Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Регулирование потоков жидкостей и газа в процессе разработки углеводородных залежей с подошвенной водой

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Регулирование потоков жидкостей и газа в процессе разработки углеводородных залежей с подошвенной водой"

ЗАБОЕВА МАРИНА ИВАНОВНА

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПОТОКОВ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗА В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 7 ОЕВ 2011

Тюмень-2011

4854341

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

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Телков Александр Прокофьевич

- доктор технических наук, профессор Федоров Константин Михайлович

- кандидат технических наук Юшков Антон Юрьевич

- Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно -исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита диссертации состоится 25 февраля 2011 года в 14.00 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 а, каб. 32.

Автореферат разослан 25 января 2011 г.

Официальные оппоненты

Ведущая организация

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Анализ разработки углеводородных залежей с подошвенной водой показывает, что преждевременное обводнение скважин ведет к большим потерям промышленных запасов нефти и газа.

Задачи предотвращения преждевременного обводнения скважин, эксплуатирующих нефтяные, газовые и нефтегазовые залежи с активной подошвенной водой, рассматривалась многими отечественными и зарубежными исследователями. Наиболее широко -применяемые методы по технологии воздействия разделяются на две большие группы: физико-химические, направленные на создание барьеров для предотвращения прорывов газа и воды; гидродинамические, предусматривающие установление оптимальных режимов работы скважин и изменение направления линий тока для обеспечения минимального воздействия на газо- и водонасыщенную часть продуктивного горизонта. Для определения технологических режимов, увеличивающих или сохраняющих безводные и безгазовые периоды добычи углеводородного сырья необходимо исследование процессов продвижения подошвенных вод, происходящей при этом деформации поверхностей раздела фаз, особенностей и закономерностей конусообразования. При этом используется двухзонная схема притока к несовершенным скважинам, которая позволяет моделировать процессы фильтрации жидкостей и газа, применение жестких или динамических экранов, одновременно-раздельный отбор двух или трех флюидов. Однако, для повышения технологической эффективности необходимо теоретическое обоснование оптимальных величин относительного вскрытия, пространственного положения экрана, значений предельных безводных и безгазовых дебитов. Решение этой проблемы весьма актуально, например, при эксплуатации нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, имеющих обширные нефтенасыщенные подгазовые зоны малой толщины

(Самотлорское, Федоровское, Уренгойское, Лянторское и другие месторождения). В настоящее время состояние их разработки характеризуются ростом обводненности продукции, значение которой составляет более 80%, а многие скважины выводятся из эксплуатации при величине обводненности 98-99%.

Цель работы

Повышение эффективности эксплуатации нефтяных, газовых и нефтегазовых залежей с подошвенной водой посредством разработки методики регулирования фильтрационных потоков.

Основные задачи исследования

1. Анализ эффективности применяемых методов ограничения водо- и газопритоков в добывающих скважинах, дренирующих нефтяные, газовые и нефтегазовые залежи с подошвенной водой.

2. Разработка методики регулирования потоков жидкостей и газа с целью обоснования оптимальных технологических режимов работы скважин, обеспечивающих длительную безводную и безгазовую добычу.

3. Разработка алгоритмов расчета безводных и безгазовых периодов работы несовершенных скважин, вскрывших нефтяные, газовые и нефтегазовые залежи с активной подошвенной водой с учетом анизотропии пласта, фазовых проницаемостей, капиллярного давления и массовых сил.

4. Апробация разработанных методик при оптимизации режимов работы добывающих скважин.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является скважина, вскрывшая нефтегазонасыщенный пласт с подошвенной водой; предметом - технология регулирования потоков жидкостей и газа для обоснования оптимальных режимов работы добывающих скважин.

Научная новизна выполненной работы

1. На основе двухзонной схемы притока газа к несовершенной скважине разработана уточненная методика обоснования оптимальных технологических режимов работы скважин, дренирующих газовые и нефтегазовые залежи с подошвенной водой, учитывающая анизотропию, фазовую проницаемость, капиллярное давление и массовые силы.

2. На основе трехзонной схемы притока газа предложена методика расчета предельных безводных дебитов и депрессий несовершенных скважин при нелинейном законе фильтрации, обусловленных наличием жесткого непроницаемого экрана под забоем.

3. С применением теории потенциала разработан способ регулирования потоков при одновременно-раздельном отборе воды и нефти вертикальными скважинами из нефтяной залежи с подошвенной водой.

Практическая ценность и реализация

1. С использованием предложенной схемы притока газа к несовершенным скважинам выполнен расчет предельных значений безводных дебитов и депрессий газовых скважин Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).

2. Разработанная методика применена в проектных документах для установления оптимальных режимов работы газовых скважин Южно-Русского НГКМ.

3. Основные положения диссертационной работы внедрены в учебный процесс по направлению «Нефтегазовое дело» в Тюменском государственном нефтегазовом университете.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область диссертационного исследования включает разработку методики регулирования потоков жидкостей и газа с целью обоснования оптимальных технологических режимов работы скважин, обеспечивающих длительную безводную добычу углеводородов в нефтегазовых залежах.

Указанная область исследования соответствует формуле специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно: пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования».

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: областной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки» (Тюмень, 1987 г.); XI научно-технической конференция молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 1988 г.); Всероссийской конференции «Совершенствование методов бурения, добычи и транспорта нефти и газа в условиях Западной Сибири» (Москва, 1989 г.); Международной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005 г.); Международной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых и месторождений» ТюмГНГУ (20052010 гг.); научно-техническом совете ООО «ТюменНИИгипрогаз» (2010г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 15 печатных работах, в том числе в 4 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников. Работа изложена на 133 страницах машинописного текста, содержит 7 таблиц, 26 рисунков. Список использованных источников включает 75 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, определены научная новизна и практическая значимость результатов диссертационной работы.

В первом разделе исследовались проблемы, вызванные процессами обводнения добывающих скважин нефтяных, газовых и нефтегазовых залежей. Автором изучались труды виднейших отечественных и зарубежных ученых: П.Я. Кочиной, А. К. Курбанова, М. Маскета, Ю.И. Стклянина, А.П. Телкова, И.А. Парного и В.Н. Щелкачева. Выполнен критический анализ результатов исследований К.С. Басниева, С.И. Грачева, А.И. Гриценко, С.Н. Закирова, Ю.В. Зейгмана, Б.Б. Лапука, В.М. Максимова, М.К. Рогачева, С.К. Сохошко, М.Л. Сургучева, В.И. Щурова, Г. П. Уиллхайта, Л.П. Дейка и др.

Многообразие условий обводнения скважин обусловило разработку отечественными и зарубежными исследователями большого числа методов ограничения водопритоков в скважинах, направленных на избирательную изоляцию обводненных интервалов пласта, на изоляцию подошвенных вод и верхнего газа. Наиболее изученными методами ограничения притока подошвенных и краевых вод является создание непроницаемых экранов с помощью закачивания в обводненные интервалы цементных растворов, различных полимерных и осадкообразующих систем. Однако, применение технологических жидкостей и различных реагентов часто не достаточно эффективно при неблагоприятных геолого-физических условиях. Поэтому при разработке залежей углеводородного сырья при наличии осложняющих факторов используются различные гидродинамические методы, одним из которых является подбор оптимальной степени вскрытия пласта, выбор интервалов перфорации, одновременно-раздельный отбор нефти и воды, газа и воды, газа, воды и нефти. В работах А.П. Телкова и других исследователей указывается, что при минимальных экономических затратах эти технологии обеспечивают максимальный период эксплуатации скважин без осложнений.

При разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой или нефтяных оторочек (рисунок 1) возникают гидродинамические задачи по определению предельных безводных и безгазовых дебитов, предельных депрессий, оптимального интервала вскрытия нефтяной оторочки относительно ГНК и ВНК, безводного периода, безводной нефтеотдачи на момент полного обводнения или загазовывания скважин. Приближенная теория стационарных конусов применительно к подгазовым нефтяным залежам с подошвенной водой впервые применена Р. Чанеем, И. Лукереном (1956 г.), А.К. Курбановым (1958 г.), П.М. Шульгой (1959 г.). В работах А.П. Телкова и Ю.И. Стклянина (1961, 1965 г.г.) предложена уточненная методика расчета предельных одновременно безводных и безгазовых дебитов, основанная на отыскании нейтральной линии тока АВ (см. рисунок 1), делящей нефтегазовый пласт на два самостоятельных объекта. Эта универсальная методика используется на стадии составления проектных документов на разработку нефтегазовых месторождения для обоснования предельных режимов работы скважин.

-У/.'//>. УЛ''//,''//,'//

'Л-У '//, '.'/у/'/,///,. V

газ

N

+ ---о

- ■_т

нефть

М

▼ 0 ^ 1

вода

ЧЧЧЧ^ -\ЧЧЧ\ЧЧ чЧЧЧЛ^ЧЧчЧЧчЧ^ ччу-: ччч4 \чч> - чЧ\ч

к. -м-

Рисунок 1 - Схема одновременного существования конусов газа и воды

при напорном притоке к несовершенной скважине В результате критического анализа в работе предлагается нейтральную линию тока определять по известной методике, а расчеты производить отдельно по каждому пласту: для верхнего - нефтегазового пласта и для

нижнего - нефтяного пласта с подошвенной водой. Наименьший дебит из двух будет одновременно безводным и безгазовым.

Во втором разделе исследуется процесс регулирования потоков жидкостей и газа в нефтяных, газовых и нефтегазовых залежах с подошвенной водой методом установления оптимальных режимов работы несовершенных скважин. Дается характеристика существующих технологических режимов работы скважин, и изучаются обуславливающие их факторы.

Одним из эффективных технологических режимов работы газовых скважин является режим предельных безводных дебитов и соответствующих им депрессий, основанный на теории устойчивого конусообразования Маскета-Чарного, который нашел широкое промысловое применение для нефтяных скважин при линейном законе фильтрации. Для нелинейного закона фильтрации удовлетворительных решений пока не найдено.

В этой связи в работе рассматривается установившаяся изотермическая фильтрация реального газа к несовершенной скважине по схеме двухзонного притока (рисунок 2). В прискважинной зоне (I) имеет место пространственное движение, ограничивающееся радиусом, равным толщине пласта (Яо = Ь0), во внешней зоне (II) - плоскорадиальное.

Р,

Рисунок 2 - Двухзонная схема притока газа к несовершенной скважине

Как известно, в области, содержащей стоки или источники, потенциал скорости фильтрации удовлетворяет уравнению Пуассона Др = у/(х,у,г), где Д-оператор Лапласа; <р - потенциал скорости фильтрации; \|/(х,у,г) - плотность стока, как функция координат. Введем вместо потенциала <р некоторое интегральное выражение Р' для массовой скорости фильтрации реального газа, которое принято называть обобщенной функцией Л.С. Лейбензона

(1)

Нг }м(р,т)г(р,т)

а

г т

ст ст

(2)

где — а - безразмерный коэффициент, характеризующий соотношение стандартных и пластовых термобарических условий; Р^, Рсш - давление в пластовых и стандартных условиях, соответственно, Па; Р' - функция Лейбензона, Па-с; рг - плотность газа в пластовых условиях, кг/м3; Кг -проницаемость газоносного пласта, мкм2; ц - коэффициент динамической вязкости газа в пластовых условиях, Па-с; 1(Р,Т), 2Ш - коэффициент сверхсжимаемости газа в пластовых и стандартных условиях, соответственно; тт > Тст ~ температура в пластовых и стандартных условиях, соответственно, К; С - постоянная интегрирования.

Учитывая известные решения Ю.И. Стклянина и А.П. Телкова дифференциального уравнения Пуассона о распределении потенциала в круговом нефтяном пласте и обобщенную функцию Л.С. Лейбензона, получены точные аналитические решения для распределения потенциала массовой скорости фильтрации реального газа по линейному закону, вызванного работой несовершенной линией стоков.

После линеаризации функции Лейбензона (1) и совместного решения уравнений для внутренней I и внешней II зон дренирования (см. рисунок 2) получено уравнение притока реального газа к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте по линейному закону

и

р02-рс2=лд, О)

7 " (1п—+ С, +С0)

г, 1 (4)

где - Л - коэффициент фильтрационного сопротивления, Па2с/м3; /•„«/', -средневзвешенное давление в объеме дренирования; С,, С0- дополнительные фильтрационные сопротивления, обусловленные относительным вскрытием пласта и перфорацией колонны; А0 - толщина продуктивного пласта, м; ¡¡(Р),1(Р) - усредненные коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости соответственно.

Известно основное допущение приближенной теории устойчивого конусообразования Маскета - Чарного, что распределение потенциала от вершины конуса до забоя такое же, как и без образования конуса, позволяющее расчет верхнего значения дтах предельного безводного дебита нефтяной скважины дтт<Яист<Ятах (Цтахпред) произвести по методике И.А.Чарного.

В работе дается решение данной задачи для газовой скважины на основе теории потенциала с учетом пространственной зоны притока и анизотропии пласта (см. рисунок 2). Решая совместно полученное уравнение о распределении давления вдоль оси г (см. рисунок 2) и уравнения Паскаля для устойчивого конуса воды, после ряда преобразований получаем приближенную формулу для определения верхнего значения предельного безводного дебита газовой скважины

а-^Й-^М (5)

а Иг от

где дж(р0,ь) - безразмерный предельный дебит; р0 = \/х', х' - коэффициент анизотропии; Рт - атмосферное давление, Па; Ьу = у,-у г - разность удельного веса воды и газа в пластовых условиях, Н/м. Безразмерный предельный дебит рассчитан в широком диапазоне параметров 0,01 ^„<100 и 0,1 < Л < 0,8

А.П. Телковым и Ю.И. Сткляниным, что позволяет рассчитать безразмерную ординату = 20 /И0 и высоту конуса у = \ (1 - ¿¡0).

Учитывая нарушение закона Дарси вблизи перфорационных отверстий и, делая допущение, что на вершине конуса и на забое скважины давления одинаковы, после некоторых преобразований получаем приближенную формулу для расчёта предельной депрессии

(6)

У в

где £„ - суммарные дополнительные фильтрационные сопротивления.

Предельная депрессия может быть определена и по известной двухчленной формуле притока по нелинейному закону фильтрации.

С применением разработанного алгоритма в работе проведено обоснование предельных безводных дебитов и депрессий для сеноманских газовых скважин Южно-Русского НГКМ. Расчёты по приведенному в диссертации алгоритму произведены для 137 сеноманских газовых скважин. В результате установлено, что на современном этапе разработки предельные безводные дебиты по месторождению выше фактических. Совместно со специалистами ООО «ТюменНИИгипрогаз» разработан программный продукт для моделирования конусообразования на трехмерных гидродинамических симуляторах.

Для оценки влияния относительного вскрытия пласта на предельный дебит проведен анализ величин предельных безводных дебитов, полученных для сеноманской газовой залежи Южно-Русского НГКМ. Установлено, что при формировании сетки скважин в проектном документе на разработку месторождения не было дано обоснование оптимального интервала вскрытия; величина относительного вскрытия по месторождению колеблется от 0,3 до 0,74. На основе анализа расчетных предельных дебитов и интерпретации результатов специальных газодинамических исследований введено ограничение на предельную депрессию, которая не должна превышать 0,6 МПа.

При этом по всему месторождению значения дебитов по скважинам с равными относительными вскрытиями осреднены. Полученная зависимость между величиной предельного безводного дебита и относительным вскрытием приведена на рисунке 3.

Отмечено отсутствие строгой зависимости предельного безводного дебита от относительного вскрытия. Однако на графике наблюдается тенденция к снижению величины предельного безводного дебита с увеличением относительного вскрытия.

800 700

« 600 «

«

500

ю 400 >я

3 300 5

К 200

■

■ 1 \ ■ у = 241,4х К2 = 0,6324

■ ■ ■

■ ■ ■ в ■

*■ ■ ■ ■■ ■ ■

0,20 0,30 0,40 0,50 0,60

Степень вскрытия, д.ед

0,70

0,80

Рисунок 3 - Распределение предельного безводного дебита в зависимости

от степени вскрытия пласта Методы определения предельных безводных дебитов газовых скважин при наличии экрана и интерпретация результатов исследования таких скважин разработаны недостаточно. Поэтому выполнено аналитическое решение задачи по трехзонной схеме для случая, когда несовершенная скважина вскрыла однородно-анизотропный круговой пласт с подошвенной водой и эксплуатируется при наличии непроницаемого экрана (рисунок 4). Принимая, что газ реальный, движение газа установившееся и подчиняется нелинейному

закону фильтрации. Для каждой зоны выписываются соответствующие уравнения притока, совместное решение которых определяет безразмерный дебит и дополнительные фильтрационные сопротивления.

Рисунок 4 — Трехзонная схема притока газа к скважине с экраном На рисунке 5 приведены зависимости безразмерного предельного дебита

цпр от степени вскрытия А пласта при параметрах Я, = и а. Из графиков

следует, что с увеличением размера экрана (Л, <20), безводные дебиты увеличиваются.

Максимум на кривых соответствует оптимальному вскрытию пласта, при котором можно получить наибольший предельный безводный дебит для заданного размера экрана. С увеличением параметра р0= (уменьшением анизотропии) предельный безводный дебит увеличивается, а уменьшение безводного дебита для малых вскрытий объясняется увеличением фильтрационных сопротивлений, обусловленных экраном на забое.

В работе на конкретном примере показано применение алгоритма для определения предельного безводного дебита газовой скважины и депрессии при наличии экрана.

Методика расчета дополнительных фильтрационных сопротивлений С1 и С2, в случае притока реального газа к несовершенной скважине по нелинейному

закону фильтрации при наличии устойчивого конуса подошвенной воды, в литературе в настоящее время отсутствует.

г / Р«1,0

/ 1 1

\

____<

\

\20

О 0,2 0,4 0,6 О.В И

Рисунок 5 - Зависимости безразмерного предельного дебита д„р от степени вскрытия А пласта при Я,= у и а=1,2; а) прир=0,1,

/ 'э

б) при р=0,5, в) при/7=1,0.

В этой связи в работе предложена методика для определения С1 и С2, которая связана с предельным безводным дебитом, несовершенством скважины и анизотропией пласта.

При интерпретации результатов газодинамических исследований скважин на сеноманской газовой залежи Южно-Русского НГКМ для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В впервые применена предлагаемая методика, основанная на двухзонной схеме притока, учитывающая дополнительные фильтрационные сопротивления С], Сг и С0 и анизотропию пласта х*. Основная цель выполненных исследований - расчет проницаемости пласта в пределах контура питания скважины.

В третьем разделе исследуется возможность регулирования потоков способом одновременно-раздельного отбора жидкостей.

Впервые задача о раздельном отборе нефти и воды из пласта с подошвенной водой была решена М.Д. Миллионщиковым в предположении, что отбор осуществляется посредством двух точечных стоков: одного - у кровли, другого - у подошвы пласта. Затем был проведен ряд теоретических и экспериментальных исследований. Учет капиллярного давления в переходной зоне двух фаз позволил И.А. Чарному, В.А. Евдокимовой, И.Н. Кочиной получить наиболее точное соотношение дебитов воды и нефти.

В работе рассмотрен способ одновременно-раздельного отбора воды и нефти из нефтяной залежи с подошвенной водой, основанный на теории потенциала. На рисунке 6 приведена схема одновременно-раздельного отбора нефти и воды, где Ин и кв - соответственно, нефтенасыщенная и водонасыщенная толщины пласта; Ь„ и Ьв - вскрытые толщины, соответственно сверху и снизу. Нефть отбирается по межтрубному пространству, а вода по насосно-компрессорным трубам. Требуется найти такое соотношение дебитов нефти £>н и воды 0,в , при котором поверхность раздела вблизи скважины не будет деформироваться.

Рисунок 6 - Схема одновременно-раздельного отбора нефти и воды Очевидно, этому условию удовлетворяет уравнение

(Ро-РА)в-(Ро-Рл)н=±ЬРк , (7)

где Р0 - давление на поверхности раздела (на контуре питания Ло), Па; Рл -давление в точке А, принадлежащей одновременно стенке скважины и невозмущенной поверхности раздела, Па; (Р„-Рл)н - разность давлений, обусловленная движением нефти, Па; (Р0-РА)В - разность давлений, обусловленная движением воды, Па; ДР,. - капиллярное давление на поверхности раздела фаз, Па. Знак (+) соответствует гидрофобной, а (-) -гидрофильной пористой среде.

Решая совместно уравнение о распределении потенциала и уравнение (7), вводя соответствующие индексы для параметров верхней (нефтенасыщенной) и нижней (водонасыщенной) частей пласта, получаем следующее соотношение

(В)

где цв и - динамические вязкости воды и нефти, соответственно, мПа-с; Кг - проницаемость нефтеносного пласта, мкм2; Рн и Fв значения потенциальных функций в нефтенасыщенной и водонасыщенной зонах пласта, соответственно.

Графики функции ^'(^„.А) при =1 приведены на рисунке 7.

Рисунок 7 - Зависимости функции /=\1,/с?0,А)от относительного вскрытия пласта Ъ при различных значениях параметра р0 (0,3.....10)

Как доказано исследованиями, интервалы оптимальных относительных вскрытий пласта для скважин, работающих на режиме предельных безводных дебитов, лежат в пределах 0,30<Л<0,60. Что касается выбора величины интервала перфорации при одновременно-раздельном отборе жидкостей, то он должен определяться не величиной Л2, а разностью й2—й'2, то есть разностью интервалов Ье -ав в абсолютных величинах (см. рисунок 6) и местом его расположения. При этом, чем меньше будет указанный интервал и чем ближе он будет расположен к начальному ВНК, тем меньше будет доля добываемой воды в суммарном отборе жидкости.

В четвертом разделе показано практическое использование аналитических решений по определению безводного и безгазового периодов работы несовершенных скважин, дренирующих нефтяные и нефтегазовые залежи в условиях конусообразования и ограничения нежелательных притоков способом создания жестких непроницаемых экранов.

Задачи о прорыве активной подошвенной воды в нефтяную или газовую скважины и «верхнего» газа в нефтяную оторочку с учетом вязкостей и плотностей жидкостей, анизотропии пласта и фазовых проницаемостей изучены недостаточно. Так как увеличение безводного периода работы нефтяных и газовых скважин, а так же безгазового периода работы скважины, дренирующей нефтяную оторочку, является одной из актуальных задач технологии добычи, необходимым становится рассмотрение ограничения притоков жидкостей способом создания жестких непроницаемых экранов под забоем скважин.

Известно следующее решение, полученное А.П. Телковым по схеме жестких трубок тока, для определения безводного периода работы несовершенной скважины /„, дренирующей нефтяной пласт с подошвенной водой

^Кк)

К= ., . , (9)

_

А (10)

где К- комплексный параметр, учитывающий фазовые проницаемости: К'ь(аф), К'„(аф) - коэффициенты относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти, соответственно, д.ед.; аф, а0 - насыщенность водой на фронте вытеснения и содержание остаточной воды, соответственно, д.ед.; аф может быть определена по методике, изложенной в работах И.А. Чарного; т0-безразмерное время; р,,рн - плотность воды и нефти, соответственно, кг/м3; /л.,и. - вязкость воды и нефти в пластовых условиях, соответственно, Па-с; т -эффективная пористость нефтенасыщенного пласта, д.ед., Л0 - радиус зоны пространственного притока, м, & - ускорение свободного падения, м/с2.

Приведенные формулы справедливы для определения безводного периода работы газовой скважины, если все физические параметры нефти заменить на параметры газа и комплексный параметр, учитывающий фазовые проницаемости К принять в виде

(11)

_

где К'г, К', - коэффициенты относительных фазовых проницаемостей для газа и воды, соответственно; К'я(аф) - относительная фазовая проницаемость по воде на фронте вытеснения, д.ед.; £*(<тф) - относительная фазовая проницаемость по газу на фронте вытеснения, д.ед.; АГ'(ст0) - относительная фазовая проницаемость по газу при остаточной водонасыщенности ст0, д.ед.; /л, ,/л, -вязкость воды и газа в пластовых условиях, соответственно, Па-с; сгф -

насыщенность водой на фронте вытеснения, д.ед.

В результате предложенного подхода в четвертом разделе, получены следующие решения: для определения времени прорыва нефти к забою скважины при опережающей разработке газовой шапки нефтегазовой залежи;

для определения времени прорыва газа к забою скважины при опережающей разработке нефтяной оторочки нефтяного пласта (обратный конус).

Разработан алгоритм расчета безводного периода работы газовой скважины и приведены примеры его использования на Южно-Русском НГКМ.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа эффективности применяемых методов ограничения водо- и газопритоков высокой эффективностью обладает технология создания жестких непроницаемых экранов. Для предупреждения процессов конусообразования необходимо на основе разработанных методик проводить обоснование оптимальных вскрытий пласта, интервалов перфорации, предельных безводных дебитов и депрессий на пласт.

2. Получено точное решение уравнения Пуассона о распределении обобщенной функции Лейбензона в однородно-анизотропном газовом пласте при работе несовершенной линии стоков. Разработана уточненная методика обоснования режимов работы несовершенных скважин, что позволяет регулировать потоки углеводородного сырья, обеспечивая длительный безводный период эксплуатации.

3. Предложена методика расчета предельных безводных дебитов и депрессий вертикальных газовых скважин по нелинейному закону фильтрации при наличии жесткого непроницаемого экрана под забоем. Установлено, что величина предельного безводного дебита скважин зависит не только от размеров экрана, но и от его положения по вертикали газонасыщенного пласта.

4. На основе теории потенциала предложены аналитические решения задач одновременно-раздельного отбора флюидов вертикальными скважинами, позволяющие эффективно управлять потоками жидкостей при дренировании нефтяных, газовых и нефтегазовых залежей с учетом капиллярного давления и анизотропии пласта при условии устойчивости границы раздела жидкостей. Расчетные формулы доведены до практического инженерного применения, методика расчетов показана на конкретных примерах и рекомендуется к

использованию как один из способов регулирования потоков при разработке сложно-построенных залежей.

5. Разработанные методики и алгоритмы расчета оптимальных технологических режимов работы газовых скважин находят применение в проектах разработки Южно-Русского НГКМ.

Основные положения диссертации опубликованы в указанных работах.

1. Забоева М.И. Оптимальное регулирование отбора жидкости, газа и конденсата из скважин при двухстороннем напоре / М.И. Забоева, И.Г. Тетерев, Ю.В. Сухнат // Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки: Сб. науч. тр. Всесоюз. науч.-техн. конф. - Тюмень, 1985. - С. 35-36.

2. Сухнат Ю.В. Регулирование отбора жидкости при двухстороннем напоре на первом этапе разработки / Ю.В. Сухнат, М.И. Забоева // Нефтяное хозяйство. - 1987. - № 3. - С. 31-33.

3. Тетерев И.Г. Принципы, задачи и методы оптимального регулирования процессов разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений / И.Г. Тетерев, М.И. Забоева // Вопросы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири: Межвуз. сб. науч. тр. - Тюмень, 1987. - С. 35-40.

4. Забоева М.И. Математические основы оптимального регулирования процессов разработки месторождений нефти и газа / М.И. Забоева, И.Г. Тетерев, Ю.В. Сухнат // Совершенствование методов бурения, добычи и транспорта нефти и газа в условиях Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Москва, 1988. - С. 56-59.

5. Забоева М.И. К проблеме оптимального регулирования процессов разработки нефтяных месторождений с учетом коррозионно-опасных режимов работы скважин / М.И. Забоева, И.Г. Тетерев, Ю.В. Сухнат // Физикохимия и разработка нефтегазовых месторождений: Сб. науч. тр. - Уфа, 1989. - С. 89-93.

6. Тетерев И.Г. Оптимальное регулирование процесса разработки водополавающих залежей / И.Г. Тетерев, М.И. Забоева, Д.Я. Вострецов // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири: Межвуз. сб. науч. тр. - Тюмень, 1999. - С. 37-40.

7. Телков А.П. Методика расчета предельных безводных дебитов вертикальных газовых скважин при нелинейном законе фильтрации и наличии экрана / А.П. Телков, К.О. Каширина, М.И. Забоева // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. Междунар. науч.-практич. конф. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. - Вып. 3. - С. 313-324.

8. Каширина К.О. Приближенное решение о притоке реального газа к вертикальной трещине ГРП и горизонтальному стволу по нелинейному закону фильтрации (тезисы) / К.О. Каширина, М.И. Забоева // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. Междунар. науч.-практич. конф. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. - Вып. 3. - С. 308-313.

9. Каширина К.О. Методика расчета предельных безводных дебитов и депрессий вертикальных несовершенных и горизонтальных скважин на основе теории потенциала (тезисы) / К.О. Каширина, М.И. Забоева // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. Междунар. науч.-практич. конф. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. - Вып. 3. - С. 324-335.

10. Телков А.П. Одновременно - раздельный отбор газа, нефти и воды при дренировании нефтегазовой залежи / А.П. Телков, К.О. Каширина, М.И. Забоева, А.К. Ягафаров // Проблемы топливно-энергетического комплекса Западной Сибири: Сб. науч. тр. ТО РАЕН. - Тюмень: ООО «Вектор Бук», 2009. -С. 307-316.

11. Забоева М.И. Одновременно-раздельный отбор жидкости как метод предупреждения конусообразования, обводненности и загазованности нефтяной оторочки и увеличения нефтеотдачи / М.И. Забоева, А.П. Телков, А.К. Ягафаров // Проблемы топливно-энергетического комплекса Западной

Сибири: Сб. науч. тр. ТО РАЕН. - Тюмень: ООО «Вектор Бук», 2009. -С. 317-281.

12. Телков А.П. Одновременный раздельный отбор нефти и подошвенной воды / А.П. Телков, М.И. Забоева, К.О. Каширина, А.К. Ягафаров // Проблемы топливно-энергетического комплекса Западной Сибири: Сб. науч. тр. ТО РАЕН. - Тюмень: ООО «Вектор Бук», 2009. - С. 274-281.

13. Забоева М.И. Установившийся приток газа к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте / М.И. Забоева, К.О. Каширина // Известия вузов. Нефть и газ. - 2010. - № 1. - С. 30-35.

14. Забоева М.И. Обоснование методики расчета предельных безводных дебитов для сеноманских газовых скважин / М.И. Забоева // Известия вузов. Нефть и газ. - 2010. - № 2. - С 73-75.

15. Забоева М.И. Методика расчета времени прорыва подошвенной воды при превышении предельных безводных дебитов / М.И. Забоева // Территория нефтегаз. - 2010. - № 5 . - С. 14-16.

Соискатель

М.И. Забоева

Издательство «Вектор Бук» Лицензия JIP № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 20.01.2011 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 154.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Забоева, Марина Ивановна

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ РАБОТ ПО ОГРАНИЧЕНИЮ ОБВОДНЕННОСТИ И ЗАГАЗОВАННОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН, ДРЕНИРУЮЩИХ НЕФТЯНЫЕ, ГАЗОВЫЕ ИНЕФТЕГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ.

1.1 Обзор технологий по ограничению притока воды в нефтяные скважины.

1.2 Технологии гидродинамического ограничения водопритоков.

1.3 Теоретические аспекты определения^ одновременно безводных и безгазовых дебитов« несовершенных, скважин, вскрывших нефтегазовую залежь с подошвенной водой.

1.4 Использование многоствольных скважин для ограничения притока подошвенной воды.

ВЫВОДЬШО-РАЗДЕЛУ I.

2 РЕГУЛИРОВАНИЕ ПОТОКОВ1 ЖИДКОСТЕЙ И1 ГАЗА МЕТОДОМ УСТАНОВЛЕНИЯ» ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН.

2.1 Обоснование технологических режимов работы несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой.382.2 Установившийся приток газа к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте по линейному закону фильтрации.

2.3 Расчет предельных безводных дебитов и депрессий в газовых скважинах на основе теории потенциала.

2.4 Методика расчета предельных безводных дебитов и депрессий газовых скважин при нелинейном законе фильтрации и наличии непроницаемого экрана.

2.5 Методика расчета дополнительных фильтрационных сопротивлений, обусловленных предельно устойчивым положением конуса подошвенной воды. Приток реального газа по нелинейному закону фильтрации.

2.6 Влияние интервала вскрытия и анизотропии пласта на величину предельного безводного и безгазового дебита.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 РЕГУЛИРОВАНИЕ ПОТОКОВ СПОСОБОМ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОГО ОТБОРА ЖИДКОСТЕЙ.

3.1 Одновременно - раздельный,: отбор жидкостей как метод предупреждения! конусообразования, обводненности: и загазованности? нефтяного пласта (оторочки) ^увеличения нефтеотдачи;.

3.2 Одновременно - раздельный отбор воды и нефти из нефтяной залежи, с подошвенношводойЯ.;.

Оптимальные размеры ; указанных-, зон- будут соответствовать , оптимальным? размерам нерасположению:интервалов1 их вскрытия:!.:.893.3 Одновременно — раздельны!! отбор нефти, воды и газа из нефтегазовойзалежш.!.

ВЫВОДЫШОРАЗДЕЛА 3.:.:.„.

4 ОГРАНИЧЕНИЕ . НЕЖЕЛАТЕЛЬНЫХ ПРИТОКОВ СПОСОБОМ СОЗДАНИЯ! ЭКРАНОВ' И ОПРЕДЕЛЕНИЕ БЕЗВОДНЫХ И БЕЗГАЗОВЫХ

ПЕРИОДОВ: РАБОТЫ СКВАЖИН1.

4.1 Определение безводного» периода? работы нефтяной? и газовой скважины

4.2 Определение времени прорыва нефти к забою скважины при: опережающей разработке газовойшапки.

4.3 Определение: времени прорыва газа к забою скважины при: дренировании нефтяного пласта (обратный конус):.:.

4.4 Алгоритм расчета безводного периода работы несовершенной' газового скважины.

4.5 Ограничение притока? подошвенной воды- и увеличение безводного; периода работы, скважин, дренирующих газовый! пласт при наличии жесткого непроницаемого экрана.

4.6 Ограничение притока верхнего газа и увеличение безгазового периода работы скважины, дренирующей нефтегазовую залежь (оторочку) при наличии жесткого непроницаемого экрана.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Регулирование потоков жидкостей и газа в процессе разработки углеводородных залежей с подошвенной водой"

Анализ разработки углеводородных залежей с подошвенной водой показывает, что преждевременное обводнение скважин ведет к большим потерям промышленных запасов нефти и газа.

Задачи- предотвращения преждевременного обводнения скважин, эксплуатирующих нефтяные, газовые и нефтегазовые залежи с активной подошвенной- водой, рассматривалась многими отечественными и зарубежными исследователями. Наиболее широко применяемые методы- по технологии воздействия разделяются на- две большие группы: физико-химические, направленные на создание барьеров для предотвращения прорывов газа и воды; гидродинамические, предусматривающие установление оптимальных режимов работы скважин и изменение направления линий тока для обеспечения минимального воздействия на газо- и водонасыщенную часть продуктивного горизонта. Для определения технологических режимов, увеличивающих или сохраняющих безводные и безгазовые периоды добычи углеводородного сырья необходимо исследование процессов продвижения подошвенных вод, происходящей при этом деформации поверхностей раздела фаз, особенностей и закономерностей конусообразования. При этом* используется двухзонная схема притока к несовершенным скважинам, которая позволяет моделировать процессы фильтрации жидкостей и газа, применение жестких или динамических экранов, одновременно-раздельный отбор двух или трех флюидов. Однако, для повышения технологической эффективности необходимо теоретическое обоснование оптимальных величин относительного вскрытия, пространственного положения экрана, значений предельных безводных и безгазовых дебитов. Решение этой проблемы весьма актуально, например, при эксплуатации нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, имеющих обширные нефтенасыщенные подгазовые зоны малой толщины (Самотлорское, Федоровское, Уренгойское, Лянторское и другие месторождения). В настоящее время состояние их разработки характеризуются ростом обводненности продукции, значение которой составляет более 80%, а многие скважины выводятся из эксплуатации при величине обводненности 98-99%.

Основной целью проделанной работы, стала разработка методики регулирования' фильтрационных потоков жидкостей и газа при эксплуатации несовершенных скважин, дренирующих нефтяные, газовые и нефтегазовые залежи с подошвенной водой:

Для достижения* поставленной цели автором решены определенные задачи.

Г. Анализ эффективности применяемых методов ограничения водо- и газопритоков в добывающих скважинах, дренирующих нефтяные, газовые и нефтегазовые залежи с подошвенной водой.

2. Разработка'методики регулирования потоков жидкостей и газа*с целью обоснования оптимальных ' технологических режимов работы скважин, обеспечивающих длительную безводную и безгазовую добычу.

3. Разработка алгоритмов расчета' безводных и безгазовых периодов работы несовершенных скважин, вскрывших нефтяные, газовые и нефтегазовые залежи с активной подошвенной водой, с учетом анизотропии пласта, фазовых проницаемостей, капиллярного давления и массовых сил.

4. Апробация разработанных методик при оптимизации режимов работы добывающих скважин.

По мнению автора, следующие результаты исследования определяют научную новизну диссертационной работы.

1. На основе двухзонной схемы притока газа к несовершенной скважине разработана уточненная методика обоснования оптимальных технологических режимов работы скважин, дренирующих газовые и нефтегазовые залежи с подошвенной водой, учитывающая анизотропию, фазовую проницаемость, капиллярное давление и массовые силы.

2. На основе трехзонной схемы притока газа предложена методика расчета предельных безводных дебитов и депрессий несовершенных скважин при нелинейном законе фильтрации, обусловленных наличием жесткого непроницаемого экрана под забоем.

3. С применением теории потенциала разработан способ регулирования потоков при одновременно-раздельном отборе воды- и нефти вертикальными скважинами из нефтяной залежи с.подошвенной водой.

Практическая, ценность результатов работы- и реализация- ее основных выводов И' рекомендаций заключаются в следующих положениях.

1. С использованием предложенной схемы притока* газа к несовершенным, скважинам выполнен расчет предельных значений безводных дебитов и, депрессий- газовых скважин Южно-Русского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). ч

2. Разработанная методика применена в проектных документах для установления оптимальных режимов работы газовых скважин Южно-Русского нккм:

3. Основные положения диссертационной работы внедрены в учебный процесс по направлению «Нефтегазовое дело» в Тюменском государственном нефтегазовом университете.

Результаты диссертационной работы и ее. основные положения докладывались и обсуждались на: областной научно-технической конференции «Нефть и* газ Западной Сибирш Проблемы добычи и транспортировки» (Тюмень, 1987 г.); XI научно-технической конференция молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 1988 г.); Всероссийской конференции «Совершенствование методов бурения, добычи и транспорта нефти и газа в условиях Западной Сибири» (Москва, 1989 г.); Международной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005 г.); Международной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г.); семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых и месторождений» ТюмГНГУ (2005 -2010 гг.); научно-техническом совете ООО «ТюменНИИгипрогаз» (2010 г.).

Результаты выполненных исследований отражены в 15 печатных работах, в том числе в 4 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников. Работа изложена на 133 страницах машинописного текста, содержит 7 таблиц, 26 рисунков. Список использованных источников включает 75 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Забоева, Марина Ивановна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе; анализа эффективности применяемых методов ограничения; водо- и газопритоков высокой эффективностью5 обладает технология? создания; жестких: непроницаемых экранов;. Для» предупреждения; процессов конусообразования' необходимо на; основе1 разработанных, методик; проводить обоснование1 оптимальных« вскрытий! пласта;, интервалов перфорации,, предельных безводных дебитов и депрессий на пласт.

2. Получено точное; решение уравнения! Пуассона о. распределении обобщенной функции Лейбензона в& однородно-анизотропном газовом пласте при работе несовершенной' линии стоков. Разработана уточненная методика обоснования режимов* работы несовершенных скважин, что позволяет регулировать, потоки углеводородного сырья, обеспечивая длительный безводный; период эксплуатации-.,

3. Предложена; методика расчета предельных безводных дебитов и; депрессий вертикальных газовых скважиш по нелинейному закону фильтрации при наличии жесткого непроницаемого экрана; под забоем. Установлено, что величина предельного безводного дебита скважин зависит не только? от размеров экрана, но и от его положения по вертикали газонасыщенного пласта.

4. На основе теории потенциала- предложены аналитические решения задач одновременно-раздельного отбора флюидов вертикальными скважинами, позволяющие эффективно управлять потоками, жидкостей при дренировании нефтяных, газовых и нефтегазовых залежей с учетом капиллярного давления и анизотропии пласта при условии устойчивости границы раздела жидкостей. Расчетные формулы доведены до практического инженерного применения, методика расчетов показана; на конкретных примерах и рекомендуется к использованию как один из способов; регулирования потоков при разработке сложно-построенных залежей.

5. Разработанные методики и алгоритмы расчета оптимальных технологических режимов работы газовых скважин находят применение в проекте разработки Южно-Русского НГКМ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Забоева, Марина Ивановна, Тюмень

1. Методы снижения притока воды в нефтяные скважины (зарубежный опыт). ЭИ. - Серия Нефтепромысловое дело. - М.; ВНИИОЭНГ.- 1992. -Вып. 9.

2. Strickland R.F. Artifical barries may control waten coning. Oil and Gas. J. - October 7, 1974. - P. 61-64.

3. Особенности разработки нефтегазовых месторождений /А.П. Телков, С.И. Грачев, И.Б., С.К. Сохошко // Тюмень: ООО «НИПИКБС-Т», ч. II. 2001. -482 с.

4. Strickland R.F. Artifical barries may control water coning. Oil and Gas. J.-October 7, 1974.-№41.-P. 110-113.

5. Дункан Г., Балковски IT. Реализация методов увеличения нефтеотдачи; — Нефтегазовые технологии. — 1996. № 2/3. - С. 8-14. (перевод-с англ.)

6. Моляренко A.B. Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири. М., ВНИИОЭНГ. - 1987. Серия: Нефтепромысловое дело, вып. 1 (Обзорная информация). - 32 с.

7. Алиев А.И. Струганов Ю.А., Кореш О.Э. Подвижный вязкоупругий экран для водонефтяных залежей. Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 5. - С. 7071.

8. Телков А.П., Грачев С.И. Гидромеханика* пласта применительно кiприкладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений. -Тюмень: ТюмГНГУ, ч. I. 2009. - 238 с.

9. Телков А.П., Грачев С.И. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений. -Тюмень: ТюмГНГУ, ч. II. 2009. - 380 с.

10. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. — М.: Недра, 1965. 165 с.

11. Сухнат Ю.В., Забоева М.И. Регулирование отбора жидкости при двухстороннем напоре на первом этапе разработки // Нефтяное хозяйство: -1987. -№3. С. 31-33.

12. Чарный И.А. Подземная^ гидрогазодинамика. М.; Гостоптехиздат,1963.

13. Karp I.C. Lowe D.K. Horizontal Barriesrs for Controlling Water Coning. J. Petr. Tech., Julay, 1962. -P. 8.

14. Каптелинин Н.Д. Телков А.П. Гидравлическая теория безнапорного и совместного? притока двух жидкостей к несовершенной скважине. — Тр. ТюмИИ. МТС. — Вопросы разработки-нефтяных и газовых месторождений. — 1982.-С. 76-85.

15. Каптелинин Н.Д. Телков А.П. К теории совместного напорного притока двух жидкостей к несовершенной скважине. Тр. ТюмИИ. — МТС. -Вопросы разработки нефтяных и газовых месторождений. - 1982. - С. 70-76.

16. Чарный И.А. Совместный приток нефти и подошвенной воды к несовершенной скважине. Изв. АН СССР, ОТН. - 1955. - № 2.

17. Курбанов А.К. О совместном притоке нефти и подошвенной воды к скважине. НТС по добыче нефти. - ВНИИ: - 1964. Вып. 25.

18. Солдатов Е.П., Клещенко И.И., Телков А.П. Технология направленного воздействия на прискважинную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти в условиях подтягивания конуса воды. — Нефтепромысловое дело. 1996. - № 6. - С. 6-7.

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

20. Цыбульский Г.П., Телков- А.П., Экспериментально раздельного отбора воды и нефти из скважины. Изв. Казанского филиала АН СССР. Серия-физико-математических и технических наук. № 3. - 1959.

21. Маскет М. Движение однородной жидкости в пористой среде (пер. с англ.): ГТТИ, 1949• 628 с.

22. Чарный ША. Расчет дебита несовершенной скважины перед прорывом подошвенной воды или верхнего газа. ДАН СССР, 1953. Т. 92. №1.

23. Wojtanowicz А.К., Hui X.U., Bassioni Z. Segregated production method for oil with active water coning // J. of petroleum Science and Engineering. 1955, III. - P. 21-34.

24. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа, Башиздат, 1974.

25. Стклянин Ю.И., Телков А.П. К расчету предельных безводных и безгазовых дебитов в подгазовых нефтяных залежах с подошвенной- водой. —

26. Тр. МИНХ и ГП «Разработка и- эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». 1963. Вып. 42. - С. 3-19.

27. Краснова Т.Л., Телков А.П. Расчет безводного, периода работы несовершенной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования: — Нефтепромысловое дело. 1977. - № 8-9. - С. 8-11.

28. GOXOHIKO С.К., Телков A.n.f Способ изоляции пластовых вод. в нефтяных скважинах. Патент РФ № 4696887/03 - 30.03.89.

29. Вахитов Г.Г. Освоение месторождений' с помощью многозабойных горизонтально разветвленных скважин // В сб.- «Исследования в* области технологии и техники,добычи нефти». - М., ВНИИ. - 1976. - Вып. 54*. - С. 3-14*.

30. Chaney P.G. et. cet. How to Perfate Your well'Prevent Water and Gas Coning. J. Oil and Gas.,- September, 1971. - P. 27-35.

31. Курбанов A.K. Садчиков П:Б. Расчет положения интервала вскрытия и предельного дебита скважины, в нефтяном пласте- с подошвенной! водой и газовой шапкой. Тр. ВНИИ, 1962. - Вып. 37.- С. 29-40.

32. Леви Б.И. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО Красноленинскнефтегаз / Б.И. Леви, Г.Н. Темнов, B.C. Евченко, В.М. Санкин // Обз. инф. серии «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1963.-69 с.

33. Телков А.П., Каширина К.О. Гидродинамическое обоснование эффективности совместно-раздельного способа отбора воды и нефти горизонтальными стволами // Известия вузов. Нефть и газ. 2006. - № 2. - С 1720.

34. Тетерев И.Г., Забоева! М.И., Вострецов Д.Я. Оптимальное регулирование процесса разработки водополавающих залежей. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири: Межвуз. сб. науч. тр. Тюмень, 1999. - С. 37-40. .

35. Алиев З.С., Андреев С.А. Технологический режим работы газовых скважин М.: Недра. - 280 с.

36. Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газогидродинамические методы исследования газовых скважин. М.: Недра, 1970.

37. Матусевич Н.С. Исследование двухзонного моделирования притока жидкости к горизонтальным стволам в пласте с прямолинейным контуром питания. Дисс. канд. техн. наук. Тюмень: ТюмГНГУ. 2009. - 152 с.

38. Снеддон К. Преобразование Фурье. ИЛ. 1955.

39. Иваненко Д. Д., Соколов А. А. Классическая теория поля (2-изд). — М., Гостехиздат. 1951.

40. Телков А.П., Грачев С.И. Прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтедобычи. М.: Изд. ЦентрЛитНефтегаз. - 2008. - 512 с.

41. Забоева М.И. Установившийся приток газа к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте / М.И. Забоева, К.О. Каширина // Известия вузов. Нефть и газ. 2010. - № 1. - С. 30-35.

42. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки природных газов. М., ГТТИ, 1948.-С. 296.

43. Лапук Б.Б. Определение предельного безводного дебита скважин и предельной депрессии в газовых залежах с подошвенной водой / Б.Б. Лапук, С.Н. Кружков // АНХ. 1961. - № 3.

44. Забоева М.И. Обоснование методики расчета предельных безводных дебитов для сеноманских газовых скважин // Известия вузов. Нефть и газ. — 2010.-№2.-С 73-75.

45. Т.К. Корн, Г.К Корн Справочник по математике для научных работников и инженеров. Недра, 1984.- С. 832.

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

47. Панков Ю.Ф., Харьков В.А. Опыт применения одновременного раздельного отбора нефти и воды в НПУ "Балынефть". ННТ, сер. "Нефтепромысловое дело", №7, 1961.

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

49. Токарев В.П. О раздельной добыче нефти и воды. "Татарская нефть", №2,1961.

50. Харьков В.Л., Пеняев В.М. Одновременный раздельный отбор нефти и воды фонтанным способом. Тр. ТатНИИ. Вып. 5, 1962.

51. Динков A.B., Фомичев В.А. Определение отбора нефти и газа из скважин, вскрывающих нефтяную-оторочку. CHT НЛП Тюменьгазтехнология. Проблемы повышения газо- конденсате-, и нефтеотдачи на месторождениях Севера Западной Сибири. Тюмень, 1991. С. 78-88.

52. Конев В.Д. и др. Выбор рационального расположения интервала перфорации; относительно ВНЕС и ГНК в условиях IV меотического горизонта Анастасиевско — Троицкогоместорождения;// Нефтепромысловое дело. — 1967. - № 4. - С. 5.

53. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения, ГТТИ, 1959:

54. Телков А.П., Грачев С.И. и др. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи. -Тюмень. Издательство ОООНИПИКБС-Т, 2001-460 с.

55. Телков А.П., Грачёв- С.И. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Часть I). — Тюмень: из-во ОООНИПИКБС-Т, 1999-2000. 328 с.

56. Забоева М.И. Методика расчета времени прорыва подошвенной воды при превышении предельных безводных дебитов // Территория нефтегаз. —2010.-№5 .-С. 14-16.

57. Чэнь Чжун-сян Задачи фильтрации двухфазной жидкости при учете массовых сил. Дисс. канд. техн. наук, МИНХ и ГП, 1962.