Системные подходы и решения проблем интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья

Кочетков, Леонард Михайлович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Системные подходы и решения проблем интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Системные подходы и решения проблем интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья"

На правах рукописи

КОЧЕТКОВ ЛЕОНАРД МИХАЙЛОВИЧ

СИСТЕМНЫЕ ПОДХОДЫ И РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ВЫРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Специальности: 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений; 25.00.15 — Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень-2005

Работа выполнена в Сургутском управлении по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин ОАО «Сургутнефтегаз» и Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант

доктор технических наук, профессор Ишбаев Гиииат Гарнфуллович

Официальные оппоненты: — доктор технических наук, профессор

Ишкаев Раувель Калимуллинович

— доктор технических наук, старший научный сотрудник Лукманов Рауф Рахимович

Ведущая организация

доктор технических наук, профессор Кулябин Геннадий Андреевич

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

Защита состоится 15 декабря 2005 года в 9.00 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 библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 15 ноября 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор /¿^Р*'/ В.П. Овчинников

г шт

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Проблема повышения нефтеотдачи пластов интенсификацией выработки остаточных запасов на месторождениях, находящихся в поздней стадии разработки, с каждым годом приобретает все большую значимость.

Связано это с проявлением в последние годы ряда устойчивых тенденций: снижением с 15 до 10 % вводимых в разработку крупных месторождений, увеличением до 80 % фонда добывающих скважин на месторождениях в поздней стадии разработки, неуклонным ростов обводненности добываемой продукции, достигшей 70—90 %, с газовый приростом до 5 %. Так, при увеличении объемов ремонтно-изоляционных работ (РИР) по Западной Сибири (на 40 % ежегодно) число обводненных скважин растет в 1,5—2,0 раза быстрее.

Опыт показывает, что широкое применение традиционной технологии заводнения (основной метод разработки месторождений углеводородов в России) не обеспечивает эффективной выработки остаточных запасов из низкопроницаемых и высокообводненных пластов.

Нестационарность термодинамического состояния этих месторождений осложняет геолого-промысловые условия и снижает показатели качества и эффективности работ при заканчивании и ремонте скважин. Наибольшее негативное воздействие при этом оказывается на природные коллекгорские свойства продуктивных пластов, долговременную изоляцию их от водонасыщенных пород, техническое состояние крепи и фильтра скважин.

Таким образом, в настоящее время становится очевидным, что в сложившихся обстоятельствах особую актуальность приобретают аналитические обобщения и оценка состояния разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, а также поиски принципиально новых методических подходов и технических решений по интенсификации их выработки и увеличению нефтеотдачи пластов.

Цель работы. Интенсификация выработки остаточных, трудноизвле-каемых запасов нефтегазовых месторождений, находящихся в поздней стадии разработки, совершенствованием методических подходов и внедрением системных технологий.

Основные задачи исследований

1. Аналитическая оценка негативного влияния нестационарного термодинамического состояния разрабатываемых залежей на качественные и технико-экономические показатели строительства и эксплуатации скважин.

2. Обоснования с позиций системного подхода приоритетных научно-технических направлений разработок по интенсификации выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.

3. Разработка, промышленные испытания и внедрение комплекса системных решений по заканчиванию скважин горизонтальным забоем (БС и ГС), колтюбинговой технологии производства РИР, ОПЗ, МУН, а также модернизации конструкций забоя эксплуатационных скважин.

4. Обобщение и оценка результатов проведенных научно-прикладных исследований и разработок при внедрении на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», перешедших в позднюю стадию разработки.

Научная новизна выполненной работы

1. Научное обобщение на принципах системного подхода и аналитическая оценка состояния работ в области заканчивают и эксплуатации скважин, перспектив развития новых технологий разработки нефтегазовых месторождений и их реализации в техногенно аномальных геолого-промысловых условиях.

2. Установлена взаимосвязь и взаимовлияние основных геолого-технических факторов на технологии заканчивают и эксплуатации скважин, закономерное снижение качества их строительства и эффективность разработки нефтегазовых залежей.

3. Развито современное научно-техническое направление по системному подходу и решению технологических проблем строительства и эксплуатации скважин в сложных и изменяющихся геолого-промысловых условиях.

4. Научно обосновано перспективное направление совершенствования процессов интенсификации выработки остаточных запасов нефти сохранением природных коллектореких свойств продуктивных отложений, долговременной изоляции их от водонасыщенных пластов, мо-

дернизацией конструкции забоя эксплуатационных скважин в сочетании с эффективными методами ОПЗ, РИР, МУН.

Практическая ценность работы

1. Предложен и реализуется в промысловой практике комплекс системных решений по совершенствованию технологических процессоь заканчивания и эксплуатации скважин, приводящих к нелинейному росту конечных показателей работ, который включает:

— методы гидроизоляции ствола от комплекса флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи, основанные на реализации механизмов малых и глубоких проникновений изолирующих составов;

— модифицированные технологии гидроразрыва горных пород (эк-раноустанавливающая, повторная, многоэтапная, направленная, комбинированная с ОПЗ и МУН, локальная);

— заканчивание скважин пологим и горизонтальным забоем (БС, ГС);

— колтюбинговые технологии производства водоизоляционных работ, ОПЗ, РИР, МУН;

— методы модернизации конструкции забоев эксплуатационного фонда скважин.

2. По материалам промысловых испытаний разработаны и внедрены на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»:

— Технологический регламент. Производство работ по гидроразрыву пласта на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Сургут, 1999. — 25 с.

— Временный регламент. Технология ремонтно-изоляционных работ по ликвидации заколонных перетоков в горизонтальных скважинах. ОАО «Сургутнефтегаз». Сургут, 2002. - 43 с.

Внедрение данных регламентов позволило расширить область применения ГРП и проводить ремонтно-изоляционные работы в скважи нах с горизонтальными участками стволов.

Апробация результатов исследований. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на Международной научной конференции «Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири» (Тюмень, 1996), Международной научно-технической

конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, 1999), 3-й Международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и вязких нефтей» (Анапа, 2001), Международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти и газа» (Москва, 2003), VI Конгрессе нефте-газопромьпшхенников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов (Уфа, 2005).

Публикации. По материалам исследований опубликована печатная работа, в т.ч. 1 монография, 3 инструкции. Подан один Патент на изобретение.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (включающих 162 наименования) и приложения. Работа изложена на 280 страницах машинописного текста, содержит 53 рисунка и 23 таблицы.

Диссертационная работа автора является научным обобщением результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований и разработок в области заканчивания и эксплуатации скважин в аномальных геолого-технических условиях разработки нефтегазовых залежей, выполненных как самостоятельно, так и совместно с профессорами Ю.С. Кузнецовым, В.Н. Поляковым, Г.Г. Ишбаевым, а также со специалистами СУПНП и КРС и института ТО «СургутНИПИнефть».

Содержание работы

Во введении показана актуальность темы научно-исследовательской работы и сформулирован концептуальный подход по решению ключевых проблем разработки нефтегазовых месторождений в поздней и завершающей стадии — цель и основные задачи работы.

Первый раздел посвящен аналитической оценке негативно развивающихся тенденций в нефтегазодобыче, связанных с нестационарным термодинамическим состоянием и поведением нефтегазовых залежей в поздней и завершающей стадиях разработки, техногенными изменени-

ями геолого-промысловых условий заканчивания, эксплуатации и ремонта скважин, утратой эффективного контроля и регулирования системой разработки месторождений.

Широкое применение метода заводнения и его модификаций как основного при разработке нефтегазовых залежей, обеспечивающего высокие темпы добычи углеводородного сырья и показатели нефтеотдачи пластов, закономерно сопровождается глубокими и в большинстве случаев необратимыми изменениями геолого-промысловых характеристик разрабатываемых месторождений, особенно в поздней и завершающей стадиях. К основным из них, негативно влияющих на показатели строительства, эксплуатации скважин и разработки месторождений, относятся: дифференциация текущего пластового давления и температура по разрезу и площади залежей, повышения градиента давления между флюидонасыщенными пластами продуктивной толщи, неравномерная выработка и ухудшение структуры извлекаемых запасов, физических свойств и состава пластовой нефти.

Неудовлетворительно прогнозируемое изменение забойных дифференциальных давлений (репрессия, депрессия), интенсификация межпластовых перетоков и дренирование призабойной зоны проницаемых пород приводит при заканчивании скважин к осложнениям технологии буровых работ (поглощение, гидроразрыв, газонефтеводопроявления, выбросы, аварии) и снижению их качества (ухудшение природных кол-лекторских свойств продуктивных пластов, нарушение герметичности крепи). В свою очередь, эти промысловые факторы существенно осложняют гидродинамические условия эксплуатации скважин, производства ОПЗ, РИР и МУН, оказывая превалирующее влияние (негативное) на текущие и конечные показатели (качественные и технико-экономические) как эксплуатации скважин, так и системы разработки залежи в целом.

Кроме того, дифференциация текущего пластового давления на разрабатываемых месторождениях вызывает и активизирует процессы техногенной миграции и массообмена пластовых флюидов по разрезу многопластовых залежей и площади как в пределах, так и за пределами границ охваченных воздействием участков с неоднородными термодинамическими условиями их эксплуатации. Следствием такого рода скрытых и неконтролируемых (а значит, и неуправляемых) процессов стано-

вятся дезорганизация формируемых системой разработки потоков пластовых флюидов при движении их к забоям добывающих скважин и связанных с ними нарушениями режима эксплуатации скважин, изменениями термодинамического состояния и поведения залежи.

Результаты аналитической оценки состояния разработки нефтегазовых месторождений показывают, что основными промысловыми факторами закономерного снижения эффективности добычи углеводородного сырья являются снижение фильтрационных характеристик нефте-газонасыщенных пластов, неудовлетворительная изоляция их от комплекса флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи и нарушение технического состояния эксплуатационной крепи. При этом установлено, что успешное решение этих ключевых проблем разработки связано с этапом заканчивания скважин — технологическими процессами первичного вскрытия, креплением скважины эксплуатационной колонной и вторичным вскрытием продуктивных пластов.

Однако широко применяемые в промысловой практике традиционные методы заканчивания скважин, вследствие присущего им общего недостатка — бессистемности разработок, направленных на преодоление в технологических процессах негативных последствий, а не их причины, не приводят к нелинейному росту основных показателей качества и эффективности ключевого этапа строительства скважин — заканчивания.

Второй раздел посвящен анализу проблем выработки трудноизвлека-емых запасов нефти и повышения нефтеотдачи пластов. Низкие показатели качества заканчивания скважин ухудшают технические и гидродинамические условия их эксплуатации, а также и самой системы разработки нефтегазовых залежей. Поэтому анализ влияния этих факторов на показатели разработки месторождений имеет важное научно-прикладное значение для совершенствования известных и разработки новых технологических решений в этой области.

Причиной нарушения технологических процессов строительства и эксплуатации скважин, возникновения различных осложнений (поглощения жидкости, гидроразрыв горных пород, газонефтеводопроявле-ния и выбросы, межпластовые и заколонные перетоки флюидов, обводнение скважин), снижающих качественные, технико-экономичес-

кие и экологические показатели промысловых работ, является активная гидродинамическая связь вскрытого бурением комплекса проницаемых и неустойчивых горных пород со стволом как на этапах заканчи-вания, так и долговременной эксплуатации скважин. Возникающие и действующие в скважине при производстве технологических операций избыточные давления (репрессии, депрессии) приводят в призабойной зоне флюидонасыщенных пластов к нестационарным гидромеханическим и физико-химическим процессам взаимодействия их с технологической жидкостью в стволе скважины.

Следствием этих сложных и практически неконтролируемых процессов становится ухудшение коллекторскйх' свойств продуктивных пластов, нарушение герметичности крепи и технического состояния фильтра скважин - ключевых промысловых факторов, определяющих качество добываемой продукции, эффективность реализации проектных систем разработки нефтегазовых залежей и технологий ОПЗ, РИР, МУН, приводящих к повышению коэффициента извлечения нефти и газа (КИН).

Результаты научных обобщений и аналитической оценки современного состояния, а также геолого-физических условий разработки нефтегазовых месторождений в поздней и завершающей стадии разработки показывают, что большинство эксплуатирующихся скважин действующего фонда работает при активном гидродинамическом взаимодействии с водо- и газонасыщенными пластами продуктивной толщи (нижние, подошвенные, промежуточные, верхние). Являясь одним из главных факторов снижения качества и эффективности большинства технологий по интенсификации добычи нефти и повышения КИН, нестационарные процессы гидродинамического взаимодействия разнонасыщен-ных пластов в интервале продуктивной толщи оказывают превалирующее негативное влияние на организацию и упорядоченность технологических процессов применяемых систем разработки, препятствуя их дальнейшему совершенствованию и переходу на более высокий уровень эволюционного развития.

Третий раздел диссертации содержит материалы научно-методического подхода по системному решению проблем интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на поздней и завершающей стадиях разработки месторождений.

Методической основой большинства традиционных и вновь создаваемых технологий в области разработки нефтегазовых месторождений является так называемый комплексный подход. По существу же это довольно условный выбор тех или иных технологических приемов и технических средств (по усмотрению разработчиков), направленных на решение (как правило, временное и ограниченной эффективности) какой-либо промысловой задачи. При этом авторами разработок, как правило, не учитываются возможные негативные последствия влияния новых технологий на геолого-физическое состояние при забойной и удаленной зон продуктивного пласта, на гидродинамические условия производства последующих операций интенсификации добычи нефти и газа, а также на показатели герметичности крепи в интервале продуктивной толщи. При этом важно отметить, что целью таких разработок является устранение в технологических процессах негативных последствий, снижающих конечные показатели промысловых работ, а не их причины. Отличительной особенностью такого научно-технического подхода являются неустойчивые и низкие показатели работ, ограниченная область эффективного применения, которые не приводят к развитию системы разработки нефтегазовых залежей и переходу их на более высокий уровень организации и управления технологическими процессами и достижению нелинейного роста основных качественных и технико-экономических показателей.

В этой связи освоение и широкое применение системных подходов и решений в области строительства и эксплуатации скважин приобретает особую актуальность и научную значимость. Поэтому основное внимание в третьем разделе уделено рассмотрению основных принципов системного подхода и их приложения к решению технологических проблем строительства и эксплуатации скважин. Представлена иерархическая схема геолого-технической системы «скважины — углеводородная залежь», на примере которой дан анализ прямых и обратных связей между основными ее частями, которые определяют свойства системы, взаимосвязи между комплексами ее элементов и основными частями и взаимодействия как самих элементов системы, так и с основными ее частями.

К основным частям геолого-технической системы относятся: продуктивная толща (объект воздействия), технология и техника воздей-

ствия на углеводородную залежь (внешняя среда) и параметры управления технологическими процессами (факторы внешнего воздействия). При системном подходе к решению проблем разработки углеводородных залежей необходимо установить взаимосвязь между последовательно проводимыми технологическими операциями, техническими средствами их реализации, параметрами их управления и механизмами взаимодействия проницаемых сред с технологическими жидкостями — как методической основы совершенствования систем разработки месторождений и подъема их на более высокий уровень развития (информатики, организации и управления).

Из анализа иерархической схемы геолош-технической системы «скважины — углеводородная залежь» и промыслового опыта установлено, что этап заканчивания скважин является ключевым для всех стадий разработки нефтегазовых месторождений. Именно на этом этапе находят решение основные промысловые задачи, определяющие качественные и технико-экономические показатели работ на всех четырех стадиях разработки месторождений нефти и газа (начальная, основная, поздняя и завершающая). Это сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов, долговременная изоляция их от разно-насыщенных пластов продуктивной толщи, техническая надежность крепи и фильтра скважины.

Сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивных пластов повышает эффективность применяемых систем разработки, технологий ОПЗ, РИР и МУН, способов эксплуатации скважин. Загрязнение призабойной зоны снижает показатели эффективности всех последующих технологических этапов (вызов притока, освоение и ввод скважин в эксплуатацию, выведение на оптимальный режим добычи нефти и газа).

Техническое состояние крепи (прочность и герметичность обсадных труб и цементного кольца) — канала гидравлической и технической связи углеводородной залежи с поверхностью, определяет эффективность долговременной изоляции нефтегазовых пластов от комплекса флюидона-сыщенных пород продуктивной толщи, исключая их гидродинамическое взаимодействие и расширяя возможности оптимизации систем раз-

работки залежей (технологических процессов воздействия на межсква-жинное пространство и призабойную зону продуктивных пластов), режимов эксплуатации скважин, технологий ОПЗ, РИР и МУН. Тогда как нарушение технического состояния крепи в интервале продуктивной толщи приводит к неконтролируемому осложнению гидродинамического состояния призабойной зоны скважин и ухудшению всех показателей разработки месторождений из-за нарушения проектной системы разработки, низкой эффективности технологий ОПЗ, РИР и МУН в условиях нестационарного гидродинамического взаимодействия продуктивных и разнонасыщенных пластов продуктивной толщи. В итоге снижается уровень текущей добычи и накопленный объем продукта, повышаются темпы обводнения добываемой продукции, снижается нефтеотдача пластов, повышается вероятность невосполнимых потерь углеводородного сырья вне продуктивной толщи. Поэтому формирование крепи и фильтра скважины в интервале продуктивной толщи, а также поддержание их в технически надежном состоянии является одной из ключевых промысловых задач в общей проблеме совершенствования технологий разработки нефтегазовых залежей.

Сквозное рассмотрение технологических процессов в системе «скважины — углеводородная залежь» показывает, что все они тесно связаны, а получаемые конечные результаты взаимозависимы. Поэтому дальнейшее совершенствование методов разработки углеводородных залежей связано с системным решением проблемы повышения уровня развития современных технологий для достижения нелинейного роста показателей качества и эффективности работ на различных стадиях их разработки. При этом на каждом этапе многоэтапного технологического процесса необходимо выполнение ряда системных требований:

1. Создание на предшествующем этапе работ условий, близких к оптимальным, для производства следующего этапа. В этом случае усиливается позитивное влияние основных технологических факторов на конечные показатели работ, снижая или исключая из производственного процесса влияние негативных факторов.

2. Применяемые технологии должны обеспечивать надежный контроль и управление механизмами гидродинамического, физико-химического и термодинамического воздействия на ствол, призабойную зону скважин и залежь. Это повысит эффективность применяемых техноло-

гий за счет более полной реализации механизма воздействия на основные элементы системы разработки нефтегазовых залежей (термодинамическое состояние, геолого-физические характеристики продуктивных пластов, гидродинамическое состояние призабойной и удаленной зон, техническое состояние крепи и фильтра скважин).

3. Целенаправленная реализация внутрисистемных эффектов по совершенствованию и развитию технологий разработки нефтегазовых месторождений как единой геолого-технической системы. Основные научно-технические разработки концентрируются на решении проблемы восстановления природной гидроизоляции флюидонасьпценных пластов продуктивной толщи от ствола скважин в процессе первичного вскрытия, исключающей или сводящей к минимуму процессы гидродинамического и физико-химического взаимодействия в этой системе как на этапах заканчивания, так и последующей эксплуатации скважин.

В соответствии с основными системными требованиями к технологии заканчивания скважин рассмотрены перспективные направления совершенствования традиционных и разработки новых методов в этой области.

Как следует из обзора публикаций и патентов, одним из таких научно-технических направлений является применение в технологических процессах строительства и эксплуатации скважин высоконапорных гидромониторных струй направленного воздействия (Поляков В.Н., Лухманов P.P., Мавлютов М.Р., 1981). Промысловый опыт первичного вскрьггия продуктивной толщи с одновременной кольматацией ствола гидромониторными струями промывочной жидкости (глинистые, по-лимерглинистые) выявил ряд важных преимуществ перед традиционными технологиями.

1. Направленная управляемая гидроизоляция всей поверхности фильтрации флюидонасьпценных пород продуктивной толщи формированием в приствольной зоне при бурении непроницаемого кольматаци-онного экрана.

2. Оперативный контроль и регулирование параметров технологического процесса кольматации проницаемых сред.

3. Высокие гидроизолирующие характеристики кольматационного экрана, повышающего градиент гидроразрыва стенок скважины до гради-

ента горного давления (0,026 МПа/м) и сохраняющего герметичность ствола при действии депрессий до 3,0 МПа (терригенные породы) и до 5,0 МПа в карбонатных отложениях.

Применение этой технологии позволяет разрешить основное при-родно-техническое противоречие в технологических процессах строительства и эксплуатации скважин - восстановить природную гидроизоляцию вскрытых бурением флюидонасьпценных пластов после пересечения их стволом скважины. Высокие гидроизолирующие показатели приствольного кольматационного экрана и уплотненного динамическим давлением до 8,0 МПа покрытия на стенках скважины позволяют реализовать во всех последующих технологических процессах ряд важных для качества и эффективности работ эффектов системного характера. В первую очередь, предупредить возникновение и действие в скважине нестационарных процессов гидродинамического взаимодействия флюидонасьпценных пластов со стволом и связанных с ними негативных последствий: поглощения, гидроразрыв, газонефтевод опроявления, обвалообразования, межпластовые перетоки флюидов, загрязнение при-забойной зоны продуктивных пород и нарушения их изоляции от посторонних пластов продуктивной толщи.

Одновременно создаются благоприятные гидродинамические условия для оптимизации технологических процессов первичного вскрытия продуктивных отложений при близких к пластовому или отрицательных дифференциальных забойных давлениях (2-3) МПа, комбинированного разобщения комплекса флюидонасьпценных пластов продуктивной толщи, совершенствования конструкций забоя скважин в сложных природных и аномальных (техногенного происхождения) геолого-промысловых условиях разработки нефтегазовых залежей, а также опережающей изоляции водонасьпценных пластов — потенциальных об-воднителей добываемой продукции.

Другим, не менее перспективным направлением системного решения проблем эксплуатации скважин и разработки нефтегазовых месторождений является создание технологий по восстановлению технического состояния конструкций забоя и оптимизации их гидродинамических характеристик в действующем и простаивающем фонде скважин, как главного промыслового фактора, сдерживающего развитие работ по ОПЗ, РИР, МУН и системам разработки месторождений в целом.

В данном разделе диссертации представлены методические подходы и технологические решения по восстановлению технического состояния и гидродинамических характеристик конструкции забоя эксплуатационных и нагнетательных скважин, суть которой заключается в следующем. Из интервала нефтенасьпценного пласта, изолирующей перемычки и кровельной части водоносного пласта фрезером удаляется обсадная труба и цементное кольцо. Продуктивный пласт временно изолируется от ствола кольматационным экраном. Кровельная часть водо-насыщенных пород изолируется тампонажным раствором в призабой-ной зоне при нагнетании смеси, а в приствольной — гидромониторной кольматацией всей поверхности фильтрации до кровли водоносного пласта с по-следующей установкой до кровельной его части разделительного цементного моста. Затем восстанавливается гидравлическая связь продуктивного пласта со скважиной (после ОЗЦ), произбодится освоение и ввод ее в эксплуатацию. По такой технологии технически разрушенная конструкция закрытого забоя скважины модернйзируется в открытый забой с одновременной долговременной изоляцией нефтенасьпценного пласта от всех невовлекаемых в разработку пластов продуктивной толщи (нижних, подошвенных, промежуточных и верхних). Для эффективной реализации технологий нагнетания тампонажных смесей для изоляции призабойной зоны высокопроницаемых пород и струйной кольматации приствольной зоны низко- и среднепроницае-мых пород приведены соответствующие методы расчета параметров технологического процесса.

В четвертом разделе представлены результаты аналитической оценки состояния и перспектив разработки нефтегазовых залежей ОАО «Сургутнефтегаз» на поздней стадии разработки.

В период с 1985 по 1997 г. вследствие истощения основных активных запасов нефти и прогрессирующего обводнения скважин спад в добыче нефти достиг 33,3 млн. тонн (при уровне добычи в 1984 г. 60,1 млн. тонн), несмотря на ежегодный ввод в разработку новых месторождений и залежей, а также увеличения фонда добывающих скважин с 4557 до 12138 шт. Обводненность продукции скважин за этот же период возросла с 49,7 до 82,4 %. В последующие годы с значительным расширением объемов работ по увеличению нефтеотдачи пластов и интенсификации до-

бычи, введением в разработку Тянского и Конитлорского месторождений наметилась тенденция увеличения добычи нефти, которая в 2000 г. достигла 40,62 млн. тонн. А к началу 2001 г. фонд добывающих скважин по 27 разрабатываемым месторождениям составил 15719 шт. со средним дебитом нефти 8,2 т/с. при обводненности 85,3 %. Накопленная добыча достигла 1134 млн. тонн при текущем КИН - 16,6 %, отбор нефти составил 58,3 % от утвержденных извлекаемых запасов.

В настоящее время наиболее продуктивные залежи нефти месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» находятся на завершающей стадии разработки со средней обводненностью продукции порядка 90 %, по которым при существующих системах разработки будут достигнуты принятые извлекаемые запасы нефти. Но по ряду месторождений, характеризующихся непредельным нефтенасьпцением пород-коллекторов, высокой послойной неоднородностью проницаемости и пониженными фильтрационными свойствами, аномальными свойствами нефти достижение принятых извлекаемых запасов нефти при существующем подходе к их разработке представляется проблематичным. Для перевода таких залежей в разряд рентабельных в ОАО «Сургутнефтегаз» применяются высокоэффективные технологии довытеснения остаточных запасов, методы повышения продуктивности скважин (ОПЗ, РИР и МУН), уплотнения сетки скважин бурением боковых стволов с горизонтальным забоем и многие другие разработки.

По результатам научных обобщений и анализа промысловой информации установлены с позиций системного подхода основные факторы снижения качества и эффективности традиционно применяемых технологий по интенсификации добычи нефти, снижению обводненности добываемой продукции и повышению КИН на поздней и завершающей стадиях разработки нефтегазовых залежей. Ими являются:

1. Бессистемный подход к процессам организации и управления при-родно-технических систем «скважины — углеводородная залежь», при котором не учитываются органическое единство, взаимосвязь и взаимозависимость ее основных частей — разрабатываемая залежь (объект воздействия), методы воздействия на объект (внешняя среда) и параметры регулирования процессами воздействия на залежь (режимы эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, механизмы воздействия технологий на залежь и призабойную зону пластов при различ-

ных системах разработки и применяемых ОПЗ, РИР и МУН). Другими словами, то, что лежит в основе развития любых материальных систем при переходе на более высокий уровень информатизации организации и управления, совершенствующих ее структурно-поведенческие характеристики, до настоящего времени остается вне внимания большинства специалистов данной области.

2. Непреодолимый дефицит промысловой информации по контролю термодинамического состояния и поведения углеводородных залежей под воздействием применяемых систем разработки. Недостаточный объем и низкое качество информационного обеспечения в нестационарных гидродинамических условиях добычи нефти и газа существенно осложняет принятие своевременных адекватных изменившимся состояниям залежи решений по управлению и организации технологических процессов, повышающих показатели качества и эффективности работ по выработке остаточных запасов углеводородного сырья.

3. Техническое состояние крепи и конструкции забоя в интервале продуктивной толщи, оказывающих решающее влияние на показатели большинства методов интенсификации добычи, выработки активных и трудноизвлекаемых запасов нефти и газа, повышения нефтеотдачи пластов. Превалирующая роль в успешном решении этой сложной технической проблемы принадлежит методике восстановления герметичности фильтра и долговременной изоляции его от водонасыщенных пластов, особенно нижних, подошвенных вод и газонасыщенных пород. Это позволит повысить эффективность работ по решению ключевой задачи — улучшения структуры добываемой продукции, т. е. соотношения нефть-вода.

Отмечается, что наиболее значимые, закономерно развивающиеся негативные тенденции разработки нефтегазовых месторождений в поздней и завершающей стадиях связаны с интенсивно нарастающей обводненностью добываемой продукции, ухудшением структуры остаточных запасов и свойств нефти, снижением эффективности методов воздействия на залежь и призабойную зону продуктивных пластов и технологий во-доизоляционных работ.

Аналитическая оценка технологических и технико-экономических показателей методов интенсификации добычи нефти на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» показала, что рост дополнительной добы-

чи в течение 11 лет (1991—2002 гг.) при применении порядка 40 технологий достиг 88,2 млн. т (табл. 1). При этом около 60 % (53,3 млн. т) получено за счет повышения нефтеотдачи пластов. Средняя удельная технологическая эффективность методов воздействия за анализируемый период возросла с 1155 т/скв.-опер, в 1991 г. до 2183 т/скв.-опер, в 2002 г. (на 89 %). Однако основной вклад в дополнительную добычу нефти (86,3 %) получен за счет применения шести наиболее эффективных методов воздействия: ОПЗ физико-химические, выравнивание профиля приемистости и фронта вытеснения, ГРП и заканчивание скважин горизонтальным забоем.

Все технологии при их оценке объединены по видам воздействия на три группы: гидродинамические (циклическое заводнение в комплексе с регулированием фильтрационных потоков, форсированные отборы жидкости, нагнетание воды, выравнивание фронта вытеснения, депрес-сионные методы, заканчивание скважин горизонтальным забоем); обработка призабойной зоны (химические, физические ОПЗ, выравнивание профиля приемистости, ГРП); изоляционные методы (снижение водопритоков, ликвидация межпластовых и заколонных перетоков, отключение пластов и др.).

Как следует из данных табл. 1, к высокотехнологичным относятся методы эксплуатации пластов горизонтальным забоем (17016 т/скв.-опер.), ГРП (9242 т/скв.-опер.), выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин (2970 т/скв.-опер.), по которым достигнута и максимальная дополнительная добыча нефти при минимальной себестоимости (исключение БГС). К эффективным, но менее технологичным относятся ОПЗ химическими методами, выравнивание фронта вытеснения нефти, перфорационные, гидродинамические. Эффективность других приводимых в таблице технологий существенно ниже (в 10—14 раз), чем в первых двух группах. При этом обращает на себя внимание тот факт, что наибольшие затраты и наименьший технологический эффект связаны с изоляционными методами при том, что значимость их в технологических процессах разработки месторождений является ключевой.

По результатам аналитических исследований и обобщений установлены основные научно-технические направления совершенствования технологических процессов воздействия на залежь и призабойную зону пластов.

К настоящему времени в ОАО «Сургутнефтегаз» сформировались и развиваются следующие направления совершенствования традиционных и разработки новых методов интенсификации выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти:

1. Колтюбинговая технология ОПЗ и РИР, промышленное применение которой с помощью специальных установок начато с 1996 г. В сравнении с традиционно применяемыми техническими средствами и технологиями последние отличают более высокий уровень организации и управления проводимыми операциями, значительно повышающими качество и эффективность работ. Обеспечение непрерывности спуско-подьемных операций, возможность совмещения основных производственных процессов с перемещением непрерывной трубы, а также гибкого регулирования в широких пределах забойного дифференциального давления открывают реальные перспективы применения этого метода как при заканчивании скважин с горизонтальной или пологой конструкцией забоя, так и при их долговременной эксплуатации на различных стадиях разработки нефтегазовых месторождений.

2. Заканчивание и эксплуатация скважин горизонтальным или пологим забоем в последние 5—7 лет находит все большее применение на выработанных месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Опыт ОАО «Сургутнефтегаз» подтверждает, что этот метод один из наиболее перспективных по совершенствованию технологии разработки месторождений, повышению темпов добычи и КИН. Целенаправленное бурение ГС и БГС позволяет сменить место забоя скважин из выработанных участков на участки с невыработанными запасами (БГС) и охватить разработкой низкопродуктивные и застойные зоны нефтяных залежей (ГС). Применение этого метода в сравнении с вертикальными и наклоннонаправленными скважинами в 1,5—3,0 раза повышает основные показатели разработки месторождений (текущий дебит, дополнительная добыча, КИН, низкая обводненность добываемой продукции и себестоимость нефти).

3. Гидравлический разрыв пластов (ГРП) является одним из высокоэффективных методов интенсификации добычи нефти и увеличения КИН из низкопроницаемых пластов за счет активного дренирования призабойной и удаленной зон и стимулирующего воздействия на режимы работы гидродинамически связанных с нагнетательной эксплуата-

Таблица 1

Технологическая и экономическая эффективность методов воздействия на залежь и призабойную зону пластов по месторождениям ОАО «Сургутнефтегаз»

за б месяцев 2002 г.

Показатели Гидродинамические методы Обработки призабойной зоны пласта Всего по методам в среднем

цепрес-сион-ные выравнивание фронта вытеснения гидродинамические горизонтальный забой химические физические выравнивание профиля приемистости ГРП перфорационные изоляционные

ГС ГБС

Дополнительная добыча нефти, тыс.т % 77,8 0,83 791,7 8,4 118,2 1,25 850,8 9,0 708,5 7,52 2167 23,0 29,8 0,32 2427 25,8 1432,6 15,2 676,0 1,2 139,2 1,48 9418,5 100

Технологическая эффективность, т/скв.-опер. 576 1227 345 17016 8434 1150 1192 2970 9242 1199 627 3998

Себестоимость добычи нефти, р/т 707,7 939,9 683,8 681,2 2064,4 680,4 680,8 688,5 871,2 713,2 814,3 866,1

Чистый доход млн. р 112,9 1008,7 173,6 934,7 297,2 3188,9 43,8 3556,1 1900,2 978 190,7 12384,8

ционных скважин. Причем доля добычи от окружающих скважин составляет 30—40 % дополнительно добытой по локальному участку нефти. Но эффективность ГРП, как и других методов разработки залежей, во многом определяется геолого-технической обоснованностью выбора того или иного участка и состоянием его разработки.

4. Методы изоляции притока воды к забоям эксплуатационных скважин, неконтролируемых в больших объемах потерь технологических . жидкостей при различных системах заводнения в нагнетательных скважинах, межпластовых перетоков, промытых зон оказывают решающее влияние практически на все технологические процессы разработки нефтегазовых залежей. Причем значение и роль этих методов на эффективность добычи углеводородного сырья по мере перехода месторождений в позднюю и завершающую стадии будут неуклонного возрастать. Однако в настоящее время технологическая эффективность изоляционных методов по сравнению с другими в отрасли остается на самом низком уровне по ОАО «Сургутнефтегаз» и по дополнительной добыче нефти не превышает 556 т/скв.-опер. Поэтому дальнейшее совершенствование водоизоляционных методов в направлении нелинейного повышения их успешности с 0,3—0,4 до 0,8—0,9 является одним из наиболее перспективных резервов поддержания добычи углеводородов на высоком уровне.

Успешное решение этой сложной промысловой задачи приведет к существенному повышению уровня информативности, управления и организации работ по добыче нефти и газа вследствие нелинейного роста показателей технологических процессов разработки месторождений -систем заводнения, ОПЗ, РИР, МУН.

В пятом разделе диссертации представлены научно-технические разработки по интенсификации выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти и результаты их применения в промысловой практике. «• ОАО «Сургутнефтегаз», начиная с 1996 г., является признанным ли-

дером широкого применения колтюбинговой техники по совершенствованию традиционных и созданию новых технологий по интенсифика-" ции добычи нефти на месторождениях, перешедших в позднюю и завершающую стадии разработки. К началу 2002 г. в эксплуатации находилось 24 колтюбинговых установки, с помощью которых в 2001 г. про-

ведено 2103 скв.-опер., включающие промывку гидратно-парафиновых пробок (587), промывку забоев, ОПЗ (235), ОПЗ, выравнивание профиля приемистости (573), промывку забоя, повторную перфорацию (118), изоляционные работы (40), оценку технического состояния эксплуатационной колонны (116), промыслово-геофизические исследования (347), в т. ч. в горизонтальных забоях (48). С 2001 г. начато освоение скважин с горизонтальным забоем (ГС, БГС) пенными системами и применение новых технологий изоляции водоперетоков. *

В разделе приводятся краткие технические характеристики применяемых колпобинговых установок фирмы «Хайдра Риг» (США), а также М-20, выпускаемой ООО «Изобретатель» Республика Беларусь. Представлены состав оборудования (основного и дополнительного), назначение агрегатов и специальных устройств (инжекторная головка, блок плашечных превенторов), перечень контрольно-измерительных приборов гидравлической системы привода агрегатов.

Как показывает накопленный промысловый опыт, эффективность применения колтюбинговой техники связана, прежде всего, со следующими работами:

1. Бурение БГС с горизонтальным или пологим забоем.

2. Производство ОПЗ и РИР в БГС и ГС.

3. ОПЗ по выравниванию профиля приемистости.

4. Промывка гидратно-парафиновых пробок.

5. Промывка забоя.

6. Изоляционные работы.

7. Повторная перфорация.

8. Промыслово-геофизические исследования, в т. ч. в горизонтальных забоях.

Неоспоримыми преимуществами колтюбинговой техники перед традиционной в области нефтедобычи являются:

1. Проведение РИР, ОПЗ в боковых стволах малого диаметра, где использование стандартного оборудования практически невозможно. '

2. Возможность производства технических и технологических операций в скважинах с избыточным давлением на устье.

Одним из главных факторов высокой эффективности метода в сравнении с традиционными является сокращение времени на производство операций в скважине (до 30 %).

Учитывая все возрастающее значение и превалирующее влияние показателей водоизоляционных работ на технологические процессы разработки нефтегазовых месторождений в поздней и завершающей стадиях, в разделе подробно анализируются основные аспекты этой сложной научно-технической проблемы. В этой связи развито современное представление о причине большинства возникающих в скважинах осложнений и флюидопроявлений, негативные последствия от которой (гидравлическая связь вскрытых при бурении пластов со стволом) наиболее существенно отражаются на основных показателях как бурения, так и эксплуатации скважин, а также разработке залежей в целом.

При высокой технологической эффективности методов разработки нефтегазовых сложнопостроенных залежей скважинами с горизонтальной конструкцией забоя (ГС и БГС) их эксплуатация значительно осложняется из-за большой протяженности горизонтального участка и характера притока флюидов в ствол, а также снижения эффективности ОПЗ и РИР, особенно при производстве водо- и газоизоляционных работ. Анализ публикаций и патентных материалов по данной проблематике свидетельствует о существенном дефиците эффективных технологий и технических решений в этой области. Это же подтверждается промысловой практикой при прорывах воды и газа к скважине с горизонтальным забоем, их или останавливают на длительный период, или переводят в консервацию.

Из основных факторов на эффективность флюидоизоляционных работ большое влияние оказывает конструкция горизонтального забоя. В ОАО «Сургутнефтегаз» в скважинах с боковым стволом широко применяются два типа конструкций «хвостовика». В первом случае «хвостовик» включает гидравлическую подвеску, обсадные трубы (внутренний диаметр не менее 76 мм), перфорированный патрубок, цементировочную манжету и фильтр. Во втором - гидравлическая подвеска, цементировочная муфта, заколонный надувной пакер, обсадные трубь1 и фильтр.

В скважинах законченных с горизонтальной конструкцией забоя (ГС) применяются следующие типы: нецементируемый «хвостовик-фильтр» (щелевидный), нецементируемый фильтр с проволочной намоткой (ФГС) конструкции ВНИИБТ, нецементируемый фильтр с внешними

разобщающими пакерами конструкции ВНИИБТ и цементируемый перфорированный «хвостовик».

Для повышения качества и эффективности флюидоизоляционных работ в скважинах с горизонтальным забоем специалистами ОАО «Сургутнефтегаз» совместно с ТО «СургутНИПИнефть» разработан и внедрен комплекс усовершенствованных технологий, включающий:

— специальные составы блокирующих жидкостей с широким диапазоном реологических и структурно-механических характеристик (РОУ, ЖГ-ИЭР, «Clear water», «Блок-10»);

— тампонажные растворы на углеводородной основе, цемент ПЦТ I - СС - 100 по ГОСТ 1581-96;

— полимерные изолирующие композиции группы АКОР-БН и АКОР-МГ.

Все работы проводятся с использованием насосно-компрессорных или «гибких» труб (колтюбинг) и в соответствии с утвержденным временным регламентом «Технология ремонтно-изоляционных работ по ликвидации заколонных перетоков в горизонтальных скважинах». — Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз», - 2002.

Для обеспечения успешности производства операций РИР разработана методика гидравлического расчета движения технологических жидкостей в горизонтальной части ствола скважины.

Основным научно-техническим направлением повышения эффективности методов интенсификации добычи нефти на выработанных месторождениях является совершенствование технологических процессов воздействия на призабойную и удаленную зоны продуктивных пластов. В этой связи большой объем исследований и промысловых испытаний проведен по совершенствованию технологии производства ГРП, объем которых на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» в 2000 г. достиг 207 скв.-опер. Для расчета параметров управления технологическим процессом гидроразрыва создана компьютерная программа, разработано несколько технологических модификаций ГРП для различных типов строения залежей и состояния их разработки; оперативно корректируются геолого-физические критерии обоснованного выбора скважин и участков для производства ГРП различных модификаций.

Совершенствование технологии ГРП проводилось в следующих основных направлениях:

1. Экраноустанавливающее ГРП для предупреждения образования или ликвидации заколонных перетоков, трещин разрыва в маломощных изолирующих перемычках.

2. Селективные поэтапные ГРП для укрепления трещин разрыва в многослойном пласте большой толщины (более 15 м) с применением пакеров и проппанта.

3. Ориентирование трещин разрыва при ГРП бурением наклонных скважин с углом вхождения в пласт более 45° и азимутальным углом в требуемом направлении развития трещины разрыва.

4. Производство ГРП растворами химреагентов, повышающих нефтеотдачу пластов (композиции кислот, ПАВ и полимеров, состав и объемы которых определяются особенностями геолого-физического строения пласта и состояния разработки участка залежи).

5. Барьероустанавливающие ГРП для повышения эффективности гидродинамических методов воздействия (циклическая закачка, изменение направления потоков флюидов в пласте).

6. Повторное ГРП в случаях нарушения технологии первичного гидроразрыва пласта и значительного снижения продуктивности скважин.

Оценена эффективность применения модификаций ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» за период 1999-2002 гг. в 810 добывающих и 95 нагнетательных скважинах как по каждой скважине, так и участкам воздействия. При этом установлено, что эффективность ГРП по скважинам составила 91,5 %, а по участкам воздействия из-за стимулирования работы окружающих добывающих скважин — 94,5 %. Из 5,5 % неэффективных ГРП 69 % связаны с несоблюдением требований выбора скважин для производства операций, 15 % — с нарушением технологии работ и 16 % — с ускоренным прорывом нагнетательной воды.

За счет применения ГРП дополнительно добыто 5834 тыс. тонн нефти с технологическим эффектом 6,45 тыс. тонн на операцию. Причем суммарная суточная добыча нефти по оценочным скважинам относительно ее значения на период проведения ГРП через три месяца их эксплуатации увеличилась на 3,78 тыс. тонн, а на 01.2001, несмотря на рост обводненности продукции, суточная добыча нефти увеличилась до 4,4 тыс. тонн.

В результате совершенствования технологии ГРП, более обоснованного выбора скважин и участков воздействия в течение всего периода

применения метода отмечается рост технологической эффективности. Если в первые годы прирост среднесуточной добычи нефти составлял 4,8 т/скв.-опер., то за период с 1996 по 2002 г. этот показатель повысился до 8,9 т/скв.-опер. Причем по нагнетательным скважинам эффективность ГРП выше, чем по добывающим.

Вместе с тем отмечается тенденция снижения доли дополнительной добычи нефти на участках стимулирующего воздействия из-за увеличения повторных ГРП и выработанности запасов нефти по залежи. Кроме того, на снижение эффективности ГРП оказывают влияние следующие основные промысловые факторы: малая толщина изолирующих перемычек между газо-, нефте- и водонасыщенными пластами, многослой-ность продуктивных пластов и анизотропия филырационно-прочност-ных характеристик горных пород, ухудшение во времени фильтрационных свойств зон дренирования, нарушение технического состояния крепи и фильтра, непрогнозируемое и слабое воздействие на залежь системы ППД.

По результатам исследований и аналитических оценок обоснованы перспективные направления развития технологии ГРП, к основным из которых относятся:

1. Совершенствование технологий проектирования ГРП оптимизацией реологических показателей технологических жидкостей, параметров режима воздействия на процесс обработки.

2. Отработка технологий экраноустанавливающих, многоэтапных и повторных ГРП с предупреждением и ликвидацией негативных последствий предыдущих операций.

3. Отработка способа восстановления проводимости трещин методами ОПЗ, гидродинамических, акустических, тепловых воздействий, использования физических полей.

4. Испытания комплексного воздействия ГРП и МУН на локальные участки залежи, совершенствование методов их выбора и технологий МУН.

5. Совершенствование методов оценки эффективности ГРП и разработка программ по поддержанию высокой продуктивности скважин.

6. Отработка технологий направленного ГРП в боковых стволах и наклонных скважинах по повышению качества и эффективности работ.

Большие перспективы повышения нефтеотдачи пластов и интенси-

фикации добычи нефти связаны со строительством многоствольных скважин, боковых стволов и скважин с горизонтальным забоем. В настоящее время на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» пробурено и эксплуатируется 106 скважин с боковыми стволами в основном в аварийных или высокообводненных скважинах.

При этом отрабатываются три технологии первичного вскрытия продуктивного пласта: вертикальным или слабонаклонным стволом, пологим (до 60°) и горизонтальным. Отход забоя бокового ствола от основного изменяется от нескольких десятков до 550 м, длина горизонтальной части ствола — от 48 до 256 м.

На 01.2001 г. в эксплуатации находится 101 скважина с боковым стволом. Оценка эффективности метода проводилась как по каждой скважине, так и по взаимодействующим с ней окружающим скважинам. В результате зарезки боковых стволов отмечается повышение дебитов по нефти и снижение обводненности продукции по всем скважинам сформированной локальной площадной системы. Прирост суточной добычи нефти по этим скважинам составил 929,5 т/с. со средним дебитом 9,9 т/с., что позволило за анализируемый период (1998—2000 гг.) дополнительно добыть из боковых стволов 276,8 тыс. тонн нефти, что составило 2,74 тыс. тонн на скважину. При этом дополнительная добыча нефти в 1998 г. составила 9,6 тыс. тонн, в 1999-м — 59,4 тыс. тонн., а в 2000 г. — 195,8 тыс. тонн. Максимальный начальный дебит боковых стволов с го -ризонтальным забоем 88-132 м отмечен в скважинах Восточно-Сургутского месторождения (пласт БС)0) и составил в среднем 48,1 т/с. Минимальный начальный дебит получен в скважинах Маслиховского место рождения (1,9 т/с.), Федоровского (2,3 т/с.) и Савуйского (2,6 т/с.).

Ввод в эксплуатацию боковых стволов в большинстве случаев привел к стимулированию добычи в окружающих скважинах из-за увеличения скорости фильтрации флюидов, изменения направления потоков, подключения к разработке застойных участков. Поэтому суммарная суточная добыча нефти по гидродинамически связанным с боковым стволом окружающих скважин увеличилась с 2859,6 т/с. (на дату ввода в эксплуатацию боковых стволов) до 3235, 1 т/с., или на 427,8 т/с. Такое увеличение дебита нефти окружающих скважин связано со снижением обводненности продукции в среднем на 1,7 % и увеличением дебита по жидкости (рис. 1).

В результате за счет эксплуатации 101 скважины с боковыми стволами на месторождениях ОАО НК «Сургутнефтегаз» на 01.2001 г. и окружающих скважин дополнительно добыто 499,5 тыс. тонн нефти (1998 г. -24,9 тыс. тонн, 1999 г. - 124,1 тыс. тонн и в 2002 г. - 329, 2 тыс. тонн).

Анализ зависимостей дополнительной добычи нефти от суммарного времени работы скважин, участков и характеристик вытеснения показывает, что основной объем дополнительной добычи на участках залежей с боковыми стволами получен за счет повышения нефтеотдачи пластов.

Массовое бурение горизонтальных скважин (ГС) в ОАО «Сургутнефтегаз» начато с 1993 г. на пласты АС4 8 Федоровского и БСШ Конитлор-ского месторождений, общее количество которых на 01.2001 г. составило 359. Длина горизонтальной части забоя по нефтяной оторочке достигает 550 м. Дебит нефти горизонтальных скважин в 3—5 раз превышает дебиты наклонно-направленных скважин.

С течением времени эксплуатации горизонтальных скважин наблюдается постепенное снижение дебита (за 6 лет средний дебит уменьшился с 50 т/с. до 22 т/с.). Тогда как дебит вертикальных скважин за тот же период времени остается неизменным - порядка 9,0 т/с. Это объясняется влиянием следующих факторов (рис. 2, 3, 4):

1. Рост обводненности ГС (на 2,0-2,5 % в год).

2. Высокий суточный дебит по газу (27,1-38,4 тыс. м3, что в 3-4 раза выше, чем в вертикальных скважинах.

Несмотря на отмеченную тенденцию, эксплуатация горизонтальных скважин существенно эффективнее в сравнении с наклонно-направленными. Так, за первые три года удельная добыча одной ГС составляет порядка 10 тыс. тонн/год. а вертикальной скважины (ВС) — 3,0 тыс. тонн/год (дополнительная добыча 7,0 тыс. тонн/год). В последующие три года идет снижение дополнительной добычи нефти до 3,0—3,5 тыс. тонн/год. За весь период эксплуатации горизонтальных скважин дополнительная добыча нефти относительно ВС составила 3843,1 тыс. тонн.

За период 1991—2000 гг. на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» по всем видам воздействия на пласты проведено более 53,1 тыс. сква-жино-операций (в т. ч. в добывающих 21871 скв.-опер., в нагнетательных 31153 скв.-опер.). Объем дополнительно добытой нефти за этот период составил около 60,5 млн. тонн (рис. 5). При этом за счет воздей-

ствия на пласты через добывающие скважины дополнительно добыто 21,1 млн. тонн нефти, а через нагнетательные скважины - 39,4 млн. тонн. Доля дополнительной добычи нефти в общей добыче возросла с 8,5 % в 1991 г. до 34,1 % в 2000 г. Средний технологический эффект по годам воздействия за счет увеличения в общем объеме доли высокоэффективных технологий (ГРП, скважины с горизонтальными и боковыми горизонтальными стволами, потокоотклоняющие методы, физико-химические ОПЗ) возрос с 1155 т/скв.-опер. в 1991 г. до 1781 т/скв. -опер. в 2000 г.

Результаты анализа эффективности применения методов воздействия на пласты месторождений ОАО НК «Сургутнефтегаз» показали, что тенденция стабилизации и наметившегося повышения добычи нефти обусловлены в основном увеличением объема применения новых высокоэффективных технологий воздействия на пласты. И по мере выработки и перехода нефтегазовых месторождений в позднюю и завершающую стадии разработки значение и роль этих методов будет только возрастать.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Состояние теоретических, прикладных исследований и разработок по решению ключевых технологических проблем строительства скважин и разработки нефтегазовых месторождений характеризуется бессистемным подходом - без учета взаимосвязи и взаимозависимости между основными частями и комплексом элементов геолого-технической системы в процессе бурения и эксплуатации скважин. Это исключает возможность эволюционного развития и подъема на более высокий уровень информативности, организации и управления как технологий бурения, эксплуатации скважин, так и систем разработки углеводородных залежей.

2. Развиты современные представления о причинно-следственных связях в технологических процессах разработки нефтегазовых залежей. Уточнено, что причиной нарушения большинства применяемых технологий и снижения их качественных и технико-экономических показателей является активная гидродинамическая связь вскрытых бурением проницаемых пластов (особенно продуктивной толщи) со стволом сква-

0-2 2-4 4-8 8-16 16-32

Дебит нефти, тонн/сут

32-64

>64

0-10 10-20 20-30 30-40 40-50 50-60 60-70 70-80 80-90 90-95 95-100 Обводненность продукции, %

Рис. 1. Распределение дебита нефти (а) и обводненности продукции (б) в начальный период (1—4 месяца) эксплуатации боковых стволов

Годы разработки

Рис. 2. Динамика добычи нефти и жидкости по горизонтальным и вертикальным скважинам пласта АС4-8

20 | 18

а а

a¡§ и

If,0

|з 8

I» в

1 4

I 2 0

Уявлмм нличя шфтя охкоЯ ГС, 1UC токм/ли I " ВС, ПК. тот/пщ I МП. 8

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999

Годы разработки

Рис. 3. Динамика удельной добычи нефти горизонтальной и вертикальной скважин 100 90 S0 * 70 | «О

1 М I 40

I 30 20 10 0

■ Обмдненноетъ ГС, % iBC.»

1993

1994

1995

1996

1997

1996

Годы разравотш

Рис. 4. Динамика обводненности горизонтальных и вертикальных скважин

14000

х о н

и 3 ь

■е-

X П5

т а

о <

к п) X л с; <и

5 X С О с о

С!

12000

10000

8000

; Т----

□ гидроразрыв пласта

[3 горизонтальные скважины . I . I... Л 1 1

Ц выравнивание профиля приемистости Щ выравнивание фронта вытеснения Щ гидродинамические методы 1 1

■ ОПЗ химическими методами Н перфорационные методы 1 1 » / } /Ь/шшШк

И ОПЗ физическими методами ! пЯШт ! / /

| боковые стволы

О депрессионные методы В изоляционные методы 1 1 1 ' ! / ' [ /f $.

6000

4000

2000

5 6 7 Годы разработки

Рис. 5. Показатели дополнительной добычи нефти по видам воздействия на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» за период 1991— 2000 гг.

жины на этапах строительства и в процессе их длительной эксплуатации на всех стадиях разработки нефтегазовых залежей. Тогда как основными негативными факторами нарушения технологии работ и снижения их эффективности (следствие) являются нестационарные процессы гидродинамического взаимодействия, вызываемые действием в скважине знакопеременных нагрузок (репрессии, депрессии), градиенты давления между флюидонасыщенными пластами, геолого-физические характеристики призабойной зоны проницаемых пластов и физико-химические свойства пластовых флюидов и технологических жидкостей.

3. Научно обосновано и нашло практическое подтверждение приоритетное научно-техническое направление совершенствования современных технологий интенсификации добычи и выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти, повышения КИН и снижения обводненности скважин. Оно включает разработку и широкое внедрение в производство технологий селективной изоляции комплекса флюидо-насыщенных пластов продуктивной толщи на этапах строительства и эксплуатации скважин.

4. Для успешного решения ключевых проблем эксплуатационных скважин (сохранение природных коллекгорских свойств продуктивных пластов, формирование технически надежной крепи — канала гидравлической связи разрабатываемой залежи с устьем и долговременная изоляция нефтегазонасыщенных пластов от невовлекаемых в разработку) предложен комплекс системных решений, включающий технику и технологию оперативного контроля технического состояния ствола (герметичность и прочность стенок) в процессе бурения, технологию селективной изоляции вскрываемых бурением флюидонасыщенных пластов от ствола скважины методами малых и объемных проникновений на этапе заканчивания и продуктивных пластов от водогазонасыщен-ных при производстве РИР в процессе эксплуатации скважин.

5. Разработаны при участии автора, испытаны и внедрены модифицированные технологии ГРП (экраноустанавливающая, многоэтапная, повторная, направленная, комбинированная с ОПЗ и МУН, локальная на участках залежи в добывающих и нагнетательных скважинах), а также эксплуатация скважин горизонтальной конструкцией забоя (ГС, БГС) привели в течение 1997-2000 гг. к росту дополнительной добьии нефти

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ .

33 БИБЛИОТЕКА {

•в Ж мгг

13,1 млн. тонн в общем объеме добычи. Средняя технологическая эффективность методов при этом повысилась с 1155 т/скв.-опер. до 1781 т/скв.-опер.

6. Усовершенствован и внедрен в производство комплекс изоляционных технологий по ликвидации заколонных флюидоперетоков в скважинах с горизонтальным забоем различной конструкции (открытый, открытый с нецементируемым фильтром-»хвостовиком», закрытый с зацементированным перфорированным «хвостовиком») с применением гибкой колонны труб (ГНТК) и технологических схем (модернизированные технологии ГРП — повторные операции, изоляционные с блокированием водоперетоков, селективного воздействия, а также эксплуатация скважин горизонтальным забоем). Комплекс включает жидкости глушения типа РНО, ЖГ-ИЭР фирмы «В1» и «Clear Water», жидкости блокирования продуктивной части горизонтального ствола («Метка», «Галка», «Блок 10» фирмы «Clear Water»), полимеризолирующие (АКОР, АКОР-БН, АКОР-МГ) и тампонажные составы.

7. Развивающаяся общая тенденция стабилизации уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и его повышения на отдельных залежах обусловлена существенным увеличением объемов внедрения традиционных технологий (физико-химические ОПЗ, перфорационные, выравнивание фронта вытеснения и профиля приемистости пластов, депрессионные, форсированные отборы, ГРП, изоляционные и т.д.) и применением новых высокоэффективных методов воздействия на пласты и призабойную зону. Прирост дополнительной добычи нефти от методов воздействия на пласты в 2000 г. превысил аналогичный по введенным в эксплуатацию новым скважинам в 1,84 раза.

8. Установлена высокая технико-экономическая эффективность применения колтюбинговой технологии и техники при проведении ГИС, ОПЗ и РИР в скважинах с горизонтальным забоем (ГС и БГС), обеспечивающих нелинейный рост базовых показателей в сложных геолого-технических условиях поздней и завершающей стадиях разработки нефтегазовых месторождений.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах:

Монография

1. Кочетков JI.M. Методы интенсификации процессов выработки остаточных запасов нефти. - Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья», 2005. —110 с.

Статьи в научно-технических журналах и сборниках:

2. Кочетков Л.М. Проблемы вторичного вскрытия продуктивных горизонтов месторождений Сургутского свода на поздней стадии разработки // Междунар. науч. конф. Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири: Тез. докл. -Тюмень, 1996; - С. 93.

3. Кочетков Л.М. Сравнительный анализ методов вторичного вскрытия продуктивных горизонтов Лянторского и Федоровского месторождений / Л.М. Кочетков, A.C. Нуряев, В.Н. Журба // Тез. докл. Там же. - С. 96.

4. Кочетков Л.М. Методика проведения промыслового эксперимента по щелевой пескоструйной перфорации с применением высокопроизводительной промыс ловой техники / Л.М. Кочетков, Ю.С. Кузнецов, В.Н. Журба // Тез. докл. Там же. - С. 108.

5. Кочетков Л.М. Промысловые исследования щелевой и точечной гидропгс -коструйной перфорации / Л.М.Кочетков, В.Н.Журба, A.C. Нуряев // Тез. докл Там же. - С. 111.

6. Кочетков Л.М. Теоретические аспекты гидромониторного разрушения породы затопленными струями применительно к щелевой разгрузке забоя /Ю.С. Куз нецов, Л.М. Кочетков, Р.Ю. Кузнецов // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень 1997, № 5. - С. 58-62.

7. Кочетков Л.М. Опыт проведения гидроразрывов пластов в ОАО «Сургутнефтегаз» // Энергетика Тюменского региона. - Тюмень, 1999, № 1. - С. 31-33.

8. Кочетков Л.М. Способ изготовления длинномерных сварных труб / Л.М. Кочетков, A.M. Козловский, И.М. Кривихин и др.// Пат. на изобретение № 2170633 РФ, Москва, 2001.

9. Кочетков Л.М. Результаты применения технологии повторного ГРП на ме-

(порождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин. Тр. НПО «Бурение». Краснодар. - 2001. - Вып. № 6. - С. 61-66.

10. Кочетков Л.М. Результаты применения технологии экраноустанавливаю-щего ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин. Тр. НПО «Бурение». Краснодар. - 2001. - Вып. № 6.

- С. 91-95.

11. Кочетков Л.М. Результаты применения технологии очистки трещин при ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин. Тр. НПО «Бурение». Краснодар. - 2001. - Вып. N8 6. - С. 109-115.

12. Кочетков Л.М. Опыт освоения трудноизвлекаемых запасов методом ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Л.М. Кочетков, Г.А Малышев. // III Междун. научн.-пр. конф. Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей, Анапа, 24—28 сентября 2001: Тез. докл. - Краснодар: ОАО НПО «Роснефть - Термнефть», 2001. - С. 32-33.

13. Кочетков Л.М. Методическое пособие. Гидрогеология нефтегазовых месторождений. Курс лекций / Сургут. СФ ТГНГУ: - 2001. - 21 с.

14. Кочетков Л.М. Методические указания. Проведение работ по гидравлическому разрыву пластов / Сургут. СФ ТГНГУ: - 2001. - 17 с.

15. Кочетков Л.М. Состояние и перспективы развития технологии ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Л.М. Кочетков, Г.А. Малышев, В.П. Со-нич, В.Г. Шеметило, С.А. Сулима и др.// Труды междун. технол. симп. Повышение нефтеотдачи пластов: - Москва, 2003, - С. 201-208.

16. Кочетков Л.М. Системные решения технологических проблем заканчива-ния скважин / Л.М.Кочетков, В.Н. Поляков, Ю.С. Кузнецов, и др. // Труды междун. технол. симп. Интенсификация добычи нефти и газа, Доклад. Москва, 26-28 марта 2003: - Москва, 2003.

17. Кочетков Л.М. Состояние и совершенствование работ по проведению гидроразрыва пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Л.М. Кочетков. А.Г. Малышев, Г.А. Малышев, В.Ф. Седач, // Нефтяное хозяйство. - 2004. № 2,

- С. 38-42.

18. Кочетков Л.М. Современные представления о причинах флюидопроявле-ний при строительстве и эксплуатации скважин. //Известия вузов. Нефть и газ. -Тюмень, 2004, - № 6. - С 92-94.

19. Кочетков Л.М. Опыт проведения изоляции заколонных перетоков в горизонтальных скважинах с установкой «Непрерывная труба»/ Л.М. Кочетков, К.В. Бурдин// Время колтюбинга, 2004, № 10, - С 36 - 40.

20. Кочетков Л.М. Технологическая эффективность методов интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» //Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень, 2005, - № 1. - С 55 - 80.

21. Кочетков Л.М. Влияние осложнений на геолого-промысловые условия заканчиваю«, эксплуатации и ремонта скважин в поздней стадии разработки нефтяных залежей / Л.М. Кочетков, Г.Г. Ишбаев, В.Н. Поляков // VI конгресс нефтепромышленников России. Секция В. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов / Уфа, 25 мая 2005. Научные труды / Уфа: Изд. Монография, 2005. - С. 276-280.

22. Кочетков Л.М. Снижение эффективности контроля и управления системой разработки месторождений в поздней стадии. / Л.М.Кочетков, Г.Г. Ишбаев // Там же. С. 281-282.

23. Кочетков Л.М. Последствия техногенных изменений геолого-промысловых характеристик продуктивной толщи. /Л.М. Кочетков, Г.Г. Ишбаев.// Там же. С. 283-285.

»24 0 74

РНБ Русский фонд

2006-4 26201

-0- 3400/05/100.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Кочетков, Леонард Михайлович

Введение

1. Закономерности изменения условий разработки нефтяных месторождений в поздней и завершающей стадиях

1.1. Нестационарное термодинамическое состояние разрабатываемых залежей

1.2. Техногенные изменения геолого-промысловых характеристик продуктивной толщи

1.3. Осложнения геолого-промысловых условий заканчивания, эксплуатации и ремонта скважин.

1.4. Снижение эффективности контроля системой разработки месторождений и управления ею

Выводы

2. Проблемы выработки трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти и повышения нефтеотдачи пластов

2.1. Ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов при заканчивании скважин

2.2. Нарушения герметичности крепи и технического состояния фильтра

2.3. Геолого-технические условия эксплуатации скважин,

ОПЗ, РИР и МУН

Выводы

3. Системные подходы и решения проблем интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.

3.1. Основные принципы системного подхода к решению технологических проблем строительства и эксплуатации скважин.

3.2. Геолого-техническая система «скважины - углеводородная залежь».

3.3. Системные решения технологических проблем заканчи-вания и эксплуатации скважин.

3.3.1. Технология первичного вскрытия продуктивных отложений

3.3.2. Технология комбинированного разобщения и селективной изоляции пластов продуктивной толщи.

3.3.3. Технология совершенствования конструкций забоя скважин

3.4. Технология модернизации конструкций забоя действующего фонда скважин

3.4.1. Методические подходы и технологические решения по гидроизоляции водо- и газонасыщенных пластов от продуктивных

3.4.2. Расчеты технологических параметров процесса гидроизоляции водо- и газонасыщенных пластов

Выводы

4. Состояние и перспективы разработки нефтегазовых залежей ОАО «Сургутнефтегаз» на поздней стадии

4.1. Структура запасов нефти и состояние разработки месторождений

4.1.2 Состояние разработки месторождений

4.2. Негативные факторы и тенденции в технологии разработки нефтегазовых залежей.

4.3. Краткая аналитическая оценка технологических и технико-экономических показателей методов интенсификации добычи нефти на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

4.4. Научно-технические направления совершенствования технологических процессов воздействия на залежь и призабойную зону пласта.

Выводы

5. Научно-технические разработки по интенсификации процессов выработки остаточных трудноизвлекае-мых запасов нефти.

5.1. Колтюбинговые установки в технологических процессах нефтедобычи.

5.2. Усовершенствование технологии изоляционных работ.

5.2.1. Современные представления о причинах флюидопрояв-лений в скважинах

5.2.2. Технология изоляции заколонных перетоков в боковых стволах и горизонтальных забоях.

5.3. Технология изоляции участков прорыва газа и воды в скважинах с горизонтальным забоем

5.3.1. Краткий анализ состояния работ.

5.3.2. Жидкости для блокирования горизонтального ствола скважины

5.3.3. Лабораторные исследования по выбору композиций изоляционных составов

5.3.4. Гидравлический расчет движения технологических жидкостей в горизонтальном стволе скважины при РИР.

5.4. Эффективность технологий воздействия на пласты и перспективы совершенствования

5.4.1. Результаты совершенствования технологии ГРП

5.4.2. Перспективы развития технологии ГРП

5.4.3. Анализ эффективности эксплуатации боковых стволов

5.4.4. Оценка эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным забоем

5.4.5. Общие показатели применения методов воздействия на пласты.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Системные подходы и решения проблем интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья"

Актуальность работы. Проблема повышения нефтеотдачи пластов интенсификацией выработки остаточных запасов в поздней стадии разработки углеводородных залежей с каждым годом приобретает все большую значимость на месторождениях нефтегазодобывающего комплекса России.

Связано это с проявлением в последние годы ряда устойчивых тенденций: снижением с 15 до 10 % количества вводимых в разработку крупных месторождений, увеличением до 80 % фонда добывающих скважин на месторождениях в поздней стадии разработки, неуклонным ростом обводненности добываемой продукции, достигшей 70-90 %, с годовым приростом до 5 %. Так, при увеличении объемов ремонтно-изоляционных работ (РИР) по Западной Сибири на 40 % ежегодно, число обводненных скважин растет в 1,5-2,0 раза быстрее.

Но наиболее существенное влияние на дальнейшее развитие нефтегазодобывающей отрасли России оказывает закономерное негативное изменение структуры разрабатываемых запасов нефти. Обусловлено это, с одной стороны, введением в разработку все большего числа сложнопостроенных с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, продуктивных отложений и повышенной вязкостью нефти, с другой - переходом большинства месторождений в позднюю стадию разработки (фактор техногенного влияния), когда доля трудноизвлекаемых запасов неуклонно возрастает, а активных запасов нефти - снижается.

Нестационарность термодинамического состояния месторождений в поздней стадии разработки осложняет геолого-промысловые условия и снижает показатели качества и эффективности работ при заканчивании и ремонте скважин. Наибольшее негативное воздейст-. вие при этом оказывается на природные коллекторские свойства продуктивных пластов, долговременную изоляцию их от водонасыщенных пород, техническое состояние крепи и фильтра скважин.

Цель работы.

Интенсификация выработки остаточных, трудноизвлекаемых запасов в поздней стадии разработки нефтегазовых месторождений совершенствованием методических подходов и внедрением системных технологий.

Основные задачи исследований.

2. Обоснования с позиций системного подхода приоритетных научно-технических направлений разработок по интенсификации выработки остаточных, трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.

3. Модернизация конструкций забоя эксплуатационных скважин, интенсифицирующих процессы выработки остаточных, трудноизвлекаемых запасов нефти и газа.

Методы исследований.

Для решения поставленных задач использованы методика системного подхода, методы экспериментальных (фильтрационные на УИПК-1М, физико-химические, аналитические и др.) и промысловых исследований (ГИС, гидродинамические), математической статистики, физического моделирования, стендовых испытаний.

Научная новизна.

1. Научное обобщение на принципах системного подхода и аналитическая оценка состояния работ в области заканчивания и эксплуатации скважин, перспектив развития новых технологий разработки нефтегазовых месторождений и их реализации в техногенно аномальных геолого-промысловых условиях.

2. Установлена взаимосвязь и взаимовлияние основных геолого-технических факторов при заканчивании и эксплуатации скважин на закономерное снижение качества их строительства и эффективность разработки нефтегазовых залежей.

4. Научно обосновано перспективное направление совершенствования процессов интенсификации выработки остаточных запасов нефти сохранением природных коллекторских свойств продуктивных отложений, долговременной изоляции их от водонасыщенных пластов, модернизацией конструкции забоя скважин в сочетании с эффективными методами ОПЗ, РИР, МУН.

Практическая ценность.

1. Результаты промышленной реализации методических подходов и технологических разработок при заканчивании скважин горизонтальным забоем (БС, ГС), методов модернизации конструкций забоя скважин, колтюбинговой технологии водоизоляционных работ, ОПЗ, РИР, МУН на нефтегазовых месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

2. По материалам промысловых испытаний разработаны и внедрены на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»:

2.1. Временный регламент. Технология ремонтно-изоляционных работ по ликвидации заколонных перетоков в горизонтальных скважинах. ОАО «Сургутнефтегаз». 2002. - 43 с.

2.2. Технологический регламент. Производство работ по гидроразрыву пласта на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Сургут, 1999.-25 с.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты докладывались на:

1. Международная научная конференция «Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Западной Сибири» (г.Тюмень, 1996), Международная научно-техническая конференция «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (г.Тюмень, 1999), 3-я Международная научно-практическая конференция «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и вязких нефтей» (г. Анапа, 24-28.09.2001), Международный технологический симпозиум «Интенсификация добычи нефти и газа» (г.Москва, 26-28.03.2003 г.).

2. Международной научно-технической конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (г. Тюмень, 1999).

Диссертационная работа автора является научным обобщением результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований и разработок в области заканчивания и эксплуатации скважин в аномальных геолого-технических условиях разработки нефтегазовых залежей, выполненных как самостоятельно, так и совместно с профессорами Кузнецовым Ю. С., Поляковым В. Н., Ишбае-вым Г. Г., а также со специалистами СУПНП и КРС, и института ТО «СургутНИПИнефть».

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Кочетков, Леонард Михайлович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании научных обобщений и аналитических оценок установлено, что общее состояние теоретических, прикладных исследований и разработок по решению ключевых технологических проблем строительства скважин и разработки нефтегазовых месторождений характеризуется бессистемным подходом без учета взаимосвязи и взаимозависимости между основными частями и комплексом элементов геолого-технической системы в процессе бурения и эксплуатации скважин. На современном этапе сложившееся положение исключает возможность эволюционного развития и подъема на более высокий уровень информативности, организации и управления как технологий бурения, эксплуатации скважин, так и систем разработки углеводородных залежей.

2. По результатам аналитических исследований развиты современные представления о причинно-следственных связях в технологических процессах разработки нефтегазовых залежей. Уточнено, что причиной нарушения большинства применяемых технологий и снижения их качественных и технико-экономических показателей является активная гидродинамическая связь вскрытых бурением проницаемых пластов (особенно продуктивной толщи) со стволом скважины на этапах строительства и в процессе их длительной эксплуатации на всех стадиях разработки нефтегазовых залежей. Тогда как основными негативными факторами нарушения технологии работ и снижения их эффективности (следствие) являются нестационарные процессы гидродинамического взаимодействия, вызываемые действием в скважине знакопеременных нагрузок (репрессии, депрессии), градиенты давления между флюидо-насыщенными пластами, геолого-физические характеристики призабой-ной зоны проницаемых пластов и физико-химические свойства пластовых флюидов и технологических жидкостей.

3. Научно обосновано и нашло практическое подтверждение приоритетное научно-техническое направление совершенствования современных технологий интенсификации добычи и выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти, повышения КИН и снижения обводненности скважин. Оно включает разработку и широкое внедрение в производство технологий селективной изоляции комплекса флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи на этапах строительства и эксплуатации скважин.

4. Для успешного решения ключевых проблем эксплуатационных скважин (сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов, формирование технически надежной крепи - канала гидравлической связи разрабатываемой залежи с устьем и долговременная изоляция нефтегазонасыщенных пластов от невовлекаемых в разработку), предложен комплекс системных решений, включающий: технику и технологию оперативного контроля технического состояния ствола (герметичность и прочность стенок) в процессе бурения, технологию селективной изоляции вскрываемых бурением флюидонасыщенных пластов от ствола скважины методами малых и объемных проникновений на этапе заканчивания и продуктивных пластов от водога-зонасыщенных при производстве РИР в процессе эксплуатации скважин.

5. Модернизация и промысловая адаптация технологий ГРП (эк-раноустанавливающая, многоэтапная, повторная, направленная, комбинированная с ОПЗ и МУН, локальная на участках залежи в добывающих и нагнетательных скважинах), а также эксплуатация скважин горизонтальной конструкцией забоя (ГС, БГС) привели в течение 1997-2000 гг. к росту дополнительной добычи нефти 13,1 млн. тонн в общем объеме добычи. Средняя технологическая эффективность методов при этом повысилась с 1155 т/скв.-опер. до 1781 т/скв.-опер.

6. По результатам лабораторных исследований и промысловых испытаний разработан и внедрен в производство комплекс изоляционных технологий по ликвидации заколонных флюидоперетоков в скважинах с горизонтальным забоем различной конструкции (открытый, открытый с нецементируемым фильтром-«хвостовиком», закрытый с зацементированным перфорированным «хвостовиком») с применением гибкой колонны труб (ГНТК). Комплекс включает жидкости глушения типа РНО, ЖГ-ИЭР фирмы «В1» и «Clear Water», жидкости блокирования продуктивной части горизонтального ствола («Метка», «Галка», «Блок 10» фирмы «Clear Water»), полимеризолирующие (АКОР, АКОР-БН, АКОР-МГ) и тампонажные составы.

7. Развивающаяся общая тенденция стабилизации уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и его повышения на отдельных залежах обусловлены существенным увеличением объемов внедрения традиционных технологий (физико-химические ОПЗ, перфорационные, выравнивание фронта вытеснения и профиля приемистости пластов, депрессионные, форсированные отборы, ГРП, изоляционные и т.д.) и применением новых высокоэффективных методов воздействия на пласты и призабойную зону (модернизированные технологии ГРП - повторные операции, изоляционные с блокированием водоперетоков, селективного воздействия, а также эксплуатация скважин горизонтальным забоем). Прирост дополнительной добычи нефти от методов воздействия на пласты в 2000 г. превысил аналогичный по введенным в эксплуатацию новым скважинам в 1,84 раза.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Кочетков, Леонард Михайлович, Тюмень

1. Галеев Р. Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КУбК-а, 1997. - 332 с.

2. Интенсификация выработки запасов нефти в поздней стадии разработки / Е. В. Лозин, М. Г. Ованесов, Ю. И. Брагин и др. М., 1982. - 28 с. (Обзор, информ. Сер. нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ; Вып. 25 (49)).

3. Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 490 с.

4. Горбунов А. Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. - 240 с.

5. Амерханов И. М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. М., 1980. - 56 с. (Обзор, информ. Сер. нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ).

6. Блажевич В. А., Стрижнев В. А. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в сложных гидродинамических условиях. М., 1981. - 56 с. (Обзор, информ. Сер. нефтепромысловое дело/ВНИИОЭНГ; Вып. 12).

7. Ишкаев Р. К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. Уфа: Tay, 1999. - 304 с.

8. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири / Ф. Г. Аржанов, Г. Г. Вахитов, В. С. Евченко и др. М.: Недра, 1979.-336 с.

9. Поляков В. И., Ишкаев Р. К., Лукманов Р. Р. Технология закан-чивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: Tay, 1999. - 408 с.

10. Габдуллин Р. Г., Ишкаев Р. К. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Вектор Бук, 1998.-212 с.

11. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / И. М. Муравьев, Р. С. Андриасов, Ш. К. Гиматутдинов и др. 3-е изд., доп. и перераб. М.: Недра, 1970. - 448 с.

12. Щелкачев В. И., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 524 с.

13. Пыхачев Г. Б., Исаев Р. Г. Подземная гидравлика: Учеб. пособие. М.: Недра, 1972. - 360 с.

14. Мамедов А. А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения. М.: Недра, 1974.-200 с.

15. Клещенко И. И., Григорьев А. В., Телков А. П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998.-267 с.

16. Гошовский С. В., Абдуладзе А. А., Клибанец В. А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазоносных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-24с.

17. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: РД08-200-98. М., 1998. - 160 с.

18. Зильберман В. И., Дегтев Н. И., Ульянов М. Г. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 12. - С. 16-20.

19. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин/ В. Н. Поляков, М. Р. Мавлютов, Л. А. Алексеев, В. А. Колодкин. Уфа: Китап, 1998. - 192 с.

20. Амиян В. А., Васильева И. П., Джавадян А. А. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. М., 1977. - 80 с. (Обзор, информ. Сер. нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ).

21. Михайлов Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987. - 152 с.

22. Рябченко В. И. Управление свойствами буровых растворов. -М.: Недра, 1990.-230 с.

23. Дон И. С., Титков И. И., Гайворонский А. А. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1973. - 272 с.

24. Ашрафьян М. О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989. - 228 с.

25. Соловьев Е. М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. -302 с.

26. Кирпиченко Б. И. Оценка качества разобщения пластов. М., 1983. - 26 с. (Обзор, информ. Сер. бурение / ВНИИОЭНГ).

27. Данюшевский В. С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978. - 292 с.

28. Заканчивание скважин на поздней стадии разработки нефтяных и газовых месторождений / Р. К. Ишкаев, Ю. С. Кузнецов, Б. Н. Поляков, Р. С. Хисамов II Бурение. 2000. - № 3. - С. 11-13.

29. Поляков В. И., Вяхирев В. И., Ипполитов В. В. Системные решения технологических проблем строительства скважин. М.: Недра, 2003. - 240 с.

30. Хусаинов В. М. Стратегические аспекты выработки остаточных запасов нефти // Георесурсы. 2001. - № 4 (8). - С. 4-5.

31. Рабинович Р. И. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989. - 270 с.

32. Хассен Б. Р. Проблема проникновения фильтрата глинистых буровых растворов на водной основе в продуктивный пласт // Экспресс-информация. Сер. бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. 17. -С.13-17.

33. Выжигин Г. Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчи-вания скважин на продуктивность // Нефтяное хозяйство. 1985. -№ 5. - С. 45-48.

34. Факторы, влияющие на проницаемость пласта-коллектора при бурении скважин // Экспресс-информация. Сер. бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - Вып. 8. - С. 12-16.

35. Яремийчук Р. С., Семак Г. Г. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин. М.: Недра, 1982. - 260 с.

36. Сидоровский В. А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 256 с.

37. Разработка газоконденсатных месторождений с большим этажом газоносности / Г. В. Рассохин, Г. Р. Рейтенбах, И. Н. Трегуб и др. М.: Недра, 1984. - 208 с.

38. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / В. Н. Поляков, Р. Р. Лукманов,

39. А. У. Шарипов и др. II Бурение: Реф. науч.-техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979.-№ 9.-С. 8-12.

40. Мавлютов М. Р., Кузнецов Ю. С., Поляков В. Н. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 6. - С. 7-10.

41. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах / В. М. Кравцов, Ю. С. Кузнецов, М. Р. Мавлютов, Ф. А. Агзамов. М.: Недра, 1987. - 190 с.

42. Измайлов Л. Б., Булатов А. И. Крепление нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1976. - 200 с.

43. Загиров М. М. Повышение эксплуатационной надежности скважин. М., 1983. - 24с. (Обзор, информ. Сер. коррозия и защита в нефтегазовой промышленности / ВНИИОЭНГ).

44. Булатов А. И., Видовский А. А. Изменение давления и температуры в зацементированном заколонном пространстве скважины. М., 1988. - 60 с. (Обзор, информ. Сер. техника и технология бурения скважин / ВНИИОЭНГ; Вып. 11).

45. Сьюмен Дж. О., Снайдер Р. Э. Причины некачественного первичного цементирования // Нефть, газ и нефтехимия. 1982. - № 12. -С. 11-16.

46. Гельфман Г. И., Клявин Р. М. Влияние водоотдачи на процесс формирования цементного камня и качество цементирования // Крепление и разобщение пластов. М.: Недра, 1964. - С. 64-72.

47. Повышение герметичности контаюпых зон цементного кольца / И. Г. Юсупов, А. А. Голышкина, И. С. Катеев. М., 1980. - 36 с. (Обзор, информ. Сер. бурение / ВНИИОЭНГ).

48. Цыбин А. А., Гайворонский А. А. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях. М., 1983. - 44с. (Обзор, информ. Сер. бурение / ВНИИОЭНГ; Вып. 21 (60)).

49. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири / Ю. Н. Вершинин, В. М. Возмитель, А. Т. Кошелев и др. М., 1992. - 64 с. (Обзор, информ. Сер. нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ).

50. Щуров В. И. Технология и техника добычи нефти: Учебник для вузов. М.: Недра, 1983. - 510 с.

51. Лысенко В. Д. О межпластовых перетоках через скважины первого эксплуатационного ряда при увеличении их забойного давления // Тр. / ТатНИПИнефть. 1976. - Вып. 6. - С. 230-237.

52. Литвинов А. А., Блинов А. Ф. Промысловые исследования скважин. М.: Недра, 1994. - 136 с.

53. Блажевич В. А., Фахреев И. А., Гпазков А. А. Исследования притока и поглощения жидкости по мощности пласта. М.: Недра, 1969.-136 с.

54. Блинов А. Ф., Дияшев Р. Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. М.: Недра, 1975. - 176 с.

55. Дияшев Р. И. Гидродинамические исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений. М., 1979. - 72 с. (Обзор, информ. Сер. нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ).

56. Авдеев Р. Ф. Философия информационной цивилизации. -М.: ВЛАДОС, 1994.-336 с.

57. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Недра, 1984.-192 с.

58. Основы научных исследований: Учебник для техн. вузов / В. И. Крутое, И. М. Гоушко, В. В. Попов и др.; Под ред. В. И. Крутова, В. В. Попова. М.: Высш. шк., 1989. - 400 с.

59. Флейшман Б. С. Основы системологии. М.: Радио и связь, 1982.-386 с.

60. Иванов С. В., Бриллиант Л. С. Основные направления совершенствования физико-химического заводнения на Самотлорском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 9. - С. 47-50.

61. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины / М. Р. Мавлютов, X. И. Акчурин, С. В. Соломенников и др. М.: Недра, 1997. - 124 с.

62. Состояние работ в области применения гидродинамических методов увеличения нефтеизвлечения / Б. Г. Баишев, В. Е. Гавура, А. И. Гоищенко и др. II Нефтяное хозяйство. 1988. - № 12. - С. 25-29.

63. Эффективные методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана / Е. Н. Сафонов, Н. А. Исхаков, К. X. Гайнул-лин и др. Н Там же. 2001 .-№11.- С.18-19.

64. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона / Н. А. Петров, А. В. Кореняко, С. И. Типикин и др. М., 1997. - 68 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

65. Сургучев Л. М. Обзор третичных методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 5. - С. 50-54.

66. Хусаинов 3. М., Чирков В. А., Шешуков А. И. Применение методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на месторождениях НГДУ «Нижнесортымскнефть» // Там же. № 9. -С. 83-85.

67. Применение струйной кольматации карбонатных коллекторов / М. Р. Мавлютов, С. И. Горонович, В. Н. Поляков, М. Н. Байраков II Газовая промышленность. 1985. - № 1. - С. 30-31.

68. Аржанов А. Ф., Кузнецов Р. Ю. Технологии сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при закан-чивании скважин. Тюмень: Вектор Бук, 2001. - 144 с.

69. Пути повышения эффективности доразработки месторождений ООО «ЛУКойл-Нижневолжскнефть» / А. А. Новиков, Б. И. Бочка-рев, А. С. Саблин и др. II Нефтяное хозяйство. 2001. - № 11. -С.66-68.

70. Абрамович Г. Н. Теория турбулентных струй. М.: Физматгиз, 1960.-716 с.

71. Системный анализ поздней стадии процесса разработки Са-мотлорского месторождения / А. X. Шахвердиев, А. В. Бунькин, О. А. Чукчеев и др. II Нефтяное хозяйство. 1993. - № 2. - С. 30-33.

72. Толстолыткин И. П., Лазарев И. С., Мосунов Ю. А. Организация контроля за состоянием скважин в процессе разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. М., 1982. - 32 с. (Обзор, информ. Сер. нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ; Вып. 23 (47)).

73. Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов / Ю. X. Ширяев, Г. Г. Даниленко, Н. С. Галицина и др. II Нефтяное хозяйство. -2001.-№ 7.-С. 51-53.

74. Шадрин Л. Н. Проектирование строительства нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1987. - 168 с.

75. Гилязов Р. М., Рахимкулов Р. Ш. Проблемы заканчивания скважин с боковыми стволами // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 11. -С. 10-19.

76. Восстановление бездействующих и малодебитных скважин путем бурения дополнительных стволов / В. X. Самигуллин, Р. М. Ги-лязов, Т. И. Валуйских и др. II Там же. № 11. - С. 13-14.

77. Сафин С. Г., Шилов А. В. Состояние и пути улучшения условий разработки нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона // Там же. № 2. - С. 39-43.

78. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин с учетом выделения зон разуплотнений / П. А. Шалин, Т. Н. Мингазов, Т. И. Хворонова идр.Н Там же. № 2. - С. 44-46.

79. Пытянок В. И., Дрампов Р. Т. Эффективность разработки залежей нефти струдноизвлекаемыми запасами путем забуривания вторых стволов // Там же. № 12. - С. 40-43.

80. Керимов М. 3. Основные особенности разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами // Там же. -№ 12.-С. 44-48.

81. Особенности применения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / Н. Я. Медведев, В. Г. Шеметилло, Г. А. Малышев и др. // Там же. № 9. - С. 52-56.

82. Медведев Н. Я., Малышев А. Г., Сонич В. П. Анализ боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефть» // Там же. № 9. -С,58-62.

83. Проблемы и перспектива освоения баженовской свиты / В. П. Сонич, Ю. Е. Батурин, А. П. Малышева и др. II Там же. № 9. -С. 63-68.

84. Анализ эффективности и перспектив применения методов воздействия на пласты / Н. Я. Медведев, В. П. Сонич, В. А. Мишарин и др. II Там же. № 9. - С.69-75.

85. Афанасьев В. А., Денисов В. Г., Юсупов А. Г. Эксплуатация горизонтальных скважин газонефтяной залежи АС48 Федоровского месторождения // Там же. № 9. - С. 103-105.

86. Нуряев А. С., Балуев А. А., Харламов К. И. Бурение боковых стволов с горизонтальным участком из бездействующих добывающих скважин // Там же. № 9. - С. 106-107.

87. Эффективность бурения вторых стволов скважин на Лянтор-ском месторождении / А. В. Макаров, И. В. Чебалдина, А. В. Титов и др. II Там же. № 9. - С. 108-112.

88. Пат. 2174595, МПК 7 Е 21 В 43/32. Способ изоляции водона-сыщенных пластов эксплуатационных скважин / Ишкаев Р. К., Поляков В. И., Кузнецов Ю. С. и др. Заявл. 29.03.00. Опубл. 10.10.01.

89. Пат. 2195543, МПК 7 Е 21 В 43/16. Способ разработки обводненной нефтяной залежи (варианты) / Поляков В. И., Ишкаев Р. К., Хусаинов В. М. и др. Заявл. 16.07.01. Опубл. 27.12.02.

90. Мешков В. М., Нестеренко М. Г., Ледяев Е. А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальным забоем // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 93-94.

91. Рябоконь С. А., Овечкин А. И. Основные направления снижения издержек при строительстве и ремонте скважины // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 2. - С. 28-31.

92. Особенности эксплуатации нефтяных залежей с подошвенной водой. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - 134 с.

93. Гайворовский И. Н., Мордвинов А. А. Гидродинамическое совершенство скважин. М., 1983. - 36 с. (Обзор, информ. Сер. нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ; Вып. 1).

94. Применение технологии колтюбинга в нефтегазовом комплексе России (информация) // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 8. -С. 90.

95. Эффективность гидродинамических методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Ставрополья / Г. Н. Чепак, В. И. Ильяев, В. Б. Мартироян, В. В. Ильяев // Там же. 1988. № 12. -С. 50-53.

96. Шенбергер В. М., Харламов К. И., Зозуля Г. П. Проблемы строительства горизонтальных скважин // Изв. вузов. Сер. нефть и газ. -Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. № 6. - С. 40.

97. Бастриков С. Н. Опыт проектирования и строительства горизонтальных скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири // Там же. С. 44.

98. Ки 2101484 С1 Е 21 В43/27. Способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин / ЗАО «Нефтетехсервис». Опубл. 16.05.97.

99. Диагностика и ограничение водопритоков. Компания «Шлюмберже». Нефтегазовое обозрение. М., 2001. - 60 с.

100. Технология струйной обработки проницаемых пород при за-канчивании скважин: РД39-2-861-83. -Уфа, 1983.-24 с.

101. Крылов В. И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1980. - 304 с.

102. Тян П. М. Предупреждение и ликвидация поглощений при геологоразведочном бурении. М.: Недра, 1980. - 168 с.

103. Ясов В. Г., Мыслюк М. А. Осложнения в бурении. М.: Недра, 1991.-334 с.

104. Характеристика динамики структуры запасов нефти ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» / А. В. Баев, В. Н. Нестеров, Г. В. Ведерников и др. II Там же. № 2. - С. 18-21.

105. Лысенко В. Д. Оценка эффективности мероприятий по увеличению добычи нефти и конечной нефтеотдачи // Там же. № 12. -С. 49-53.

106. Шевцов В. Д. Предупреждение газопроявлений и выбросов при бурении глубоких скважин. М.: Недра, 1988. - 198 с.

107. Гэинс У. К., Шеффилд Р. Предотвращение выбросов. М.: Недра, 1987.-288 с.

108. Александров В. С. Влияние конструкций забоя на результаты испытаний глубоких разведочных скважин // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение. 1984. - № 5. - С. 49-52.

109. Кочетков Л. М., Нуряев А. С., Журба В. Н. Сравнительный анализ методов вторичного вскрытия продуктивных горизонтов Лян-торского и Федоровского месторождений // Там же. С. 96.

110. Кочетков Л. М., Журба В. Н., Нуряев А. С. Промысловые исследования щелевой и точечной гидропескоструйной перфорации // Там же. С. 111.

111. Кочетков Л. М., Журба В. Н. Обзор существующих методов вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтегазовых месторождений // Тематический сборник ТюмГНГУ. Тюмень, 1997.

112. Кочетков Я М., Кузнецов Ю. С., Кузнецов Р. Ю. Теоретические аспекты гидромониторного разрушения породы затопленными струями применительно к щелевой разгрузке забоя // Изв. вузов. Сер. нефть и газ. Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - № 5. - С.58-62.

113. Кочетков Л. М. Опыт проведения гидроразрывов пластов в ОАО «Сургутнефтегаз» // Энергетика Тюменского региона. 1999. -№1.-С. 71-75.

114. Кочетков Л. М. Результаты применения технологии экрано-устанавливающего ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Там же. С. 60-63.

115. Кочетков Л. М. Результаты применения технологии очистки трещин при ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Там же. -С. 103-105.

116. Диниченко И. К., Подшивалов Н. Ф., Шангареев И. Р. Технология изоляции притока воды в горизонтальных стволах скважин // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 2. С. 48-49.

117. Малышев А. Г., Малышев Г. А., Седач В. Ф., Кочетков Л. М. Состояние и совершенствование работ по проведению гидроразрыва пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2004.- С. 38-42.

118. Методическое пособие по специальности «Гидрогеология» нефтегазовых месторождений». Курс лекций / Кочетков Л.М. II СФ ТГНГУ: Сургут. -2001. 17 с.

119. Кочетков Л. М., Ишбаев Г. Г. Снижение эффективности контроля и управления системой разработки месторождений в поздней стадии. Там же. С. 281-282.

120. Кочетков Л. М., Ишбаев Г. Г. Последствия техногенных изменений геолого-промысловых характеристик продуктивной толщи. Там же. С. 283-285.

121. Кочетков Л. М. Методы интенсификации процессов выработки остаточных запасов нефти. Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья», 2005.-112 с.

122. Дерягин Б. В., Чураев И. В., Муллер В. М. Поверхностные силы. М.: Наука, 1985. - 389 с.

123. Использование воздействия высоконапорных струй при строительстве скважин / Назаров В. И., Сидорова Т. К., Пыльцина И. В. и др. М.: ВНИИОЭНГ, - 1985. - С. 55. (Обзор информ. Сер. Бурение. - Вып. 9(92)

124. Толстолыткин И. П., Карпов В. М., Саунин В. И., Курьянов Ю. А. Контроль за состоянием скважин в Западной Сибири в процессе их строительства. Обзор, информ. М., ВНИИОЭНГ, сер. "Бурение". -М., 1982.

125. Исследования заводнения нефтяных залежей индикаторами. М., ВНИИОЭНГ, 1974. - С. 78. (Обзор информ).

126. Грачев С. И., Шульгина И. Ю. Совершенствование изоляционных технологий при строительстве и ремонте горизонтальных скважин нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации // Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень: ТюмГНГУ, 1997. - С. 38.\

127. Лебедев О. А., Саркисов Н. М., Александров В. Б., Желту-хин Ю. А. Влияние конструкций забоя на добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 12.-С. 42-44.

128. Бриллиант Л. С, Заров А. А., Малышев О. Г., Рязанов А. П. Применение технологий изоляционных работ в скважинах Аганского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2000. № 9. - С. 69-71.

129. Бриллиант Л. С., Козлов А. И., Ручкин А. А. и др. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Са-мотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2000. № 9. - С. 72-75.

130. Константинов С. В., Гусев В. И. Техника и технология проведения гидравличесокого разрыва пластов за рубежом. Обзорн. Ин-форм. М.: ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело", 1985, вып. 12 (101).-С. 60.

131. Уметбаев В. Г. Павлычев В. Н., Прокшина Н. В., Стрижнев В. А. Проблемы в области технологий ремонтно-изоляционных работ, направления и результаты их исследования // Нефтяное хозяйство. -2001. -№11. -С. 32-34.

132. Отчет по теме "Разработка регламента на производство работ по капитальному ремонту горизонтальных скважин". "СургутНИ-ПИнефть", Тюмень. - 2001.

133. Отчет по теме "Отработка технологии направленного воздействия на изоляцию отдельных интервалов пласта в горизонтальных скважинах" (этапа 1 и 2). "СургутНИПИнефть". Тюмень, 2002.

134. Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз": Отчет по теме 93.95. Тюмень: ТФ "СургутНИПИнефть". - 1997.

135. Желтое Ю. П. Деформация горных пород. М.: Недра. -1966.-198 с.

136. Экономидес М. Д., Нолте К. Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты. / Перевод с англ. под ред. А. И. Булатова. Краснодар: ВНИИКрнефть. - 1992. - 200 с.

137. Brady В. Гидроразрыв пласта: Современные достижения в области проектирования обработки скважин методом гидроразрыва. // Oilfield Reviw, October. - 1992.

138. Желтое Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра.-1975.-216 с.

139. Комплексное лабораторное изучение пород-коллекторов по разведочным и эксплуатационным скважинам ОАО "Сургутнефтегаз": Отчет по договору Д-35-98 (Н. 98.99. ТФ91). Тюмень: ТО "Сургут-НИПИнефть". -1998.

140. Решение инженерных задач в обсаженных скважинах по данным акустического каротажа / В. Н. Журба, И. А. Кострюков, И. Ф. Попов и др. II Нефтяное хозяйство. 1999. - № 4.

141. Оценка эффективности ГРП, проведенных на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз": Отчет по договору № 515-02 / Рук. А. Г. Малышев. Тюмень: ТО "СургутНИПИнефть". - 2002.

142. Анализ эффективности проведения изоляционных ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз": Отчет промежуточный по договору № 515-02 / Рук. А. Г. Малышев. Тюмень: ТО "СургутНИПИнефть". - 2002.

143. Методическое пособие по курсу "Проведение работ по гидравлическому разрыву пластов". СФ ТГНГУ. Сургут, 2001.

Информация о работе

Кочетков, Леонард Михайлович
доктора технических наук
Тюмень, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Системные подходы и решения проблем интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы