ЧУк2-У^) + £р§(Нм (9)

При движении жидкости от забоя к началу пологого участка ствола скважины скорость течения жидкости по стволу будет возрастать по причине

суммирования потока из отверстий и одновременно будет увеличиваться депрессия ДРк Однако увеличение депрессии ЛРк не приведет к пропорциональному увеличению дебита перфорационного отверстия (точечного источника), т к здесь играет роль их взаимное влияние в пласте (интерференция) и положение точечного источника в пласте относительно кровли и подошвы пласта

В соответствие с формулами (5) и (6) депрессия у отверстия с координатами (хк, определится выражением

N

ДРк=1

ехр

+ехр

(хк-х,)2 (/к-г,+2пЬ)2

4»

(хк-х,)2 (гк+г,+2пЬ)2

4X1

кК

. (Ю)

если обозначить

( . со

_В_[-!- у

ехр

+ехр

(хк-х,)2 (гк-?,+2пЬ)2

4X1

4Хг<

(хк-х,)2 (гк +2пЬ)2

4X1

то в упрощенной форме уравнение (10) запишется в виде

, (П)

(12)

1=1

Если учесть падение напора в самом отверстии, то депрессия для отверстия с номером «к» примет значение

N

АРк=ХЧ11к + Р§11отвк

1=1

(13)

Депрессия по стволу распределяется неравномерно Так, при строго горизонтальном расположении ствола и одном и том же дебите отверстий, максимальная депрессия будет у отверстий, расположенных в середине ствола, а минимальная у отверстий, расположенных по краям Это объясняется

значительной интерференцией отверстий, расположенных в центре ствола и меньшей интерференцией о [верст ни, расположенных по краям

Очевидно, что падения давления у отверстия с номером «к», определяемые но формулам (9) и (13), должны быть равны

Если записать уравнение (14) для каждого отверстш, то получим систему из N уравнений, неизвестными в которой будут дебиты отверстий ц, Данная система уравнений решается методом итераций Для расчета примем следующие исходные данные толщина пласта Ь = 20 м, проницаемость по горизонтали К = 20 мД, проницаемость по вертикали Кг = 1 мД, вязкость нефти 3 мПа с, скважина вскрывает пласт от Ъ\ = 2 м до Ъ - 20 м, от X] = 0 м до Х2 = 500 м, расстояние между перфорационными отверстиями 0,2м, депрессия на забое АР = 5МПа

Результаты расчета профиля притока и распределения депрессии по стволу приведены на рисунке 5 Расчеты проводились для момента времени 1 = 864 101с (10 суток) после пуска скважины в работу

А »—I 1—1

1=1

(3, м7сут

ДР, МПа

0,32 1

0,30

0,28

0,26

0,24

0,22

т 5,008 " 5,006 -- 5,005

0

100 200 300 400 500

X, м

Рисунок 5 - Распределение дебита перфорационных отверстий и депрессии по стволу скважины

Анализируя результаты расчетов можно сделать вывод, что основное влияние на профиль притока жидкости к стволу скважины оказывает близость ствола к кровле или подошве пласта, а так же интерференция в пласте перфорационных отверстий, которая может быть уменьшена с увеличением расстояния между ними

В данном примере именно уменьшение влияния интерференции отверстий приводит к достаточно резкому увеличению притока в начале ствола Приток в конце ствола уменьшается за счет влияния непроницаемой подошвы пласта Местные гидравлические сопротивления, возникающие в стволе скважины, при значительной депрессии могут приводить к подсосу жидкости в начальном участке ствола В данном примере гидравлические сопротивления незначительны ввиду малой скорости течения жидкости в стволе

Многие зарубежные исследователи указывают на тот факт, что одной из особенностей горизонтальных газовых скважин является, в отличие от вертикальной газовой скважины, отсутствие эффекта нелинейности закона фильтрации газа в прискважинной зоне пласта Это показывается простыми расчетами Нелинейный закон фильтрации характерен для горизонтальных скважин с малой протяженностью горизонтального участка и одновременно с большим дебитом

В таком случае, следуя И А Парному, для получения решения нестационарной фильтрации газа можно использовать решение для нестационарной фильтрации упругой жидкости, в котором следует заменить давление на функцию Лейбензона, объемный расход на весовой, а коэффициент пьезопроводности принять равным

кР

% = 0,722 —— (15)

шд

где к - проницаемость, м2,

Рпл - пластовое давление, Па, ш - пористость, б/р,

ц - вязкое гь газа, Па с

Таким образом, для получения распределения в пласте функции Лейбенюна можно воспользовагься решением для точечного источника и процедурой нахождения решения для пологого нефтяного ствола в бесконечном пласте с непроницаемыми кровлей и подошвой Для точечных источников, моделирующих перфорационные отверстия в пологом стволе запишется система уравнений, аналогичных системе (10)

(хк-х,)2 (/к-г,+2пЪ)2

т,|1

Г— У

+ ехр

4X1 4+

(хк -х,)2 +2пЬ)2

4X1

к=1-Ы, 1*к,

(16)

где АР(; = (Р1Ш - - депрессия для функции Лейбензона для к— отверстия, кг Па/м\

ш, - массовый дебит газа для г2 отверстия, кг/с,

X и X/ - пьезопроводности по направлениям х и г, определяемые по уравнению (15), м2/с, остальные обозначения прежние

Функцию Лейбензона здесь принимаем в виде

г

р = {рф ,

(17)

где р - плотность газа, кг/м\ р - давление, Па

Для нахождения распределения давления в стволе пологой газовой скважины можно провести аналогию со сборным газопроводом (рисунок 6)

Если учесть, что пологий ствол скважины имеет участки с перфорационными отверстиями и участки без отверстий, причем участки без отверстий имеют гидравлическое сопротивление а участки с отверстиями

имеют гидравлическое сопротивление Хл, то разность квадратов давлений между забоем (Р3) и концом пологого участка ствола скважины (Рк) будет определяться в результате суммирования падения давления на соответствующих участках ствола скважины

пъ

^/^««цм+тг 1 р

т.

П11

Рисунок 6 - Схема потока по пологому стволу скважины

Для участка после первого отверстия имеем

р2 -Ьс рз^т^ЩЪ, 1 е_Ьс1

Г, С 1 — Г-1 — -

РЭ

(18)

на уровне второго отверстия

,2^-ьс П2_^т^ТЪ2 1 - е"ЬС2

Р2 е 2 — р, = -

РО

(19)

после второго отверстия

-Ьс

г.2 -ы п: ^(т, +111,)-/[ГГЦ 1-е" . г,е 1 -1, =---ПО)

на уровне фегьет огверсгня

„2ы а-^ш, +т,)2/кть, 1-ск4

Р4е --е- й > (21)

РЭ

на уровне 3— огверсгня

М&^/ЛП'Ц

р2 ^ , ■ -ргн = —^--(22)

после отверстия

Р2|- —. (23)

где - расстояние между отверстиями, м, 1^2 - длина участка с отверстием, м,

- коэффициент гидравлического сопротивления между отверстиями,

б/р,

- коэффициент местного сопротивления над отверстием, б/р, ш, - массовый расход газа после 1ш отверстия, кг/с,

ъ - коэффициент сверхсжимаемости газа, б/р, Я - универсальная газовая постоянная, Дж/(кг К), Т - температура газа, К, Б - площадь поперечного сечения ствола,м2, О - диаметр ствола, м,

Ь - коэффициент, учитывает влияние разности отметок начала и конца ствола, б/р,

с, - коэффициент, учитывает влияние изменения линейной скорости газа на рассматриваемом участке с номером ^ б/р

При течении газа вдоль трубы и поступлении газа в ствол скорость потока газа постоянно увеличивается Соответственно, может меняться и режим течения Поэтому при расчете гидравлических сопротивлений между перфорационными отверстиями и на участках между интервалами перфорации их следует вычислять с учетом режима течения, кроме того, коэффициент местных сопротивлений так же будет изменяться в зависимости от

соотношения дебита рассматриваемого отверстия и ствола

Алгоритм расчета профиля притока к пологому стволу газовой скважины следующий

1 Задаем начальное приближение для дебита скважины и распределения притока вдоль интервалов перфорации скважины и находим соответствующее распределение массовых расходов т°, для каждого из перфорационных отверстий

2 Последовательно решая уравнения (18) - (23) находим распределение давления вдоль ствола

3 Зная давление, находим депрессию для функции Лейбензона для каждого перфорационного отверстия

4 Решая систему уравнений (16), находим новые значения массовых расходов т, вдоль ствола

5 Если необходимая точность решения не достигнута, т е

шах | ш, -т°, I >е, то шаги 2 - 5 продолжаем уже для вновь найденного распределения массового дебита отверстий т,

Если определены дебиты перфорационных отверстий, то нетрудно вычислить эпюру скоростей потока вдоль ствола скважины

Разработанное программное обеспечение позволяет исследовать влияние на профиль притока и распределение скоростей потока в пологом стволе скважины

- параметров пласта и флюида (проницаемости по горизонтали и вертикали, толщины пласта, вязкости газа, пластового давления и депрессии -на пласт и т д ),

- зенитного угла наклона ствола, его диаметра и протяженности,

- расположения интервалов перфорации и плотности перфорации каждого из них

На способ обеспечения выноса мехпримесей из пологого ствола за счет определенной схемы его перфорации, увеличивающей скорость потока газа на большей части ствола скважины, получен патент № 2299314 РФ

Нами исследована возможность регулирования профиля притока к пологой газовой и нефтяной скважинам с десятью интервалами перфорации за счет перемещения НКТ вдоль пологого ствола Регулирование профиля притока дает возможность изменять направление фильтрационных потоков в пласте и эпюру скоростей потока в стволе скважины

Исследовано так же влияние на длину работающей части ствола скважины рабочей депрессии, проницаемости пласта, диаметра ствола скважины, плотности перфорации

Установлено, что чем выше проницаемость пласта, больше депрессия на пласт и плотность перфорации, тем меньше длина работающей части ствола газовой скважины

Типичное распределение депрессии вдоль пологого ствола газовой скважины для высокопроницаемого пласта в зависимости от плотности перфорации и депрессии в начале ствола показано на рисунках 7 и 8 соответственно Уменьшение работающей части ствола в обоих случаях объясняется возрастанием местных и гидравлических сопротивлений с увеличением скорости потока по стволу

ДР, МПа

Ь, м

Рисунок 7 - Распределение депрессии ДР по стволу пологой скважины при различной плотности перфорации 1 - 2 отв/м, 2-5 отв/м, 3-12 отв/м

Лр, МПа

О 20 40 60 80 100

Ь, м

Рисунок 8 - Распределение депрессии ДР по стволу пологой скважины при плотности перфорации 12 отв/м и различной депрессии в начале ствола 1 - 0,2 МПа, 2 - 0,3 МПа, 3 - 0,45 МПа, 4-0,6 МПа

В пятом разделе рассмотрен приток к многоствольным скважинам с учетом гидравлических и местных сопротивлений стволов

Многоствольные скважины могут иметь сложную конструкцию со стволами различных диаметров, с различной траекторией и способами заканчивания

Возникает необходимость обоснования параметров стволов, нх конструкции и траектории

В практике бурения и заканчивания скважин встречаются случаи, когда один из открытых стволов многоствольной скважины полностью заполняют гравием При этом возникает задача расчета притока к подобному стволу, его длины и профиля

Известно, что несовершенная по характеру вскрытия пласта скважина может быть эквивалентна совершенной скважине при условии равенства нулю дополнительного фильтрационного сопротивления, обусловленного перфорационными каналами

Движение газа по стволу, заполненному гравием (рисунок 9), будет происходить, в зависимости от дебита, либо по линейному закону, либо в конце ствола по линейному закону, а ближе к началу ствола, с увеличением скорости движения, закон будет переходить в нелинейный

¿щвшшвишшжшя»

Рисунок 9 - Схема пологого ствола с гравийной набивкой

На основе уравнений движения газа по нелинейному закону, уравнений сохранения массы газа и уравнения состояния, получено уравнение для распределения давления по пологому стволу, с зенитным углом а (рисунок 9), заполненному гравием

Р22 = Fm cJ-2L^{a))

Mgcos(a) \ ZRT J

, , (24)

_íü bMYMZRT) Fm U FmA Fm J Mgcos(a)

b _ 12 10-' f ü ,фф V Vk I, Vk J '

F - площадь поперечного сечения канала, м2, М - масса газа, проходящего в единицу времени через сечение

площадью F, кг/с, Р2 и Р, - давления на концах участка трубы длиною L, Па, Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, б/р, R - универсальная газовая постоянная, Н м/(кг К), Т - температура, К, ц. - вязкость газа, Па с, к - проницаемость гравия, м2, с1эфф - эффективный диаметр зерен гравия, м, ш - пористость гравийной набивки, б/р

Это уравнение справедливо при движении газа между фиктивными перфорационньми отверстиями Для расчета перепада давления по всему стволу его использовать нельзя, т к массовый расход М увеличивается по длине ствола

На основе уравнения (24) несложно получить систему уравнений с учетом роста массы газа по стволу при притоке к фиктивным перфорационным каналам

k Fm A Fm ! Fm

В общем виде между каналами с номерами 1 и 1+1 данное уравнение имеет вид

F =-

Fm ( 2gLcostx)

-extf—2-

ZRT

^ЦсобСХ)

j-i

ь£м,

К п +

Y,'

rl

k Fm

У

Fm

Л

_

Fm

cosfxj

V • > ^M/RT

M

k Fm

Fm

Л

(25)

Fm

XgMi cos(x) j-i

Здесь в качестве Ь необходимо брать расстояние между фиктивными отверстиями

Чтобы определить перепад давления между началом и концом ствола, а так же распределение давления по стволу, необходимо уравнения вида (25) использовать при движении газа между фиктивными перфорационными отверстиями совместно с системой уравнений (18) - (23), определяющих давление на уровне каждого перфорационного отверстия в пласте

Получено решение для распределения давления по стволу с гравийной набивкой с учетом зависимости вязкости газа от давления Нелинейное уравнение для распределения давления на участке длиной Ь имеет вид

С

Ln— -0,5Ln|

\2

Z А С

---+ —

Y Р, Y

Y, 4

Ln— -0,5Ln

P,

r A

P.

Z A С

+--+ _

YP, Y

Y Y2

-arctg

rareté

2A-P2 Z

+ — Y

И Z2

Y2

2* P, Z Y

H Z2 Y2

(26)

. MZRT „ ЬМ ^ Mg tos a

где A = --,B = —= -, (27)

Fm Fm Fm

В* n В* ЬМ ^ A" MZRT

Y = — + В = — +-,Z =--, (28)

к к FM к Fm ' v ;

А' и В - коэффициенты линейной аппроксимации зависимости вязкости газа от давления вида ц = А* Р + В* для рассматриваемого диапазона изменения давления по стволу

Нелинейное уравнение вида (26) записывается для каждого фиктивного перфорационного отверстия с учетом изменения массового расхода по длине ствола, распределения давления в пласте при работе пологого ствола и без учета падения давления в перфорационных каналах Однако, предварительно следует определить плотность фиктивной перфорации, соответствующую нулевому значению сопротивления Со

По разработанной методике расчета можно определить диаметр, протяженность и зенитный угол ствола, проницаемость гравийной набивки с учетом геолого-физических характеристик пласта

Рассмотрена задача о притоке к пологой газовой скважине с боковьм стволом (к двуствольной скважине) (рисунок 10)

Для решения задачи расчета профиля притока к стволам подобной скважины, распределения давления вдоль стволов и эпюры скоростей потока газа по стволам необходимо решать совместно уравнения притока газа к стволам и уравнения движения газа по стволам скважины

Распределение депрессии (для функции Лейбензона) в пласте в местах расположения перфорационных отверстий для одного ствола имеет вид (16)

В случае двух и более стволов, учитывая их интерференцию, в выражении (16) необходимо производить суммирование по всем отверстиям всех стволов Поэтому, если первый ствол имеет N, отверстий, второй - N2 отверстий, то в выражении (16) получим N = N, + N2 и, соответственно, для параметра / имеем I = 1—N1 + N2

X Ш У я / я у к1 Х„1 в/ 0 \ Х„2 ХК2

ж^ а Р \ X

' Ъ

Рисунок 10 - Профиль двуствольной скважины

Распределение давления внутри стволов при течении по ним газа рассчитывается отдельно для каждого ствола, начиная с точки соединения стволов, где давление принимается для них одинаковьм Для каждого из стволов учитываются потери давления за счет трения и местные сопротивления отверстий аналогично тому, как это делается для сборного газопровода Полученные уравнения для распределения давления вдоль стволов записываются совместно с уравнением (16) для каждого отверстия В результате получаем систему из N1 + Ы2 уравнений с IV, + N1 неизвестными, которая решается итерационным методом

В результате решения получаем массовые дебиты отверстий щ, распределение давления вдоль стволов и эпюру скоростей потока вдоль стволов

При моделировании многоствольной газовой скважины необходимо учитывать пространственное расположение стволов в пласте, различные виды конструкций забоев и др

Типичная картина эпюры скоростей поюка вдоль стволов различного диаметра с тремя интервалами перфорации представлена на рисунке 11

V, м/с

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200

X, м

Рисунок 11 - Эпюры скоростей потока вдоль стволов (пластовые условия) 1 - диаметр левого ствола 0,2 м, 2 - диаметр правого ствола 0,168 м, 3 - диаметр правого ствола 0,114 м

Получены решения для распределения давления в пласте при работе в нем пологой газовой скважины в различных постановках

- для прямоугольного пласта с непроницаемыми кровлей и подошвой,

- для полосообразного пласта с непроницаемыми кровлей и подошвой,

- для пологой скважины с боковым стволом в полосообразном пласте с непроницаемыми кровлей и подошвой,

Рассмотрена так же работа пологой нефтяной скважины в прямоугольном пласте с подошвенной водой, что соответствует случаю прямоугольной сетки скважин Решение для распределения давления в пласте при работе обсаженной и перфорированной на нескольких участках пологой скважины найдено с использованием функции Грина Совместно с уравнениями для распределения давления в пологом стволе данное решение может быть использовано для расчета пологих нефтяных стволов в пластах с подошвенной водой

В шестом разделе рассмотрены некоторые вопросы гидроразрыва в тризонгальных и вертикальных скважинах В настоящее время с развитием технолопш горизонтального и радиального бурения появилась возможность создания направленных трещин при гидроразрыве пласта

Для этого необходимо создать два горизонтальных канала в одной вертикальной плоскости на расстоянии, допускающем создание подобной трещины

Известно, что щелевая перфорация в вертикальной скважине позволяет задавать направление трещины на расстояние до 5 метров Далее трещина распространяется в направлении, перпендикулярном направлению наименьшего напряжения Это означает, что если между горизонтальными стволами не более 10 метров, то трещина будет параллельна стволам Нужно учитывать также, что напряжения, создаваемые в каждом из стволов жидкостью гидроразрыва, будут суммироваться Это так же будет способствовать образованию трещины между стволами

При закачке жидкости разрыва одновременно в два ствола поля напряжений, создаваемые у вершин каждой из трещин, суммируются по принципу суперпозиции

В связи с развитием радиального бурения, появляется возможность забуривания из вертикальной скважины радиальных каналов в одной вертикальной плоскости с последующим проведением гидроразрыва Образующаяся при этом вертикальная трещина между каналами будет, очевидно, ограниченной высоты

Рассмотрен вопрос проведения поинтервального гидроразрыва пласта в вертикальных и пологих газовых скважинах При проведении поинтервального ГРП в многопластовых объектах разработки газовых и газоконденсатных месторождений необходимо обосновывать параметры создаваемых трещин в каждом из пластов Пласты объектов разработки могут различаться по своим продуктивным характеристикам и запасам Предложен способ проведения

поинтервального ГРП с созданием трещин, обеспечивающих равномерную выработку запасов каждого из пластов объекта разработки

При проведении поинтервального ГРП в пластах, разделенных непроницаемыми глинистыми перемычками, создаются трещины с различными характеристиками Трещины могут различаться как геометрическими параметрами (длина, высота, ширина), так и проводимостью В результате проведения ГРП продуктивные возможности каждого пласта возрастают Возникает задача определения параметров трещин в каждом из пластов Причем трещины должны быть такими, чтобы обеспечивать равномерное падение давления в каждом из пластов Равномерное падение давления в каждом из пластов будет в том случае, если темпы отбора для всех пластов будут одинаковыми В качестве критерия выбора оптимальных параметров трещин (длина, ширина, проводимость) в каждом из пластов многопластовых объектов предложено исходить из того, что темп отбора N. определяется как отношение накопленного отбора газа из 1— пласта на момент времени I после ГРП к текущим запасам в зоне дренирования данной скважины на момент проведения ГРП

I

| Ч1 (1)(И

-, (29)

\У,

где я,(0 - дебит газа из 1- пласта, м3/с, ^ - время проведения ГРП, с

Таким образом, необходимо выполнение равенства темпов отбора

N,=N2= =1*к, (30)

где к - количество пластов

В настоящее время не существует простых аналитических решений, позволяющих определить изменение во времени дебита газовой скважины

после ГРП Если принять, что дебиты пластов будут снижаться равномерно во всех пластах, го в выражении (29) вместо текущего накопленного отбора можно поставить выражение для дебита скважины с трещиной ГРП В противном случае можно воспользоваться программным комплексом, например «Ес1)рч», моделирующим работу скважины с трещиной ГРП Варьируя параметрами трещин, необходимо стремиться к выполнению условия (30) В противном случае эффект от ГРП будет ниже запланированного по причине более быстрого падения пластового давления в наиболее проницаемом продуктивном пласте (особенно с небольшими запасами) по сравнению с пластами с меньшей проницаемостью, менее продуктивными, но с большими запасами

Получена формула для расчета дебита газовой скважины после ГРП, учитывающая основные параметры трещины (длину, ширину, проницаемость)

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Выполненная диссертационная работа представтяет собой совокупность теоретических положений, позволяющих рассматривать систему пласт-скважина как единую гидродинамическую систему и в которой впервые разработаны и обоснованы следующие положения

1 Разработана математическая модель системы пласт-скважина и получена система уравнений для определения профиля притока, распределения скоростей потока однофазного флюида и давления по стволу с учетом всех видов гидравлических сопротивлений в стволе как нефтяной, так и газовой пологой и горизонтальной скважин для анизотропного пласта в различных постановках бесконечный пласт с непроницаемыми нижней и верхней границами, прямоугольный пласт с непроницаемыми нижней и верхней границами, полосообразный пласт с непроницаемыми нижней и верхней границами, прямоугольный пласт с подошвенной водой

2 Получено решение и разработан алгоритм расчета для регулирования профиля притока к пологому и горизонтальному стволу как нефтяной, так и

газовой скважин при перемещении НКТ по стволу

3 Получена система уравнений для определения профиля притока, распределения скоростей потока и давления по стволам многоствольной как нефтяной, так и газовой скважин с учетом взаимодействия стволов и всех видов гидравлических сопротивлений в стволах

4 Разработана математическая модель и получена система уравнений для определения профиля притока, распределения скоростей потока и давления по стволу пологой газовой скважины с гравийной набивкой

5 Разработан способ создания направленной трещины при гидроразрыве в горизонтальных скважинах, который может применяться и в радиальных стволах

6 Разработанные алгоритмы, методики расчета и компьютерные программы использованы при обосновании профилей стволов в интервалах продуктивных пластов, в зависимости от их конструкций, для Бованенковского газоконденсатного месторождения

7 Полученные при выполнении диссертационной работы научные результаты позволяют рекомендовать их для обоснования в интервалах продуктивных пластов профилей стволов пологих, горизонтальных и многоствольных нефтяных и газовых скважин для месторождений Западной Сибири и других регионов Российской Федерации Экономический эффект от внедрения разработок составил 7 миллионов рублей на одну скважину

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

а) монографии

1 Телков А П Особенности разработки нефтегазовых месторождений / А П Телков, С И Грачев, Т Л Краснова, С К Сохошко - Тюмень НИПИКБС-Т, 2001 - Т 1 - 328 с, Т2 -275 с

2 Клещенко ИИ Гидроразрыв 1 азоконденсатпых объектов на месторождениях севера Западной Сибири / И И Клещенко, Г В Крылов, С К Сохошко - Тюмень ООО «Вектор Бук», 2007 - 211 с

б) статьи в научно-технических рецензируемых изданиях

3 Сохошко С К Об изменении средневзвешенного давления в пластах с подошвенной водой, разрабатываемых батареями несовершенных скважин / С К Сохошко, А П Телков // ЭИ Сер Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - 1988 -Вып 4 - С 18-20

4 Сохошко С К К расчету падения давления в несовершенных скважинах линейных батарейных систем / С К Сохошко, А А Кирсанов // Совершенствование методов бурения, добычи и транспорта нефти и газа в условиях Западной Сибири Со тр -Деп В ВИНИТИ - 17 01 89 -№377-В89

5 Сохошко С К Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами / С К Сохошко, С И Грачев // Известия высших учебных заведений Нефть и газ - 1998 - № 3 - С 8-9

6 Грачев С И О влиянии расположения горизонтального ствола на динамику обводнения скважины /СИ Грачев, В Ф Гринев, С К Сохошко // Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России Тез докл Междунар науч -техн конф - Тюмень ОАО «Запсибгазпром», 1999 - С 68

7 Сохошко С К Направленный гидроразрыв в многозабойных горизонтальных скважинах / С К Сохошко, В Ф Гринев, С И Грачев // Там же -С 71

8 Сохошко С К Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии / С К Сохошко, С И Грачев // Известия высших учебных заведений Нефть и газ - 1999 - № 2 -С 10-11

9 Сохошко С К О возможности создания полностью направленной трещины при гидроразрыве пласта в горизонтальных скважинах / С К

Сохошко, С И Грачев // Известия высших учебных заведений Нефть и газ -, 2001 -№ 3 - С 11-12

10 Сохошко С К Неустановившийся приток к многозабойнои горизонтальной скважине в пласте с подошвенной водой II Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовка кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса Гез докл Всерос науч-техн конф 10-11 декабря 2001 г - Тюмень ТюмГНГУ, 2001 -С 21-22

11 Сохошко С К Расчет оптимальной длины горизонтального участка ствола скважин, эксплуатирующих подземные газовые хранилища / С К Сохошко, А П Телков, И И Клещенко // Нефтепромысловое дело - 2002 -№ 9 - С 5-7

12 Сохошко С К Оценка длины горизонтального ствола скважин, эксплуатирующих подземные газовые хранилища / С К Сохошко, А П Телков, И И Клещенко // Тез докл третьей Всеросс науч -техн конф , посвященной 40-летию ТГНГУ, 19-20 апреля 2002 г - Тюмень ТюмГНГУ, 2002 - С 18

13 Сохошко С К Неустановившийся приток к многозабойной горизонтальной скважине в пласте с подошвенной водой / С К Сохошко, А П Телков, В Ф Гринев // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири Межвуз сб науч тр - Тюмень Изд-во «Вектор Бук», 2002 - С 69-70

14 Сохошко С К Расчет профиля притока к пологой скважине // Нефть и газ проблемы недропользования, добычи и транспортировки Тез докл конф , 24-26 сентября 2002 г - Тюмень ТюмГНГУ, 2002 - С 9

15 Сохошко С К Профиль притока к пологой скважине / С К Сохошко, И И Клещенко, В Н Маслов, В В Паникаровский // Нефтепромысловое дело -2004 - № 11 -С 5-7

16 Сохошко С К Профиль притока к пологой газовой скважине // Газовая промышленность - 2005 - № 6 - 35-36

17 Сохошко С К Режим работы пологой газовой скважины Н Нефтепромысловое дело -2006 - №4 - С 33-34

18 Сохошко С К Приток к пологому газовому стволу с гравийной набивкой//Нефтепромысловое дело -2006 -№9 - С 38-39

19 Сохошко С К Регулирование профиля притока к пологому стволу 1азовой скважины/ С К Сохошко, В К Романов, И И Клещенко, В Ф Штоль// Газовая промышленность - 2006 - № 12 - С 67-68

20 Сохошко С К Приток к пологой газовой скважине с боковым стволом в полосообразном пласте // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов Перспективы развития Сб докл II Междунар науч -практ конф г Геленджик, Краснодарский край 21-26 мая 2007 г - Краснодар ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2007 - С 45-47

21 Клещенко ИИ Восстановление фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и интенсификация притоков углеводородов в скважинах с аномально высоким пластовым давлением /ИИ Клещенко, В Ф Штоль, С К Сохошко // Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование разработки газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири Сб науч тр - Тюмень ООО «ТюменНИИгипрогаз», СПб Недра С -Петерб отд-ние, 2007 -С 160-167

22 Сохошко С К О поинтервальном гидроразрыве газоконденсатных объектов/С К Сохошко, ИИ Клещенко, С С Демичев//Там же -С 168-174

23 Сохошко С К Приток к пологой газовой скважине с боковым стволом // Газовая промышленность - 2008 - № 1 - С 65-67

в) авторские свидетельства и патенты на изобретения

24 Пат 1694876 РФ, МПК Е 21 В 43/32 Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах / С К Сохошко, А П Телков (Россия) - № 4696887/03, Заявлено 30 03 1989,Опубл 30 11 1991, Бюл №44

25 Пат 98111388 РФ, МПК Е 21 В 43/26 Способ образования направленной вертикальной (горизонтальной) трещины при гидроразрыве пласта / С К Сохошко, СИ Грачев (Россия) - № 98111388/03, Заявлено 11 06 1998, Оиубл 03 10 2000, Бюл № 22

26 Пат 99105221 РФ, МПК Е 21 В 43/32 Способ изоляции пластовых вод в горизонтальных нефтяных скважинах (его варианты) / Р И Медведский, С К Сохошко, СИ Грачев (Россия) - № 99105221/03, Заявлено 17 03 1999, Опубл 27 12 2000, Бюл № 34

27 Пат 2170818 РФ, МПК Е 21 В 43/26 Способ гидроразрыва пласта / С К Сохошко (Россия) - № 99118543/03, Заявлено 20 08 1999, Опубл 20 07 2001, Бюл №20

28 Пат 2176021 РФ, МПК Е 21 В 43/26, 43/17 Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта / С К Сохошко, СИ Грачев (Россия) - № 98111388/03, Заявлено 11 06 1998, Опубл 20 11 2001, Бюл № 32

29 Пат 2182965 РФ, МПК Е 21 В 43/32 Способ изоляции пластовых вод в горизонтальных нефтяных скважинах (варианты) / Р И Медведский, С К Сохошко, С И Грачев (Россия) - № 99105221/03; Заявлено 17 03 1999, Опубл 27 05 2002, Бюл № 15

30 Пат 2235873 РФ, МПК Е 21 В 43/32, 33/13 Способ изоляции притока пластовых вод в горизонтальной нефтяной или газовой скважине / С К Сохошко, В К Романов, И И Клещенко (Россия) -№ 2003103218/03, Заявлено 03 02 2003, Опубл 10 09 2004, Бюл № 25

31 Пат 2299314 РФ, МПК Е 21 В 37/00, 43/08, 43/11 Способ обеспечения выноса механических примесей с забоя горизонтальной скважины / С К Сохошко, В К Романов, ИИ Клещенко (Россия) - № 2005111909/03, Заявлено 20 04 2005, Опубл 20 05 2007, Бюл № 14

Соискатель

С К Сохошко

Подписано в печать 18 09 2008 г Формат 60x84/16 Бумага Ballet Печать Riso Уел печ л 2,6 Тираж 100 Заказ 172

Отпечатано на полиграфическом оборудовании ООО «ТюменНИИгипрогаз» Лицензия № 02469 от 27 07 2000г. 625019 г Тюмень, ул Воровского, дом 2

Содержание диссертации, доктора технических наук, Сохошко, Сергей Константинович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ РЕШЕНИЙ О ПРИТОКЕ К

ПОЛОГИМ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ НЕФТЯНЫМ И ГАЗОВЫМ СКВАЖИНАМ.

1.1 Краткий обзор и анализ теоретических работ об установившемся притоке жидкости и газа к горизонтальным скважинам.

1.2 Основные факторы, влияющие на производительность горизонтальных газовых скважин.

1.3 Основные факторы, влияющие на профиль горизонтальной части ствола скважины.

1.4 Преимущества применения многозабойных скважин.

1.5 Вскрытие нефтяных пластов месторождений США многозабойными горизонтальными скважинами.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 РЕШЕНИЕ ЗАДАЧ ПРИТОКА К ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ И

МНОГОЗАБОЙНЫМ СКВАЖИНАМ БЕЗ УЧЕТА ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ СТВОЛА.

2.1 Типовые профили многозабойных скважин.

2.2 Гидродинамическое обоснование эффективности совместно-раздельного способа отбора воды и нефти горизонтальными скважинами.

2.3 Неустановившийся приток к двухзабойной горизонтальной скважине с подошвенной водой.

2.3.1 Решение для двустороннего контура питания.

2.3.2. Решение для бесконечного пласта.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ СОПРОТИВЛЕНИЯ В СТВОЛЕ ПОЛОГИХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.

3.1 Сопротивления и шероховатость прямых труб.

3.2 Потери давления в стволе горизонтальной скважины.

3.3 Способы снижения высоких потерь давления в стволе скважины.

3.4 Гидравлические сопротивления в пологом (горизонтальном) стволе скважины.

3.5 Вытяжной тройник.

3.6 Сопротивления вытяжного тройника.

3.7 Сопротивления вытяжного тройника с коническим проходом.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 ПРИТОК К ПОЛОГОЙ И ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ С УЧЕТОМ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ СТВОЛА.

4.1 Развивающийся поток.

4.2 Профиль притока к пологой нефтяной скважине.

4.3 Скорость фильтрации к горизонтальному стволу газовой скважины.

4.4 Падение давления в перфорированном стволе газовой скважины за счет перфорационных отверстий.

4.5 Профиль притока к пологому стволу газовой скважины.

4.6 Влияние песчаных пробок в стволе на работу скважины.

4.7 Регулирование профиля притока и эпюры скоростей по стволу скважины.

4.8 , Режим работы пологой газовой скважины.

4.9 Результаты замеров профиля притока газа для горизонтальных скважин.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

5 ПРИТОК К МНОГОСТВОЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ С УЧЕТОМ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ СТВОЛОВ.

5.1 Приток к пологому стволу с гравийной набивкой.

5.2 Приток к пологому стволу с гравийной набивкой с учетом зависимости вязкости газа от давления.

5.3 Приток к пологой газовой скважине с боковым стволом.

5.4 Пологая скважина в ограниченном пласте с непроницаемыми верхней и нижней границами.

5.5 Пологая скважина в полосообразном пласте с непроницаемой кровлей и подошвой.

5.6 Пологая скважина с боковым стволом в полосообразном пласте с непроницаемой кровлей и подошвой.

5.7 Пример расчета для пологой газовой скважины с боковым стволом в полосообразном пласте.

5.8 Нефтяная скважина в пласте с подошвенной водой.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 5.

6 НЕКОТОРЫЕ ВОПРОСЫ ГИДРОРАЗРЫВА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ, ПОЛОГИХ И ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ.

6.1 Образование направленной трещины в горизонтальных скважинах и каналах.

6.2 Поинтервальный гидроразрыв в вертикальных и пологих газовых скважинах.

6.3 Дебит газовой скважины с трещиной ГРП.

6.4 Примеры расчета поинтервального гидроразрыва.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 6.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным газовым и нефтяным скважинам и ее применение для решения прикладных задач"

Актуальность работы

При проектировании конструкции забоев и режимов работы пологих и горизонтальных нефтяных и газовых скважин необходимо обосновывать значительное количество параметров: зенитный угол ствола по пласту, длину работающей части ствола при различных депрессиях на пласт, расположение интервалов перфорации и фильтров, плотность перфорации различных участков, скорость потока флюида на отдельных участках ствола и другие параметры. Учет фильтрационных параметров пласта, его неоднородности, влияние непроницаемых границ в совокупности с учетом траектории и особенностей конструкции забоя скважины позволит получить наиболее близкую к реальности картину притока к горизонтальному либо пологому стволу и обосновать все вышеперечисленные параметры ствола и продуктивность скважины.

В настоящее время для обоснования конструкции забоя и продуктивности пологих и горизонтальных скважин используются расчетные методы для скважин с открытым забоем, которые не позволяют учитывать расположение интервалов перфорации и фильтров скважин, а так же явлений, происходящих в подобных стволах.

Решение данных задач возможно при создании эффективных математических моделей фильтрации флюидов к обсаженным и перфорированным пологим и горизонтальным стволам нефтяных и газовых скважин с учетом изменения режима течения флюидов в стволах.

В должной мере остаются не исследованными факторы, влияющие на профиль притока к пологим и горизонтальным стволам. Это не позволяет достаточно эффективно проектировать профиль ствола скважин в интервале продуктивного пласта и использовать их потенциал при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Поэтому развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным стволам скважин является актуальной задачей.

Цель работы

Повышение добычных возможностей скважин путем разработки математических моделей притока к пологим, горизонтальным и многоствольным нефтяным и газовым скважинам с учетом всех видов гидравлических сопротивлений в стволах, конструкций забоев и их применение при обосновании траекторий и длин стволов в продуктивном пласте.

Основные задачи исследований

1. Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траектории ствола пологих и горизонтальных нефтяных скважин в продуктивном пласте.

2. Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траектории ствола пологих и горизонтальных газовых скважин в продуктивном пласте.

3. Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траекторий стволов многоствольных нефтяных и газовых скважин с различными конструкциями забоя.

4. Апробация разработанных моделей и методик для газовых пластов Бо-ваненковского НГКМ.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось по основе классических математических моделей фильтрации флюидов и математических методов.

Задачи трехмерной нестационарной фильтрации к пологим и горизонтальным стволам нефтяных и газовых скважин решались с использованием методов точечного источника-стока, функции Грина, функции Лейбензона.

Численное решение полученных математических уравнений и систем уравнений производилось с использованием опубликованных и тестированных программ.

Научная новизна

1. Получена и научно обоснована система уравнений для распределения давления вдоль ствола и дебита перфорационных отверстий для пологой и горизонтальной нефтяной и газовой скважины с обсаженным и перфорированным стволом с учетом всех видов гидравлических сопротивлений в стволе.

2. Исследован профиль притока к пологой и горизонтальной нефтяной и газовой скважинам и влияние на него параметров продуктивного пласта, плотности перфорации различных участков ствола.

3. Разработана математическая модель и исследован процесс регулирования профиля притока к пологим обсаженным и перфорированным газовой и нефтяной скважинам путем перемещения НКТ по стволу с учетом изменения режима течения флюида по стволу.

4. Получена и научно обоснована система уравнений для распределения давления и профиля притока вдоль ствола газовой скважины с гравийной набивкой, исследована зависимость профиля притока газа от технических и технологических параметров, а так же от фильтрационных параметров пласта.

5. Получена и научно обоснована система уравнений для распределения давления и профиля притока вдоль стволов многоствольных газовых и нефтяных скважин с различными видами конструкций забоя.

Основные защищаемые положения

1. Математическая модель притока к пологой и горизонтальной нефтяной скважине с обсаженным и перфорированным стволом и ее решение с учетом всех видов гидравлических сопротивлений ствола скважины.

2. Математическая модель притока к пологой и горизонтальной газовой скважине с обсаженным и перфорированным стволом и ее решение с учетом всех видов гидравлических сопротивлений ствола скважины.

3. Математическая модель притока к пологой и горизонтальной газовой скважине с гравийной набивкой ствола и ее решение.

4. Математическая модель притока к многоствольной газовой скважине с обсаженным и перфорированным стволами и с открытыми стволами и ее решение с учетом всех видов гидравлических сопротивлений стволов и их интерференции.

5. Математическая модель притока к многоствольной нефтяной скважине с обсаженным и перфорированным стволами и с открытыми стволами и ее решение с учетом всех видов гидравлических сопротивлений стволов и их интерференции.

Практическая значимость исследований

1. С использованием полученных решений для распределения давления и профиля притока вдоль стволов пологих и горизонтальных скважин можно производить проектирование профиля стволов скважин по пласту с учетом реальных свойств пласта и эффективных толщин.

2. Разработанная методика расчета притока к пологой и горизонтальной скважине с открытым стволом, а так же к скважине с хвостовиком-фильтром на забое позволяет сравнительный анализ работы стволов с различными видами их заканчивания.

Реализация работы в промышленности

Разработанные методики расчета пологих и горизонтальных стволов использовались в проекте доразработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения на заключительной стадии эксплуатации при расчете боковых стволов, при проектировании горизонтальных и пологих газоконденсатных скважин Бованенковского ГКМ в рамках выполненного ООО "ТюменНИИги-прогаз" договора с ОАО "Газпром" № 0275-06-5 "Разработать основные технические решения по строительству высокопроизводительных и многозабойных скважин на Бованенковском месторождении". Экономический эффект от внедрения разработанных методик составил 7 миллионов рублей на одну скважину.

Апробация работы

Результаты работы докладывались на международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, ОАО «Запсибгазпром», 1999г.), на всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовка кадров для ЗападноСибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, ТюмГНГУ, декабрь 2001г.), на Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТГНГУ (Тюмень 19-20 апреля 2002г.), на конференции ТюмГНГУ "Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки" (Тюмень, 24-26 сентября 2002г.), на II Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (Ставрополь, 2007).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 25 работ, в том числе 2 монографии, 1 изобретение СССР, 6 патентов Российской Федерации.

Кроме того, разработанные методики расчета пологих и горизонтальных газовых скважин использовались в проекте на опытно-промышленную эксплуатацию (уточнить) и в двух регламентирующих документах ОАО «Газпром».

Личный вклад

В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором в ООО «ТюменНИИгипрогаз», ОАО «СибНИИНП», ЗАО «За-псибгаздобыча», Тюменском государственном нефтегазовом университете, начиная с 1998г.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из «Введения», шести разделов и «Заключения», текст изложен на 212 страницах, иллюстрирован 79 рисунками, 7 таблицами, список использованной литературы состоит из 179 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность д.т.н., профессору Телкову А.П., д.г-м.н., профессору Клещенко И.И. за консультации и помощь в выполнении работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Сохошко, Сергей Константинович

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 6

Показана возможность создания направленной трещины ГРП с использованием двух горизонтальных стволов, либо радиальных каналов, расположенных в одной вертикальной плоскости.

Получена формула для дебита газовой скважины с трещиной ГРП, учитывающая параметры трещины (длина, ширина, проводимость).

Разработан способ поинтервального ГРП в многопластовых газокон-денсатных объектах разработки, основанный на принципе равномерного истощения пластов. Создаваемые трещины могут иметь различные геометрические характеристики и проводимость. Способ может быть использован как в вертикальных, так и в пологих скважинах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В работе рассмотрены задачи притока к пологим и горизонтальным нефтяным и газовым скважинам с учетом траектории ствола, плотности перфорации, наличия фильтров, всех видов гидравлических сопротивлений в стволе скважины, а так же задача образования направленной трещины при гидроразрыве в горизонтальных скважинах.

Для расчета профиля притока, распределения давления и скорости потока флюида по стволу использован метод точечных стоков-источников для представления перфорационных отверстий, метод суперпозиции полей давлений для учета взаимного влияния перфорационных отверстий, метод бесконечного отображения для учета влияния непроницаемых границ пласта, метод функций Грина для учета как непроницаемых границ пласта, так и границ с постоянным давлением.

1. Получено решение для совместно-раздельной эксплуатации водо-нефтяной залежи двухзабойной скважиной с горизонтальными стволами в бесконечном пласте с непроницаемыми кровлей и подошвой и в элементе системы разработки. Проанализирована возможность управления движением водонефтяного контакта для предотвращения обводнения основного ствола.

2. Для пологой нефтяной скважины в анизотропном пласте автором получено аналитическое решение для дебита, позволяющее определить наилучшую траекторию ствола с учетом геолого-физических параметров пласта.

3. Впервые автором получена система уравнений для определения профиля притока, распределения скоростей потока и давления по стволу с учетом всех видов гидравлических сопротивлений в стволе как газовой, так и нефтяной скважины для анизотропного пласта в различных постановках:

- бесконечный пласт с непроницаемыми нижней и верхней границами; прямоугольный пласт с непроницаемыми нижней и верхней границами; полосообразный пласт с непроницаемыми нижней и верхней границами; прямоугольный пласт с подошвенной водой.

4. Автором разработаны алгоритмы расчета и компьютерные программы, по которым произведены расчеты профилей стволов в зависимости от их конструкций для пластов Бованенковского газоконденсатного месторождения.

5. Впервые автором получено решение и разработан алгоритм расчета для регулирования притока к пологому стволу как газовой, так и нефтяной скважины при перемещении НКТ по стволу.

6. Впервые автором получена система уравнений для определения профиля притока, распределения скоростей потока и давления по стволам многоствольной как газовой, так и нефтяной скважины с учетом взаимодействия стволов и всех видов гидравлических сопротивлений в стволах.

7. Автором разработан способ образования направленной трещины при гидроразрыве в горизонтальных скважинах, который может применяться и в радиальных стволах. Работы по созданию подобных трещин планирует провести компания «Лукойл».

8. Автором получена формула для дебита газовой скважины с трещиной ГРП, учитывающая длину ширину и проводимость трещины.

9. Автором разработан способ поинтервального ГРП в многопластовых газоконденсатных объектах разработки, основанный на принципе равномерного истощения пластов. Создаваемые трещины могут иметь различные геометрические характеристики и проводимость. Способ может быть использован как в вертикальных, так и в пологих скважинах.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Сохошко, Сергей Константинович, Тюмень

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра. - 1982. - 408 с.

2. Акопян Н.Р. Техника и технология вскрытия газоносных пластов на Расшеватском месторождении Ставропольского края. Бурение, 1963. №8. С 24-29.

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

4. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995.- 131с.

5. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. М.:. Техника, 2001.-95с.

6. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001.- 192с.

7. Алиев Р., Бутаев Ф. Экономико-технологические аспекты разработки газовых и газоконденсатных шельфовых месторождений горизонтальными технологиями. // Технологии ТЭК, август 2005, с. 10-14.

8. Анализ опыта бурения горизонтальных скважин. ЭИ (зарубежный опыт), сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995, Вып. 9, с. 1-11.

9. Anklam, E.G.: Horizontal Well Productivity and Wellbore Pressure Behavior Incorporating Wellbore Hydraulics, Ph.D. dissertation, University of Oklahoma, Norman, OK, 2001.

10. Anklam E.G. «Анализ уравнений давления в стволе горизонтальных скважин», SPE Production and Operations Symposium Oklahoma City, OK, U.S.A., 17-19 april 2005, SPE 94314.

11. Ashiem, H., Koines, J, and Oudeman, P.: "A flow resistance correlation for completed wellbore", Journal of Petroleum Science and Ingineering, №8 (1992) pp.97-104

12. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a Horizontal Well // SPE 18301.- 1988.

13. Басниев К.С., Алиев З.С., Критская C.JI. и др. Исследование влияния геолого-технических факторов на производительность горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. М.: ИРЦ «Газпром», 1998. -44с.

14. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчета дебитов горизонтальных наклонных и многоствольных газовых скважин. М.: ИРЦ «Газпром», 1999

15. Бобровский С.А., Щербаков С.Г., Гусейн-заде М.А. Движение газа в газопроводах с путевым отбором. М: Наука, 1972г.

16. Борисов Ю.П., Табаков В.П. О притоке нефти к горизонтальным и наклонным скважинам в изотропном пласте конечной мощности. НТС ВНИИ, 1962, Вып. 16.

17. Борисов Ю.П., Табаков В.П. Определение дебита многоярусной скважины в изотропном пласте большой мощности // НТ сб. по добыче нефти, ВНИИ. Вып. 16. - 1962.

18. Борисов Ю.П. и др. Добыча нефти с использованием горизонтальных и многозабойных скважин. М.: Недра, 1964.

19. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М„ Недра, 1964.

20. Брехунцов A.M., Телков А.П., Федорцов В.К. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин. Тюмень: ОАО «СибНАЦ». - 2004. -290с.

21. Бузинов С.Н. Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964.

22. Вахитов Г.Г. и др. Освоение месторождений с помощью многозабойных горизонтально-разветвленных скважин. Сб. «Исследования в области технологии и техники добычи нефти». М.: ВНИИ, 1976, №54, с. 314.

23. Голов JI.B., Волков С.Н. Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России // Нефт. Хоз-во. № 3. -1997.

24. Голов А.В., Блинникова Т.П. Аналитический обзор по результатам строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в нефтедобывающей промышленности за 1990-1996гг. М.: ВНИИОЭНГ, 2000.

25. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизон-■ тальными скважинами. М.: Недра. - 1964.

26. Григулецкий В.Г. Основные допущения и точность формул для расчета дебита горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. №12. -1992.

27. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной многозабойной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство. №1. -1994.

28. Гриценко А.И., Зотов Г.А., Степанов Н.Г. и др. Теоретические основы применения горизонтальных газовых скважин // Юбилейный сб. науч. Тр. Т.2 - М.:ИРЦ «Газпром», 1996. - 71 с.

29. Гусейнзаде М.А., Колосовская А.К. Упругий режим в однопла-стовых и многопластовых системах. М.: Недра. - 1972. - 456с.

30. Goode Р.А., Kuckuk F.J. Inflow performance of horizontal wells. SPE Reservoir engineeging, 1991, VIII VOL. 6 N 3, p. 319-322.

31. Goode P.A., Wylkinson DJ. Inflow Performance of partially open Horizontal Wells // SPE 19341, 1989.36. • Goode P.A., Wylkinson D.J. JPT 1991, VIII - VOL., 41, N 8, p. 983-987.

32. Giger F.M. Reduction du Nomber de Puits par L'utilisation de Forages Horizontaux // Revue de L'institut Fr. du Petrole. V. 38 № 3, May-Juin, -1983.

33. Giger F.M., Reiss L.H., Jourdan A.P. The reservoir engineering aspects of horizontal drilling. SPE 13024.

34. Detz D.H. Deternination of average reservoir pressure from build-up serveys JPT. 1965. - vol. 17, N 8, p. 955-959.

35. Жианнезини Дж.Ф. Технология эксплуатации скважин с горизонтальным стволом. «Нефть, газ и нефтехимия» (перевод, издание). 1989. №5. - С. 17-21.

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

37. Закиров С.Н., Щепкина Н.Е., Брусиловский А.И. Математическое моделирование стационарного неизотермического движения газоводяных и газоконденсатных смесей в скважине // Изв. АН АзССР. Сер.Наука о Земле. - 1989.-С.З.

38. Европейцев Р.К. и др. О строительстве в Западной Сибири первой горизонтальной скважины. «Нефтяное хозяйство», 1986, № 12, с.8-12.

39. Евченко B.C. и др. Разработка нефтяных месторождений наклонно направленными скважинами. М.: Недра, 1986.

40. Economaides M.J., McLennan J.D., Brown Е. Performance and stimulation of horizontal wells. World oil. 1989, V. 208, N6, p. 41-45.

41. Ермилов O.M., Алиев 3.C., Ремизов B.B. и др. Эксплуатация газовых скважин. М.:Наука, 1995. - 523с.

42. Ehlig-Economides С.А., Hegeman P. Guidelines simplify well test . interpretation. Oil and gas J. 1995, July 18, p. 33-40.

43. Economidas M.J., Mac.Lennon J.D., Brown E. Perfonmance and Stimulation of Horizontal Wells // A Word Oil. v.208. - №6. - 1989.

44. Economides, M.J. and Nolte, K.G.: Reservoir Stimulation, Second Edition, 440 p. (hardbound), Prentice Hall, NY, 1989. Chinese Translation Beijing, 1991 Russian Translation Moscow and Krasnodar, 1992

45. Jelmert T.A., Vik S.A. Bilinear flow may occur in horizontal wells. Oil and gas J. 1995, dec. 11, p. 57-59.

46. Joshi S.D. Angmentation of well productivity with slant and horizontal well. J. of Petrol Techn. June, 1988, p. 729-739.

47. Joshi S.D. Horizontal Well Technologi. Oklahoma, 1991. P. 533.

48. Ибрагимов А.И. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке // Газовая промышленность № 7. - 1997.

49. Идельчик И.Е. Справочник по гидравлическому сопротивлению фасонных и прямых частей трубопроводов. ЦАГИ им.проф. Н.Е.Жуковского, 1950.

50. Икономайдис М.Дж., Мак-Леннан Дж. Д., Браун Э., Роугиэрс Дж. К. // Поведение и интенсифицирующие обработки скважин с горизонтальным стволом (часть I). Нефть, газ и нефтехимия. - 1989, №6. - С. 1219.

51. Икономайдис М.Дж., Нольте Г.Н. Воздействие на нефтяные и газовые пласты. Краснодар, 1992г.

52. Использование горизонтальных скважин при смешивающем вытеснении нефти. «Нефтепромысловое дело» (зарубежный опыт), 1986, № 14, с. 6-8.

53. Калинин А.Г., Никитин Б.А. Повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных скважин и разветвлено-горизонтальных скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

54. Керимов М.З. Основные особенности разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. Газовая промышленность. — 2001. №12. - С.44-48.

55. Клещенко И.И., Сохошко С.К., Романов В.К. Технологический регламент на проведение водоизоляционных работ в горизонтальных участках стволов эксплуатационных скважин. НД 158758-250-2003, ТюменНИИ-гипрогаз, 2003г.

56. Сб. науч. тр. Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз»; СПб: Недра. С.-Петерб. отд-ние, 2007. - С. 162-169

57. Клещенко И.И., Крылов Г.В., Сохошко С.К. Гидроразрыв газо-конденсатных объектов на месторождениях севера Западной Сибири ООО «Вектор Бук», Тюмень, 2007г.

58. Кнеллер Н.Е., Гайдуллин Я.С., Потапов А.П. Опыт и перспективы интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1996. №4. с 26-33.

59. Козлова Т.В., Лысенко В.Д, Формула дебита горизонтальной скважины. «Нефтепромысловое дело» 1997, № 1, с. 12-14.

60. Колонтай М.В, Путохин B.C. Управление горизонтальными скважинами при моделировании разработки нефтегазовых месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. - №2. С. 26-28.

61. Kong X.Y., Xu X.Z., Lu D.T. Pressure Transient Analysis for Horizontal Well and Multi- Branched Horizontal Wells //SPE 37069, 1996.

62. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике. M.: Наука. - 1984. - 832с.(пер.с англ.).

63. Коротаев Ю.П., Киреев В.А. Оценка эффективности работы вертикальных ответвлений горизонтальных скважин // HT сб. по геологии, разработке, транспорту и использованию газа. ВНИИГаз. Вып. 8. - М.: Недра, 1968.

64. Коротаев Ю.П., Точигин A.A., Семенов Н.И. Инструкция по гидродинамическому расчету газоконденсатных скважин. М.: Недра, 1997. -648 с.

65. Кореляков В.В, Раздельная добыча нефти и воды из обводненных скважин Покровского месторождения. Техн. бюл. «Куйбышевская нефть», № 1,2,1957.

66. Кочина И.Н. Приток к несовершенной галерее. ГТТН, Тр. МНИ, 1975, № 20.

67. Kuchuk F.J., Saaedi J. Inflow Performance of Horizontal Wells in multilauer Reservoir // SPE 24945, 1992.

68. Леви Б.И., Темнов Г.Н., Евченко B.C., Санкин B.M. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО «Красноленинскнефте-газ». Обзорн. Инф. Сер. «Нефтепромысловое дело» М.: ВНИИОЭНГ, 1993, 69с.

69. Лукьянов Э.Е. Состояние и перспективы развития геофизических исследований в горизонтальных скважинах. 42. Тверь.: Hill П ГЕРС, 1994.- 135 с.

70. Лысенко В.Д. К расчету дебита горизонтальных скважин. «Нефтепромысловое дело» 1997, № 6-7, с. 4-8.

71. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многослойном нефтяном пласте. Разработка нефтяных и газовых месторождений. «Нефтепромысловое дело» 1997, № 8, с. 6.

72. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978. - 270 с.

73. Макаренко П.П., Кравцов H.A. Сравнительная оценка работы горизонтальной и вертикальной скважин // Газовая промышленность. №4. - 135 с.

74. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. М.: Наука,1980.

75. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.). Гостоптехиздат, 1949.

76. Медведский Р.И., Сохошко С.К., Грачев С.И. Способ изоляции пластовых вод в горизонтальных скважинах (его варианты). Заявка № 99105221/03 0публ.27.2.2000 Патент РФ.

77. Меркулов В.П. Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. №3. - 1958.

78. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. №6. - 1958.

79. Меркулов В.П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной толщины // Изв.ВУЗов. Нефть и газ. №1. -1958.

80. Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями // Тр. КуйбНИИНП. Вып. 2. - 1960.

81. Миллионщиков М.М. Докторская диссертация. Ин-т механики. АН СССР, 1944.

82. Модуи Д. Определение продуктивности скважин с горизонтальным стволом. Комментарии к статье Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Борьба с выносом песка в скважине с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -№11.- 1988.

83. Мукминов Р.А. Предельный безводный дебит галереи, дренирующей пласт с непроницаемым пропластком. Нефтегазовая подземная гидродинамика. М.: Недра № 79.

84. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Рамазанов Р.Г. и др. Система разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №4. -1996, С 26-33.

85. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. М.: ИРЦ «Газпром», 1997. - 30 с.

86. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Методика определения забойного давления в горизонтальной газовой и газоконденсатной скважине с учетом наличия в потоке газа жидкости. М.: ИРЦ «Газпром», 1998.-32с.

87. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Влияние толщины переходной зоны на производительность горизонтальных скважин и параметры определяемые по результатам их исследования // НТ сб. ИРЦ РАО «Газпром», 1998.

88. Никитин Б.А., Басниев К.С., Гереш П.А. и др. Определение производительности горизонтальных газовых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах. -М.: ИРЦ «Газпром», 1999. 68 с.

89. Николаевский В.М. Движение углеводородной смеси в пористой среде. М.: Недра, 1968.

90. Novi, R.A.: "Pressure Drops in Horizontal Wells: When can they be ignored?" SPE Reservoir Engineering (February 1995) pp. 29-35.

91. Овчинников В.П., Грачев С.И., Фролов A.A. Справочник бурового мастера. М.: «Инфра-Инженерия», 608с.

92. Ouyang, L., Arbabi, S., а. nd Aziz, К.: "A single-phase wellbore flow model for horizontal, vertical and slanted wells", SPE 36608, SPE Journal (June 1998) pp. 124-133.

93. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nosquare Grid Blocks and anisotropic permeability. Soc. Petrol. Eng. J., 1983, p. 531-543.

94. Peaceman D.W. Representation of a Horizontal Well in Nuverical Reservoir Simulation // SPE 21217, 1991.

95. Панков Ю.Ф., Харьков В.А. Опыт применения одновременного раздельного отбора нефти и воды в НГДУ «Бавлыкнефть». ННТ, сер. «Нефтепромысловое дело», №7, 1961.

96. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт // Тр.ВНИИ. Вып.32. - 1961.

97. Пирвердян A.M. Фильтрация к горизонтальной скважине. Тр. АЗНИИ ДН, 1956, № 3.

98. Пирвердян A.M. Нефтяныя подземная гидравлика. Баку: Аз-нефтеиздат, 1956.

99. П.П.Подкуйко, .Р.Лукманов, Р.Х.Абдрахманов «Оценка эффективности строительства горизонтальных скважин на различные объекты разработки в Когалымском регионе Западной Сибири». Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, №1, 2005г.

100. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // ПМиМ, 20. Вып. 1. - 1956.

101. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчи-вания нефтяных и газовых скважин. Уфа «ТАУ», 1999, 408 с.

102. Pressure analuzis for horizontal wells. Debiau F., Mauranabal G., Bourdarot G., Curutchet P. SPE Formation Evaluation. Oct. 1988, p. 716-724.

103. Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Оценка длины горизонтальной скважины // Нефтяное хозяйство. 2004. - №1. - С.

104. Рабинович Е.З. Гидравлика. М: Недра, 1974.

105. РД 39-1-856-83. Руководство по гидродинамическим исследованиям наклонных скважин. Дарий Г.А., Евченко B.C., Леонов В.И., Сорокин Г.Г., Юсупов К.С., 1983.

106. Rosa A J., Carvalno R.A. Mathematical Model for Pressure Evolution in an infinite-conductivity Horizontal Well //SPE 15967, 1989.

107. Rose W. Theoretical generalization leading to the evolution of retutive permeability//Trans AIME, v. 186,1949.

108. Руководство по технологии гидроразрыва сложнопостроенных газоконденсатных объектов месторождений севера Западной Сибири: СТО Газпром 2-3.3-119-2007 / ТюменНИИгипрогаз; Клещенко И.И., Сохошко С.К. и др., Тюмень, 2007. 95с.

109. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. Дебиты горизонтальных скважин в пластах с высокой вертикальной анизотропией и расчлененностью // Нефт. Хоз-во. -№ 11.-2003.

110. Седых А.Д., Алиев З.С. и др. Разработка методов определения производительности и параметров пластов, вскрытых горизонтальными скважинами по результатам их исследования на стационарных режимах фильтрации. М: ООО «ИРЦ Газпром», 2001.

111. Сериков Ю.И., Миронов Т.П. К вопросу о добыче нефти и газа горизонтальными скважинами. «Нефтепромысловое дело». 1994. №6. -С.24-31 (зарубежный опыт).

112. Соловкин Е.Б., Соловкина H.A. Выбор плотности перфорации скважин. // Научн.техн.сб.: Нефтепромысловое дело. М., - 1979. - Вып. 5. -С. 20-23.

113. Сомов Б.Е. Решение задач пространственной фильтрации трехфазной углеводородной смеси. М.: Тр. МИНХ и ГП им.Губкина. - Вып. 192.-1985.

114. Сохошко С.К., Телков А.П. Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах. Патент РФ № 1694876. Зарегистрирован в Государственном Реестре 19.08.93г.

115. Сохошко С.К., Грачев С.И. Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. № 3.- 1998.

116. Сохошко С.К., Грачев С.И. Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. № 2. - 1999.

117. Сохошко С.К., Медведский Р.И., Грачев С.И. Способ изоляции пластовых вод в горизонтальных скважинах. RU, Патент №2174015, Заяв. 15.08.1999.

118. Сохошко С.К. Способ изоляции подошвенной воды при гидроразрыве пласта. RU, Патент №2175324, Заяв.7.06.2000.

119. Сохошко С.К., Грачев С.И. О возможности создания полностью направленной трещины при гидроразрыве пласта в горизонтальных скважинах // Изв. ВУЗов. Нефть и газ. № 3. - 2001.

120. Сохошко С.К., Телков А.П., Клещенко И.И. Расчет оптимальной длины горизонтального участка ствола скважин, эксплуатирующих подземные газовые хранилища // НТЖ «Нефтепромысловое дело».- М.: ВНИИО-ЭНГ. -№9.-2002.

121. Сохошко С.К., Грачев С.И. Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта RU, Патент № 2176021, Заяв. 11.06.1998.

122. Сохошко С.К. Расчет профиля притока к пологой скважине. Конференция ТюмГНГУ "Нефть и газ: проблемы недропользования, добычи и транспортировки". 24-26 сентября 2002г.

123. Сохошко С.К., Романов В.К., Клещенко И.И. Способ изоляции притока пластовых вод в горизонтальные нефтяные и газовые сквакжины. Заявка № 2003103218, приор. 03.02.03 патент № 2235873,авг 2003

124. Сохошко С.К., Клещенко И.И., Маслов В.Н., Паникаровский В.В. Профиль притока к пологой скважине // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-М.: ВНИИОЭНГ. №11 2004г.

125. Сохошко С.К. Профиль притока к пологой газовой скважине // «Газовая промышленность». 2005. - №6.

126. С.К. Сохошко, В.К. Романов, И.И. Клещенко Способ обеспечения выноса механических примесей с забоя горизонтальной скважины / (Россия). Пат. 2299314 РФ, МПК Е 21 В 37/00, 43/08, 43/11. - Заявлено 20.04. 2005; Опубл. 20.05. 2007, Бюл. № 14, 2007.

127. Сохошко С.К. Режим работы пологой газовой скважины // НТЖ «Нефтепромысловое дело».- М.: ВНИИОЭНГ. №4 2006г.

128. Сохошко С.К. Регулирование профиля притока к пологому стволу газовой скважины/ С.К. Сохошко, В.К.Романов, И.И.Клещенко, В.Ф. Штоль// «Газовая промышленность». М., 2006. - №12. - С. 67-68.

129. Сохошко С.К. Приток к пологому газовому стволу с гравийной набивкой // НТЖ «Нефтепромысловое дело».- М.: ВНИИОЭНГ. №4 2006г.

130. Сохошко С.К. Приток к пологой газовой скважине с боковым стволом//«Газовая промышленность». М., 2008.-№1.- С. 65-67.

131. Стклянин Ю.И. Точное решение задачи о потенциале точечного стока в однородно-анизотропном пласте с осевой симметрией и конечным радиусом контура питания. ПМТФ АН СССР, 1962, №1.

132. Стклянин Ю.И., Телков А.П. Приток к горизонтальной дрене и несовершенной скважине в полосообразном анизотропном пласте. Расчет предельных безводных дебитов. ПМТФ АН СССР, 1962, №1.

133. Стокли С.О., Джинсен З.Г. Проектирование заканчивания скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1992. - №4. - С.20-25.

134. Сургучев М.Л., Меркулов В.П. Определение дебита и эффективности наклонных скважин // Изв. ВУЗов нефть и газ. №3. - 1960.

135. Suzuki К., Nanba Т. Horizontal Well Test Analysis System // SPE 20613, 1990.

136. Sherrard D.W. Prediction and Evolution of Horisontal Well Performance//SPE 25565, 1993.

137. Табаков В.П. Определение дебита и эффективности многозабойной скважины в слоистом пласте // НТ сб. по бобыче нефти, ВНИИ. -Вып.2. 1960.

138. Табаков В.П. Приток жидкости к батарее наклонных скважин в слоистом пласте // НТ сб. по добыче нефти, ВНИИ. Вып. 10. - 1960.

139. Табаков В.П. О притоке к наклонной скважине в слоистом пласте и ее эффективности. ВНИИ, НТС по добыче нефти, вып. 11. 1961. - С .4449.

140. Телков А.П. Одновременный отбор газа, нефти и воды в подгазо-вых залежах с подошвенной водой. «Газовая промышленность», №6, 1964.

141. Телков А.П., Кущик J1.A. Исследования одновременно раздельного отбора воды и нефти и увеличение предельного безводного дебита. НХ, №3, 1965.

142. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1965.

143. Телков А.П., Кабиров М.М. Одновременно раздельный отбор воды и нефти из нефтяной залежи с подошвенной водой. Изв. ВУЗов, «Нефть и газ», №6, 1966.

144. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа, 1974.

145. Телков А.П., Федорцов В.К. Приток к несовершенной скважине и выбор плотности перфорации. Управление гидродинамическими процессами при разведке и эксплуатации месторождений нефти. Тр. ЗапСибНИГ-НИ. 1966, с. 61-68.

146. Телков А.П., Краснова Т.Л. Расчет оптимального положения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. ??????

147. Телков А.П., Грачев С.И., Краснова Т.Л., Сохошко С.К. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. Изд-во НИПИКБС-Т, Тюмень, 2001г.

148. Тимашев А.Т. Способ раздельной добычи нефти и воды из обводняющихся нефтяных скважин. Тр. УфНИ, вып. 4, 1967.

149. Folefac A.N., Archer J.S. Modeling of horizontal well. Performance to provide insight in coming control. Тезисы докладов на 5-ом Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи. Будапешт, 25-27 апреля 1989 г., с. 683-694.

150. Уайт К., Хопманн М. Регулирование расхода в горизонтальных скважинах. «Нефть, газ и нефтехимия за рубежом», 1992, №4.

151. Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных нефтяных скважин. // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. М.: ВНИИ-ЭГазпром. - Вып.2. - 1992.

152. Щелкачев В.Н. Избранные труды. М.: Недра, 1990. - Т. I-II.

153. Харьков В.Л. Установка для одновременного раздельного извлечения парафинистой нефти и воды. Тр. ТатНИИ, вып. 2, 1960.

154. Харьков В.Л., Паняев В.М. Одновременный раздельный отбор нефти и воды фонтанным способом. Тр. ТатНИИ,вып.5, 1962.

155. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. ГТТН, 1948.

156. Чарный И.А. О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и подгазовых нефтяных месторождениях. Тр. Совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Изд-во АН Азер.ССР, 1953.

157. Чарный И.А. Расчет дебита несовершенной скважины перед прорывом подошвенной воды или верхнего газа. ДАН СССР, т.92, №1, 1953.

158. Чарный И.А., Евдокимова В.Д., Кочина И.Н. Увеличение предельного безводного дебита несовершенной скважины в нефтяном пласте с подошвенной водой за счет одновременного раздельного отбора воды и нефти. Изв. ВУЗов «Нефть и газ», №2, 1958.

159. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. ГТТИ, 1963.

160. Черных В.А., Скира И.Л. Первый опыт газодинамических исследований горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации на Ямбургском газоконденсатном месторождении // Газовая промышленность. №9 - 1997. - С. 33.

161. Черных В.А., Славицкий B.C. Стационарные газодинамические исследования горизонтальных скважин // Газовая промышленность. №12 -1997.-С. 62.

162. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. М.: ВНИИГаз, 2000. - 189с.

163. Черных В.А., Славицкий B.C. Стационарные газодинамические исследования горизонтальных газовых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах. -М.: ИРЦ «Газпром», 1999.

164. Yuan, Н., Sarica, С, Miska, S, and Brill, J.P.: "An Experimental and Analytical Study of Singe-Phase Liquid Flow in a Horizontal Well", Journal of Energy Resources Technology (March 1997) pp. 20-25.