Совершенствование технологий заканчивания скважин для условий нефтяных месторождений Татарстана

Нуриев, Ильяс Ахматгалиевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование технологий заканчивания скважин для условий нефтяных месторождений Татарстана
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий заканчивания скважин для условий нефтяных месторождений Татарстана"

НУРИЕВ ИЛЬЯС АХМАТГАЛИЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ УСЛОВИЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ТАТАРСТАНА

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 1 ДПР 2011

Бугульма - 2011

4844386

Работа выполнена в ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Абдрахманов Габдрашит Султанович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич

кандидат технических наук Фатхутдинов Исламнур Хасанович

Ведущее предприятие

Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ)

Защита состоится 12 мая 2011г. в 14 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М.Джалиля, д.32

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан 8 апреля 2011г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук

И.В.Львова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Основные месторождения (Ромашкинское, Ново-Елховское, Бавлинское) ОАО «Татнефть» находятся на поздней стадии разработки. Выработанность запасов терригенного девона превышает 80% от первоначальных извлекаемых. Остаточные запасы относятся к категории трудноиз-влекаемых и приурочены к низкопроницаемым глинистым и уплотненным коллекторам. Извлечение этих запасов возможно только при адресном и интенсивном воздействии на них. Пробуренный фонд скважин по причине негермстич-ности заколонной цементной крепи не всегда позволяет осуществлять в полной мере такое воздействие. Пластовые давления месторождений понижены. Первичное вскрытие продуктивных коллекторов осуществляется при средних давлениях репрессии гидростатического столба бурового раствора 4,0-6,0 МПа, это в значительной степени снижает коэффициент продуктивности скважин.

Ежегодные объемы эксплуатационного бурения в ОАО «Татнефть» стабилизировались на уровне 460 тыс.м проходки, что составляет порядка 300 новых скважин. В первые же месяцы эксплуатации в 15-20% скважин появляется сторонняя вода, а в скважинах, где пласт перфорирован только частично, доля скважин с наличием подошвенной воды доходит до 65-70%.

В этой связи определение основных факторов, снижающих продуктивность пластов и увеличивающих обводненность продукции путем исследования качества заканчивания скважин по результатам освоения и начального периода их эксплуатации, первичного вскрытия и разобщения коллекторов для научного обоснования и развития методов увеличения нефтеизвлечения является весьма актуальной научно-прикладной задачей в нефтедобывающей отрасли.

Цель диссертационной работы. Совершенствование методов вскрытия и разобщения заводненных неоднородных продуктивных коллекторов при строительстве скважин для сохранения и увеличения их продуктивности.

Основные задачи исследований:

1. Анализ процессов, происходящих в продуктивных пластах при заканчи-вании скважин в условиях низких пластовых давлений, и обоснование наиболее перспективных направлений решения проблемы увеличения коэффициента продуктивности.

2. Определение условий качественного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Татнефть» с использованием методов многомерной оценки качества заканчивания скважин и степени сохранности фильтрационно-емкостных свойств.

3. Разработка методики оценки потенциального риска заколонных притоков из неперфорированного пласта в интервалы вторичного вскрытия и технологий, улучшающих качество разобщения пластов.

4. Анализ результатов строительства скважин, заканчиваемых горизонтальными стволами, и разработка рекомендаций по снижению их обводненности и увеличению коэффициента продуктивности.

Методы решения задач. Поставленные задачи решались анализом результатов промысловых экспериментов с использованием пакета программ STATISTICA (фирмы StatSoft), материалов геофизических и гидродинамических исследований.

Научная новизна:

1. Разработан метод оценки по характеристике продуктивных пластов и результатам освоения скважин следующих показателей:

- наличия притока из неперфорированных пластов по заколонному пространству;

- степени ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов при заканчивании скважин;

- соотношение дебитов перфорированных пластов в общем дебите скважины.

2. На основе многомерного анализа и оценки различных методов первичного вскрытия сформулирован и математически описан базовый уровень коэффициентов продуктивности.

3. Установлена зависимость обводненности продукции скважин от соотношения проницаемостей перфорированного и неперфорированного пластов и расстояния между ними для выявления потенциального риска заколонных перетоков.

4. Разработан метод формирования водонепроницаемого экрана в зоне во-донефтяного контакта за счет взаимодействия химического реагента с нефтью, при создании депрессии на продуктивный пласт.

Основные защищаемые положения:

1. Выявленные причины снижения потенциальной продуктивности пластов-коллекторов, связанные с технологиями заканчивания скважин в условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

2. Обоснование применения наиболее эффективных технологий по сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов при бурении и креплении скважины.

3.Факторы, влияющие на потерю герметичности заколонной цементной крени при строительстве скважин в условиях низких пластовых давлений.

4. Метод прогнозирования потенциальных интервалов притока вод и предупредительные технико-технологические меры по их изоляции в процессе строительства скважины.

5. Способы заканчивания наклонно-направленных и горизонтальных скважин, повышающие коэффициент продуктивности и снижающие их обводненность.

Практическая значимость работы:

1. Определены средние величины снижения продуктивности скважин от таких факторов как: высокие рабочие давления продавки тампонажного раствора, потери циркуляции при цементировании эксплуатационных колонн, аварийные работы с множеством спускоподъемных операций, ремонтно-изоляционные работы (РИР), отбор керна в продуктивном интервале, нестабильные гидродинамические и пульсационные процессы при промывке скважины.

2. Установлены критерии и оптимальная область применения технологий первичного вскрытия по степени сохранения продуктивности пластов.

3. Разработаны способ первичного вскрытия пластов (патент №2279535 РФ. 2004) и технологии ограничения водопритока при разработке пласта с низким пластовым давлением.

4. Определены базовые уровни коэффициентов продуктивности скважин в зависимости от применяемых технологий первичного вскрытия, на основе которых разработан метод оценки продуктивности новой скважины.

5. Решена задача определения по показателям освоения скважин наличия вовлеченных в разработку неперфорированных пластов.

6. Разработан руководящий документ РД 153-39.0-644-09 «Методическое руководство оценки риска заколонных сообщений в скважинах терригенного девона», позволяющий определять интервалы наибольшего риска заколонной циркуляции и принять при строительстве скважины предупредительные технические и технологические решения (патент № №2394987 РФ 2010 «Способ предотвращения заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации»), РД применен в 2009-2010 годах при строи тельстве 119 скважин.

7. Разработан способ снижения обводненности продукции скважин путем автоматического формирования в зоне водонефтяного контакта (ВНК) водонепроницаемого экрана в процессе освоения и эксплуатации скважины.

8. Предложен метод оперативной оценки качества заканчивания скважин.

9. Разработаны рекомендации по оптимизации заложения горизонтальных скважин, которые применяются при составлении проектов на строительство ГС, начиная с 2009 года.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на семинаре ОЭРН «Современные технологии неф-теизвлечения на месторождениях России» (г.Москва, 28-29.09.2009); совещаниях по реорганизации бурового комплекса (г.Альметьевск, 22.01.2010; 17.02.20Юг); на научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, 28.05.2010); на семинаре главных инженеров ОАО «Татнефть» (30.06.2010); на научно-практической международной конференции «Строительство и ремонт скважин 2010», (г.Геленджик, 29.09 - 02.10.2010); на совещании «Стратегия развития горизонтальных, новых технологий в ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, 09.12.2010); годичном собрании Волго-Камского регионального отделения РАЕН (г.Альметьевск, 18.03.2011).

Публикации. Опубликовано 10 печатных работ, в том числе 7 статей в научных журналах рекомендованных ВАК РФ, 2 патента на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и приложений. Содержит 161 страницу машинописного текста, включая 35 рисунков и 19 таблиц. Список литературы включает 95 наименований.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

Изучению степени техногенного воздействия и сохранению фильтраци-онно-емкостных свойств коллекторов при заканчивании скважин посвящены многие работы ученых-нефтяников, среди которых Абдрахманов Г.С, Абдулма-зитов Р.Г., Агзамов Ф.А., Ашрафьян М.О., Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Габ-дуллин Р.Г, Гиматудинов Ш.К., Глумов И.Ф., Гноевых А.Н., Дияшев Р.Н., Дубровский B.C., Зиннатуллин Н.Х., Ибатуллин P.P., Иктисанов В.А., Кадыров P.P., Корженевский А.Г., Кузнецов Ю.С., Курочкин Б.М., Лысенко В.Д., Мавлютов М.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Муравьев И.М., Муслимов Р.Х., Мусабиров М.Х., Овечкин А.И., Орлов Г.А., Подгорнов В.М., Поляков В.Н., Проселков Ю.М., Рылов Н.И., Рябоконь С.А., Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Спивак А.И., Тронов В.П., Хисамов P.C., Хисамутдинов Н.И., Юсупов И.Г. и др.

В первой главе дается краткий обзор геолого-технических особенностей нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки.

Снижение текущих пластовых давлений объектов разработки среднего, нижнего карбона и терригенного девона привели к тому, что в некоторых участках образовались аномально низкие градиенты пластовых давлений, достигающие до 0,005 - 0,007 МПа/м против природного градиента равного 0,01МПа/м. 553 скважины терригенного девона, пробуренные за период 2000 -2005гг по давлениям репрессии гидростатического столба бурового раствора распределились согласно табл.1. Такой же анализ давлений репрессий гидростатического столба бурового раствора по скважинам, пробуренным в период с 2007 по 1 полугодие 2010 года, показывает, что ситуация почти не изменилась.

Таблица 1

Репрессия, МПа Менее 2,0 2,0 -4,0 4,0-6,0 6,0-8,0 8,0-10,0 Более 10,0

Количество скв. 19 86 160 150 98 40

% 3,4 15,5 28,9 27,1 17,7 7,2

Наибольшее распределение скважин, суммарно 56% и 53% (для первого и второго периодов анализа), находится в диапазоне давлений репрессий от 4,0 до 8,0МПа. Даже диапазон свыше 8,0МПа имеет большую долю (24,9% и 25,8%), чем диапазон «менее 4,0МПа» (18,9% и 21,2%).

При таких условиях для повышения качества заканчивания скважин требуется разработка новых конструкций забоев скважин и применение наиболее эффективных технологий первичного вскрытия пластов.

Вторая глава посвящена обоснованию и выбору наиболее эффективной технологии заканчивания скважин, повышающей коэффициент удельной продуктивности.

В строительстве скважин трудно оценить эффективность применённых технологий. Невозможно проделанную работу повторить заново по другой технологии, а затем сравнить два результата. При отсутствии методик определения эффективности, результативности технологий, оценка новой (другой) технологии обычно сводится к сравнению с окружающими скважинами или скважинами со схожими промысловыми характеристиками.

Сравнение показателей правомерно, если они приведены к единой методической базе. Неправомерно сравнивать только дебиты скважин. Также неправомерно и сравнение продуктивности скважин, поскольку не учитываются интервалы перфорации. Следовательно, необходимо сравнивать удельные продуктивности сопоставляемых скважин. Это в свою очередь поднимает вопросы по определению толщин пластов разрабатываемых эксплуатационной скважиной: через интервал перфорации; через негерметичное заколонное пространство; по воронке депрессии через массив пласта за пределами интервала перфорации.

Анализ проведен на основе трехмерных диаграмм рассеяния коэффициентов продуктивности выборки скважин. Очень высокие показатели и очень низкие показатели коэффициентов продуктивности подлежат анализу по выявлению причин отклонений. Подлежит выяснению, что высокие показатели продуктивности не являются ли следствием заколонных циркуляций из неперфо-рированных пластов. Также анализируются причины низких коэффициентов продуктивности.

В ходе анализа установлено, что графики поверхностей величин коэффициента удельной продуктивности по выборке скважин подтверждают возможность формирования базовой опорно-оценочной плоскости качества скважин (рис.1). На снижение продуктивности существенное влияние оказывает давле-

ние репрессии гидростатического столба бурового раствора, особенно для пластов с низкой проницаемостью (рис.2). Временной фактор репрессии бурового раствора на продуктивный пласт не является определяющим, о чем свидетельствуют диаграммы поверхностей удельной продуктивности скважин.

Кпрод ,д. ьЛсуг-ЫПа-м = клродуд м'лугмпа'м =

0.1111Ч).01.!8'х»6.г227->-0.0025'х'х-0.55$8'х,у-0.553уу 0,1722-0.0612'х*10.8564>0.0034-х'х.0.б657-1-у-1.2104Ту

Кпрод.уд , н^/сут'МПа'м = ^013^.0543чт.0509>0.004в-х,х-0.4844-»>3.4471уу

А - режим щадящей промывки («ламинарный режим»); Б - струйная кольматация стенок скважин; В - струйная кольматация стенок скважин и двухступенчатое цементирование; Г- соотношение поверхностей величин коэффициента удельной продуктивности скважин.

Рисунок 1 - Графики поверхностей величин коэффициента удельной продуктивности скважин по технологиям первичного вскрытия пластов.

Скважины со струйной обработкой стенок скважин обладают более высокой продуктивностью, чем скважины с первичным вскрытием в режиме «ламинарного течения» бурового раствора. Вторичное вскрытие пластов в скважинах со струйной обработкой стенок проведено в большей части методами щадящей

Струйная кольматация,

Струйная кольматация с

Ламииаримн режим промьц

перфорации (сверление, фильтр со срезными заглушками - ФПД), а скважины с первичным вскрытием в режиме ламинарного течения бурового раствора перфорированы глубоко проникающими кумулятивными перфосистемами, в некоторых скважинах повторно. Это свидетельствует о наличии различных глубин проникновения фильтрата в той и другой технологиях первичного вскрытия пласта.

-режимламинарнои промывни —струйная иольм+МСЦ

- -струинаякольматация

Ррепр а 8,0 МЛа

1*> # ¿> # ¿> # о"5

V у

V О' - - - .

—режим ламинарной промывки —струйная кольм+МСЦ

V V N V V - струйная кольматация

КпрАВС

МНМ2

Рисунок 2 - Изменение коэффициента удельной продуктивности в зависимости

от проницаемости пласта:

Продуктивность пласта с сильно ухудшенной ПЗП в процессе первичного вскрытия не восстанавливается, даже при неоднократном применении перфорационных систем с глубоким пробитием отверстий.

Математические уравнения базовых плоскостей удельных продуктивно-стей скважин каждой технологии позволяют рассчитать теоретическую продуктивность скважин по их фактическим данным. В связи с тем, что плоскости сформированы по скважинам с высокими показателями сохраненной продуктивности, можно считать, что она является потенциальным уровнем для данной технологии. Таким образом, сравнение фактической продуктивности скважины с расчетной теоретической является условным показателем относительной продуктивности (ОП).

Резкому снижению продуктивности способствует нестабильная динамическая составляющая давления репрессии, возникающая при спускоподъемных операциях. Например, для скважин с отбором керна предлагаемый показатель ОП в среднем равен 0,55 (табл. 2).

Таблица 2 - Снижение продуктивности скважин под влиянием различных факторов

Факторы, снижающие коэфф. удельной продуктивности Технология ОП (по предлагаемому способу)

мин сред макс

Рсмонтно-изоляционныс работы (РИР) струйная кольматация 0,07 0,44 0,76

струйная кольмата-ция+двухступенчатое цементирование 0,05 0,34 0,85

Потеря циркуляции при цементировании экспл. колонн струйная кольматация 0,24 0,55 0,86

«ламинарный» режим промывки 0,21 0,52 0,68

Отбор керна (ниже интервала перфорации) струйная кольматация 0,33 0,55 0,97

базовая технология первичного вскрытия 0,02 0,06 0,1

Высокое давление продавки при цементировании экспл. колонн струйная кольматация 0,17 0,57 0,79

Аварийные работы при вскрытых пластах «ламинарный» режим промывки 0,47 0,55 0,62

струйная кольматация 0,27 0,51 0,74

Причина не выяснена «ламинарный» режим промывки 0,25 0,54 0,71

струйная кольматация 0,27 0,48 0,69

струйная кольмата-ция+двухступснчатос цементирование 0,05 0,41 0,62

По каждой из технологий первичного вскрытия от 27% до 55% скважин имеют ОП менее 0,65.

Переход к технологии «струйной кольматации с двухступенчатым цементированием эксплуатационной колонны» позволит повысить коэффициент удельной продуктивности скважин от 1,39 до 7,49 раз в зависимости от давления репрессии бурового раствора и проницаемости перфорированного пласта.

В третьей главе приведены результаты исследования заколонных перетоков и предложены способы изоляции зон водопритока.

Известно, что скважины с аналогичными параметрами перфорированных пластов, при сопоставимых пластовых давлениях обладают различными коэффициентами продуктивности. На рис. 3 приведена диаграмма корреляции ко-

эффициентов продуктивностей с абсолютными проницаемостями перфорированных пластов скважин терригенного девона Ромашкинского месторождения.

л л д л

д А ¿л д

л Д д * д : д

д д д д л д д л

д д •в Д д л д •дЧ А д д д

л. д ~ ^л/л 1Ф д д м- 1 л А д Л л

0.0 0,2 0,4 0,6 0,8 1.0 1,2 1,4 1.6 1,8 2,0 Абс. проницаемость, мкмг

Рисунок 3 - Диаграмма корреляции коэффициентов продуктивности с абсолютной проницаемостью перфорированных пластов скважин терригенного

девона.

Эта диаграмма условно разделена на три сектора исходя из следующих предположений:

- потенциальные продуктивности нижнего сектора уменьшены в процессе заканчивания скважины из-за ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта;

- в центральном секторе расположены скважины с фактическими коэффициентами продуктивности, близкими к потенциальным;

- в верхнем секторе высокая продуктивность скважин связана с дополнительным притоком по заколонному пространству из неперфориро-ванных пластов или по массиву неперфорированной части пласта.

Оценка качества заканчивания скважин. Для оперативной оценки качества заканчивания приведенной выборки скважин по показателям освоения и эксплуатации, без проведения специальных геофизических и гидродинамических исследований, использован закон фильтрации по формуле Дюпюи. Оценка

производится по выражению \пЯк/гс+С, характеризующему индивидуальные особенности призабойной зоны пласта.

• - заколонная циркуляция с ^перфорированными пластами отсутствует;

• - имеется заколонный приток из отдельного неперфорированного пласта;

• - имеется приток из неперфорированного интервала единого пласта;

• - отсутствует приток из неперфорированного интервала единого пласта .

Рисунок 4 - Графики рассеяния коэффициентов удельной продуктивности (Кпрод.уд.): А) трехмерная; Б) двухмерная

При изучении диаграмм (например - рис. 4) выявлено, что скважины со значением комплексного параметра 1 пИк/гс+С менее 20 имеют признаки вовлечения в разработку неперфорированных пластов. Они имеют изначально высокую обводненность продукции, 90% и выше.

Скважины с более высокими значениями параметра имеют небольшую начальную обводненность от нескольких до первых двух-трех десятков процентов, в зависимости от коэффициента нефтенасыщенности перфорированного пласта.

По результатам анализа построена диаграмма распределения коэффициентов удельной продуктивности скважин выборки по коэффициентам проницаемости и комплексным параметрам 1пЯк/гс+С (рис. 5).

О 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300

B=ln(R/r)+C

Условные обозначения:

• - заколонная циркуляция с неперфорированными пластами отсутствует:

• - имеется приток из отдельного неперфорированного пласта;

• - имеется приток из неперфорированного интервала единого пласта:

" - приток из неперфорированного интервала единого пласта отсутствует.

Рисунок 5 - Распределение коэффициентов удельной продуктивности скважин выборки по полю величин коэффициента абсолютной проницаемости (КпрАВС) и комплексного параметра lnRK/rc+C,

Диаграмма разделена на три зоны качества: зона А - в продукции скважин имеет место существенный приток пластового флюида из неперфорированных пластов;

зона В - эксплуатируется перфорированный интервал, коэффициент продуктивности скважины близок или соответствует потенциальной продуктивности перфорированного пласта;

зона С - фильтрационные свойства призабойных зон перфорированных коллекторов ухудшены, необходимо проведение ОПЗ (например, скв. №32142: эксплуатируется пласт проницаемостью 0,632 мкм 2с дебитом жидкости 3,1 мЗ/сут при депрессии - 4,4МПа. ОП по предлагаемой методике равен - 0,21).

Между зонами отсутствует резкая переходная граница обозначенная на рисунке линией, это переходные области, более широкая между зонами В и С, и кратно уже между зонами А и В.

Таким образом, предложенный метод позволяет оперативно оценить качество сохранности параметров ПЗП разобщения продуктивного интервала.

220 200 180 160 140 ^ 120 ^ 100 60 60 40 20 0

0 2 4 6 8 10 12

Толщина корки, мм.

Условные обозначения:

• - первичное вскрытие с кольматационной обработкой стенок скважины;

• - первичное вскрытие по базовой технологии бурения;

• - первичное вскрытие по ламинарной технологии бурения;

Рисунок 6 - Зависимость комплексного параметра InRJrc+C от толщины глинистой корки для скважин с полной перфорацией пласта-коллектора.

Исследование влияния толщины глинистой корки на качество цементной крепи. Диаграмма рассеяния скважин с полной перфорацией коллектора по комплексному параметру InRJrc+C и толщине глинистой корки (рис.6) показывает, что корреляция между этими параметрами имеется. Коэффициент корреляции Пирсона равен «минус» 0,57, что характеризует среднюю степень взаимосвязи коррелируемых величин. Знак «минус» означает, что с увеличением толщины глинистой корки уменьшается комплексный параметр InRK/rc+C, т.е. положительная тенденция появления заколонного перетока с ростом толщины глинистой корки имеется.

lnK/r+C= 79,3832-5,1004*х

1п /?/г+С = 2,1139+0,816*х

Рисунок 7 - Зависимость комплексного показателя 1оЯ/г+С от толщины глинистой корки для скважин с неполной перфорацией толщины пласта-коллектора

Для скважин с частичной перфорацией пласта-коллектора коэффициенты корреляции комплексного параметра 1пЯ/г+С с толщиной глинистой корки имеют положительный знак (рис. 7). Это означает, что рост толщины глинистой корки уменьшает риск вовлечения в разработку неперфорированного интервала через негерметичное заколонное пространство, поскольку ухудшается состояние ПЗП. Приток пластовой жидкости из неперфорированного интервала осуществляется через массив пласта, образуя конус обводнения ввиду меньшего гидродинамического сопротивления этого пути, чем через путь «ПЗП - заколонное пространство - скважина».

Исследование связи заколонных циркуляций с пластовыми давлениями. С целью выявления зависимости заколонных циркуляций от пластовых давлений проведен анализ скважин с полной перфорацией толщины пласта и значением комплексного показателя 1пЯк/гс+С менее 20 единиц, указующего о наличии сторонней жидкости в продукции. Сторонняя жидкость в этих скважинах может поступать из неперфорированных пластов только через негерметич-

ное заколонное пространство, в отличие от скважин с неполной перфорацией толщины пласта.

1пИЛ-+С= 304.1546-292.7246'>

1п«1"+С = 64,8438-53 2364-х

400 350 ► 90 80

300 70 60

250 •

О + 50

Г. С 200 •

• • 40

150 • • •• 30

100 * • 20

50 А • .0

0 • < ■ 4 « 0

0.6 0.7 0.8 о.Э Рпл/Р гидростат 1пЯ4*С = 40.0795-37.e958'*

г««в * М«эт

лоси • -дагя

г •««¿л

»116 тою М563. •

0.6 0.7 0.8 0 Рпп'РгИДрОСТЭТ

0.7 0.8 0.9

Рпп^Ргидростат

Условные обозначения:

А - скважины с перфорацией всей толщи пласта-коллектора, гидродинамическое сообщение с неперфорированным пластом возможно только по заколонному пространству; Б - скважины с перфорацией только части коллектора. Приток из неперфорированнопо интервала возможен по массиву пласта и по заколонному пространству; Г - скважины с перфорацией всей толщи пласта-коллектора шкала [пЯ/г+С ограничена значением 22

• -скоэжины с наличием в продукции сторонней жидкости;

. -скважины эксплуатирующие только перфорированный пласт; -скважины с заколомным перетоком из отдельного пласта и меперфо-рированиой части единого коллектора;

• -скважина с ээколонмым перетоком из верхнего пласта

Рисунок I

- Зависимость комплексного параметра 1пЯ/г+С от отношения пластового давления к гидростатическому.

В ходе анализа установлено, что ннаблюдается увеличение доли сторонней жидкости в скважинах при приближении коэффициента аномальности пластового давления к единице. При уменьшении отношения пластового давления к гидростатическому, снижается продуктивность скважин, что связано в первую очередь с ростом давления репрессии бурового раствора. Отсутствует связь количества заколонных циркуляций с коэффициентом аномальности пластового давления, из чего следует, что каналы негерметичности не образуются в первые часы ОЗЦ из-за флюидопроявлений.

Методика оценки риска заколонных перетоков. В ходе анализа обводненности продукции скважин в зависимости от соотношения проницаемости перфорированного пласта и неперфорированного пласта, из которого по негер-

метичному заколонному пространству идет приток воды и расстояния между ними, определена зависимость, которая описывается эмпирической формулой: к = ЫКперф (1)

М Квод

где:

Крк - коэффициент разобщения коллекторов; Дй - расстояние между пластами, м; Кперф - коэффициент проницаемости перфорированного пласта, мкм2; Квод - коэффициент проницаемости пласта-донора, из которого идет за-колонный приток в интервал перфорации, мкм2; Д/ = 2 - установленная на основе анализа величина, определяющая границу риска возникновения заколон-ных перетоков, м.

При нахождении Крк<1 возможность заколонных сообщений резко возрастает. Такие интервалы подлежат изоляции в процессе заканчивания скважин.

Для месторождений, где по прогнозным данным по этой методике существует риск возникновения заколонных сообщений, разработаны способы изоляции интервалов водопритока, а также депрессионный метод автоматического формирования водонепроницаемого экрана в зоне ВНК.

Способы изоляции зон притока вод при заканчивании скважин

Как показали исследования, изоляция водоносного пласта в обсаженной скважине, несмотря на проведение этих работ через специально перфорированные отверстия, приводит к снижению потенциальной продуктивности скважин, а также имеют низкую успешность (50 - 60%).

Разработаны две технологии предварительной изоляции вод в процессе заканчивания скважин.

Первая технология предназначена для изоляции подошвенной воды. Суть предлагаемого решения заключается в закачке реагента для создания водоизо-лирующего экрана между нефтеносной и водоносной частями коллектора для предотвращения образования конуса обводнения. Поскольку работы производятся в открытом стволе, эффективность создания водоизолирующего экрана выше, чем через обсадную колонну по обычной технологии.

На рисунке 9 приведена схема водоизоляции и краткое описание технологии для более сложного случая. Такое сочетание пластов, а именно: вверху -обводненный пласт, ниже - нефтеносный, встречается в выработанных разрезах пашийского горизонта Ромашкинского месторождения. В предлагаемой схеме

I изоляция водоносного пласта производится до вскрытия продуктивного интервала.

Главной особенностью предложенных технологий является сохранение

естественной продуктивности нефтенасыщенных пластов после проведеня 1 водоизоляционных работ.

Вскрытие продуктивного пласта долотом -'124 мм с одновременном расширении до 8132 Окончательный каротаж Крепление перекрз*аатепем ОЛКС-132У без цементирования вторичное вс«рытие гидроперфоратором

Рисунок 9 - Схема предварительной изоляции обводненного пласта, находящегося выше продуктивного интервала

Метод заканчивания скважин, позволяющий формировать водонепроницаемый экран в зоне ВНК. Анализ показал, что наибольший процент обводненности продукции относится к коллекторам, имеющим подошвенную воду. Это является одной из главных проблем разработки нефтяных месторождений. Предлагается депрессионный метод ]

, автоматического формирования водонепроницаемого экрана в зоне ВНК.

Особенностью метода (рис. 10) является формирование водонепроницаемого экрана при депрессии на продуктивный пласт в процессе освоения и экс-| плуатации скважины. Первоначально столб химического реагента (например, водный раствор серной кислоты) уравновешивает давление подошвенной воды. , При создании депрессии в процессе отбора нефти, подошвенная вода приходит

| J

Бурение до глубины на 1С м выше верхнего из-оесгчяка Привязок ньм каротаж

Довскршие кыновского горизонта с углублением на 1 м в веркнии известняк Каверномер НК БК КС 1С Установка ОЛКС-216У за одну СПО в кыновском горизонте Вскрспие пласта ft ¿опоюи 0190 5> мм -э воде ГДИ гласта А через ла<ер ГМП-195

Закачка под давлением водоиаслирувщего состава с последующей порцией цементного раствора разбу-риванне цементного моста Спус* и цементирование экпл колонны 0146мм

в движение в направлении интервала перфорации. При этом автоматически осуществляется дозировка химического реагента в пласт. При контакте химического реагента с нефтью инициируется процесс формирования водонепроницаемого экрана.

Рисунок 10 - Формирование водоизолирующего экрана в процессе освоения и эксплуатации скважины

В четвёртой главе приведены результаты анализа скважин с горизонтальным окончанием и пути совершенствования их конструкций с целью увеличения нефтеизвлечения.

На месторождениях ОАО «Татнефть» на 01.01.2010 г. были пробурены и находятся в эксплуатации 428 скважин с горизонтальным окончанием и 76 мно-

гозабойных скважин. За период 2005-2009 гг. пробурены и введены в эксплуатацию 182 горизонтальных (ГС) и 62 многозабойных скважин (МЗГС), из которых действующих 178 и 60 со средним дебитом 8,2 и 9,9 т/сут, по ним добыто нефти 1208,3 тыс. т и 567,0 тыс. т, соответственно.

Общим для всех рассмотренных объектов ГС является низкий коэффициент корреляции зависимости дебита нефти от длины горизонтального ствола. Это объясняется неоднородностью коллектора по длине горизонтального ствола, поэтому нефть поступает только из высокопродуктивных интервалов.

По ГС верхнетурнейских отложений (кизеловский горизонт) установлено:

a) прослеживается прямая зависимость среднего дебита нефти от расстояния ГС до ВНК, чем дальше от ВНК, тем выше дебит нефти;

b) бурение ГС по кровельной части (на расстояниях 5-7м от кровли турнейского яруса по структуре залегания пласта) позволяет до 2 раз увеличивать дебиты скважин;

c) дебиты нефти скважин выше на участках с более низкими абсолютными отметками ВНК.

Особенностями ГС, пробуренных на отложения бобриковского горизонта, являются:

a) высокая неоднородность коллектора и наличие горизонтального ствола в зоне отсутствия коллектора в расчетной точке входа ГС в пласт;

b) суммарная длина коллектора в этих скважинах составляет 52 % от длины ГС, остальные 48% являются неколлекторами. При расстояниях менее 3 м от кровли пласта до ВНК скважины начинают работать с обводненностью более 50 %, которая быстро достигает предельных значений.

Для повышения эффективности ГС необходимо размещать их на структурах не менее 3 м выше отметки ВНК и применять способы одновременно-раздельной эксплуатации неоднородных коллекторов.

Повышение эффективности эксплуатации скважин разделением горизонтальных стволов на отдельные участки.

Разделение горизонтального ствола на отдельные участки с аналогичными характеристиками и их эксплуатация с различными режимами отбора жидкости является передовой технологией и широко применяется в последние годы в

мировой практике. Предлагается такой же путь развития горизонтальных технологий и в Татарстане.

В 2010 году на скважине № 4395Г Бавлинского месторождения проведены опытно-промышленные работы по заканчиванию скважины с установкой оборудования для управляемой эксплуатации 2-х участков горизонтального ствола. Открытый горизонтальный ствол скважины пробурен в интервале 1586-1915 м долотом диаметром 155,6мм на воде с ПАВ (МЛ-81Б). Ствол скважины разделен на интервалы с высокой и низкой проницаемостью установкой колонны расширяемых труб (ОЛКС) длиной 16 метров и пакерами. Осваивали каждый интервал в отдельности: до ОПЗ и после адресного ОПЗ. На сегодняшний день скважина работает с дебитом 8-9 м3/сут, обводнённостью 1 %, Ндин = 800-850

Дальнейшим развитием этой технологи является схема управляемой с поверхности эксплуатации ГС (рис. 11).В этом варианте управление забойными клапанами осуществляется с устья скважины электрическим приводом. Эта схема позволяет не только открывать и закрывать забойные клапана, но и производить штуцирование, прикрывая клапан. При этих возможностях управления забойными клапанами-регуляторами, го-Рисунок 11- Предлагаемая схема заканчивания У ГС, ризонтальные скважины обеспечивающая управление её работой. эксплуатируются при

максимальной депрессии, необходимой для наихудшего участка, а лучшие интервалы штуцируются, тем самым вовлекается в эксплуатацию весь горизонтальный ствол.

Пульт

г НКТ управления

Н динам

Эксплуатационная колонна 0168

Насос Кабель

Электродвигатель Клапан-регулятор с редуктором отбора жидкости

/.. "Бгг-'

о О

, т .

Основные выводы и рекомендации:

1. Анализом геолого-технологических особенностей строительства скважин показано, что поздняя стадия разработки месторождений характеризуется значительным снижением текущих пластовых давлений со средним коэффициентом аномальности 0,7-0,8, местами доходящий до 0,5. Среднее давление репрессии гидростатического столба бурового раствора при строительстве девонских скважин составляет 4,0-8,0 МПа. Это неизбежно приводит к ухудшению условий первичного вскрытия и коллекторских параметров призабойных зон продуктивных пластов.

2. Выявлено, что снижению продуктивности способствует нестабильная динамическая составляющая давления репрессии бурового раствора, возникающая при спуско-подъёмных операциях. Например, средний показатель ОП, определённый по предложенному в диссертации методу, для скважин с отбором керна равен 0,55. По каждой из технологий первичного вскрытия от 27 % до 55 % скважин имеют ОП менее 0,65.

3. На основе многомерного анализа и оценки различных технологий первичного вскрытия и крепления скважин с использованием пакета программ STATISTICA (фирмы StatSoft) установлено, что переход к технологии «струйной кольматации с двухступенчатым цементированием эксплуатационной колонны» позволит повысить коэффициент удельной продуктивности скважин от 1,39 до 7,49 раз (в зависимости от давления репрессии бурового раствора и проницаемости пласта).

4. Разработана методика оценки потенциального риска заколонных притоков из неперфорированного пласта в интервал перфорации (К/1К -коэффициент разобщённости коллекторов) и определено, что при Крк< 1 необходимы способы предварительной изоляции наиболее опасных интервалов водопритока в процессе заканчивания скважин.

5. Разработан и внедрен РД 153-39.0-644-09 «Методическое руководство по оценке риска заколонных сообщений в скважинах терригенного девона», позволяющий принимать технические и технологические решения, предупреждающие заколонные перетоки. РД применен в 2009-2010 годах при строительстве 119 скважин.

6. Установлено, что для оценки состояния ПЗП по данным освоения и эксплуатации можно использовать комплексный параметр InRKJrc+C. При значении комплексного параметра InRJrc+C менее 20 в дебите скважины присутствует флюид неперфорированного пласта. Значение параметра InR/rc+C более 60 информирует о значительном ухудшении ПЗП, требующем проведение ОПЗ.

7. Разработаны два способа изоляции интервалов водопритока при заканчивании и метод формирования водонепроницаемого экрана в процессе освоения и эксплуатации скважин.

8. На основе анализа скважин, заканчиваемых условно горизонтальными стволами, установлено, что:

- по верхнетурнейским отложениям обеспечиваются низкие значения обводнённости продукции, начальная - в среднем менее 10 %, текущая - менее 20 %;

- по бобриковскому горизонту наблюдается зависимость среднего дебита нефти от эффективной длины ГС. Для скважин с эффективной длиной ГС менее 50 м средний дебит равен 5,8 т/сут, при длине от 50 до 100 м средний дебит равен 10,3 т/сут, от 100 до 150 м - 12,1 т/сут, свыше 150 м - 19,2 т/сут;

- для повышения эффективности необходимо применять способы одновременно-раздельной эксплуатации участков горизонтального ствола, разделенного на однородные интервалы.

9. Разработаны рекомендации по оптимизации заложения и проектирования ГС, которые применяются при составлении проектов на их строительство начиная с 2009 года

10. Экономический эффект от внедрения разработок в производство за 2010 год составил 4,2 млн. руб.

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1. Нуриев, И.А. Повышение качества разобщения пластов с применением устройства манжетного цементирования [Текст] / Т.М. Габбасов, Р.И. Катеев, И.А. Нуриев, P.M. Миннуллин., C.B. Чухаев // Нефтяное хозяйство.- 2008.-№7. С.40-42.

2. Нуриев, И.А. Оценка риска заколонного перетока из водоносного пласта в интервал перфорации нефтяного пласта [Текст] / P.C. Хисамов., И.А. Нуриев // Нефтяное хозяйство,- 2009.-№4. С.86 - 88.

3. Нуриев, И.А. Скважины малого диаметра: опыт бурения и эксплуатации, перспективы развития [Текст] / Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С, Хисамов, И.А. Нуриев, A.C. Султанов, A.M. Евдокимов // Нефтяное хозяйство.-2009.-№7. С.23 - 25.

4. Нуриев, И.А. Обобщение результатов эксплуатации горизонтальных скважин месторождений ОАО «Татнефть» [Текст] / P.C. Хисамов, И.А. Нуриев, A.C. Султанов A.M. Евдокимов Р.Т. Фазлыев // Нефтяное хозяйство,- 2009.-№7. С.30 - 33.

5. Пат. №2279535 Российская Федерация. Способ вскрытия пластов и устройство для его осуществления [Текст] / Нуриев И.А., Андронов С.Н., Нурмухаметов P.C., Хисамов P.C., Хазиев Р.Ф., Андронов Ю.С.; опубл. 10.07.06. - Бюл. № 19.

6. Пат. №2394987 Российская Федерация. Способ предотвращения зако-лонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации [Текст] / Хисамов P.C., Нуриев И.А., Евдокимов A.M., Хусаинов в.М., Гумаров Н.Ф.; опубл. 20.07.10. - Бюл. №20.

7. Нуриев, И.А. Анализ и прогноз распространения палеокарста в отложениях нижней перми на участке бурения скважин 301-303 залежи Куак-башской площади Ромашкинского месторождения [Текст] / Андронов С.Н., Нуриев И.А., Курочкин Б.М. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2009.- №8. С.21-25.

8. Нуриев, И.А. Способ вскрытия пластов и устройство для его осуществления [Текст] / С.Н. Андронов, И.А. Нуриев. P.C. Нурмухаметов, Р.Ф. Хазиев, Б.М. Курочкин Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2009,- №9. С. 12-15.

9. Нуриев, И.А. Оценка состояния призабойной зоны скважин террнген-ных коллекторов по данным промыслового анализа [Текст] /P.C. Хисамов, И.А. Нуриев, И.Г. Юсупов // Нефтяное хозяйство,- 2011 - № 3.

10.Нуриев, И.А. Стендовые и промысловые испытания перфоратора ОСП-1 [Текст] / Ф.Ф. Ахмадшшш, И.В.Львова, А.В.Бердников, М.Ф.Каримов, Р.Х. Илалов, И.А.Нуриев // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2008. - С.264 - 270.

Отпечатано в типографии ООО «ТатАвтоматизация» Заказ № 6449. Тираж 100

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Нуриев, Ильяс Ахматгалиевич

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПОЗДНИХ СТАДИЙ РАЗРАБОТКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН.

1.1. Физико-геологические и гидродинамические условия вскрытия и разобщения пластов.

1.2. Техника и технология заканчивания скважин.

1.2.1. Конструкции скважин и забоев.

1.2.2. Буровые растворы для вскрытия продуктивных интервалов.

1.2.3. Буровые компоновки и технологии первичного вскрытия.

1.2.4. Подготовка скважины к креплению.

1.2.5. Элементы оснастки эксплуатационных колонн.

1.2.6. Технологии цементирования эксплуатационных колонн.

1.3. Критерии оценки качества заканчивания скважин.

Выводы по главе I:.

Глава 2 МНОГОМЕРНАЯ ОЦЕНКА КА ЧЕСТВА ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ИХ

ПРОДУКТИВНОСТИ.

2.1. Факторы, ухудшающие параметры ПЗП в процессе первичного вскрытия и крепления скважин.

2.1.1. Первичное вскрытие пластов.

2.1.2. Классификация буровых растворов.

2.1.3. Факторы, ухудшающие параметры ПЗП в процессе обсадки и цементирования скважин.

2.2. Оценка эффективности защиты фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов при их первичном вскрытии.

2.2.1. Оценка технологий первичного вскрытия продуктивных пластов

Выводы:.

2.3. Разработка комплекса технологических решений, способствующих сохранению коллекторских свойств ПЗП.

2.3.1. Мероприятия по снижению нестационарных гидродинамических давлений на продуктивный пласт.

2.3.2 Снижение высоких давлений репрессии буровых растворов.

2.3.3 Снижение негативного влияния на ПЗП промысловых факторов при цементировании обсадных колонн.

2.4. Вторичное вскрытие продуктивных пластов.

2.4.1. Разработка и применение методов глубоко проникающего вторичного вскрытия пластов.

2.4.2. Испытания модифицированного сверлящего перфоратора ЭЗБК Омского специализированного конструкторского бюро приборов (ОСКБП).

Выводы по главе 2:.

Глава 3 . АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАКОЛОНЫХ ЦИРКУЛЯЦИИ И РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ВОДОПРИТОКА ПРИЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН.

3.1 Классификация движения жидкостей в заколонном и около-скважинном пространстве.

3.2 Методика оценки риска заколонных циркуляций.

Выводы:.

3.2.1. Применение методики определения интервалов с наибольшими рисками заколонных перетоков и принятие предупредительных мер.

3.2.2. Расчет экономического эффекта от внедрения «Методического руководства по оценке риска заколонных сообщений из неперфорированного пласта в интервал перфорации в скважинах терригенного девона».

3.3 Оценка качества заканчивания скважин по промысловым показателям эксплуатации.

Выводы:.

3.4. Исследование влияния толщины глинистой корки на образование негерметичной заколонной цементной крепи скважины.

Выводы:.

3.5. Исследование связи и интенсивности заколонных циркуляций с пластовыми давлениями.

Выводы:.

3.6. Многомерная оценка качества заканчивания скважины.

Выводы:.

3.7. Предложения по повышению качества разобщения пластов-коллекторов.

3.7.1. Снижение толщины фильтрационных (глинистых) корок.

3.7.2. Повышение степени вытеснения буровых растворов при цементировании скважин.

3.6.3. Снижение эффекта контракции тампонажного раствора-камня.

3.8. Способ изоляций зон притока вод при заканчивании скважин.

3.9. Способ ограничения отбора попутной воды при разработке пластов с ВНК.

Глава 4 . ИССЛЕДОВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОПТИМИЗАЦИИ ИХ СТРОИТЕЛЬСТВА.

4.1. Результаты анализа скважин заканчиваемых горизонтальными стволами.

4.2. Повышение эффективности скважин разделением горизонтальных стволов на отдельные участки.

4.3. Расчет экономического эффекта от применения технологии управляемой эксплуатации горизонтальных скважин.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий заканчивания скважин для условий нефтяных месторождений Татарстана"

Стабилизация добычи нефти из старых месторождений является одной из наиболее важных задач современного этапа развития нефтяной промышленности. Ухудшенная структура запасов месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, ставит жесткие требования к качеству строительства скважин. Требования обусловлены тем, что запасы сосредоточены в частично заводненных и тупиковых зонах, в малопродуктивных коллекторах с низкими емкостно-фильтрационными свойствами, а также в пределах водо-нефтяных зон (ВНЗ) на участках развития коллекторов с незначительной нефтенасыщенной толщиной или соотношением нефтенасыщенной части пласта к его общей толщине менее 0,3.

Заканчивание является главным этапом, определяющим качество и результативность строящейся скважины. Высокая значимость этого этапа, определяющего в целом успешность скважины, является причиной особого внимания отечественных и зарубежных ученых и исследователей. Никогда не снижалось внимание к этапу заканчивания скважин и у производственников: у разработчиков недр и у бурового подрядчика.

Качество и успешность этапа заканчивания скважин определяют решения двух главных задач: а) сохранение природных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов (ФЕС) в призабойной зоне скважины; б) разобщение пластов-коллекторов.

Цель диссертационной работы

Совершенствование методов вскрытия и разобщения заводненных неоднородных продуктивных коллекторов при строительстве скважин для сохранения и увеличения их продуктивности.

Основные задачи исследований:

1. Анализ процессов, происходящих в продуктивных пластах при закан-чивании скважин в условиях низких пластовых давлений, и обоснование наиболее перспективных направлений решения проблемы увеличения коэффициента продуктивности.

Методы решения задач:

Поставленные задачи решались анализом результатов промысловых экспериментов с использованием пакета программ STATISTICA (фирмы StatSoft), материалов геофизических и гидродинамических исследований.

Основной объем информации для анализа получен из корпоративной информационной системы «Автоматизированное рабочее место инженерно-технологической службы» (КИС АРМИТС) и КИС «Татнефть-Нефтедобыча».

Научная новизна:

- наличия притока из неперфорированных пластов по заколонному пространству;

- степени ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов при заканчивании скважин;

- соотношение дебитов перфорированных пластов в общем дебите скважины.

4. Разработан метод формирования водонепроницаемого экрана в зоне водонефтяного контакта за счет взаимодействия химического реагента с нефтью, при создании депрессии на продуктивный пласт.

Основные защищаемые положения:

1. Причины снижения потенциальной продуктивности пластов-коллекторов, связанные с технологиями заканчивания скважин в условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

3.Факторы, влияющие на потерю герметичности заколонной цементной крепи при строительстве скважин в условиях низких пластовых давлений.

Для достижения поставленной цели в работе обоснованы и решены следующие научно-исследовательские задачи:

1. Определены средние величины снижения продуктивности скважин по таким причинам как: высокие рабочие давления продавки тампонажного раствора, потери циркуляции при цементировании эксплуатационных колонн, аварийные работы с множеством спускоподъемных операций, ремонт-но-изоляционные работы (РИР), отбор керна в продуктивном интервале, нестационарные гидродинамические и пульсационные процессы при промывке скважины.

3. Разработан способ первичного вскрытия пластов (патент №2279535 РФ. 2004) и технологии ограничения водопритока при разработке пласта с с низкими пластовыми давлениями.

4. Определены базовые уровни коэффициентов продуктивности в зависимости от применяемых технологий первичного вскрытия, на основе которых разработан метод оценки продуктивности новой скважины.

5. Решена задача определения по показателям работы скважин наличия вовлеченных в разработку неперфорированных пластов.

6. Разработан и внедрен РД 153-39.0-644-09 «Методика оценки риска межпластовых заколонных сообщений в скважинах терригенного девона», позволяющий принять технические и технологические решения, предупреждающие заколонные перетоки. Получен патент № №2394987 РФ 2010 «Способ предотвращения заколонного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации».

7. Разработан способ автоматического формирования водонепроницаемого экрана в процессе освоения и эксплуатации скважины.

8. Предложен метод оперативной оценки качества заканчивания скважин.

9. Разработаны рекомендации по оптимизации заложения горизонтальных скважин.

Рекомендации, разработанные в процессе выполнения диссертационной работы, неоднократно докладывались на техсоветах ОАО «Татнефть», на которых принято решение о проведении научных исследований институтом

ТатНИПИнефть» по развитию предложенных методов изоляции зон водо-притока и способа управляемой эксплуатации многозабойных горизонтальных скважин, начиная с 2011 года.

Научное руководство при выполнении диссертационной работы осуществлял доктор технических наук, профессор Г.С.Абдрахманов, которому автор признателен за ценные замечания и консультации. Автор выражает искреннюю благодарность своим наставникам: доктору технических наук, профессору И.Г.Юсупову, доктору геолого-минералогических наук, профессору Р.С.Хисамову, кандидату технических наук А.С.Султанову, своим официальным оппонентам, доктору технических наук, профессору В.Н.Полякову и к.т.н. Фатхутдинову И.Х.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Нуриев, Ильяс Ахматгалиевич

Основные выводы и рекомендации

1 Анализом геолого-технологических особенностей строительства скважин показано, что поздняя стадия разработки месторождений характеризуется значительным снижением текущих пластовых давлений со средним коэффициентом аномальности 0,7-0,8, местами доходящий до 0,5. Среднее давление репрессии гидростатического столба бурового раствора при строительстве девонских скважин составляет 4,0-8,0 МПа. Это неизбежно приводит к ухудшению условий первичного вскрытия и коллекторских параметров при-забойных зон продуктивных пластов.

4. Разработана методика оценки потенциального риска заколонных притоков из неперфорированного пласта в интервал перфорации (Крк - коэффициент разобщённости коллекторов) и определено, что при Крк< 1 необходимы способы предварительной изоляции наиболее опасных интервалов водо-притока в процессе заканчивания скважин.

6. Установлено, что для оценки состояния ПЗП по данным освоения и эксплуатации можно использовать комплексный параметр 1 nRh/rc+C. При значении комплексного параметра InRJrc+C менее 20 в дебите скважины присутствует флюид неперфорированного пласта. Значение параметра InR/f'c+C более 60 информирует о значительном ухудшении ПЗП, требующем проведение ОПЗ.

7. Разработаны два способа изоляции интервалов водопритока при за-канчивании и метод формирования водонепроницаемого экрана в процессе освоения и эксплуатации скважин.

8. На основе анализа скважин, заканчиваемых условно горизонтальными стволами, установлено, что: •

- по бобриковскому горизонту наблюдается зависимость среднего дебита нефти от эффективной длины ГС. Для скважин с эффективной длиной ГС менее 50 м средний дебит равен 5,8 т/сут, при длине от 50 до 100 м средний дебит равен 10,3 т/сут, от 100 до 150 м — 12,1 т/сут, свыше 150 м - 19,2 т/сут;

10. Экономический эффект от внедрения разработок в производство за 2010 год составил 4,2 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Нуриев, Ильяс Ахматгалиевич, Бугульма

1. Амиров А.Д, Карапетов К.А., Лемберанский Ф.Д. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1979.-309с.

2. Амиров А.Д, Овнатанов С.Т., Яшин A.C. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1975 344с

3. Андронов С.Н., Нуриев И.А., Нурмухаметов P.C., Хазиев Р.Ф., Курочкин Б.М. Способ вскрытия пластов и устройство для его осуществления // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009.-№9. С.12-15.

4. Ахмадишин Ф.Ф., Львова И.В., Бердников A.B., Каримов М.Ф., Илалов Р.Х., Рылов Н.И., Нуриев И.А., Стендовые и промысловые испытания перфоратора ОСП-1// Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. М., ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2008. С.264-269.

5. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М., Недра, 1982.

6. Ашрафьян М.О., Булатов А.И.Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин. ВНИИОЭНГ, М., 1969. 76 е.:

7. Бадовский H.A., Бронзов A.C., Комм Э.Л., Королько Е.И. Качественная скважина решающий фактор эффективности нефтедобычи. Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений Альметьевск, 5-9 июня 2000 года., с 218 - 227.

8. Ю.Басарыгин Ю.М. и др. Заканчивание скважин. Учебное пособие для вузов М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2000. - 674с. ил.

9. П.Басарыгин Ю.М. и др. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. Учеб.для ВУЗов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр» 2001. - 543с.: ил.

10. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнения и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. Справ, пособие: В 6т. М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000. -Т.2 -413с.: илл.

11. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 2000г.

12. Н.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. 584с.

13. Боровиков В. П. STATISTICA: искусство анализа данных на компьютере (2-ое издание). ЗАО Издательский дом «Питер», 2003г. 688 с.

14. Бредихин Н.М., Рябова Л.И., Кривошей A.B. Внедрение, новых эффективных технологий крепления скважин. НХ,- 1/2004, с.99 100.

15. Булатов А.И. Детективная биография герметичности крепи нефтяных и газовых скважин. Краснодар: Просвещение-Юг, 2008. - 767 с.

16. Булатов А.И. Научно-техническая нефтегазовая энциклопедия. — Краснодар: Просвещение-Юг, 2009. 247 с.

17. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учеб. Пособие для вузов. — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999, 424 е.: ил.

18. Булатов А.И., Савенок О.В. Заканчивание нефтяных и газовых скважин: учебник для вузов /А.И. Булатов, О.В. Савенок, Краснодар: Просвещение-Юг, 2010. 539 с. ISBN 978-593491-278-0

19. Валиуллин P.A., Шарафутдинов T.P. К вопросу определения канала зако-лонного перетока по данным азимутальной термометрии. Башкирский Государственный Университет, г. Уфа, "Современные наукоемкие технологии", № 5 за 2006 год.

20. Видовский A.JL, Ахметов P.A., Булатов А.И, Крылов В.И., Перов A.B., Юсупов И.Г. Измерение давления и температуры в зацементированной части заколонного пространства скважины.Бурение.-1974, -№ 7,- с.36-40.

21. Габбасов Т.М., Катеев Р.И., Нуриев И.А., Миннуллин P.M., Чухаев C.B. Повышение качества разобщения пластов с применением устройства манжетного цементирования. НХ №7. 2008. с.40 - 42.

22. Гайворонский A.A., Крепление скважин и разобщение пластов 1981 NLR Шифр 81-5/6461

23. Грей Дж Р., Дарли Г.С.Г Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с англ. М.: Недра, 1985. - 509 с.

24. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. - 414с.

25. Классификатор буровых растворов, 2009. Нефтегазовые технологии, -10/2009, с. 23-80.

26. Курочкин Б.М. О новом подходе к подготовке продуктивной толщи к креплению скважин. НХ,-11/1999, с.9-12.

27. Лазарев Павел. Микросферы ЗМ™ Glass Bubbles серии HGS улучшают свойства облегченного тампонажного раствора. Oil@Gas Eurasia. 2009. № 11.

28. Логвиненко C.B. Техника и технология цементирования скважин. М., Недра, 1978. 384 с.

29. Лысенков Е.А., Аносов Э.В. Предупреждение раннего обводнения скважин. НХ,- 1/2004, с.61 63.

30. Мавлютов М.Р. Технология бурения глубоких скважин. Учебное пособие для вузов. М. Недра, 1982. - 284 с.

31. Мавлютов М.Р., Нигматуллина А.Г., Валеева Н.Л. Вскрытие продуктивных пластов с использованием полимерсолевых растворов с регулируемой кольматацией. НХ №3. 1999. с.20-23.

32. Муравьев В.М.Спутник нефтяника, М., Недра, 1977 304 с.

33. Мусабиров М.Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. — 424 с.

34. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2т.- М., ВНИИОЭНГ, 1995. т. 1 - 492с

35. Муслимов Р.Х. Перспективы и основные проблемы развития нефтяной промышленности Республики Татарстан. Тезисы докладов научно-практической конференции, октябрь 1994 года.г. Альметьевск.

36. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений /Под ред. Проф. Р.Х.Муслимова. в 2-х томах. — т.1. -Казань: Изд-во «Фэн» Академии наукРТ, 2007. - 316с.

37. Нуриев И.А. Способы оперативной оценки успешности построенных скважин. Нефть. Газ. Новации № 12. 2010. с.38-45

38. Отчет по теме «Оптимизация технологий вскрытия пластов на современной стадии разработки месторождений Татарстана». ТатНИПИнефть, 2008.

39. Отчет по теме «Разработка технологии обработки геофизической информации по оценке крепи скважины». ТатНИПИнефть, 2009.

40. Отчет по теме «Оценка эффективности методов вскрытия пластов и за-канчивания скважин для различных геолого-промысловых условий». ТатНИПИнефть, 2003.

41. Пат. №2279535 Российская Федерация Способ вскрытия пластов и'устройство для его осуществления Текст. / Нуриев И.А., Андронов С.Н., Нурмухаметов P.C., Хисамов P.C., Хазиев Р.Ф., Андронов Ю.С.; опубл. 10.07.06. -Бюл. № 19.

42. Пат. №2394987 Российская Федерация Способ предотвращения заколон-ного перетока из неперфорированного пласта в интервал перфорации Текст. / Хисамов P.C., Нуриев И.А., Евдокимов A.M., Хусаинов в.М., Гу-маров Н.Ф.; опубл. 20.07.10. Бюл. № 20.

43. Поляков В.Н., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 240 е.: ил.

44. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. - 408 с.

45. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Зарегистрировано в Минюсте РФ 20 июня 2003 г. N 4812

46. РД 153-39.0-525-07 Инструкция по креплению скважин ОАО «Татнефть» -Бугульма, ТатНИПИнефть, 2007.

47. РД 153-39.0-644-09 Методическое руководство по оценке риска заколон-ных сообщений из неперфорированного пласта в интервал перфорации в скважинах терригенного девона -Бугульма, ТатНИПИнефть, 2009.

48. РД 153-39.0-349-05 Методика оценки качества строительства скважин ОАО «Татнефть». Бугульма, ТатНИПИнефть, 2005.57^РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах. ОАО «НПО «Бурение», 1997. утв. Минтопэнерго России 18.08.1997.

49. РД 39-0147009-505-87 Технология изоляции пропластовых подошвенных и заколонных водопритоков в нефтедобывающих скважинах Западной Сибири. ВНИИКРнефть.

50. РД 39-0147009-6.18-85 Герметизирующий состав и технология его применения для борьбы с поглощениями и заколонными проявлениями при строительстве скважин. ВНИИКРнефть.

51. РД 39-0147585-232-01 Регламент по заканчиванию скважин строительством Бугульма, ТатНИПИнефть, 2001.

52. Рябоконь С.А., Овечкин А.И., Гноевых А.Н. О необходимости совершенствования техники и технологии крепления скважин. НХ,-11/2001, с.60-63.

53. Рябоконь С.А., Рябова Л.И. Повышение продуктивности скважин посредством внедрения комплексной технологии заканчивания скважин. Бурение и нефть, 12/2006 с. 10 13.

54. Рябоконь С.А., Скородиевская JI.A. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ. НХ,-7/2002, с.120-124.

55. Сафин С.Г., АГТУ, г. Архангельск. Исследования по решению задачи охраны недр при эксплуатации нефтегазовых залежей. webirbi s. aonb.ru/irbisdoc/ecnor/

56. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1974. 456с.

57. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М., «Недра», 1978. с. 256

58. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 1979 303с.

59. Спивак А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов М. : ООО «Недра-Бизнесцентр» 2003. - 509с.:ил.

60. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Издание второе, переработанное и дополненное. Под редакцией проф. Булатов А.И. М., Недра, 1981. -240с.

61. Таипова В.А. Техногенные изменения пластов-коллекторов терригенного девона в процессе разработки Ромашкинского месторождения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Бугуль-ма, - 2009.

62. Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов /Перевод с английского. М.: ООО «Премиум Инжиринг», 2009. - 868 е., ил.

63. Толковый словарь живого великорусского языка В.И. Даля. http://www.dict.t-mm.ru/dal/.

64. Толковый словарь русского языка Д.Н. Ушакова, http://www.dict.t-mm.ru/ushakov/.

65. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Академия наук РТ, Казань 2004. - 582 с.

66. Хисамов, P.C., Нуриев, И.А., Юсупов, И.Г. Оценка состояния призабойной зоны скважин терригенных коллекторов по данным промыслового анализа Текст. / P.C. Хисамов, И.А. Нуриев, И.Г. Юсупов // Нефтяное хозяйство.-2011 -№3.

67. Хисамов P.C., Газизов A.A., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - 568 с.

68. Хисамов P.C., Нуриев И.А. Оценка риска заколонного перетока из водоносного пласта в интервал перфорации нефтяного пласта // Нефтяное хо-зяйство.-2009.- №4.-с.86-88

69. Хисамов P.C., Нуриев И.А., Султанов A.C., Евдокимов A.M., Фазлыев Р.Т.Обобщение результатов эксплуатации горизонтальных скважин месторождений ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство.- 2009.-№7. С.ЗО -33.

70. Хисамов P.C., Ханнанов Р.Г., Фаткуллин Р.Х., Хамитьянов Н.Х., Миронова JI.M. Технология управляемой эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием // Нефтяное хозяйство.- 2010.-№12. С. 110 112

71. Шарафутдинов 3.3., Ипполитов B.B. Прорыв пластовых флюидов через зацементированное пространство скважин и основные пути его предотвращения //Строительство скважин на суше и на море. 2009.- №№6 - 9.

72. Шашель А.Г. Колганов В.И. Результаты бурения уплотняющих скважин на поздней стадии разработки Красноярского месторождения. НХ,-1/1999, с.29-33

73. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. Гостоптехиздат, г.Москва, 1959.

74. Энциклопедический словарь, http://www.dict.t-mm.ru/enc si/.

75. Эрвин М. Разработка бурового раствора с целью минимизации удержания воды в пласт за счет впитывания / М. Эрвин, К. Пирсон, Б. Беньон // Нефтегазовые технологии. 2005. - № 5. - С. 32-37.

76. Юсупов И.Г., Хаминов Н.И., Бачков А.П. Исследование техногенного воздействия первичного вскрытия пластов на их коллекторские свойства отбором радиальных кернов. Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».- 2009. 476 с.

77. R. Reyes, J. Brown, Halliburton; В. Measles, J. Lopez, G. Torres, PioneerNatu-ralResources.Облегченный цементный раствор для изоляции истощенных зон. Нефтегазовые технологии. 2010. - №9. с. 5 - 8.

78. S. Mubarak, N. Dawood, S. Salamy, Saudi Aramco. Опыт Саудовской Аравии: анализ интеллектуальных скважин. Нефтегазовые технологии. -2010.-№12. с. 20-23.

79. StatSoft, Inc. (2001). Электронный учебник по статистике. Москва, StatSoft. WEB: http://www.statsoft.ru/home/textbook/default.htm94.www.medstatistica.com95.www.statsoft.ru1. Список иллюстраций

80. Рисунок 1.1 Схема пластовых давлений и давления столба бурового раствора по стволускважины с высокой альтитудой земли.15

81. Рисунок 1.2 Схема пластовых давлений и давления столба бурового раствора по стволускважин с низкой альтитудой земли.15

82. Рисунок 2.1 Влияние отношения проницаемости призабойной зоны к естественнойпроницаемости пласта на продуктивность.38

83. Рисунок 2.2 Корреляции коэффициентов продуктивности с абсолютной проницаемостьюперфорированных пластов скважин терригенного девона.48

84. Рисунок 2.3- Гипотетическая поверхность базовой плоскости качества скважин.51

85. Рисунок 2.4- Трехмерная диаграмма рассеяния коэффициентов продуктивности скважин вразных ракурсах.55

86. Рисунок 2.5- Графики поверхностей коэффициентов удельной продуктивности скважин по технологиям первичного вскрытия пластов. Зависимость от давления репрессии буровогораствора и абсолютной проницаемости перфорированного пласта. .1.58

87. Рисунок 2.6-Изменение коэффициента удельной продуктивности в зависимости отпроницаемости пласта:.!.59

88. Рисунок 2.7- Расчет среднего значения абсолютной проницаемости перфорированныхпластов скважины.60

89. Рисунок 2.8 Зависимость коэффициентов удельной продуктивности от временивоздействия давления репрессии бурового раствора.62

90. Рисунок 2.9- Пример нестационарных пульсаций давлений промывочной жидкости,зафиксированный станцией ГТИ.66

91. Рисунок 2.10 Схема первичного вскрытия поглощающих продуктивных пластов с АНПД.74

92. Рисунок 2.11- Сплошные шарики сопротивляются раздавливанию и увеличиваютэластичность цемента (а, Ь); стеклянные шарики имеют меньшую плотность (с, (3).78

93. Рисунок 3.1 Схемы движения пластовых флюидов и жидкостей закачки в заколонном иоколо скважинном пространстве.90

94. Рисунок 3.2 Зависимость обводненности добываемой продукции от расстояния междуинтервалом перфорации и до ближайшего водоносного пласта.93

95. Рисунок 3.3- Зависимость обводненности добываемой продукции от соотношения проницаемостей перфорированного и водоносного пластов Кпр. водоносного/Кпр.перфорированного пласта.93

96. Рисунок 3.4- Зависимость обводненности продукции от величины коэффициентаразобщенности коллекторов.95

97. Рисунок 3.5 Диаграммы рассеяния коэффициентов удельной продуктивности (Кпрод.уд.):

98. А)-трехмерная; Б) -двухмерная.102

99. Рисунок 3.6 Распределение коэффициентов удельной продуктивности скважин выборки по полю коэффициентов абсолютной проницаемости (КпрАВС) и комплексногопараметра ЫЪс/гс+С,.104

100. Рисунок 3.7 Геолого-физическая характеристика продуктивного интервала скв. № 32563106

101. Рисунок 3.8 Распределение скважин с различными технологиями первичного вскрытия по полю коэффициента разобщенности коллекторов и комплексного параметра 1пхарактеризующего гидродинамическое совершенство вскрытия пласта.112

102. Рисунок 3.9 Диаграмма рассеяния скважин с полной перфорацией пласта-коллектора на поле комплексного параметра \пЯ,/гс+С, и толщины глинистой корки. Условныеобозначения те же, как на рисунке 3.8.113

103. Рисунок 3.11- Диаграмма рассеяния скважин с неполной перфорацией пласта-коллектора на поле комплексного параметра InRK/rc+C, и толщины глинистой корки. Проницаемость неперфорированной части пласта выше проницаемости перфорированного интервала.

104. Условные обозначения те же, что на рисунке 3.8.116

105. Рисунок 3.12 Диаграмма рассеяния \nRk/rc+C, скважин с частичной перфорацией пласта-коллектора. Проницаемость неперфорированной части пласта выше проницаемостиперфорированного интервала. Условные обозначения те же, что на рисунке 3.8.117

106. Рисунок 3.13- Диаграмма рассеяния скважин с неполной перфорацией пласта-коллектора на поле комплексного параметра \nRK/rc+Cn толщины глинистой корки. Проницаемость неперфорированной части пласта ниже проницаемости перфорированного интервала.

107. Условные обозначения те же, что на рисунке 3.8.118

108. Рисунок 3.16— Схема предварительной изоляции подошвенной воды.130

109. Рисунок 3.17— Схема предварительной изоляции обводненного закачиваемой водойпласта, находящегося выше продуктивного пласта.131

110. Рисунок 3.18 Формирование непроницаемого водоизолирующего экрана междуводоносной и нефтеносной частями пласта в процессе эксплуатации скважины.134

111. Рисунок 4.1- Зависимость среднего дебита нефти от эффективной длины ГС:.138

112. Рисунок 4.2 Зависимость темпов обводнения добываемой от расстояния ГС до линии1. ВНК.139

113. Рисунок 4.3 Конструкция горизонтальной скважины № 4395Гдля управляемойэксплуатации разобщенных участков.142

114. Рисунок 4.4— Схема управляемой с устья эксплуатации горизонтальной скважины.143

Информация о работе

Нуриев, Ильяс Ахматгалиевич
кандидата технических наук
Бугульма, 2011
ВАК 25.00.15

Диссертация

Совершенствование технологий заканчивания скважин для условий нефтяных месторождений Татарстана - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы