Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование методических основ выбора способов перфорации для одновременно-раздельной эксплуатации пластов
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин
Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методических основ выбора способов перфорации для одновременно-раздельной эксплуатации пластов"
ООЗ172754
ОЛО «Башнефтс! еофизика» ОАО НПФ «Геофизика»
На правах рукописи
ШАИСЛАМОВ ШАМИЛЬ ГАТУФОВИЧ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИЧЕСКИХ ОСНОВ ВЫБОРА СПОСОБОВ ПЕРФОРАЦИИ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ
Специальность 25 00 15 «Технология бурения и освоения скважин», 25 00 10 «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
2 5 М[лн
УФА-2008
003172754
Работа выполнена в ОАО «Башнефтегеофизика» и в ОАО НПФ «Геофизика»
Научный консультант
доктор технических наук, старший научный сотрудник Янтурин Альфред Шамсунович
Официальные оппоненты
доктор технических наук, профессор Матвеев Юрий Геннадьевич
доктор технических наук Назаров Василий Федорович
Ведущая организация
ОАО «Татнефть» институт «Татнипинефть»
Защита состоится «04» июля 2008 года в 15 00 часов, в конференц-зале на заседании диссертационного совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 520 020 01 при открытом акционерном обществе Научно-производственная фирма «Геофизика» (ОАО НПФ «Геофизика») по адресу 450005, г Уфа, ул 8-ое Марта, 12.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»
Автореферат разослан «03» июня 2008 г
Ученый секретарь
диссертационного совета, -
доктор химических наук —=- Д А Хисаева
ОБЩАЯ ХАРАК1ЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Подавляющая часть месторождений, разрабатываемых и вновь вводимых в эксплуатацию, мпогопластовые Ишенсивность одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пластов различной проницаемости в значительной мере предопределяется и рациональным выбором для каждого из них, дифференцированно, метода и основных параметров перфорации Пренебрежение таким выбором приводит к тому, что часто преимущественно эксплуатируются только высокопроницаемые В результате, приемистость пластов или суммарный дебит их снижается, порой, до нескольких десятков процентов (Г Г Вахитов, К С Баймухаметов и др) Проблема обостряется (особенно, при заводнении) из-за недостаточной изученности, с учетом перфорации, механики взаимовлияния пластов (пропластков), как дифференцированно, так и комплексно, в добывающих и нагнетательных скважинах Причем, на отечественных промыслах практически не используются методы ОРЭ, обеспечивающие синхронизацию фронтов вытеснения пластовых флюидов с помощью внутрискважшшых регуляторов давления (индивидуально, для каждого пласта)
В результате, одной из основных проблем для ОРЭ более двух .трех пластов являются дифференцированный выбор перфорации и перепадов давления на внутрискважинных регуляторах Причем, при выборе способа и основных параметров перфорации следует учитывать и взаимосвязь их с другими этапами заканчивания скважин строительством
Цель диссертационной работы заключается в разработке научно обоснованных методических основ выбора методов и основных параметров перфорации скважин для ОРЭ трех и более пластов, с учетом дифракционного искривления линий тока пластовых флюидов в прискважинных зонах пластов (ПЗП) и использования внутрискважшшых регуляторов давления (дифференцированно, для каждого пласта)
Основные задачи исследований:
1 Анализ и исследование влияния дифракционного искривления линий тока пластового флюида в прискважинной зоне на гидравлическое сопротивление ее и, соответственно, дебит добывающей или приемистость нагнетательной скважины
2 Исследование влияния перфорации, с учетом использования внутрискважинных регуляторов давления, на ОРЭ трех и более пластов на с обеспечением полной или частичной синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов
3 Анализ комбинаций различных методов перфорации скважин (кумулятивной, механической, глубокой механической или гидравлической, бесперфорационного вскрытия пласта и др) на эффективность ОРЭ пластов
4 Исследование и анализ (с разработкой ряда новых) основных технологических методов глубокой перфорации скважин, в т ч, с учетом анизотропности продуктивных коллекторов по проницаемости
Методы решения поставленных задач:
Поставленные задачи, в тч нелинейные, решались на основе систем нелинейных дифференциальных уравнений течения пластовых флюидов в ПЗП, с использованием методов математической физики и результатов анализа ОРЭ трех и более пластов
Научная новизна:
1 Разработана методика выбора методов и основных параметров перфорации (с использованием внутрискважинных регуляторов давления), с целью обеспечения процесса синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) трех и более пластов с различными характеристиками коллекторов и пластовых флюидов
2 Разработана методика выбора плотности перфорации с учетом нелинейности влияния дифракционного искривления линий тока пластовых флюидов в околоскважинной зоне на увеличение гидравлического сопротивления ПЗП
3 На основе выявленной качественной картины перемещения фронтов вытеснения пластовых флюидов (при заводнении) подтверждена целесообразность использования различных комбинаций методов кумулятивной и глубокой перфорации с бесперфорационным вскрытием пласта для ОРЭтрех и более пластов одной скважиной
Основные защищаемые положения:
1 Механика управления синхронизацией фронтов вытеснения пластовых флюидов при ОРЭ трех и более пластов с использованием внутрискважинных регуляторов давления и с дифференцированным подбором, для каждого из них, метода и основных параметров перфорации
2 Технологические схемы управления ОРЭ нескольких пластов путем подбора различных сочетаний методов и параметров перфорации, для каждого из них, с определением гидравлических сопротивлений ПЗП с учетом дифракционного искривления линий тока пластового флюида
Практическая и теоретическая ценность
Разработанная методика управления синхронизацией фронтов вытеснения пластовых флюидов при ОРЭ трех и более пластов одной скважиной (с различными характеристиками коллекторов и пластовых флюидов) с использованием внутрискважинных регуляторов давления и с комбинацией различных методов и параметров перфорации скважин обеспечивает возможность
- снижения, вплоть до кратной величины, общих объемов жидкости заводнения, закачиваемой в нагнетательные скважины,
- уменьшения интенсивности снижения нефтеотдачи в низкопроницаемых коллекторах и, соответственно, суммарной нефтеотдачи пластов,
- сокращения общих затрат на эксплуатацию скважин
Представленная методика учета влияния дифракционного искривления жидкости в околоскважинной зоне на увеличение, нелинейное,
гидравлического сопротивления ПЗП аналогов в известной технической и научной литературе не имеет
Апробация работы
Основные положения и результаты работы докладывались:
- на Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии нефтегазового дела» //30 11 2007 - Уфа, УГНТУ, 2007
- на научно-практической конференции «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин» // 21 05. 2008 - Уфа, ОАО НПФ «Геофизика», 2008
Публикации
По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в т ч 5 - без соавторов 2 работы опубликованы в журналах, рекомендованных ВАК
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из 6 глав, основных выводов, библиографического списка (169 наименований), содержит 175 страниц машинописного текста, в т ч 42 рисунка, 5 таблиц, 1 приложение
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность полученных результатов
В первой главе рассмотрены состояние исследованности и основные проблемы перфорации при ОРЭ трех и более пластов Показано, что исследованиями основных аспектов проблем перфорации и взаимосвязи их с условиями ОРЭ занимались Б А. Ахмедов, В Ф, Базив, К С Баймухаметов, В А Бочаров, Г Г Вахитов, И В Владимиров, В Е Влюшип, О Н Харин, РХ Гильманова, ММ Глоговский, ГП Гусейнов, КН Джалилов, РЯ Дияшев, С Н Закиров, С Г Каменецкий, 3 Ф Карпычева, В С Ковалев, В Н
Кожин, В И Колганов, О Л Кузнецов, ТИ Матвеенко, БМ Орлинский, И М Салихов, М М Тазиев, Э М Симкин, О Н Харин, Н И Хисамутдшюв, В Н Щелкачев и рад других исследователей Результаты их работ подтверждают необходимость при ОРЭ более двух трех пластов регулирования процессов закачки воды и отбора пластовых флюидов с применением в скважинах специального оборудования, например, внутрискважинных регуляторов давления Контроль регулирования целесообразно проводить с использованием спущенной в скважину соответствующей геофизической аппаратуры (с датчиками давления, расхода, плотности, влагосодержания, температуры и др)
Развитие достаточно эффективной технологии ОРЭ более двух трех пластов сдерживается отсутствием аналитической модели, комплексно учитывающей
- условия синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов одновременно из всех пластов, с учетом комбинации различных методов и основных параметров перфорации,
- сильно нелинейную картину гидравлических потерь давления на дифракционное искривление линий тока пластовых флюидов в ПЗП
Перспективность разработки такой комплексной модели послужила основанием для постановки задач данной работы
Во второй главе представлены результаты анализа различных методов перфорации скважин на качество вторичного вскрытия пласта Рассмотрены отдельные технологические методы перфорации кумулятивной, механической, гидроабразивной, гидромеханической, бесперфорационного вскрытия пласта На основе известной формулы Ламе, соответствующей радиальному расширению эксплуатационной колонны, приведена качественная картина влияния взрывной волны, при кумулятивной
перфорации, на возможное нарушение герметичности заколонного пространства
Рассмотрены отличительные признаки эффективности использования для низкопроницаемых коллекторов при ОРЭ нескольких пластов некоторых способов бесперфорационного вскрытия пласта с градацией их по технологическим схемам исполнения, в т ч
- с селективной изоляцией пластов пакерами и с последующей, например, кумулятивной перфорацией,
- с оснащением эксплуатационной колонны в зоне перфорации кислоторастворимыми (ТатНИПИнефть) магниевыми вставками,
- с использованием в составе эксплуатационной колонны заранее пропер форированных на поверхности обсадных труб (с обводным каналом) и ДР
В третьей главе представлена методика, обеспечивающая выбор плотности перфорации с учетом дифракционного искривления линий тока жидкости в ПЗП в зависимости от плотности перфорации, формы и длины перфорационных каналов и ряда других факторов Представлена аналитическая модель радиального (по радиусу г) течения пластовых флюидов в ПЗП с искривлением линий тока вдоль пласта (по углу ф) и по нормали к нему (по оси г), характеризуемая системой нелинейных уравнений
д2ф, ЭФд Э2Ф! Э2®!
+ г"1----- + г-2------ + ------ = о, (1)
Эг2 эг Эф2 Эг2
э2ф2 ЭФ2 э2ф2 э2ф2
------ + г1----- + г2------ + ------ = 0, ► (2)
Эг2 Эг Эф2 Эг2
Э2Ф ЭФ
— + г-1 — = о, (3)
Эг2 Эг у
с граничными условиями на контуре - при г =
Ф = Рк к / ц ,
у стенки скважины или перфорационных каналов- при ф = ъ = 4 /2 Ф^Рпкц'1 или ЭР/Эг = 0(х(к2Рп)]
Здесь Ф = (Р - р г) к / ц - потенциал скорости потока V = - цгас! Ф , Р - давление, р г - потенциал сил гравитации, р - плотность флюида, к -проницаемость коллектора, g - ускорение свободного падения , ц - вязкость жидкости, с1п = 2 гп - диаметр перфорационных каналов, Рк и Рп - гидравлическое давление, соответственно, на контуре и на стенках каналов Условия сопряжения между зонами соответствуют равенству между собой потенциалов скоростей Ф и их производных по ординатам (г, ср, г)
Интересно отметить, что из линейного дифференциального уравнения (3) определяется и так называемый показатель «скин-эффекта» 8 , введенный, в свое время Херстом и Ван Эвердингеном Для интервала, например околоскважинной зоны пласта г . Лс (с текущим радиусом г) проницаемостью к^ = к|на „щервале г лс. скин-эффект для перепада давления (Рг - Рею) = АР принимает форму
Б = [(к/кщп)- 1] 1п(г/Яс)
Т е скин-эффект Б , является, по существу, поправочным коэффициентом к решению линейного дифференциального уравнения (3), характеризующего радиально-симметричное течение жидкости в пласте
Решение системы уравнений (1) (3) при использовании метода разделения переменных приводит к обобщенному уравнению Бесселя в виде Фи = £ (Ат 1И е е + Вгп Ут е*2 е"^) (4)
т
Здесь -Г,„ и Ут - соответственно, функции Бесселя и Неймана ш-го порядка, Ат и Вга - постоянные интегрирования Причем, в (4) допустимы любые значения тик, которые определяются исходя из конкретной
физической постановки решаемой задачи, т е исходя из типа и параметров перфорации Более простое решение можно получить, если сомножители е1' заменить учитывающими характер дифракции линий тока жидкости суммами соответствующих тригонометрических рядов, а для ряда практических задач - первыми слагаемыми этих рядов На основе полученного таким путем решения (из-за громоздкости в автореферате не приводится) показано, что, например, при кумулятивной перфорации радиус внешней границы ПЗП может достигать нескольких десятков метров, а погери гидравлического давления в ПЗП - нескольких МПа
На рис 1 показана зависимость радиуса ПЗП, от плотности кумулятивной перфорации (ПК-103Д) при различных величинах перепадах давления ДР на внешней границе ПЗП и в скважине и от проницаемости к продуктивного коллектора Как видно из рис 1, для реальных систем влияние перфорации на дифракционное течение жидкости в ПЗП охватывает зону в десятки метров С уменьшением плотности перфорации Япзп стремится к радиусу скважины, а с увеличением - возрастает и в пределе соответствует бесперфорационному вскрытию пласта, т е радиально симметричному течению пластового флюида в ПЗП Следует отметить также, что с увеличением перепада давления в скважине и в пласте, а также со спижением расхода жидкости радиус этой зоны увеличивается
На рис 2 представлены зависимости потерь гидравлического давления в ПЗП от плотности перфорации (П) при различных величинах проницаемости (к) и удельной производительности скважины на 1 м толщины пласта (О / И) Из анализа рис 2 следует, что в малопроницаемых пластах (до сотых долей мкм2) и невысоких дебитах (до 12м /сутки. м -для условий примера) гидравлические потери при плотности перфорации 10 25 отв /м изменяются на десятки процентов Соответственно, дебит таких скважин, например при плотности 10 и 20 отв/м, может меняться вплоть до 2-х кратной величины (иногда - более), что согласуется с известной из
промысловой практики картиной, имеющеи место на поздних стадиях разработки месторождений
40
к с ей
30
20
10
/ / .У ** /
f г ^ / *
//
Ч1
2 ** __. __,
10
15
20 30
->П, отв/м
Рис 1 Зависимость радиуса Япзгт (границы влияния перфорации на ПЗП) от плотности перфорации ((V = 12 мм, 1Ш = 130 мм)
-ДР= 0,5,.....1,0,
---2,0 МПа
0 / Ь = 0,5 м3/сутки*м
1 -к = 1,0,2-0,5,3-0,05 мкм2
С ростом проницаемости коллектора влияние нелинейности дифракционных потерь на гидравлическое сопротивление ПЗП возрастает, что подтверждает необходимость дифференцированного подбора плотности перфорации при ОРЭ.
При замене круглых перфорационных отверстий на сегментные поперечные или продольные прорези фрезеруемые в стенках обсаженной скважины механическими устройствами потери давления в ПЗП уменьшаются В частности, для продольных прорезей достаточно большой длины дифракционное искривление линий тока жидкости в продольной плоскости ПЗП отсутствует, т е 71г) = 1 В результате производительность скважины возрастает Так, например, при использовании механического перфоратора модели ПМ-6 конструкции БашНИПИнефть (для выполнения продольных прорезей) на скв 2332 Сармаевской площади в Башкирии после
освоения был получен дебит 18,5 м3/сутки, а на соседних скважинах этого же куста, освоенных с применением кумулятивного перфоратора ПК-103Д, дебит составлял 4 6 м3/сутки Аналогичная картина наблюдалась и при использовании в ряде регионов гидромеханического щелевого перфоратора модели ПГМЩ (конструкции ВНИИКРнефть) с накатным роликом АР,
1,4
1,2
1,0
0,8
ч ч Ч-4 ч _ ч ч Л ** н.
\ ""--АЛ, чг > / •\ / х. \ч Ч/ V * .. \ ..'^Ч ч ^ Ч. \ N V \ -- 4 ъ Д \ \ \ 4 Л-..... ч \ \ \ \
^ч NN \ V \ V \ V2 V \ v ^
V Ч \\ \\
10 15 ?П
Плотность перфорации (П),
Рис 2 Зависимость потерь гидравлического давления в от плотности перфорации-к = 1,......0,5,---0,05,
----0,005 мкм2
1-0/11 = 0,5; 2-3, 3-6, 4- Юм/сутки-м
Таким образом, представленная картина влияния дифракционного искривления линий тока пластового флюида в ПЗП на увеличение потерь гидравлического давления подтверждает целесообразность выбора плотности перфорации на основе решения нелинейной системы уравнений (1) (3) или других, подобных им, которые позволяют отказаться от идеализированных схем При использовании вместо круглых перфорационных каналов, например, продольных щелей дифракционное искривление линий тока жидкости в продольной плоскости отсутствует В результате производительность скважины может возрасти, вплоть до кратной величины В четвертой главе рассматриваются разработанные различные технологические схемы (на основе известных базовых элементов и отдельных разработанных в рамках настоящей работы) глубокой (до 10 50 м) перфорации скважин с диаметрами каналов до 50 60 мм, обеспечивающие- снижение гидравлического сопротивления ПЗП,
- увеличепие эффективности воздействия па пласты,
- рост суммарной нефтеотдачи пластов при ОРЭ;
- нивелирование влияния анизотропности продуктивных коллекторов по проницаемости на снижение производительности скважин и др
Отличительной особенностью предлагаемых технологических решений является использование одного и того же винтового двигателя малого диаметра без подъема инструмента на поверхность и для забуривания перфорационного канала с последующим принудительным набором зенитного угла с помощью отклоняющих устройств и для последующего безориентированного управления траекторией ствола канала (со стабилизацией, с естественным набором или спадом зенитного угла) Для нивелирования анизотропии пласта по проницаемости и при наличии слабопроницаемых прослоев предложены методы бурения перфорационных каналов по винтовой спирали (см рис 3)
Рис 3 Глубокая перфорация анизотропных пластов толщиной до 1 .2 м (с последующим спрямлением низа инструмента без подъема колонны на поверхность) 1 - цементная пробка, 2 - направляющее устройство, 3 - механизм поворота направляющего устройства (радиально-шаговый), 4 - якорь, 5 - двигатель винтовой (Д-43), 6 - продуктивный пласт, 7 - перфорационный канал, 8 - гибкая труба (27 х 2,2 мм), 9 - направляющее устройство; 10-утяжелитель, 11 - эксплуатационная колонна, 12-колонна труб (СБТ- 63,5 х 6; 50 х 5; 42 х 5 или х 4,5)
При реализация метода по рис 3 гидравлическое сопротивление ПЗГ1 будет характеризоваться вместо (1) (3) более простой системой уравнений
Э2Ф ЭФ Э2Ф Э2Ф ЭФ — + Г1_ + Г2.— = 0; ----- + г1 ----- = О (5)
Эг2 Эг дер2 Эг2 Эг
Соответственно (5) при перфорации гидравлические потери на дифракционное искривление линий тока пластового флюида в ПЗП уменьшаются.
В пятой главе рассматриваются основные технологические элементы глубокой (до 50 100 м) гидроперфорации скважин, являющейся по-существу, развитием гидропескоструйиой Проведены анализ (по результатам известного промыслового опыта) и расчеты базовых аспектов гидроперфорации В частности, разрушение забоя обеспечивается при скоростях истечения неабразивной жидкости из насадок, приближающихся к сверхзвуковым
Конструкция устройства для глубокой гидроперфорации, спускаемая в скважину на гибкой трубе малого диаметра представлена на рис 4 Разработанная гидромониторная готовка испытывалась на специальном стенде в Уфимском УБР При испытаниях наблюдалось возникновение на входе в гидромониторные отверстия скачков уплотнения давления уже на дозвуковых (в отличие от результатов известных исследований) скоростях истечения жидкости перфорации Для предотвращения образования скачков уплотнения давления для бурения в твердых породах были дополнительно разработаны направляющий аппарат (конфузор, встраиваемый в головку 6 (рис 4) и и ультразвуковой гидрогенератор с диапазоном частот излучаемых волн - 5 40 кГц, устанавливаемый непосредственно над головкой
Гидрашшческая мощность, необходимая для гидроперфорации зависит от прочности породы коллектора и, например, для продуктивных песчаников терригенных пород и известняков карбонатных может различаться (без использования ультразвукового гидрогенератора) кратно
Рис 4 Вариант гидроперфорации, совмещенный с предварительным механическим сверлением отверстий для каждого перфорационного канала 1 - шланг высокого давления; 2 - дифференциальный поршень привода ползуна сегментного, 3 - направляющее устройство, 4 - ползун сегментный, 5 - стенка обсадной трубы, 6 - головка гидроперфоратора, 7 - перфорационный канал
В шестой главе представлены результаты исследований и анализа влияния методов и основных параметров перфорации скважин, обеспечивающих при ОРЭ более двух трех пластов полную или частичную синхронизацию эксплуатации коллекторов при дополнительном использовании внутрискважинных регуляторов давления
Для анализа совместного влияния перфорации и регуляторов давления на синхронизацию интенсивности эксплуатации пластов и, соответственно, фронтов вытеснения флюидов рассматривалась очевидная система уравнений (см рис 5)
2тгкЛ (РК - Р, скв - ДРшзп ± AP.ci ± АР, 1р ± ДР, CKS) Qi = ---------------------------------------------------------------------- (6)
(Л ln(RK/ReCT)
и
(Рк-Рсш,-АР,ГОП ± ДР, ОТ ± ДР, тр ± ДР, скв) = const, (7)
где Q, - ожидаемый дебит 1-го пласта, определяемый по результатам геофизических исследований, к, - проницаемость пористой среды, h, -толщина 1-го пласта, ц, - вязкость флюида, поступающего из i-го пласта в
скважину, Рк и Р, «в - давления, соответственно, в пласте (на контуре) и в скважине (в средней части перфорированного интервала), ДРдзп -дополнительные иотери давления в ПЗП, учитывающие несовершенства вскрытия его по степени и по характеру, ДР, С1 - статический перепад давления между 1-ым и (1 ± 1) пластами или пропластками (знак "+" или "-" принимаются в зависимости от местоположения менее продуктивного относительно более продуктивного - выше или ниже), ДР, ^ - потери давления на гидравлическое сопротивление при течении пластового флюида внутри обсадной колонны, ДР, - дополнительные потери давления в скважине, вызываемые возможной дополнительной установкой в зоне перфорации каждого пласта внутрискважинных регуляторов давления, Я* и Пси - радиусы, соответственно, контура и скважины
Расчеты по системе формул (6), (7) для каждого пласта (пропластка) ведутся относительно базового, которым является, например, наиболее продуктивный, что обеспечивает максимальную нефтеотдачу его и, одновременно наибольшую производительность скважины
На основе анализа условий эксплуатации одного из месторождений Западной Сибири показана сравнительная картина отсутствия и наличия (три варианта) синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов (ср рис 6 и 7), которая показывает, что синхронизация приводит к необходимости некоторого увеличения давления и, соответственно, гидравлической мощности на устье скважины Но оба фактора с избытком перекрываются сокращением требуемых сроков эксплуатации скважин и уменьшением общих объемов закачиваемой в пласты жидкости заводнения. Это позволяет сократить общие энергетические затраты на добычу нефти и на вспомогательные процессы внутрипромысловой подготовки и перекачки воды, уменьшения объемов водоотделения, промысловой подготовки нефти и т д
| I
I I
Рис 5 Схема к расчету влияния отсутствия скважинных регуляторов давления на ухудшение качества и увеличение энергозатрат на разработку месторождения а) без синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов, б) с синхронизацией
Кроме того, увеличивается удельный вес вовлекаемой в разработку части низкопроницаемых пластов и пропластков (в и и за счет роста скоростей перемещения пластовых флюидов и фронтов вытеснения их в относительно менее проницаемых коллекторах), что приводит, в целом, к росту нефтеот-дачи При отсутствии синхронизации возрастает и общее время эксплуатации скважин при идентичных объемах суммарной добычи нефти (рис 8)
этап 3
g
о а я
и
80
о «
ю О
Т
40
этап ^этапД 2 ч - ..
]fc
h с
0 й
0
1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 —> Относительноевремяэксплуатации
Рис 6 Влияние относительного времени эксплуатации скважин (без синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов) на интенсивность обводнения добываемой продукции при одновременно-раздельном нагнетании жидкости заводнения в пласты KDi1 (проницаемость ki = 0,0062 мкм2, пористость т^ = 0,163, глубина залегания Li = 2370 м, толщина hj = 6 м), KDi2 (k2 = 0,0024 мкм2, Шоз = 0,159, U = 2450 м, h2 = 12 м) и IOj3 (k3 = 0,0144 мкм2; m^ = 0,164, Lg = 2470 м, h3 = 11 м) Ckb 215,9 мм, эксплуатационная колонна -146 мм, заштрихованные области - интервалы влияния «языков» (от неоднородности коллекторов) на фронтах вытеснения пластовых флюидов
Для обеспечения синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов при ОРЭ более дух трех пластов предложен рад различных комбинаций подбора методов и основных параметров перфорации скважин, два из которых представлены на рис 9 В целом, при подборе перфорации для
обеспечения синхронизации интенсивности эксплуатации всех пластов можно пользоваться, например для случая по рис 9, следующим
80
о*-
А §
м
г>
|40 о ю О
Г ---
ь ь к
1. \ л 1 „ к
у 2 1 =5* Зч ¡:
Тс 1,0 2,0 3,0 4,0 —> Относительное время эксплуатации
Рис 7 Влияние синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов на необходимое относительное время эксплуатации скважин и обводнение добываемой продукции при одновременно-раздельном нагнетании жидкости заводнения в пласты ЮД Юх2 и Ю13 Заштрихованные области - интервалы влияния «языков» (от неоднородности коллекторов) на фронтах вытеснения пластовых флюидов 1 - = 218,0 ; 2-55,9, 3-15,5 кВт
этап
этап 3
1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0
Относительное время эксплуатации скважины
а)
0,5 1,0 -> Относительное время эксплуатации скважины
б)
) на одновре-
Рис 8 Зависимость относительных энергозатрат (ЭЗ / <2, менно-раздельное нагнетание жидкости заводнения в несколько пластов от относительного времени эксплуатации скважины (при идентичных объемах вытеснения пластовых флюидов) а) без синхронизации радиусов фронтов вытеснения пластовых флюидов, б) с синхронизацией (Иу = 218,0 кВт)
-энергозатраты суммарные, в т ч на гидравлические потери
-----ДРста-ш , ~ — АРнЮГ —--ДРПЗП >
• Ь,*р. 10"3 (в добывающих скважинах)
Рис 9. Схемы синхронизации одновременно-раздельной эксплуатации пластов а) частичная синхронизация подбором методов перфорации, б) синхронизация дополнительным использованием регуляторов давления ЮВ|1 - вскрытие пласта бесперфорационное, ЮВ12 - глубокое, спиралеобразными каналами (механическими перфораторами), ЮВ13 - кумулятивными перфораторами
1 - колонна НКТ, 2 - регулятор давления, регулируемый; 3 - коллектор
Первоначально для наименее проницаемого пласта ЮВ12 подбирается, например, метод вторичного вскрытия с помощью глубокой механической (гл 4) или гидромеханической (гл 5) перфорации В этом случае внешний радиус прискважинной зоны пласта (ПЗП) Ятп возрастает многократно В результате, потери давления в наименее проницаемом пласте могут снизиться, вплоть до кратной величины Уменьшаются и потери давления в ПЗП Более корректный расчет влияния глубоких перфорационных каналов на течение пластовых флюидов производится, в зависимости от характеристики и условий разработки месторождения, по методике, приведенной в гл 3
Для менее проницаемого пласта ЮВ/ наиболее предпочтительным может оказаться метод бесперфорационного вскрытия пласта (БПВП), рассмотренный в гл2 При БПВП потери давления на дифракционное искривление линий тока жидкости в ПЗП отсутствуют В результате, несколько возрастает скорость течения пластового флюида в ЮВ/. Увеличиваются степень охвата пласта заводнением, и, соответственно, нефтеотдача
В зависимости от соотношения коллекторских характеристик пластов ЮВ12 и ЮВ11 и реологических параметров пластовых флюидов для ЮВ/ более целесообразным может оказаться (из-за многообразия возможных вариантов в рамках настоящей работы более подробно предпочтительность рассматривать не будем) менее глубокое, по сравнению с пластом ЮВД вскрытие механическими или гидромеханическими перфораторами
Наиболее проницаемый пласт ЮВ11 для синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов можно вскрывать, например, кумулятивными перфораторами
Такой подбор плотности перфорации может резко уменьшить требуемую, например для заводнения, мощность насосного оборудования и
снизить общие энергозатраты на добычу пластовых флюидов с одновременным сокращением времени эксплуатации скважин (этапа разработки месторождения) и увеличением суммарной нефтеотдачи
Основные выводы и рекомендации
В работе обоснована научная проблема и решен ряд задач направленных на выбор перфорации и внутрискважинных регуляторов даатсния для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) трех и более пластов, в тч со слабопроницаемыми коллекторами нефти и при низких пластовых давлениях В результате были получены следующие выводы и результаты
1 Разработана физическая модель выбора методов и основных параметров перфорации для ОРЭ пластов (в т ч, с использованием внутрискважинных регуляторов давления), обеспечивающая синхронизацию фронтов вытеснения пластовых флюидов, с целью
- уменьшения, вплоть до кратной величины, суммарных объемов жидкости заводнения, закачиваемой в пласты,
- снижения энергоемкости затрат на заводнение пластов и последующий подъем закачиваемой в пласты жидкости заводнения на поверхность,
- роста нефтеотдачи за счет более полного вовлечения в эксплуатацию менее проницаемых пластов,
- увеличения удельного веса безводного периода эксплуатации скважины и (или) снижения обводненности нефти в течение основного периода эксплуатации,
- снижения общих затрат на добычу нефти
2 На основе проведенных аналитических исследований предложены методология и ряд технологических схем для полной или частичной синхронизации эксплуатации пластов с различными характеристиками коллекторов и пластовых флюидов, с комплексным применением
- внутрискважинных регуляторов давления, регулируемых по результатам периодических исследований или постоянного геофизического контроля, дифференцированно, каждого пласта,
- методов глубокой гидро- или механической перфорации с обычной кумулятивной или механической и с бесперфорационным вскрытием пласта (с отсутствием цементного камня между эксплуатационной колонной и пластом),
- подбором плотности перфорации, дифференцированно, для каждого пласта
3 На основе решения системы нелинейных дифференциальных уравнений разработана методика расчета плотности и рада других параметров перфорации, позволяющая отказаться от поправочных коэффициентов, учитывающих несовершенство вскрытия пласта перфорацией и основанных на идеализированных схемах радиально-симметричного притока в околоскважинной зоне, не всегда соотвш ствующей реальной картине течения пластового флюида в ПЗП
4 Показано, что для реальных скважин граница влияния плотности перфорации на потери давления в ПЗП охватывает зону в десятки метров Но именно эта зона и обладает наибольшим гидравлическим сопротивлением, что подтверждает необходимость учета влияния дифракционного искривления линий тока пластовых флюидов (в случаях наличия их) на потери давления в ПЗП при прогнозных оценках различных режимов эксплуатации
Основное содержание диссертационной работы изложено в следующих публикациях:
В журналах, рекомендованных ВАК:
1 Шаисламов Ш Г, .Янтурин Р А, Янтурин А Ш Об одновременной эксплуатации нескольких пластов (пропластков) одной скважиной // Бурение и нефть-М 2007 - №10 - С 21-23
2 Янтурин Р А, Шаисламов Ш Г О заканчивании скважин в низко проницаемых коллекторах Западной Сибири и Урало-Поволжья // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», М ОАО «ВНИИОЭНГ» - 2008 - № 1 - С 33-40
В других изданиях:
3 Шаисламов Ш Г, Габдрахимов Ф С , Габдрахимов М С , Янтурин Р А Расчет влияния продольных щелей при механической режущей или рас»
порно-накатной перфорации на уве личение производительности скважин -В кн «Технологии нефтегазового дела» // Уфа Изд-во УГНТУ, 2007 - С 298303
4 Шаисламов Ш Г, Габдрахимов Ф С , Сулейманов Р И Об основных методах бесперфорационного вскрытия пластов - В кн «Технологии нефтегазового дела» // Уфа Изд-во УГНТУ, 2007, - С 304-306
5 Шаисламов Ш Г Влияние плотности кумулятивной перфорации на работу скважины в низкопроницаемых коллекторах - В кн «Технологии нефтегазового дела» // Уфа Изд-во УГНТУ, 2007 - С 307-313
6 Шаисламов ШГ О влиянии кумулятивной перфорации на деформацию обсадной колонны и целостность цементного камня в заколонном пространстве - В кн «Технологии нефтегазового дела» // Уфа Изд-во УГНТУ, 2007 - С 314-319
7 Шаисламов Щ Г О некоторых аспектах выбора параметров закашивания скважин с кумулятивной перфорацией - В кн «Технологии нефтегазового дела» // Уфа Изд-во УГНТУ, 2007, - С 320-322
8 Шаисламов Ш Г Условия возникновения заколонных перетоков при кумулятивной перфорации скважин - В кн «Технологии нефтегазового дела» //Уфа Изд-во УГНТУ, 2007, - С 323-325
9 Шаисламов ШГ Синхронизация одновременно-раздельной эксплуатации более двух-трех пластов варьированием методов перфорации -Тез докл научно-практ конф «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» / XVI междунар специализ выставка «Газ Нефть Технологии 2008», 21 05 2008 - Уфа, ОАО НПФ «Геофизика», 2008-С 114-117
10 Шаисламов ШГ, Янтурин РА О нивелировании глубокой механической перфорацией анизотропности пластов но проницаемости - Тез докл научно-практ конф «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» / XVI междунар специализ выставка «Газ Нефть Технологии 2008», 21 05 2008 - Уфа, ОАО НПФ «Геофизика», 2008 - С 137142
11 Шаисламов ШГ, Янтурин АШ О базовых аспектах глубокой гидроперфорации скважин - Тез докл научно-практ конф «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» / XVI междунар специализ выставка «Газ Нефть Технологии'ZOOS», 21 05 2008 - Уфа, ОАО НПФ «Геофизика», 2008 - С 148-153
12 Шаисламов ШГ, Лаптев ВВ, Янтурин РА Интеллектуализация скважин при одновременно-раздельной эксплуатации более двух-трех пластов - Тез докл научно-практ конф «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» / XVI междунар специализ выставка «Газ Нефть Технологии 2008», 21 05 2008- Уфа, ОАО НПФ «Геофизика», 2008-С 175-182
Подписано в печать 30 05 2008 г Формат 60х84'/,6 Усляечл. 1,45 Бумага офсетная Гарнитура Times Тираж 100 экз Заказ К» 45-08 Печать методом ризографии
Г Уфа, РБ, 450078, ООО «Мастер-Копи» Айская, 46
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шаисламов, Шамиль Гатуфович
ВВЕДЕНИЕ
Глава 1. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН ДЛЯ
ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ (ОРЭ) ПЛАСТОВ 8 1.1 Характеристика проблемы при эксплуатации 1. .3-х и более пластов одной скважиной
1.2. Основные методы вторичного вскрытия пласта
1.3. Взаимосвязь перфорации с условиями вскрытия пласта бурением и с другими 11 операциями заканчивания скважин
1.4. Постановка задач исследований
Глава 2. КРАТКИЙ ОБЗОР ОСНОВНЫХ МЕТОДОВ НЕГЛУБОКОЙ
ПЕРФОРАЦИИ СКВАЖИН
2.1. Основные требования к перфорации
2.2. Основные методы неглубокой перфорации скважин
2.3. Кумулятивная перфорация
2.4. Пулевая перфорация
2.5. Влияние кумулятивной и пулевой перфорации на деформацию обсадной колонны и целостность цементного камня в заколонном пространстве
2.6. Влияние статического давления в скважине на качество перфорации
2.7. Методы предупреждения влияния давления взрывной волны на нарушение герметичности заколонного пространства
2.8. Гидроабразивная (пескоструйная) перфорация
2.9. Перфорация механическими устройствами
2.10. Бесперфорационное вскрытие пласта. Основные методы
Глава 3. ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ПЛОТНОСТИ ПЕРФОРАЦИИ НА ПОТЕРИ ДАВЛЕНИЯ В ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА (с учетом дифракционного искривления линий тока жидкости)
3.1. Постановка задачи
3.2. Стационарное изотермическое течение несжимаемой жидкости в системе скважина — перфорационные каналы — пласт»
3.3. Переменное изотермическое течение жидкости в системе «скважина —
- перфорационные каналы — пласт»
3.4. Влияние перфорационных отверстий на изотермическое течение несжимаемой жидкости и на потери давления в ПЗП
3.5. Влияние дифракционных потерь от механической перфорации (с поперечными и продольными щелями) на потери давления в ПЗП
Выводы
Глава 4. МЕХАНИЧЕСКОЕ БУРЕНИЕ ГЛУБОКИХ ПЕРФОРАЦИОННЫХ
КАНАЛОВ (боковых ответвлений стволов малого диаметра «БОС»)
4.1. Бурение перфорационных каналов для изотропных по проницаемости пород
4.2. Перфорационные каналы для анизотропных по проницаемости коллекторов
4.3. Снижение гидравлического сопротивления ПЗП при глубокой перфорации
Глава 5. СТРУЙНОЕ БУРЕНИЕ ГЛУБОКИХ ПЕРФОРАЦИОННЫХ КАНАЛОВ
5.1. Основные положения
5.2. Базовые аспекты глубокой (до 100.200 м) гидроперфорации скважин
5.3. Механика и основные параметры струйного бурения
5.3.1. Сила удара струи, необходимая для разрушения породы
5.3.2. Параметры резания по опыту гидроперфорации
5.3.3. Основные параметры режущих головок
5.3.4. Направляющий аппарат для предотвращения образования зон скачкообразного уплотнения давления в режущей головке
5.3.5. Ультразвуковой генератор для разрушения породы в коллекторах повышенной прочности
5.4. Технология струйного бурения (гидроперфорации)
5.4.1. Последовательность выполнения операций
5.4.2. Сверление стенки эксплуатационной колонны
5.4.3. Струйное безабразивное разрушение породы
Глава 6. ВЫБОР ПЕРФОРАЦИИ И РАСЧЕТ ВНУТРИСКВАЖИННЫХ РЕГУЛЯТОРОВ ДАВЛЕНИЯ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРЕХ И БОЛЕЕ ПЛАСТОВ
6.1. Общая характеристика проблемы
6.2. Расчет внутрискважинных регуляторов давления для предотвращения взаимовлияния пластов в добывающих скважинах
6.3. Расчет для нагнетательных скважин с количеством пластов более двух.трех с обеспечением синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов
6.4. Расчет требуемой гидравлической мощности на устье скважины с учетом влияния внутрискважинных регуляторов давления, методов и плотности перфорации при ОРЭ
6.5. Технологические схемы подбора методов перфорации и внутрискважинных регуляторов давления для обеспечения синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов при заводнении
6.6. Перфорация скважин при одновременно-раздельной эксплуатации трех и более пластов
Выводы
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методических основ выбора способов перфорации для одновременно-раздельной эксплуатации пластов"
Актуальность работы. Подавляющая часть месторождений, разрабатываемых и вновь вводимых в эксплуатацию многопластовые. На них приходится примерно 95% (В.А. Бочаров) промышленных запасов нефти. Количество пластов, различающихся по геолого-физическим характеристикам, коллекторских свойствам пород и реологическим параметрам пластовых флюидов часто достигает 7. 10 и более.
Интенсивность одновременно-раздельной эксплуатации, одновременно, всех пластов в значительной мере предопределяется и рациональным выбором для каждого из них, дифференцированно, метода и основных параметров перфорации. Пренебрежение таким выбором приводит к тому, что при наличии в разрезах нескольких пластов с различными коллекторскими характеристиками часто преимущественно эксплуатируются только высокопроницаемые, а низкопроницаемые могут вообще не работать. В результате, приемистость пластов или суммарный дебит их снижается, порой, до нескольких десятков процентов (Г.Г. Вахитов, К.С. Баймухаметов и др.). Проблема обостряется (особенно, при заводнении) из-за недостаточной изученности, с учетом перфорации, механикн взаимовлияния пластов (пропластков), как дифференцированно, так и комплексно, в добывающих и нагнетательных скважинах. В результате, осложняется выбор рациональных способов ОРЭ. Причем, на отечественных промыслах практически не используются методы ОРЭ, обеспечивающие синхронизацию фронтов вытеснения пластовых флюидов с помощью внутрискважинных регуляторов давления (индивидуально, для каждого пласта). Наглядным подтверждением наличия проблемы являются высокие начальные дебиты скважин (с относительно кратковременными периодами, по отношению к общему сроку эксплуатации) и интенсивная обводненность их в последующий длительный период. Причем, на ряде месторождений наблюдается и увеличение удельного веса добывающих скважин с обводненностью 85.95 % и более, что сопровождается уменьшением суммарной нефтеотдачи пластов, снижением объемов добываемой продукции и резко увеличивает общие затраты на добычу нефти, а также удельные - на единицу продукции.
Использование при проектировании многопластовых объектов чрезмерно утрированных моделей течения пластовых флюидов в зависящей от перфорации прискважинной зоне пласта (ПЗП) приводит к тому, что результаты моделирования процесса разработки многих месторождений уже через два.три года, как правило, существенно расходятся с фактическими показателями разработки месторождения (В.А. Бочаров).
При наличии гидравлической связи между коллекторами различной проницаемости удельный объем зон пластов, не охватываемый управляемым воздействием на пласт может возрастать. В этих случаях решение проблемы синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов при ОРЭ осложняется.
В соответствии с вышеизложенным,, одним из основных требований перфорации при одновременно-раздельной эксплуатации более двух.трех пластов одной скважиной является устранение или сведение к минимуму взаимовлияние их (пластов) друг на друга, с целью:
- обеспечения потенциально возможной, на каждом этапе разработки месторождения (с выбранной технологией эксплуатации), нефтеотдачи пластов;
- сокращения безводного периода эксплуатации скважины, с минимально возможным ростом водосодержания в добываемых пластовых флюидах;
- снижение энергозатрат на добычу единицы добываемой продукции скважин;
- снижение стоимости удельных затрат на внутрипромысловую подготовку нефти.
Одной из основных проблем перфорации скважин является и учет сильной нелинейности дифракционного искривления линий тока пластовых флюидов в прискважинной зоне пласта (ПЗП), с радиусом до нескольких десятков метров, и на границах между нагнетательными и добывающими скважинами, а также на крыльях месторождений. Неправильное или неудачное технологическое решение первой проблемы при выборе, в частности, плотности перфорации приводит к росту гидравлического сопротивления в ПЗП и, соответственно, к снижению дебита добывающей или приемистости нагнетательной скважины, а также к сужению зоны управляемого воздействия на пласт вблизи скважины. А сужению зоны воздействия на пласт сопутствует и снижение нефтеотдачи. Последние проблемы в наибольшей мере влияют на степень охвата пластов управляемым воздействием, а значит, и на общую нефтеотдачу их и требуют разработки новых методов решения задач. Причем, с обязательным учетом реологических характеристик пластовых флюидов, а не только вязкости. Кроме того, отсутствие, до настоящего времени, аналитического формирования решения (хотя бы с использованием тех или иных методов аппроксимации) задачи определения нелинейного, в плоскости напластования пород, радиуса контура приводит к чрезмерному усилению, так называемого, фактора квалификации технолога. Не дает удовлетворительных результатов, для низкопроницаемых коллекторов, использование и численных методов решения задачи, основанных, часто, на линейных или чрезмерно утрированных исходных дифференциальных уравнениях.
При выборе плотности перфорации для определения качества вторичного вскрытия пласта «по степени или по характеру» обычно пользуются различными поправочными коэффициентами (по В.И. Щурову [137] или др.) или, так называемым «скин-эффектом (фактором)». Но здесь следует иметь в виду, что эти методы решения основаны на линейных дифференциальных уравнениях течения пластового флюида в ПЗП. А реальная картина течения, из-за пространственного искривления линий тока жидкости в ПЗП, качественно отличается от линейной и может характеризоваться только нелинейным исходным дифференциальным уравнением. Причем, со снижением проницаемости коллекторов разница между обоими методами решения задач все в более усиливающей мере возрастает. Следовательно, для низкопроницаемых коллекторов использование тех или иных поправочных коэффициентов или «скин-фактора» (по-существу, искажающих нелинейную картину течения в ПЗП) не всегда может быть удовлетворительным. Соответственно, в этих случаях, и компенсация погрешностей проектирования, дополнительным проведением геофизических исследований скважины, не обеспечивает достаточно полной возможности прогнозирования эффективности различных технологических методов воздействия на пласт.
При освоении скважин после перфорации в случае превышения каких-то предельных величин депрессии на пласт возможно возникновение заколонных перетоков и обводнение продуктивного коллектора (З.Ш. Ахмадшпин и др.). Величины предельных депрессий зависят, в т.ч., от условий вскрытия пласта бурением, перфорации, состояния цементного камня в кольцевом пространстве и ряда других факторов. Следовательно при выборе способа и основных параметров перфорации следует учитывать и взаимосвязь их с другими этапами заканчивания скважин строительством.
Цели работы: заключается в разработке методических основ выбора способов и основных параметров перфорации скважин для ОРЭ более двух.трех пластов, с учетом дифракционного искривления линий тока пластовых флюидов в прискважиыных зонах пластов (ПЗП) и использования внутрискважинных регуляторов давления (дифференцированно, для каждого пласта).
Основные задачи исследований:
1.Анализ и исследование влияния дифракционного искривления линий тока пластового флюида в прискважинной зоне на гидравлическое сопротивление ее и, соответственно, дебит добывающей или приемистость нагнетательной скважины.
2. Исследование влияния перфорации, с учетом использования внутрискважинных регуляторов давления, на ОРЭ более двух.трех пластов с обеспечением полной или частичной синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов (при заводнении).
3. Анализ комбинаций различных методов перфорации скважин (кумулятивной, механической, глубокой механической или гидравлической, бесперфорационного вскрытия пласта и др.) и влияния на эффективность ОРЭ пластов.
4. Исследование и разработка основных технологических аспектов глубокой перфорации скважин, в т.ч., с учетом анизотропности продуктивных коллекторов по проницаемости.
Методы решения поставленных задач:
Поставленные задачи, в т.ч. нелинейные, решались на основе систем нелинейных дифференциальных уравнений течения пластовых флюидов в ПЗП, с использованием методов математической физики и результатов анализа ОРЭ более двух.трех пластов.
Научная новизна:
1. Разработана методика выбора методов и основных параметров перфорации (с использованием внутрискважинных регуляторов давления), с целью обеспечения процесса синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) более двух. трех пластов с различными характеристиками коллекторов и пластовых флюидов.
2. Разработана методика выбора плотности перфорации с учетом нелинейности влияния дифракционного искривления линий тока пластовых флюидов в околоскважинной зоне на увеличение гидравлического сопротивления ПЗП.
3. На основе выявленной качественной картины перемещения фронтов вытеснения пластовых флюидов (при заводнении) подтверждена целесообразность использования различных комбинаций методов кумулятивной и глубокой перфорации с бесперфорационным вскрытием пласта для ОРЭ более двух.трех пластов одной скважиной.
Основные защищаемые положения:
1. Механика управления синхронизацией фронтов вытеснения пластовых флюидов при ОРЭ более двух.трех пластов с использованием внутрискважинных регуляторов давления и с дифференцированным подбором, для каждого из них, метода и основных параметров перфорации.
2. Технологические схемы управления ОРЭ нескольких пластов путем подбора различных сочетаний методов и параметров перфорации, для каждого из них, с определением гидравлических сопротивлений ПЗП с учетом дифракционного искривления линий тока пластового флюида.
Практическая и теоретическая ценность:
Разработанная методика управления синхронизацией фронтов вытеснения пластовых флюидов при ОРЭ более двух.трех пластов одной скважиной (с различными характеристиками коллекторов и пластовых флюидов) с использованием внутрискважинных регуляторов давления и с комбинацией различных методов и параметров перфорации скважин обеспечивает возможность:
- снижения, вплоть до кратной величины, общих объемов жидкости заводнения, закачиваемой в нагнетательные скважины;
- уменьшения интенсивности снижения нефтеотдачи в низкопроницаемых коллекторах и, соответственно, суммарной нефтеотдачи пластов;
- сокращения общих затрат на эксплуатацию скважин.
Представленная методика учета влияния дифракционного искривления жидкости в околоскважинной зоне на увеличение, нелинейное, гидравлического сопротивления ПЗП аналогов в известной технической и научной литературе не имеет.
Апробация работы
Основные положения и результаты работы докладывались:
- на Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии нефтегазового дела» // 30.11.2007.- Уфа, УГНТУ, 2007.
- на научно-практической конференции «Новая техника и технология для геофизических исследований скважин» // 21.05. 2008.- Уфа, ОАО НПФ «Геофизика», 2008.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ, в т.ч. 5 — без соавторов. 2 работы опубликованы в журналах, рекомендованных ВАК.
Объем и структура работы
Диссертационная работа состоит из 6 глав, основных выводов, библиографического списка (169 наименований), содержит 175 страниц машинописного текста, в т.ч. 42 рисунка, 5 таблиц, 1 приложение. У
Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Шаисламов, Шамиль Гатуфович
ВЫВОДЫ
1. Подтверждены результаты анализов эксплуатации ряда месторождений, указывающие на отрицательное влияние распространенного на отечественных промыслах объединения пластов (более двух.трех) в один объект разработки без синхронизации радиусов фронтов вытеснения пластовых флюидов. В результате взаимовлияния пластов друг на друга и, соответственно, неравномерной выработки их за период эксплуатации, происходит снижение суммарной нефтеотдачи.
2. Проведенные анализ и исследования различных схем синхронизации подтвердили целесообразность полного или частичного управления фронтами перемещения пластовых флюидов при ОРЭ с целью:
- сжинения, вплоть до кратной величины, общих объемов жидкости заводнения, закачиваемой в нагнетательные скважины;
- уменьшения интенсивности снижения нефтеотдачи в низкопроницаемых коллекторах и, соответственно, суммарной нефтеотдачи пластов;
- сокращения необходимых сроков заводнения, а в результате и общих затрат на эксплуатацию скважин и рациональное время разработки месторождения;
- увеличапия удельного веса безводного периода эксплуатации скважин;
- снижения суммарных, за период эксплуатации, энергетических затрат на добычу нефти (при одновременном некотором увеличении мощности насосных станций для нагнетания в пласты жидкости заводнения).
3. Разработан и аналитически исследован ряд технологических схем полной или частичной синхронизации фронтов вытеснения пластовых флюидов, обеспечиваемой комплексным сочетанием использования (в зависимости от типа схемы) в добывающих и нагнетательных скважинах:
- внутрискважинных регуляторов давления в каждом пласте и в скважине, регулируемых по результатам периодических исследований или постоянного геофизического контроля, дифференцированно, каждого пласта;
- методов глубокой гидро- или механической перфорации с обычной кумулятивной или механической и с бесперфорационным вскрытием пласта (с отсутствием цементного камня между эксплуатационной колонной и пластов);
- подбором плотности перфорации, дифференцированно, для каждого пласта.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В связи с обостряющейся проблемой одновременно-раздельной эксплуатацией (ОРЭ) одной скважиной более двух трех пластов различной проницаемости, а также с постоянным ростом освоения месторождений со слабопроницаемыми (1.30 мкм2) коллекторами нефти и низкими пластовыми давлениями все более актуальной становится и проблема рационального выбора метода и основных параметров перфорации скважин. Причем, выбор перфорации следует осуществлять с учетом анизотропности коллекторов по проницаемости и дифракционного искривления линий тока жидкости в прискважинных зонах пластов (ПЗП), и во взаимосвязи с другими этапами заканчивания скважин строительством (вскрытия пласта бурением, цементирования обсадной колонны, освоения и глушения скважины, а также с учетом периода времени между глушением скважины и вводом ее в эксплуатацию).
Проведенные на основе решения нелинейного дифференциального уравнения исследования дифракционного искривления линий тока жидкости в ПЗП подтверждают влияние плотности перфорации на потери давления в прискважинной зоне пласта. Причем, в низкопроницаемых коллекторах (до сотых долей мкм2) и невысоких, одновременно, дебитах (до 1.2 м /сутки*м) потери гидравлической энергии при распространенной на промыслах плотности перфорации 10.25 отв./м изменяются на десятки процентов. Соответственно, дебит таких скважин в зависимости от плотности перфорации, например 10 и 20 отв/м , может меняться вплоть до 2-х кратного, а иногда и более, что согласуется с известной из промысловой практики картиной, имеющей место на поздних стадиях разработки месторождений. Но для таких месторождений влияние различных нелинейных эффектов^меныпе, чем для высокопродуктивных, а получаемая картина гидравлических потерь несколько ближе к характеризуемой решением Дюпюи. С ростом же проницаемости и производительности скважины влияние нелинейности дифракционных потерь на гидравлическую характеристику, т.е. на проводимость, прискважинной зоны пласта резко возрастает, что дополнительно указывает на необходимость подбора плотности перфорации с учетом условий и режимов эксплуатации. При ОРЭ более двух. .трех пластов подбор плотности перфорации должен осуществляться обязательно дифференцированно на основе или предлагаемого в настоящей работе решения, или другого подобного, но обязательно базирующегося на обобщенной системе нелинейных дифференциальных уравнений.
По полученным результатам проведенной работы можно выделить следующие, обладающие наиболее существенной научной новизной основные выводы и результаты:
1. Разработана физическая модель выбора методов и основных параметров перфорации для ОРЭ пластов (в т.ч., с использованием внутрискважинных регуляторов давления), обеспечивающая синхронизацию фронтов вытеснения пластовых флюидов, с целью:
- уменьшения, вплоть до кратной величины, суммарных объемов жидкости заводнения, закачиваемой в пласты;
- снижения энергоемкости затрат на заводнение пластов и последующий подъем закачиваемой в пласты жидкости заводнения на поверхность;
- роста нефтеотдачи за счет более полного вовлечения в эксплуатацию менее проницаемых пластов;
- увеличения удельного веса безводного периода эксплуатации скважины и (или) снижения обводненности нефти в течение основного периода эксплуатацйй;
- сй^зрндо общих затрат на добйчу нефти.
2. На основе проведенных аналитических исследований предложены методология и ряд технологических схем для полной или частичной синхронизации эксплуатации пластов с различными характеристиками коллекторов и пластовых флюидов, с комплексным применением: внутрискважинных регуляторов давления, регулируемых по результатам периодических исследований или постоянного геофизического контроля, дифференцированно, каждого пласта;
- методов глубокой гидро- или механической перфорации с обычной кумулятивной или механической и с бесперфорационным вскрытием пласта (с отсутствием цементного камня между эксплуатационной колонной и пластом);
- подбором плотности перфорации, дифференцированно, для каждого пласта.
3. На основе решения системы нелинейных дифференциальных уравнений разработана методика расчета плотности и ряда других параметров перфорации, позволяющая отказаться от поправочных коэффициентов, учитывающих несовершенство вскрытия пласта перфорацией и основанных на идеализированных схемах радиально-симметричного притока в околоскважинной зоне, не всегда соответствующей реальной картине течения пластового флюида в ПЗП.
4. Показано, что для реальных скважин граница влияния плотности перфорации на потери давления в ПЗП охватывает зону в десятки метров. Но именно эта зона и обладает наибольшим гидравлическим сопротивлением, что подтверждает необходимость учета влияния дифракционного искривления линий тока пластовых флюидов (в случаях наличия их) на потери давления в ПЗП при прогнозных оценках различных режимов эксплуатации.
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шаисламов, Шамиль Гатуфович, Уфа
1. Аглиуллнн М.М. Оценка глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости по данным испытателей пластов.// Оценка выработки и качества вскрытия пласта методами ГИС /Тр.ВНИИнефтепромгеофизика/.-Уфа, 1988.- Вып.18.- С.99-105.
2. Алексеев Ю.Ф. Использование данных по механическим и абразивным свойствам горных пород при бурении скважин.- М.: Недра, 1968. 174 с.
3. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1989.-213 с.
4. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов.- М.: Недра, 1980.
5. Афанасьев В.А., Волков Л.Ф. Направления совершенствования метода одновременно-раздельной эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство.- 1994.- № 3.-С.50-51.
6. Ахмедов Б.А. Осесимметричное течение жидкости в анизотропном пласте с проницаемой кровлей.- Изв. АН Азербайдж.ССР.- Сер. Физико-техн. и математ. наук.- № 4, I960.- С.104-106.
7. Ахмедов Б.А. Течение жидкости в анизотропных пластах, разделяющихся слабопроницаемой перемычкой. «Ученые записки» Азербайдж. Гос. ун-та.- Серия физико-математическая.- № 3, 1966.- С.79-85.
8. Ахмедов Б.А. Течение жидкости в анизотропном пласте с проницаемой кровлей. Изв. АН Азербайдж.ССР.- Сер. Физико-техн. и математ. наук.- № 6, 1966.- С.56-59.
9. Базив В.Ф, Закиров С.Н. Некоторые проблемы разработки многопластовых месторождений // Нефтяное хоз-во.- 2002.- № 11.- С.58-60.
10. Баймухаметов К.С. О количественной оценке влияния расчлененности пластов на их приемистость в нагнетательных скважинах.// Нефт. хоз-во.- 1978.- № 12.- С.44-46.
11. Бочаров В.А. О совместной разработке нефтяных пластов // Нефтяное хоз-во.-2003.-№ 11.- С.55-58.
12. Браун П.Т., Уимберли Р.Д. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.- 1993, № 4.- С. 10-14.
13. Булатов А.И., Габузов Г.Г., Гераськин В.Г. и др. Гидромеханические процессы на забое бурящихся скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1989.- (Обзор. Информ. Сер.»Строительство скважин»). 56 с.
14. Булгаков Р.Б., Галявич А.Ш., Адиев Я.Р. и др. Эффективность применения сверлящих перфораторов ПС-112.- Нефт. хоз-во, 1990.-№ 10.- С.29-31.
15. Васильев Ю.Н. Линеаризация уравнений фильтрации сжимаемой жидкости при проницаемости и вязкости, зависящих от давления.- Тр. «ВНИИгаза».- Вып.45 (53), 1973.-М.-С. 18-21.
16. Васильев Ю.Н. Интегро-дифференциальное уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде.- Сб. научн.тр. ВНИИгаза «Теория и практика разработки газовых месторождений Западной Сибири».- М.: 1985.- С. 117-128.
17. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. Ленинград: Недра, 1970.- 248 с.
18. Аглиуллин М.М. Оценка глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости по данным испытателей пластов.// Оценка выработки и качества вскрытия пласта методами ГИС /Тр.ВНИИнефтепромгеофизика/.-Уфа, 1988.-Вып.18.- С.99-105.
19. Алексеев Ю.Ф. Использование данных по механическим и абразивным свойствам горных пород при бурении скважин.- М.: Недра, 1968. 174 с.
20. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1989.- 213 с.
21. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов.- М.: Недра, 1980.
22. Афанасьев В.А., Волков Л.Ф. Направления совершенствования метода одновременно-раздельной эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство.- 1994.- № 3.-С.50-51.
23. Ахмедов Б.А. Осесимметричное течение жидкости в анизотропном пласте с проницаемой кровлей.- Изв. АН Азербайдж.ССР.- Сер. Физико-техн. и математ. наук,- № 4, I960,- С. 104-106.
24. Ахмедов Б.А. Течение жидкости в анизотропных пластах, разделяющихся слабопроницаемой перемычкой. «Ученые записки» Азербайдж. Гос. ун-та.- Серия физико-математическая.- № 3,1966,- С.79-85.
25. Ахмедов Б.А. Течение жидкости в анизотропном пласте с проницаемой кровлей. Изв. АН Азербайдж.ССР.- Сер. Физико-техн. и математ. наук.- № 6, 1966.- С,56-59.
26. Базив В.Ф, Закиров С.Н. Некоторые проблемы разработки многопластовых месторождений // Нефтяное хоз-во.- 2002.- № 11.- С.58-60.
27. Баймухаметов К.С. О количественной оценке влияния расчлененности пластов на их приемистость в нагнетательных скважинах. .// Нефт. хоз-во.- 1978.- № 12.- С.44-46.
28. Бочаров В.А. О совместной разработке нефтяных пластов // Нефтяное хоз-во.-2003.-№ ц. С.55-58.
29. Браун П.Т., Уимберли Р.Д. Установки для обслуживания скважин с использованием гибких колонн насосно-компрессорных труб // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.- 1993, № 4.-С.10-14.
30. Булатов А.И., Габузов Г.Г., Гераськин В.Г. и др. Гидромеханические процессы на забое бурящихся скважин.- М.: ВЬЩИОЭНГ, 1989.- (Обзор. Информ. Сер.»Строительство скважин»). 56 с.
31. Булгаков Р.Б., Галявич А.Ш., Адиев Я.Р. и др. Эффективность применения сверлящих перфораторов ПС-112.- Нефт. хоз-во, 1990.-№ 10.- С.29-31.
32. Васильев Ю.Н. Линеаризация уравнений фильтрации сжимаемой жидкости при проницаемости и вязкости, зависящих от давления,- Тр. «ВНИИгаза».- Вып.45 (53), 1973.-М.-С. 18-21.
33. Васильев Ю.Н. Интегро-дифференциальное уравнение фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде.- Сб. научн.тр. ВНИИгаза «Теория и практика разработки газовых месторождений Западной Сибири».- М.: 1985.- С. 117-128.
34. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. Ленинград: Недра, 1970.- 248 с.
35. Влюшин В.Е., Харин О.Н. Аналитическое исследование процесса распределения давления при разработке многопластовых нефтяных месторождений,-Прикладная Математика и Техническая физика.- Вып.1.- М,: 1966.- с.137-141.
36. Временная инструкция по освоению скважин и очистке прискважинной зоны пласта с применением пенных систем./Галлямов И.М., Шнейдер И.Б. Уфа: БашНИПИнефть, 2000.- 14 с.
37. Гавич И.К. Некоторые вопросы неустановившейся фильтрации в анизотропных пластах.- В сб.«Тр. координац. совещ. по гидротехнике».- Изд.: Энергия, 1966.- С.263-275.
38. Гавич И.К. Определение параметров анизотропного пласта по данным опытных работ в условиях неустановившейся фильтрации.- В кн.: «Труды координационных совещаний по гидротехнике».- Т. 48.- JL: Энергия, 1969.- С.102-116.
39. Глоговский М.М., Дияшев Р.Я. Определение параметров при совместной эксплуатации пластов по кривым изменения дебита.- Тр. МИНХиГП,- Вып.91.- М.: Недра, 1969.-С. 305-316.
40. Градштейн И.С., Рыжик И.М. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений.- М.: Наука, 1971.- 1108 с.
41. Григорян Н.Г. Вскрытие нефтегазовых скважин стреляющими перфораторами.-М.: Недра, 1982.- 263 с.
42. Гульгун Б.Е., Зазуляк М.И., Иванюта М.М.- Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов.- М.: Недра, 1973.- 128 с.
43. Гусейн-заде М.А., Добкина М.Б. Определение количества перетока жидкости через перемычку между пластами при упругом режиме.- Тр.МИНХиГП.- Вып.66.- М.: Недра, 1967.- С.112-116.
44. Гусейн-заде М.А., Другина Л.И., Мусаев М.А. Неустановившееся движение жидкости в пласте с неоднородно-проницаемой кровлей. Тр.МИНХиГП.- Вып.66.- М.: Недра, 1967.- С.117-121.
45. Гусейн-заде М.А., Колосовская А.К. Работа несовершенной скважины в пласте с проницаемой подошвой. Тр.МИНХиГП.- Вып.91.- М.: Недра, 1969.- С.446-451.
46. Гусейн-заде М.А., Колосовская А.К. Учет неоднородности пласта при движении в нем упругой жидкости. Тр.МИНХиГП.- Вып.91.- М.: Недра, 1969.- С.451-458.
47. Гусейн-заде М.А., Колосовская А.К. Упругий режим в однопластовых и многопластовых системах.- М.: Недра, 1971.- 454 с.
48. Гусейнов Г.П., Велиев М.Н., Керимов Г.Г. Изучение влияния неоднородности пласта на кривые перепада давления // нефтяное хозяйство.- № 4, 1973.- С.33-37.
49. Гусейнов Г.П., Насруллаев И.А., Керимов Ю.Г. Приток жидкости к несовершенной скважине в двухслойном пласте при упругом режиме.- Известия АН Азерб. ССР.- № 3, 1974.- Баку: Изд-во ЭЛМ.- С.92-98.
50. Дарли Х.К.Х. Предотвращение ухудшения производительностискважин в результате отложения в пласте твердых частиц из бурового раствора.-Инженер-нефтяник, 1975, N 10,- С.49-53.
51. Дахкилогов Т.Д. Изменение пористости и проницаемости песчано-глинистых пород под давлением.- Изв. ВУЗов.- Нефть и газ, 1965.- № 11.- С.- 3-7.
52. Демин Н.В., Кисляков Ю.П., Морозова В.Т. О зависимости проницаемости пористой среды от градиента давления // Нефтяное хозяйство.- 1966.- № 12.- С.36-38.
53. Джалилов К.Н. Определение параметров пласта при наличии утечки в другой горизонт.- Доклады АН Азерб.ССР.- Т. 18.- № 5, 1962.- С.7-9.
54. Дияшев Р.Н., Мухарский Э.Д., Николаев В.А. Динамика разработки многопластовой залежи и выделение объектов эксплуатации//Нефтяное хоз-во.- 1979.- № 3.- С.35-40.
55. Добрынин В.М. Влияние давления на коллекторские свойства песчаников // Нефтяное хозяйство.- 1963.- № 1.- С.45-52.
56. Добрынин В.М. Изменение упругоемкости песчаных пластов в зависимости от горного и пластового давления // Нефтяное хозяйство.- 1963.- № 2.- С.35-40.
57. Единые правила безопасности при взрывных работах.- М.: Недра, 1976.- 240 с."Изменения и дополнения Единых правил безо-пасности при взрывных работах".-Госгортехнадзор СССР: введ. 01.07.89, постановл. N9 26.06.89.- 16 с.
58. Желтов Ю.П. Об учете сжимаемости пористой среды при фильтрации в ней однородной жидкости.- Тр. ВНИИ нефти.- Вып.37, 1962.- С.3-13.
59. Зарембо JI.K., Тимошенко В.И. Нелинейная акустика.- М.: Изд-во МГУ, 1984.104 с.
60. Инструкция по вскрытию пластов стреляющими перфораторами в разведочных обсаженных нефтегазовых скважинах. Мингео СССР. Утв. 1987.-Раменское, 1987.-22 с.
61. Инструкция по применению пороховых генераторов давления ПГД БК в скважинах. Мингео СССР. ВНИИвзрывгеофизика.- Раменское, 1989.- 80 с.
62. Инструкция по эксплуатации кабелей для геофизических работ в скважинах (Мингео СССР. Миннефтепром. Мингазпром.).М.: ВНИИгеофизика, 1976.- 44 с.
63. Исаев Р.Г. К выводу основного дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации упругой вязкой жидкости в анизотропном коллекторе.-Изв. ВУЗов,- Нефть и газ, 1966.- №11.- С.- 71-76.
64. Исаев Р.Г. К выводу основного дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации сжимаемой жидкости в трещиновато-пористом упруго-вязко-пластичном коллекторе.- Изв. ВУЗов.- Нефть и газ, 1970.- № 10.- С.- 71-74.
65. Исакович М.А. Общая акустика.- М.-Наука. Гл. ред. физико-мат. лит-ры, 1973.- 496 с.
66. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования скважин.- М.: Недра, 1982,- 351 с.
67. Казарина Е.С. Решение нестационарной задачи притока жидкости к гидродинамически несовершенной круговой галерее в анизотропном пласте,- Изв. ВУЗов.- Нефть и газ, 1971,- № 12,- С,- 63-67.
68. Казарина Е.С. О нестационарном притоке жидкости к линейному и точечному стокам в анизотропном пласте.- Изв. ВУЗов.- Нефть и газ, 1976.- № 7,- С,- 64-68.
69. Камбаров Г.С. Вопросы движения упругой жидкости в упругом пласте при переменных проницаемости и мощности.- Тр.Азербайдж. ин-та по добыче нефти.-Вып. 15.-Баку: 1965.- С57-70.
70. Каменецкий С.Г. Определение фильтрационных параметров методом восстановления давления в случае, если пласт разбит на отдельные пропластки.- НТС по добыче нефти.- ВНИИ.- Вып.14,- Гостоптехиздат, 1961.- С.46-50.
71. Качмар Ю.Д. Повышение качества проектирования гидропескоструйной перфорации // Нефт. хоз-во, 1982.- № 10.- С.39-40.
72. Кожин В.Н. Обоснование степени вскрытия пласта перфорацией для повышения эффективности разработки залежей с водонефтяными зонами./ Дисс. на соиск. уч. степ, канд-та техн. наук.- ОАО НПФ «Геофизика»: Уфа, 2007.- 119 с.
73. Козодой А.К., Босенко А.А. Влияние эрозионных свойств жидкости на разрушающую способность затопленных струй //Изв. вузов.- Нефть и газ, 1970.- № 11.- С.21-24.
74. Красильников А.А., Стрелков В.И., Маганов Р.У., Янтурин А.Ш. О физическом состоянии стенок ствола скважины.- Нефт. хоз-во, 1992.- № 10.- С.12-14.
75. Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам в скважинах./ Под ред.Григоряна Н.Г.-М.: Недра, 1982.- 183 с.
76. Ловля С.А. Прострелочно-взрывные работы в скважинах.-М.:Недра, 1987.-214 с.
77. Маковей Н. Гидравлика бурения. Пер. с рум.- М.: Недра, 1986.-536 с.
78. Максутов В.А., Доброскок Б.Е., Зайцев Ю.В. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1974.- 231 с.
79. Мальцев А.В., Терентьев Ю.И., Неволин В.Г. Влияние гашения давлений при перфорации на результаты эксплуатации нефтяных скважин.// Пути интенсификации добычи нефти,- Сб.научн.тр,- Уфа: БашНИПИнефть.- 1989.- 159 с.- С. 15-20.
80. Мальцев А.В. Эффективность применения щадящего режима перфорации кумулятивными перфораторами ПКС-80. Нефт. хоз-во, 1991.- № 4.- С.13-14.
81. Матвеенко Т.И. О неустановившейся фильтрации в одном и двух пластах.-Известия АН СССР.- ОТН.- № 6, 1957.- С. 127-129.
82. Методические рекомендации по вскрытию продуктивных пластов перфораторами, спускаемыми на насосно-компрессорных трубах. Мингео СССР.: ВНИИвзрывгеофизика.- Раменское, 1985.
83. Методические рекомендации по вскрытию продуктивных пластов разрушающимися кумулятивными перфораторами, спускаемыми через насосно-компрессорные трубы.- Мингео СССР.:ВНИИвзрывгеофизика./Утв.29.06.83.- Раменское,1983.-25 с.
84. Минеев Б.П. Комплекс технологий и технических средств для совершенствования процессов заканчивания скважин./ Дисс. в виде научн. докл. на соиск. уч. степ, д-ра техн. наук.-БелНИПИнефть: Гомель, 1997.- 105 с.
85. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязко-пластичных и вязких жидкостей в нефтедобыче.- Баку: Азнефтеиздат, 1959.- 409 с.
86. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах.- М.: Недра, 1987. 152 с.
87. Молокович Ю.М., Скворцов Э.В. Одномерная фильтрация сжимаемой вязкопластичной жидкости.- Изд-во Казанского Гос. ун-та, 1971.- 63 с.
88. Молокович Ю.М., Осипов П.П. Основы теории релаксационной фильтрации,-Изд-во Казанского Гос. ун-та, 1987.- 114 с.
89. Мохначев М.П., Присташ В.В. Динамическая прочность горных пород.- М.: Наука, 1982. 142 с.
90. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных скважин.- М.: Недра, 1978.- 448 с.
91. Мухер А.А., Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин.- М.: Недра, 1992.- 336 с.
92. Назаров С.Н. Влияние темпов отбора нефти на суммарную добычу жидкости из пласта при его разработке в условиях упруго-водонапорного режима,- Тр. МИНХиГП.-Вып 14.- М.: Гостоптехиздат, 1955.- С. 224-230.
93. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах.- М.: Недра, 1972.- 184 с.
94. Некрасов В.И., Вятчинин М.Г., Даутов P.P., Янтурин Р.А. Выбор жидкости и параметров глушения скважин.-М.: Нефтяное хозяйство, 1999, №5.- С.31-33.
95. Николаевский Н.М. К теории неупругих деформаций пористых сред.- В кн. «Теория и практика добычи нефти».- М.: Недра, 1964.- С. 75-86.
96. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред.-М.: Недра,1984.-232 с.
97. Орфаниди К.Ф. Закономерность изменения пластового давления в недрах земли,- Доклады АН СССР.- Т. 248.- № 3, 1979. С.692-694.
98. Основные условия производства геофизических работ в скважинах на нефть и газ в организациях системы Министерства геологии СССР.- Мингео СССР, введ.21.10.81.- М., 1982,- 16 с.
99. OCT 51.00.007-92. Требования к параметрам инвертного эмульсионного раствора (ИЭР), приготовленного на месторождениях Западной Сибири,- Тюмень: СибНИИНП, 1982.- 26 с.
100. Петров Н.А. Есипенко А.И. Технологические жидкости для гидропескоструйной перфорации.- Строительство нефт. и газ. скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-№ 3.-С.33-34.
101. Пирвердян A.M. О перетоках жидкости из одного перетока в другой.- Изв. ВУЗов.- Нефть и газ, 1958,- № 8.- С.- 59-61.
102. Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В. Справочник по сопротивлению материалов.- Киев: Наукова думка, 1975.- 704 с.
103. Подземная гидравлика./ К.С. Басниев, A.M. Власов, И.Н. Кочина и др.- М.: Недра, 1986,- 303 с.
104. Полянин В.Д. Численное решение задачи о фильтрации упругой вязко-пластичной жидкости в упругой пористой среде.- Сб. «Подземная гидродинамика».- М.: Недра, 1971.- С. 33-36.
105. Правила безопасности при геологоразведочных работах.- Госгортехнадзор СССР, Мингео СССР, утв.20.03.79.- М.: Недра, 1979.-249 с.
106. Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.- М.: Недра, 1992.- 250 с.
107. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. О нестационарной фильтрации в однородно анизотропных по проницаемости пластах.- Изв. ВУЗов.- Нефть и газ, 1967.- № 11.- С,- 7680.
108. Пыхачев Г.Б. Анализ некоторых нестационарных одномерных полей с искривленными линиями тока.- В сб. «Математический анализ и его приложения».- Изд-во Чечено-Ингушск. Гос. ун-та.- Грозный, 1984.- С.3-10.
109. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989.-270 с.
110. Рахимкулов Р.Ш., Бикбулатов А.У., Галлямов М.Н. Результаты комбинированного воздействия на призабойную зону нагнетательных скважин вязко-упругими составами //Нефтяное хоз-во.- 1982.- № 10.- С.32-38.
111. РД 39-4-781-82.Основные условия производства промыслово-геофизических и прострелочно-взрывных работ в нефтяных скважи-нах.- Миннефтепром, введ.01.11.82.-Уфа, 1982.- 39 с.
112. РД 39-3-667-82. Временная инструкция по технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов с использованием инвертных эмульсионных растворов на месторождениях Западной Сибири.- Тюмень: СибНИИНП, 1980.- 14 с.
113. РД 39-2-400-80. Руководство по приготовлению, химической обработке и очистке буровых растворов для бурения скважин и вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири.- Тюмень: СибНИИНП, 1980.- 44 с.
114. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород.- М.-Недра, 1966,- 283 с.
115. Рылов Н.И., Захарова Г.И. Заканчивание скважин в терригенных отложениях.-М.: ВНИИОЭНГ, 1987.- 37 с.
116. Сергеевич В.И., Закс C.JI. Вязкость, плотность и сжимаемость некоторых углеводородных смесей при высоких давлениях.- Тр. Ин-та геологии и разработки горючих ископаемых.- т.2.- Изд-во АН СССР.- М.: 1966.- С.113-119.
117. Симонов В.в., Выскребцов В.Г. Работа шарошечных долот и их совершенствование.- М.: Недра, 1975.- 240 с.
118. Скучик Е. Основы акустики.- М.: Мир, 1976.- Т.1/ Пер. с англ. под ред. Лямшева Л.М.- 520 с.
119. Справочная книга по добыче нефти./ Под ред. Гиматудинова Ш.К.- М.: Недра, 1974.- 704 с.
120. Справочник инженера по бурению./ Под ред. В.И. Мищевича и Н.А. Сидирова: в 2-х т.- М.: Недра, 1973. Т.1.- 520 с.
121. Справочник по капитальному ремонту скважин.-М.: Недра, 1973.-262 с.
122. Справочник по прострелочно-взрывной аппаратуре./ Под ред. Фридляндера Л.Я.- М.: Недра, 1983.- 197 с.
123. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова./ Р.С. Андрианов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. М.: Недра, 1983.- 455 с.
124. Султанов Б.И. О фильтрации вязко-пластичных жидкостей в пористой среде.-Известия АН Азерб. ССР.- № 5, I960.- Баку.- С. 125-130.
125. Сухоносов Г.Д. Оценка изменения проницаемости околоствольной зоны пласта по данным испытателя пластов // Нефтяное хозяйство.- 1970.- № 10.- С.22-27.
126. Телков А.П., Русских В.Н. Оценка анизотропии пласта по промысловым данным и определение предельных безводных дебитов.// Татарская нефть, №6, 1962.
127. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах.- Мингео СССР, утв.04.05.84., Миннефтепром СССР, утв.08.05.85.- М.: Недра, 1985.-216 с.
128. Техническая инструкция по прострелочно-взрывным работам в скважинах.- Мингео СССР, утв.02.02.77,- М.: Недра, 1978.- 63 с.
129. Техническая инструкция по проведению прострел очно-взрывных работ в скважинах. Сост.: Шахназаров Г.Г., Журавлева Т.П.- М.: ВИЭМС, МГП «Геоинформмарк».-М.: 1991.-51 с.
130. Технологические регламенты на проектирование и строительство нефтяных скважин (Освоение и испытание скважин на продуктивность)./Сост. Хусиутдинов М.Г. и Саунин В.И. Тюмень: СибНИИНП, 1989.- 100.
131. Фалькович С.В., Севостьянов Г.Д., Гончаров В.П. О механизме вскрытия пластов абразивной гидропескоструйной перфорацией.// Промысловая геология.- Тр.НВ НИИГГ.- Саратов: Изд-во Саратовского ун-та, 1969, вып. 12.- С.213-230.
132. Фиалко А.И., Фаст Ф.Б., Кудин Н.Л. и др. Влияние внутрипорового давления на проницаемость горных пород,- Сб. Вопросы технической теплофизики,- Вып.З.- Изд-во Наукова думка.- Киев: 1971,- С. 114-117.
133. Фридляндер Л.Я. Прострел очно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах,- М.: Недра, 1985.- 199 с.
134. Хантуш М.С. Анализ данных опытных откачек из скважин в водоносных горизонтах с перетеканием. В сб. «Вопросы гидрогеологических расчетов».- М.: Мир, 1964.- С.27-42.
135. Харин О.Н. Вывод расчетных формул для приближенной оценки эффективности циклического воздействия на пласт. .- Тр. МИНХиГП,- Вып 66.- М.: Недра, 1967.- С. 128-130.
136. Харин О.Н., Влюшин В.Е. Аналитическое исследование процесса распределения давления при разработке многопластовых месторождений.- ПМТФ,- № 1, 1966.
137. Харин О.Н., Влюшин В.Е. Упрощение расчета поля давления в многопластовых системах.- Тр. МИНХиГП.- Вып.66.- М.: Недра, 1967.- С.93-101.
138. Харин О.Н. Обобщение решения одной из основных задач теории упругого режима фильтрации
139. Харин О.Н., Карпычева З.Ф. Аналитическое исследование работы скважины в двухслойном продуктивном пласте с учетом поперечного перетока.- Тр. МИНХиГП.-Вып.143.- М.: Недра, 1973.- С.49-621.
140. Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И., Фарукшин JI.X. и др. Пакеры и специнструмент для разобщения пластов при креплении скважин,- М.: ВНИИОЭНГ, 1990,- (Обзор, информ. Сер.»Строительство нефт. и газ.скважин на суше и на море».).-126 с.
141. Чарный И.А. О методах линеаризации нелинейных уравнений типа уравнения теплопроводности.- Известия АН СССР.- Отделение технич. наук.- № 6, 1951.- С. 829-838.
142. Шаисламов Ш.Г., Янтурин Р.А., Янтурин А.Ш., Лаптев В.В. Об одновременной эксплуатации нескольких пластов (пропластков) одной скважиной.// Бурение и нефть.- 2007.- № 10.- С.21-23.
143. Шаисламов Ш.Г., Янтурин Р.А., Сулейманов Р.И. Об основных аспектах бесперфорационного вскрытия пластов // Там-же, С.304-306.
144. Шаисламов Ш.Г. Влияние плотности кумулятивной перфорации на работу скважины в низкопроницаемых коллекторах. // В кн. «Технологии нефтегазового дела» // Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, С.307-313.
145. Шаисламов Ш.Г. О некоторых аспектах выбора параметров заканчивания скважин с кумулятивной перфорацией. // В кн. «Технологии нефтегазового дела» // Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, С.320-322.
146. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации.-М.: Нефть и газ, 1995.- Ч.2.- 493 с.
147. Щуров В.И. Влияние перфораций на приток жидкости из пласта в скважину. -«Тр. совещания по развитию научно-исслед. работ в области вторичных методов добычи нефти»,- Изд-во АН Азербайдж.ССР.- Баку: 1953.- С. 144-149.
148. Энгельгардт В. Поровое пространство осадочных пород. М.:Недра, 1964.-232 с.
149. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти.-М.: Недра,1974.-320с.
150. Янтурин А.Ш., Шутихин В.И., Прокаев А.С., Коньков В.Н. Квази- и статическая картина загрязнения прискважинной зоны пласта.- Строительство нефт. и газ. скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993,- № 9-10.- С.16-19.
151. Янтурин А.Ш. Особенности выбора режимов цементирования обсадных колонн в наклонных и горизонтальных скважинах.- М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ «Строительство нефт. и газ. скважин на суше и на море», 1997, №5.- С.20-22.
152. Янтурин А.Ш. Передовые методы эксплуатации и механика бурильной колонны.- Уфа: Башк. кн. изд-во, 1988.- 168 с.
153. Янтурин А.Ш., Прокаев А.С., Коньков В.Н. Глубина проникновения инфильтрата бурового раствора в пласт при вскрытии бурением.- Строительство нефт. и газ. скважин на суше и на море.- М.: ВНИИОЭНГ, 1993.- № 9-10.- С.31-35.
154. Янтурин Р.А., Шаисламов Ш.Г. О заканчивании скважин в низко проницаемых коллекторах Западной Сибири и Урало-Поволжья // НТЖ «Нефтепромысловое дело».- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».- 2007.- № 1.- С.33-40.
155. Янтурин А.Ш. Особенности выбора режимов цементирования обсадных колонн в наклонных и горизонтальных скважинах.- М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ «Строительство нефт. и газ. скважин на суше и на море», 1997, №5.-С.20-22.
156. Янтурин А.Ш., Гилязов P.M., Гибадуллин Н.З., Рамазанов Г.С. Выбор схемы и геометрических параметров локального или сплошного расширения боковых ответвлений стволов скважин.// Нефтяное хоз-во.- 2000.- № 11.- С.88-90.
157. Янтурин А.Ш. Давлетбаев М.Г., Алексеев В.А. Механические перфораторы. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-М.: ВНИИОЭНГ, 1995, № 6,- С. 27-29.
158. Янтурин А.Ш., Красильников А.А , Стрелков В.И. О механизме локального винтооб разного искривления ствола скважины // Нефтяное хоз-во.- 1992.- № 4.- С.20-21.
159. Яремийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин.- Львов: Вища школа, 1982.- 152 с.
160. Aussagefahigkeit der API Filtratwerte unter Bohrlochbedingungen./ Ghfrani R., Delius A.//Erdol — Erdyas — Kohle.- 1991.- 107, N 9.- c.361-363.
161. Dealing with near borehole loss of permeability // Offshore Intern.- 1994, VII.- Vol. 54, №7.-P. 16.
162. Bila V.J. Hydraulic jet technology: versatile, cost effective // World Oil.- 1993, X.-Vol.214, № 10.- P.69-73.
163. Brieger E.F.,Stovall G&E& Perforating damage: here's one field tested solution.-World Oil, 1976, vol. 183, No.6,p.69-72.
164. Dealing with near borehole loss of permeability // Offshore Intern.- 1994, VII.- Vol. 54, №7.-P. 16.
165. King G.E., Anderson A.R., Bingham M.D.A Field Study of Underbalance Pressures Necessary To Obtain Clean Perforations Using Tubing-Conveyed Perforating. Journal of Petroleum Technology. 1986, June.- P.662-664.
166. Chaperon I.: Theoretical study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formaition: subcritical and critical rates./ Paper SPE 15430 presented at ATCE. New Orleans? 1986, Oct.5-8.
167. Yamada Т., Hewett T.A. Production-based effective vertical permeability for a horizontal well. // SPE Reservoir Engineering/- 1995? VIII.- Vol.10, № 3,- P.163-168.
168. Hurst W/ Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore // The Petroleum Engineer.- Vol.XXV.- № 11, October 1953.- P. B6-B16.
169. Van Everdingen A.F. The skin effect and its influence on the productive capaciti of a well.//Petroleum Transactions.-AIME.- Vol. 198, 1953.-P. 171-176.
-
Шаисламов, Шамиль Гатуфович
-
кандидата технических наук
-
Уфа, 2008
-
ВАК 25.00.15
- Обеспечение эффективной гидродинамической связи скважины с пластов при вторичном вскрытии
- Повышение эффективности технологии одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов
- Исследование и разработка технико-технологических методов управления одновременно-раздельным дренированием многопластовых месторождений
- Совершенствование одновременно-раздельной эксплуатации пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений
- Повышение качества заканчивания скважин совершенствованием технологии вторичного вскрытия
