Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Создание и разработка технологии и новых материалов для ремонтно-изоляционных работ в газовых и нефтяных скважинах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Создание и разработка технологии и новых материалов для ремонтно-изоляционных работ в газовых и нефтяных скважинах"

Российский Государственный Университет нефти и газа

ИВАКИН РОМАН АЛЕКСАНДРОВИЧ

СОЗДАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ И НОВЫХ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

имени акад. И. М. Губкина

На правах рукописи УДК 622.279.1/4:62«71»

2 5 НОЯ 2010

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 201С_

004614088

Работа выполнена на кафедре «Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений» Государственного Университета нефти и газа имени акад. И.М. Губкина

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор Басниез К.С.

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

Нифантов В.И.

кандидат технических наук, Тупысев М.К.

Ведущая организация: ООО «Газпром добыча Краснодар»

Защита состоится « Ш_» ^е&и^и' 201О Г. в _ часов, в ауд. на заседании диссертационнго Совета Д.212.200.08 по защите диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук при Российском Государственном Унивеситете нефти и газа имени акад. И.М. Губкина по адресу:

Москва, В-296 ГСП-1,117991, Ленинский пр. 65.

Автореферат размещен на интернет-сайте Государственного Университета

нефти и газа имени акад. И.М. Губкина: www.rgu-ng.ru «_»

__201_г.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного Университета нефти и газа имени акад. И.М. Губкина.

Автореферат разослан

<Ш 201/) г.

Ученый секретарь диссертационного Совета:

доктор технических наук Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Российская Федерация является одной из крупнейших газонефтедобывающих стран мира. Часть объемов добычи нефти и газа экспортируется за рубеж. Экспорт газа и нефти обеспечивает 65% валютных поступлений России. На долю топливно-энергетического комплекса России приходится 30% валового внутреннего продукта (ВВП) страны.

Многие крупные газовые и нефтяные месторождения России значительно выработаны и находятся на заключительном этапе разработки, который характеризуется падением пластового давления, поднятием газоводяного и водонефтяного контакта (ГВК, ВНК), изменением напряженного состояния в приствольной зоне пласта (ПЗП), старением и износом внутрискважинного оборудования.

Уменьшение пластового давления приводит, как правило, к изменению границ ГВК или ВНК на конкретном месторождении. В результате возникает одна из основных проблем разработки месторождений углеводородов - происходит их обводнение.

Проблема обводнения является важной для всех месторождений в России и за рубежом.

Текущее состояние газонефтедобывающей отрасли России характеризуется тем, что 70% нефтяных запасов находятся ка грани рентабельности добычи, а доля запасов с выработанностью 80% и с обводненностью более 70% составляет более трети разрабатываемых месторождений.

Три крупных месторождения газовой промышленности: Медвежье, Уренгойское и Ямбургское обеспечивают около 80% добычи углеводородов.

Данные месторождения газовой отрасли эксплуатируются более 30 лет и находятся в завершающей стадии добычи, с ежегодным снижением объема газа на 20-25 млрд. м\

Среди основных проблем добычи газа и нефти - повышение отбора углеводородов за счет создания и совершенствования материалов и технологии капитального ремонта скважин (КРС) при рсмоитно-изоляционных работах (РИР) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Для обеспечения проектных уровнен добычи газа и жидких углеводородов из продуктивных залежей, а также безопасной эксплуатации

скважин и в целом промысловых объектов, в ОАО «Газпром» ежегодно выполняется более 1500 различных видов ремонтов скважин.

Проблема обводнения газовых месторождений является более сложной, чем приток пластовой воды в нефтяные скважины.

Из-за повышенного содержания воды в продукции газовой скважины происходит ее самозадавливание и скважина перестает работать.

Обводнение ПЗП в газовых скважинах приводит к ее разрушению, выносу песка, размыву глинистой часта пласта и, естественно, осложнению условий добычи газа.

В настоящее время около 80% всех запасов газа и нефти относятся к категории трудноизвлекаемых, требуют разработки новых технологий, материалов и оборудования для добычи, а также больших финансовых и трудовых затрат.

Увеличение простаивающего фонда скважин в основном связано со старением внутрискважинного оборудования и увеличением обводненности продукции скважин.

Для решения задач, поставленных газонефтедобывающими компаниями в своих производственных программах, необходимо увеличил, объемы работ по выводу скважин из бездействия и простоя.

Из изложенного выше следует, что одной из важнейших проблем газовой и нефтяной промышленности Российской Федерации является увеличение газонефтеотдачи пластов на действующих и разрабатываемых месторождениях углеводородов, за счет повышения эффективности ремонтао-изоляционных работ по ограничению и ликвидации водопрктоков.

Цель работы - разработать технологию и новые материалы для РИР в газовых и нефтяных скважин и провести широкое их внедрение, с целью повышения экономической эффективное™ эксплуатации месторождений, за счет уменьшения бездействующего фонда и повышения коэффициента углеводородоотдачи.

Основные задачи исследования.

Учитывая актуальность проблемы обводнения для газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений России в настоящей диссертации исследовались следующие задачи.

Анализ существующих технологий и материалов, используемых для ликвидации и ограничения притока пластовых вод.

Исследование статистических и гидродинамических математических моделей прогнозирования добычи углеводородов и обводнения нефтяных и газовых месторождений, а также методик оценки технологической эффективности методов воздействия на ПЗП.

Разработка и создание составов новых материалов и технологии их применения для изоляции и ограничения притока пластовых вод к газовым скважинам.

Разработка методики расчета основных параметров технологии ремонтно-изоляционных работ.

Проведение экспериментальных исследований по оптимизации состава новых материалов типа НМН-200, НМН-400 (на основе нафтената натрия модифицированного) для изоляции и ограничения притока пластовых вод применительно к сеноманским скважинам Уренгойского газо-нефтеконденсатного месторождения (УГКНМ).

Проведение опытно-промышленных промысловых испытаний новых материалов типа НМН-200, НМН-400 и технологии изоляционных работ на газовых месторождениях.

Методы решения задач исследования.

В процессе работы над диссертацией использовались анализ и обобщение опубликованных научных работ, посвященных теме ограничения водопритока к газовым и нефтяным скважинам.

Лабораторными экспериментами установлена последовательность закачек технологических жидкостей при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Лабораторными исследованиями определены оптимальные компоненты герметизирующего состава для конкретных условий.

Аналитическим методом получены приближенные расчетные зависимости для нахождения объема технологического раствора, времени закачки герметизирующего состава и радиуса кольматации водоизолирующего экрана.

Промысловыми экспериментами, с применением новых технологий КРС и материалов типа НМН-200, НМН-400 и, проведены ремонтно-изоляционные работы на более 200 нефтяных и газовых скважинах.

Научная новизна.

На основе обобщения результатов производственного опыта по предупреждению обводнения газовых и нефтяных скважин, а также анализа опубликованных аналитических работ, посвященных разработке

специальных изоляционных материалов, создан и разработан новый состав типа НМН-200, НМН-400 и технологии проведения РИР.

Разработан «Герметизирующий состав» (Патент РФ № 2270227 от 20.02.200бг.) избирательного действия для ликвидации водопритоков в пористых и пористо-трещиноватых пластах, состоящий из:

- нафтеновой кислоты и ей производных;

- комплексной добавки;

- хлористого кальция или сульфата алюминия.

Разработан «Состав для повышения нефтеотдачи» (Патент РФ № 2270229 от 20.02.2006г.), содержащий водный раствор нафтеновой кислоты, или её соли и реагент «Галка-Термогель».

Разработан «Способ ликвидации негерметичности обсадной колонны» (Патент РФ № 2366801 от 10.10.2008г.) с применением «Герметизирующего состава» (Патент РФ № 2270227).

Проведены лабораторные исследования и установлен оптимальный состав компонентов нового материала типа НМН 200, НМН 400 и особенности технологии проведения РИР для конкретных термобарических условий сеноманских отложений УГКНМ.

На основе лабораторных исследований определена основная технологическая схема проведения РИР, новым в которой, является циклическая закачка изолирующего материала типа НМН 200, НМН 400 и электролита.

На основе общепринятых положений подземной гидро- газодинамики (И.А.Чарный, С.Д.Пирсон) впервые получены приближенные аналитические зависимости, позволяющие находить радиус зоны кольматации водоизолирующего экрана, объем технологического раствора и время закачки герметизирующего состава, с учетом вязкостей раствора и пластовой воды, длины (мощности) продуктивной зоны пласта и интервала изоляции, проницаемости горной породы и др.

Практическая значимость работы.

Производство новых материалов типа НМН-200, НМН-400, НМН-500 организовано в России, в Краснодарском крае, в г. Горячий ключ, при использовании отечественного оборудования.

Новые материалы НМН-200, НМН-400 и технологии ремонтно-изоляционных работ внедрены на месторождениях Крайнего Севера: на 187 газовых скважинах УГНКМ; на 16 скважинах Ямбургского газоконденсагаого месторождения (ЯГКМ); на 4 скважинах

Комсомольского газового месторождения, с эффективностью 80-90 % и длительностью эффекта более трех лет за период 2000 - 2008 гг.

Основные рекомендации и положения диссертационной работы могут быть использованы при составлении отраслевых руководящих документов для проведения РИР на различных месторождениях.

Экономический эффект за счет восстановления работы 129 газоиых скважин УГНКМ составил более 2,3 млрд. руб. (цены 2008 г.), при дополнительной добыче газа за период 2003 - 2008 гг.

Апробация работы.

Основные научные положения и результаты диссертации доложены на: II Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности» (25-26 ноября 2004 года, Москва, РГУ нефти и газа им. акад. И.М. Губкина); 6-ой научно-технической конференции, посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. акад. И.М. Губкина (26-27 января 2005 г., Москва, РГУ нефти и газа им. акад. И.М. Губкина); научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Актуальные вопросы и научно-технические решения по технике и технологии добычи, извлечения и подготовки углеводородного сырья к транспорту на газоконденсатных месторождениях», секция «Добыча и промысловая подготовка газа газа и газового конденсата» (22-25 ноября 2005 г., Анапа, JIOK «Витязь»); научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Современное состояние и пути совершенствования технологии эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром», секция «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (1518 мая 2007 г., Астрахань, ООО «Астраханьгазпром»); научно-технический семинар «Теория и практика применения особо тонкодисперсных минеральных вяжущих в нефтегазовой отрасли промышленности» (3 марта 2010 г., Москва, РГУ нефти и газа им. акад. И.М. Губкина).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работах, в том числе 5 Патентов Российской Федерации, 7 статей и одна брошюра (из которых семь статей в журналах, включенных в «Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученых степеней доктора и кандидата наук» по решению ВАК Минобразования РФ).

Структура н объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 171 наименование, и приложения.

Работа изложена на 221 странице машинописного текста, содержит 20 таблиц, 10 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во в велении обоснована актуальность темы диссертации, определены основные проблемы интенсивности обводнения скважин на завершающей стадии разработки месторождений и пути их решения.

В первой главе на основе анализа известных работ И.М. Губкина, Н.К.Байбакова, Е.А.Козловского, В.С.Литвиненко, И.ЛЛевинзона, В.З.Зарипова, И.Н.Глушкова, А.Г.Ананенкова, В.Г.Подюка, Ф.К.Салманова, М.Г.Гейхмана, Г.Г.Кучерова, Г.А.Ланчакова, А.Н.Дудова, Т.Г.Бердина, В.Н.Маслова, И.И.Маслова, В.И.Нифантова, В.В.Масленникова, А.А.Ахметова и др. определена актуальность проблемы обводнения газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

Среди основных способов повышения объемов добычи газа и нефти необходимо выделил, разработку и создание технологий и материалов для выполнении КРС при РИР.

Естественное ухудшение структуры и качества запасов газа и нефти, прогрессирующее обводнение и истощение многих месторождений, а также уменьшение доли крупных высокопродуктивных залежей в общем количестве месторождений, вводимых в разработку, предъявляют повышенные требования к КРС, требуют особого внимания к применяемым технологиям и материалам.

Проведение работ по уменьшению притока пластовых вод в скважины будут способствовать продлению срока эксплуатации месторождений н повышению коэффициента извлечения газа и нефти (КИГ и КИН).

В диссертации большое внимание уделяется определению составов, наиболее полно отвечающим требованиям создания водоизолирующего экрана непосредственно в пласте, при проведении РИР, таких как:

-хорошая фильтруемость в пласт;

-полнота отверждения;

-высокая адгезия к породе;

-возможность применения в широком интервале пластовых температур, в т.ч. при низких зимних температурах;

-технологичность;

-безопасность и др.

Всем этим требованиям в полной мере соответствуют составы для селективной изоляции на углеводородной основе, которые по физико-химическим свойствам, характеру воздействия на продуктивные пласты отличаются от других известных водоизолирующнх материалов.

С учетом перечисленных выше требований сформулированы основные задачи исследования.

Во второй главе проведен анализ существующих материалов и технологий для проведения РИР, история их разработки, совершенствования и опыт применения на месторождениях углеводородов.

На основе анализа опубликованных работ Г.М. Панченкова, МЛСургучева, И.И.Кравченко, Н.Г.Иманаева, В.А.Блажевича, Е.Н.Умрихиной, Л.К.Алтуниной, В.И.Грайфера, С.А.Рябоконь, Ю.Н.Васильева, Н.И.Дубины, А.М.Шарипова, А.М.Хасаева, А.А.Бадалова, Б.М.Курочкина, Д.А.Каушанского, В.А.Кувшинова, Д.Г.Анго(шади, Г.Г.Гилаева, А.Т.Кошелева, Д.Ш.Рамазанова, С.ВАбатурова, Л.А.Скородиевской, В.М.Строганова, В.В.Строганова и др. установлено, что в настоящее время известно более 50 составов специальных водоизолирующнх материалов селективного и неселектизного действия для различных горно-геологических условий, которые применяются с различной успешностью.

Большинство составов не обладают свойствами селективного действия в комплексе.

Анализ существующих и применяемых в настоящее время составов показал, что, например, если некоторые (составы) хорошо фильтруются в пласт и обладают возможностью регулировать время отверждения, то в то же время имеют недостаточно широкий температурный интервал применения или малую способность отверждаться при разбавлении пластовой водой.

Установлено, что наибольшую эффективность и востребованность показывают составы на углеводородной основе, которые хорошо фильтруются в пористую среду, обладают селективными свойствами, отверждаются в полном объеме, имеют возможность регулировать сроки схватывания, обладают незамерзаемостъю и др.

На основе проведенного анализа определены наиболее эффективные составы для изоляции водопритока в условиях интенсивного обводнения скважин на завершающей стадии разработки месторождений.

В третьей главе приведены исследования по расчету технологических параметров и методик оценки технологической эффективности методов повышения газо-нефтеотдачи пластов.

В диссертации на основании работ Г.И.Баренблата, В.М.Рыжика, Р.Д.Каневской, М.Т.Абасова, Г.М.Эфендиева, И.А.Чарного, В.М.Ентова, Г.Н.Малиновской, А.И.Гриценко, М.Г.Гейхмана, Л.С.Лейбензона, А.А.Казакова, А.Г.Ковалева, А.Х.Мирзаджанзаде, И.М.Ахметова, М.М.Хасанова, В.И.Крылова, А.Г.Аветисова, Р.Н.Батизина, А.В.Копытова, А.Х.Шахвердиева, О.М.Ермилова, Р.Г.Шагиева, Р.Р.Шагиева, З.С.Алиева, С.А.Андреева, В.Н.Щелкачева, К.С.Басниева, С.Н.Закирова, Г.Л.Говоровой, М.М.Ивановой, О.И. Дорохова, ЕЛТереро, Р.С.Эрлафера, а также С.Д.Пирсона, М.Маскета, Д.Арпса, Х.Лефковича, С.Мэтьюса и др. ученых показано, что расчет режима эксплуатации конкретной газовой скважины намного сложнее, чем расчет режима изменения дебита нефтяной скважины.

Для оценки эффективности РИР после применения различных методов водоизоляции необходимо оценивать следующие параметры:

-степень обводненности продукции;

-литологию и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) горных пород;

-разность давлений в скважине, пласте;

-тип пластовой системы и режим разработки залежи, этап разработки, свойства флюидов.

В работе дан анализ известных статистических методов прогнозирования процесса обводнения нефтяных и газовых месторождений с учетом истории их разработки.

Приведены примеры основных эмпирических методов прогнозирования процессов обводнения и нефтегазоотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений углеводородов, которые можно разделить на три подгруппы.

1. Исследования, в которых, использовали аппарат регрессионного анализа, а также метод адаптации и обучения с последующим распознаванием образов. В результате этих исследований устанавливается эмпирическая зависимость нефтегазоотдачи от свойств коллекторов, жидкостей и некоторых технологических показателей разработки. Подобные методы широко распространены в нашей стране и за рубежом.

1. Исследования, основанные на детальном изучении опыта разработки большого числа нефтяных и газовых месторождений, которые позволили создать ряд важных приближенных эмпирических зависимостей

для прогнозирования процесса обводнения и величины углеводородоотдачи.

3. Методы прогноза, основанные на законе «одинаковых предположений» (В.Н. Щелкачев).

К настоящему времени известно более 70 методов прогнозирования характеристик вытеснения, однако их использование и интерпретация результатов известных исследовании для прогнозирования обводнения и водопригокоз в скважины не приводит к надежным и однозначным результатам.

Особенно подробно в диссертации анализируется Методическое руководство ОАО «Газпром» «Оценка технологической эффективности ремонтных работ на скважинном фонде газовых и газоконденсашых месторождений» (М.Г.Гейхман, Е.М.Котельникова, А.А.Казаков), в котором используются метод характеристик вытеснения и кривые падения добычи газа, определяемые по известным уравнениям Л.С.Лейбензона, А.И.Косыгина, А.В.Копытова, С.Н.Назарова, Д.Арпса, Н.В.Сипачева, Г.Л.Говоровой, А.М.Пирведяна, М.Б.Назаретова и др.

В качестве «общего эффекта геолого-технологических мероприятий (ГТМ)» в методическом руководстве ОАО «Газпром» используется значение «фактической дополнительной добычи газа с момента проведения ГТМ до момента окончания эффекта ГТМ», определяемое по формуле:

В методическом руководстве ОАО «Газпром» отмечается, что «...период положительного эффекта ГТМ (Т,) характеризует период времени с момента его проведения, в течение которого ГТМ эффективно. Этот показатель применяется, как правило, для сравнения эффективности ГТМ одного вида».

Оценка технологической эффективности ГТМ (Эф) определяется как разность между фактической добычей газа (У"г) на дату оценки эффекта, т.е. «сегодня» и базовой добычей газа (Vег), т.е. добычей газа, которая была бы «сегодня», если не проводили ГТМ, т.е. сложившиеся условия со «вчера» проэкстраполировали бы на «сегодня» по формуле:

(1)

о

ЭФ = у* _ уБ

(2)

По мнению Гейхмана М.Г., Котельниковой Е.М., Казакова А.А. оценка технологической эффективности ГТМ проводится для:

а) определения фактической эффективности от применения на газодобывающих объектах ГТМ;

б) контроля за экономической эффективностью, применяемых на газодобывающем предприятии ГТМ.

Решение о целесообразности дальнейшего применения ГТМ должно приниматься на основе результатов оценки их технологической эффективности и определения экономического эффекта.

Принципиальная диаграмма, иллюстрирующая расчет технологической эффективности ГТМ по кривым изменения добычи газа показана на рис. 1

^______________________________>..-£!ШВ8.____________ >—С

1- Эф к>ыл о бы се года* без ГТМ _______________

1 у^ 1 / I у 1 / 1 ! -►

I, гг I

Рис. 1 Определение эффекта ГТМ по кривым изменения добычи газа.

Особенно подробно в «Методическом руководстве» ОАО «Газпром» определяется «длительность технологического эффекта» от применения ГТМ. По мнению авторов Стандарта ОАО «Газпром» «...длительность технологического эффекта ГТМ - время от начала действия ГТМ до момента, когда технологический эффект становится равным нулю (в пределах погрешности определения базового уровня)».

На основе проведенного анализа научных трудов, описанных выше, можно сказать, что аналитические методы прогнозирования динамики обводнения добывающих скважин на месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, имеют большое значение не только для

определения условий разработки залежей, но и для установки режимных параметров проведения ГТМ.

Для повышения эффективности ГТМ должны выполняться исследования по определению размера зоны ухудшенной проницаемости пород в прифильтровой часта пласта. Это имеет важное значение, так как позволит более правильно выбирать оптимальные способы при ГТМ.

Эффективность таких мероприятий выражается не только снижением темпа обводнения скважин, но и в существенном повышении их производительности и продуктивности.

В четвертой главе изложена, разработанная новая методика расчета основных параметров технологии ремонтно-нзоляционных работ на основе общепринятых положений подземной гидрогазодинамики (И.АЛарный, С.Д.Пирсон, А.Х.Мирзаджанзаде, А.Й.Гриценко, К.С.Басниев, З.С.Алиев, Г.И.Баренблатг, В.М.Ентов и др.).

Необходимость разработки новой методики расчета основных параметров технологии РИР обусловлена тем, что в отраслевых руководящих документах используются достаточно приближенные формулы.

Например, расход рабочей жидкости, требуемый для обработки ПЗП определяется по известной формуле:

где Язк-оценочный радиус кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП); -эффективная продуктивная толщина пласта;

т -пористость пласта.

Формула (3) оказывается слишком приближенной, потому, что значения Ь^, Язь не могут быть достаточно точно определены.

При разработке технологии водоизоляции нами были использованы методы расчета движения границы раздела воды и нефти, используемые в работах С.Д. Пирсона и И.А. Чарного.

Необходимо охметить, что применительно к технологии РИР по ликвидации и ограничению водопритока аналитическая постановка задачи о закачке технологического раствора полностью совпадает с задачей о закачке воды в нагнетательную скважину.

Расчетная схема задачи показана на рисунке 2.

(3)

Рк

Вода

Рктвор

КО*

Распор

ШЛ

Вода

Рк

Рис. 2. Схема плоско-радиального движения двух жидкостей: пластовая вода и технологический раствор

Необходимо учитывать то обстоятельство, что полный перепад давления (АР) при закачке технологического раствора в скважину, равен сумме давлений:

АР-АРр + ЛР», (4)

где ДР„ АРр - перепады давления в обводненной зоне продуктивного пласта и в зоне нахождения технологического раствора.

Условие объемного баланса для случая, когда объем пластовой воды, вытесненный технологическим раствором, равен объему раствора в обводненной части ПЗП, имеет вид:

я-(г2 -ге%ю(®..,. -вм)= -г2\\-зж„) (5)

где вжя. - остаточная насыщенность жидкостями перового пространства горной породы; ш - пористость продуктивного пласта;

Ь, Ьр - толщины продуктивного пласта и его частя, в который закачивается изолирующий раствор.

Расход воды или технологического раствора определяется по формуле Дюпюи:

Ор = 2лп,

АР

(6)

Необходимое время закачки технологического раствора при РИР можно найти по формуле:

ДР

г — г

к„

V Р

ь. к.

г* г'

—1пг--

2 4

-1пг.

(7)

Из формулы (7) находится приближенная зависимость:

т АР

ч*. *р ) 2

(8)

Соотношение (8) используется для оценки радиуса зоны кольматации при закачке водонзолирующего раствора в пласт за время в

2ДР/

т

т+г;

(Я)

Для оценочных расчетов вместо формулы (9) рекомендуется использовать следующее соотношение:

г =

2АР(

т

АпЯ

Ь. к.

1пг

(10)

Кроме того, необходимо учитывать, что на прахтике, как правило, объем технологаческого раствора для изоляционных работ определяют с учетом приемистости конкретной скважины и горно-геологических условий конкретного месторождения.

Отметим, что формула (10) является более удобной для инженерных расчетов.

В диссертации рассмотрены примеры расчетов по формулам (5)-(10).

Пятая глава посвящена созданию и разработке новых материалов и технологии РИР в газовых и нефтяных скважинах.

В качестве основного технического продукта для новой технологии РИР в газовых и нефтяных скважинах принят водный раствор натриевых и калийных солей нафтеновых кислот с некоторыми добавками. Первый запатентованный продукт получил торговое наименование НМН-200, а последующие модификации НМН-400 и НМН-500.

НМН-200 представляет собой гидролитически устойчивое пастообразное вещество темного цвета с резким запахом.

Водный раствор получается путем взаимодействием нафтеновых кислот с водными растворами щелочей.

Нафтеновые кислоты - это монокарбоновые компоненты ряда цшслопентина и циклогексана, они содержатся в нефти (0,3 - 3,0 %).

Получают нафтеновые кислоты путем экстракции из нефти водными растворами щелочей в виде солей (нафтенов), и последующей их дистиляцией.

Продукт НМН-200 образует с электролитами растворенными в пластовой воде, практически непроницаемый для воды экран.

Соли нафтеновых кислот в контакте с минерализованной пластовой водой дают объемистый осадок в виде хлопьев, например, кальциевых (или магниевых) солей по следующим уравнениям:

Я - углеводородный радикал.

Обменные реакции происходят мгновенно, поэтому НМН-200 вследствие реакции с электролитами служит для образования водонепроницаемого экрана в водонасыщенной части.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) снижают поверхностное натяжение на границе газ-нефть-раствор.

°>Са + 2№С1

(И)

Мд + 2ЫаС1

В результате применения специальных тампонажных составов можно снизить межфазное натяжение воды на границе с углеводородопрошщаемой частью пласта.

Химическая добавка, содержащая нафтенат натрия или калия, или их смесь, полученные путем нейтрализации нафтеновых кислот соответствующими щелочами, и другие реагенты, входящие в ее состав, подвергается воздействию электрического поля напряженностью 25 - 5 кВ до достижения степени окисления калия и/или натрия от +2 до +4. Нафтенат натрия или калия используют в количестве 1,8 - 80 мас.% в водных растворах, при проведении РИР в газовых и нефтяных скважинах, в зависимости от горно-геологических условий.

Для регулирования подвижности специальных тамокажных растворов чередуют закачки растворов хлорида кальция (или магния) и химической добавки.

На заключительном этапе проведения РИР для увеличения длительности эффекта изоляции и ограничения притока пластовых вод используется облегченный тампонажный раствор, содержащий портландцемент, воду, пенообразователь, нейтральный газ и реагент НМН-200 (или НМН-400).

Аэрированный тампонажный раствор, рекомендуемый нами для использования содержит, мас.ч: портландцемент тампонажный (ПЦТ-100), пенообразователь «Газблок-М» 0,5 - 1,0, реагент НМН-200 (или дальнейшее развитие НМН-400) (запатентованное название блокирующего состава на основе нафтеновых кислот) 0,1 - 0,5, хлористый кальций 2,0, нейтральный газ 0,01 - 0,1 и вода 48 - 50.

Лабораторные исследования процесса водоизоляции проводились на специальной установке по следующему плану:

• поиск оптимальных соотношений и концентраций растворов для получения максимального выхода осадка;

• определение компонентного состава исходных растворов реагентов и фильтратов, полученных при смешении реагентов;

• изучение растворимости полученных осадков при взаимодействии с различными реагентами (технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважин).

На 1-м этапе экспериментов для дальнейших исследований выбраны две композиции растворов НМН-400 и 20% хлористой соли (взятые в соотношении 4:1 и 3:2), которые при смешении образовали наибольший осадок по массе.

На 2-м этапе определен компонентный состав исходного рабочего раствора НМН-400, хлористой соли и фильтратов различной плотности и минерализации, образующихся при определенной температуре (сеноманские пласты +30°С). Для того чтобы учесть влияние условий обводненного пласта, исследовалось осадкообразование при смешении составов с пластовой сеноманской водой. Процесс осадкообразования происходил достаточно активно и наибольшее образование осадка наблюдалось при использований композиции НМН-400 и 20% хлористой соли, взятые в соотношении 3:2.

Для моделирования водоизоляции использовались набивные модели терригенного коллектора с различной проницаемостью: модель № 1 с проницаемостью 0,052 мкм2, модель № 2 с проницаемостью 0,100 мкм2.

Оптимальное количество циклов закачки растворов НМН-400 и 20 % СаС12 в соотношении (по объему) 3:2, для достижения максимального снижения проницаемости моделей по пластовой воде (98%) должно составлять не менее 3 циклов.

В шестой главе представлено внедрение новых материалов и технологии и результаты РИР с их применением на газовых скважинах ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Первые испытания новых материалов и технологий РИР в газовых сеноманских скважинах проведены в 2003 г. на УГНКМ.

Для наглядности на рис.3, показаны объемы и успешность внедрения новых материалов и технологий РИР за 2003-2007 гг. по годам. 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

2003 2004 2005 200$ 2007

оВсегоГТМ.ед. а Введено в эксплуатацию, ед. ГОДЫ

Рис. 3. Объемы и эффективность внедрения разработанных новых материалов и технологий РИР за 2003-2007 гг на УГНКМ.

V спешность р абот

85% 79%

34 71 31 % — 33

83% 29 26

?1 й _____

19

50%

8 —

ZL

По данной технологии за период с 2003г. по 2007 г. проведено 149 скважино-операций, в том числе и в простаивающих эксплуатационных газовых скважинах УГНКМ. В результате РИР в эксплуатацию введено 96 ранее простаивающих скважин, с успешностью работ 78%.

По всем скважинам, введенным в эксплуатацию после РИР, проводится мониторинг их работ.

Продолжительность эффекта после РИР по некоторым скважинам составила более четырех лет.

Добыча газа из скважин запущенных в эксплуатацию после проведения РИР составила более 6,0 млрд.м3.

Объемы работ с применением новых материалов и технологий КРС на Ямбургского ГКМ представлены в таблице 1.

Таблица 1.

Объбмы ремонтно-изоляционных работ с применением новых материалов и технологий на скважинах ООО «Газпром добыча Ямбург».

Годы Показатели 2004 2005 2006 Итого

Количество скважин на которых были проведены водонзоляционные работы 4 5 3 12

Количество работающих скважин, после проведения водоизоляционных работ 3 5 3 11

Количество скважин, на которых были проведены работы по ликвидации негерметичности 0 1 0 1

Суммарный нарастающий объем добычи газа, <2 (тыс. мЗ) 9 765 163 476 194 785 368 026

По итогам работы в 2004-200бгг. на скважинах ООО «Ямбурггаздобыча» эффективность проведения водоизоляционных работ составляет более 80% (из 12 скважин запущены 10 скважин), продолжительность эффекта РИР составляет от 12 месяцев (скважина fts 1087) и более 3 лет.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Необходимость разработки новых материалов и технологий для изоляции притока воды в нефтяные и газовые скважины определена положениями Энергетической стратегией России на период до 2020 года, Энергетической стратегией России на период до 2030 года, Федеральной Целевой Программой «Энергоэффективная экономика Российской Федерации на 2002-2005 гг. и на перспективу до 2010 года» (Подпрограмма № 1 «Эффективность топливно-энергетического комплекса»), Целевой Программой «Стратегия экономического развития Сибири», утвержденные Правительством Российской Федерации, а также Отраслевой «Программой энергосбережения ОАО «Газпром» на 2007-2010 года, «Программой капитального ремонта скважина на месторождениях ОАО «Газпром» на 2006-2010 годы» и др. документами.

2. При проведении лабораторных исследований определены особенности технологии проведения РИР и разработан оптимальный состав компонентов нового материала для данной технологии.

3. На основе обобщения результатов производственного опыта по предупреждению обводнения нефтяных и газовых скважин, а также анализа опубликованных работ, разработан новый состав НМН-200 (и последующие модификации) для РИР и проведены широкие опытно-промышленные работы по внедрению новых материалов и технологии водоизоляции.

Новые материалы и технологии РИР внедрены на 149 газовых скважинах, в том числе 129 скважин Уренгойского ГНКМ, 16 скважин Ямбургского ГКМ и 4 скважины Комсомольского газового месторождения.

Экономический эффект только за счет восстановления работы бездействующих газовых скважин УГНКМ составил более 2,3 млрд.руб (цены 2008 г.), при общей добыче газа более 6,0 млрд. куб.метров за период 2003-2008 гг.

4. Впервые получены аналитические зависимости, для определения основных технологических параметров технологии ремонтных работ на основе фундаментальных положений механики сплошной среды и гидродинамики, которые использовались при выполнении практических работ.

5. Производство новых материалов типа НМН-200, НМН-400, НМН-500 организовано в России (Краснодарский крае, г. Горячий ключ), при использовании отечественного оборудования.

6. Новые материалы и технологии изоляционных работ можно использовать при выполнении ремонтов скважин на многих газовых месторождениях России и за рубежом.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах:

1. Ивакин P.A. Проблемы ликвидации негерметичностей эксплуатационных колонн в скважинах Уренгойского месторождения /Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Маринин В.И. и др. //Нефтяное хозяйство, 2005, №1, с. 68-71.

2. Ивакин P.A. Водоизоляция и ликвидация межколонных перетоков в скважинах Оренбургского месторождения /Гусейнов Ф.А., Ивакин P.A., Гаджибеков Г.М.И др. // Нефтяное хозяйство, 2005, Ла б, с. 120-121.

3. Ивакин P.A. Опытно-промышленные ремонтно-изоляционные работы в сеноманских скважинах Уренгойского месторождения //Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Маринин В.И. и др. //Нефтяное хозяйство, 2005, Jfcll, с. 73-77.

4. Ивакин P.A. Опытно-промышленные ремонтно-изоляционные работы НА сеноманских скважинах Уренгойского НГКМ //Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Маринин В.И. и др. //Газовая промышленность, 2006, №3, с. 54-56.

5. Ивакин P.A. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах Уренгойсхого месторождения //Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Маринин В.И. и др. //ВНИИОЭНГ, 2005, с. 100-104.

6. Ивакин P.A. Ремонтно-изоляционные работы в газовых скважинах сеноманской залежи Уренгойского месторождения //Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Маринин В.Н. и др. //ИАЖ «Нефть, газ и бизнес», 2008, №5-6, с. 77-89.

7. Ивакин P.A. Методика расчета основных технологических параметров технологии ремонтно-изоляционных работ» // ИАЖ «Нефть, газ и бизнес», 2010, №2, с. 80-84.

8. Ивакин P.A. Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах Уренгойского газоконденсатного месторождения /Ланчаков Г.А., Дудов АЛ., Кульков А.Н., Гаджибеков Г.М., Ивакин P.A., Григулецкий В.Г.// Тезисы докладов II Всероссийская научно-практическая конференция «Разработка, производство и применение химических реагентов в

нефтяной и газовой промышленности» - М: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 2004 г. - с.132-133.

9. Ивакин P.A. Герметизирующий состав /Григулецкий В.Г., Гаджибеков Г.М., Ивакин P.A. и др. // Патент РФ №2270227 от 20.02.2006.

Ю.Ивакин P.A. Аэрированный тампонажный раствор /Грюулецкий В .Г., Петреску В.И., Григулецкая Е.В. и др. //Патент РФ №2320694 от 27.03.2008.

11.Ивакин P.A. Способ цементирования скважин с аномально низким пластовым давлением /Григулецкий В.Г., Григулецкая Е.В., Ивакин P.A. //Патент РФ №2320848 от 27.03.2008.

12.Ивакин P.A. Состав для повышения нефтеотдачи /Григулецкий В.Г., Гаджибеков Г.М., Григулецкая Е.В. и др. //Патент РФ №2270229 от 20.02.2006.

13.Ивакин P.A. Способ ликвидации негерметичности обсадной колонны /Григулецкий В.Г., Григулецкая Е.В., Ивакин P.A. //Патент РФ №2366801 от 10.10.2008.

Зиаз №1688 от 24.09.2010 Тирсс 120 шт. Тиши рафия (■ьцпрпп!» 119334, Мосшыц Ленинский пр-т. д,37А (495)626-42-43 -лт/^хипрпти.ги

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ивакин, Роман Александрович

Введение

Глава 1. Актуальность проблемы обводнения месторождений

Глава 2. Обзор существующих технологий и материалов по ликвидации и ограничению притока пластовых вод в скважины

Глава 3. Краткий обзор решений по расчету технологических параметров и методик оценки технологической эффективности методов повышения газо-нефтеотдачи пластов

3.1. Краткий обзор статистических математических моделей прогнозирования добычи углеводородов и обводнения месторождений

3.2. Краткий анализ и обзор гидродинамических математических моделей прогнозирования добычи углеводородов и обводнения месторождений

3.3. Обзор существующих руководящих методических документов по оценке технологической эффективности применения методов повышения газо-нефтеотдачи пластов

Глава 4. Методика расчета основных технологических параметров технологии ремонтно-изоляционных работ

4.1. Общие положения

4.2. Приближенный расчет основных технологических параметров ремонтно-изоляционных работ

Глава 5. Разработка новых технологии и материалов при ремонтно-изоляционных работах в скважинах

5.1. Разработка новых материалов для ремонтно-изоляционных работ

5.2. Лабораторные испытания новых технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ

5.3. Технология проведения ремонтно-изоляционных работ

Глава 6. Внедрение новых технологий и материалов при ремонтноизоляционных работах в газовых скважинах

6.1. Результаты ремонтно-изоляционных работ с применением новых технологий и материалов и на газовых скважинах ООО «Газпром добыча Уренгой»

6.2. Результаты ремонтно-изоляционных работ с применением новых технологий и материалов на газовых скважинах ООО «Газпром добыча Ямбург»

6.3. Результаты ремонтно-изоляционных работ с применением новых технологий и материалов на газовых скважинах ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Основные научно-практические результаты выполненной работы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Создание и разработка технологии и новых материалов для ремонтно-изоляционных работ в газовых и нефтяных скважинах"

Россия является мировым лидером по основным показателям газовой отрасли: геологические запасы составляют более трети мировых запасов природного газа; ежегодный объем добычи газа превышает четверть мировой добычи; разведанные (доказанные) запасы природного газа составляют 46,9 трлн. м , т.е. более 20% от геологических. Часть объемов добычи нефти и газа экспортируется за рубеж. Экспорт газа и нефти обеспечивает 65% валютных поступлений России. На долю топливно-энергетического комплекса России приходится 30% валового внутреннего продукта (ВВП) страны.

Многие крупные газовые и нефтяные месторождения России значительно выработаны и находятся на заключительном этапе разработки, который характеризуется падением пластового давления, поднятием газоводяного и водонеф-тяного контакта (ГВК, ВНК), изменением напряженного состояния в приствольной зоне пласта (ПЗП), старением и износом внутрискважинного оборудования.

Уменьшение пластового давления приводит, как правило, к изменению границ ГВК или ВНК на конкретном месторождении. В результате возникает одна из основных проблем разработки месторождений углеводородов - происходит их обводнение.

На некоторых нефтяных месторождениях России скважины, работающие с обводненностью 90% и более, составляют половину действующего фонда.

Проблема обводнения является важной для всех месторождений в России и за рубежом.

Эффективность разработки залежей углеводородов во многом определяется не только качеством буровых работ и формированием долговременной герметичной крепи, не только следование проектам разработки и условиями эксплуатации месторождения в целом, но и проведением своевременных капитальных и текущих ремонтов скважин с применением современных материалов и технологий.

В настоящее время на практике недостаточное внимание уделяется вопросам выбора специально закачиваемых в пласт растворам химических реагентов с целью создания водоизолирующего экрана.

Проведение работ по созданию водоизолирующего экрана непосредственно в пласте, с указанием о применении определенных материалов и технологий для водоизоляции, с учетом геологических условий, должно быть научно обосновано и отражено в проектах разработки месторождения и строительства скважин.

Одним из путей решения проблемы предупреждения обводнения скважин, является разработка новых эффективных технологий по ограничению во-допритока в скважину для различных геологических и гидродинамических условий, которые позволили бы надежно блокировать каналы поступления воды, не снижая продуктивности скважин.

Текущее состояние газонефтедобывающей отрасли России характеризуется тем, что 70% нефтяных запасов находятся на грани рентабельности добычи, а доля запасов с выработанностью 80% и с обводненностью более 70% составляет более трети разрабатываемых месторождений.

Три крупных месторождения газовой промышленности: Медвежье, Уренгойское и Ямбургское обеспечивают около 80% добычи углеводородов.

Данные месторождения газовой отрасли эксплуатируются более 30 лет и находятся в завершающей стадии добычи, с ежегодным снижением объема газа на 20-25 млрд. м .

Среди основных проблем добычи газа и нефти - повышение отбора углеводородов за счет создания и совершенствования материалов и технологии капитального ремонта скважин (КРС) при ремонтно-изоляционных работах (РИР) в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Для обеспечения проектных уровней добычи газа и жидких углеводородов из продуктивных залежей, а также безопасной эксплуатации скважин и в целом промысловых объектов, в ОАО «Газпром» ежегодно выполняется более 1500 различных видов ремонтов скважин.

Проблема обводнения газовых месторождений является более сложной, чем приток пластовой воды в нефтяные скважины.

Из-за повышенного содержания воды в продукции газовой скважины происходит ее самозадавливание и скважина перестает работать.

Обводнение ПЗП в газовых скважинах приводит к ее разрушению, выносу песка, размыву глинистой части пласта и, естественно, осложнению условий добычи газа.

В настоящее время около 80% всех запасов газа и нефти относятся к категории трудноизвлекаемых, требуют разработки новых технологий, материалов и оборудования для добычи, а также больших финансовых и трудовых затрат.

Увеличение простаивающего фонда скважин в основном связано со старением внутрискважинного оборудования и увеличением обводненности продукции скважин. Для решения задач, поставленных газонефтедобывающими компаниями в своих производственных программах, необходимо увеличить объемы работ по выводу скважин из бездействия и простоя.

Цель работы - разработать технологию и новые материалы для РИР в газовых и нефтяных скважин и провести широкое их внедрение, с целью повышений экономической эффективности эксплуатации месторождений, за счет уменьшения бездействующего фонда и повышения коэффициента углеводоро-доотдачи.

Основные задачи исследования.

Учитывая актуальность проблемы обводнения для газовых, газоконден-сатных и нефтяных месторождений России в настоящей диссертации исследовались следующие задачи.

Анализ существующих технологий и материалов, используемых для ликвидации и ограничения притока пластовых вод.

Исследование статистических и гидродинамических математических моделей прогнозирования добычи углеводородов и обводнения нефтяных и газовых месторождений, а также методик оценки технологической эффективности методов воздействия на ПЗП.

Разработка и создание составов новых материалов и технологии их применения для изоляции и ограничения притока пластовых вод к газовым скважинам.

Разработка методики расчета основных параметров технологии ремонтно-изоляционных работ.

Проведение экспериментальных исследований по оптимизации состава новых материалов типа НМН-200, НМН-400 (на основе нафтената натрия модифицированного) для изоляции и ограничения притока пластовых вод применительно к сеноманским скважинам Уренгойского газо-нефтеконденсатного месторождения (УГКНМ).

Проведение опытно-промышленных промысловых испытаний новых материалов типа НМН-200, НМН-400 и технологии изоляционных работ на газовых месторождениях.

Методы решения задач исследования.

В процессе работы над диссертацией использовались анализ и обобщение опубликованных научных работ, посвященных теме ограничения водопритока к газовым и нефтяным скважинам.

Лабораторными экспериментами установлена последовательность закачек технологических жидкостей при проведении РИР.

Лабораторными исследованиями определены оптимальные компоненты герметизирующего состава для конкретных условий.

Аналитическим методом получены приближенные расчетные зависимости для нахождения объема технологического раствора, времени закачки герметизирующего состава и радиуса кольматации водоизолирующего экрана.

Промысловыми экспериментами, с применением новых технологий КРС и материалов типа НМН-200, НМН-400 проведены ремонтно-изоляционные работы на более 200-х нефтяных и газовых скважинах.

Научная новизна.

На основе обобщения результатов производственного опыта по предупреждению обводнения газовых и нефтяных скважин, а также анализа опубликованных аналитических работ, посвященных разработке специальных изоляционных материалов, создан и разработан новый состав типа НМН-200, НМН-400 и технологии проведения РИР.

Разработаны «Герметизирующий состав» (Патент РФ № 2270227 от 20.02.2006г.) избирательного действия для ликвидации водопритоков в пористых и пористо-трещиноватых пластах; «Состав для повышения нефтеотдачи» (Патент РФ № 2270229 от 20.02.2006г.); «Способ ликвидации негерметичности обсадной колонны» (Патент РФ № 2366801 от 10.10.2008г.).

Проведены лабораторные исследования и установлен оптимальный состав компонентов нового материала типа НМЛ 200, НМЛ 400 и особенности технологии проведения РИР для конкретных термобарических условий сено-манских отложений УГКНМ.

На основе лабораторных исследований определена основная технологическая схема проведения РИР, новым в которой, является циклическая закачка изолирующего материала типа НМН 200, НМН 400 и электролита.

На основе общепринятых положений подземной гидро- газодинамики (И.А.Чарный, С.Д.Пирсон) впервые получены приближенные аналитические зависимости, позволяющие находить радиус зоны кольматации водоизолирую-щего экрана, объем технологического раствора и время закачки герметизирующего состава, с учетом вязкостей раствора и пластовой воды, длины (мощности) продуктивной) зоны пласта и интервала изоляции, проницаемости горной породы и др.

Практическая значимость работы.

Производство новых материалов типа НМН-200, НМН-400, НМН-500 организовано в России; в Краснодарском крае, в г. Горячий ключ, при использовании отечественного оборудования.

Новые материалы НМН-200, НМН-400 и технологии ремонтно-изоляционных работ внедрены на месторождениях Крайнего Севера: на 187 газовых скважинах УГНКМ; на 16 скважинах Ямбургского газоконденсатного месторождения (ЯГКМ); на 4 скважинах Комсомольского газового месторождения, с эффективностью 80-90 % и длительностью эффекта более трех лет за период 2000 - 2008 гг.

Основные рекомендации и положения диссертационной работы могут быть использованы при составлении отраслевых руководящих документов для проведения РИР на различных месторождениях.

Экономический эффект за счет восстановления работы 129 газовых скважин УГНКМ составил более 2,3 млрд. руб. (цены 2008 г.), при дополнительной добыче газа за период 2003 - 2008 гг.

Апробация работы.

Основные научные положения и результаты диссертации доложены на: II Всероссийской научно-практической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности» (25-26 ноября 2004 года, Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина); 6-ой научно-технической конференции, посвященной 75-летию Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина (26-27 января 2005 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина); научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Актуальные вопросы и научно-технические решения по технике и технологии добычи, извлечения и подготовки углеводородного сырья к транспорту на газоконденсатных месторождениях», секция «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (22-25 ноября 2005 г., Анапа, ЛОК «Витязь»); научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Современное состояние и пути совершенствования технологии эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях ОАО «Газпром», секция «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» (15-18 мая 2007 г., Астрахань, ООО «Астраханьгаз-пром»); научно-техническом семинаре «Теория и практика применения особо тонкодисперсных минеральных вяжущих в нефтегазовой отрасли промышленности» (3 марта 2010 г., Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работах, в том числе 5 Патентов Российской Федерации, 7 статей и одна брошюра (из которых семь статей в журналах, включенных в «Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертации на соискание ученых степеней доктора и кандидата наук» по решению ВАК Минобразования РФ).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ивакин, Роман Александрович, Москва

1. Зарипов В.З., Козловский Е.А., Литвиненко B.C. Минерально-сырьевая база топливно-энергетического комплекса России. - М.: МГГУ, 2003. - 150 с.

2. Корценштейн В.Н. Нарушение равновесия природных флюидальных систем при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1980.-224 с.

3. Губкин И.М. Боевые задачи на нефтяном фронте. — Нефтяное и Сланцевое хозяйство, 1920, №9-12, с. 3-7.

4. Хроника. 1-ый Всероссийский Съезд Нефтеработников. — Нефтяное и Сланцевое хозяйство, 1921, №9-12, с. 203-218.

5. Губкин И.М. Об обводнении нефтяных месторождений Бакинского и Грозненского района. Нефтяное и Сланцевое хозяйство. 1922, №7-8, с. 362366.

6. Глушков И.Н. Эксплуатация буровых скважин. Добыча жидких ископаемых: нефти и рассолов. СПб.: Двигатель, 1913.

7. Григулецкий В.Г. Обводнение месторождений коренной вопрос современности Российской нефтегазовой отрасли. - НТЖ «Технологии ТЭК», 2007, №2(33), апрель, с. 35-40.

8. Tough F.B. Methods of Shutting of Water in Oil and Gas Wells. Washington, 1918.

9. Thorns C.C. Use of quick-setting cements in California fields. Nat. Petrol News, 1926,3.

10. Подюк В.Г. Задачи повышения эффективности разработки газовых месторождений на современном этапе. — НТС «Наука и техника в газовой промышленности», 2007, №2, с. 4-7.

11. Салманов Ф.К., Золотов А.Н. Топливно-энергетический комплекс России в период реформ (итоги и прогнозы). НТС «Геология нефти и газа», 1996, №1, с. 4-13.

12. Ананенков А.Г. ОАО «Газпром» и перспективы развития газовой промышленности на Востоке Росси. Газовая промышленность, 2007, №10, с. 56-59.

13. Габриэлянц М.Г. Анализ продвижения воды на Уренгойском газовом месторождении. М.: Газовая промышленность. Серия: Разработка и экслуа-тация газовых и морских нефтяных месторождений, РНТС, №7, 1983.

14. Ланчаков Г.А., Маслов В.Н., Кучеров Г.Г. Оценка влияния пластовой воды на величину депрессии. М.: ИРЦ Газпром. Научно-технический сборник. Сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконден-сатных месторождений. № 9-10, 1995.

15. Кустышев A.B., Чижова Т.И., Кононов В.И. и др. Анализ состояния и эффективности применяемых на месторождении Медвежье технологий и техники добычи газа и капитального ремонта скважин. М.:ИРЦ «Газпром», 2002.-28с.

16. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Семенов Н.И. и др. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах. — И.: Недра, 1969.-208с.

17. Алиев З.С, Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. - 219 с.

18. Ахметов A.A. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. Уфа: УГНТУ, 2000. - 219 с.

19. Левинзон И.Л. Ямало-Ненецкий округ газовая кладовая Россия. - НТЖ «Наука и техника в газовой промышленности», 2003, №3, с. 3-9.

20. Абрамович М.В. Об обводнении промысловых площадей Бакинского района и о мерах борьбы с ним. Нефтяное и Сланцевое Хозяйство. 1922, №78, с. 323-327.

21. Линдтроп Н.Т. Обводненность скважин Ново-Грозненского района. Нефтяное и Сланцевое Хозяйство. 1925, т. 9, №7, с. 42-103.

22. Маевский И.С. Неудачи при закрытии воды в скважинах вращательного бурения. Нефтяное и Сланцевое Хозяйство. 1930, №8-9, с. 232-241.

23. Байбаков Н.К. Борьба с обводнением скважин в тресте Лениннефть. -Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1938, 5, с. 18-24.

24. Кравченко И.И., Иманаев Н.Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. М.: Гостоптехиадат, 1960. 188 с.

25. Сургучев М.Л. О методах изоляции пластовых вод в эксплуатационных скважинах. Нефтяное хозяйство. 1962, №11, с. 36-40.

26. Умрихина E.H., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: Недра. 1966. - 215 с.

27. Блажевич В.А., Умрихина Б.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974. - 167 с.

28. Юмадилов А.Ю. Некоторые вопросы изоляции путей притоков воды в эксплуатационные скважины. Нефтяное хозяйство, 1973, №7.

29. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра. 1976.

30. Маслов И.И., Бикчевский А.Д., Левченко И.А. и др. Селективная изоляция силами притока пластовых вод. Нефтяное хозяйство, 1976, №5, с. 38-41.

31. Ковардаков В.А., Духненко Е.М., Комаров Н.В. и др. Элементоорганиче-ские полимеры для изоляции притока пластовых вод. Нефтяное хозяйство, 1978, №1.

32. Глумов И.Ф., Газизов А.Ш., Кочетков В.Д. и др. Применение нефтесерно-кислотной смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985.

33. РФ 39-0147009-505-87 Р. Технология изоляции пропластковых, подошвенных и заколонных водопритоков в нефтедобывающих скважинах Западной Сибири. Краснодар: ВНИИКР - нефть, 1986.

34. Блажевич В.А., Умрихина E.H. Применение синтетических смол при проведении изоляционных работ в нефтяных скважинах. — ТНТО «Опыт проведения ремонтно-изоляционных работ в эксплуатационных и нагнетательных скважинах». М.: ВНИИОЭНГ, 1968.

35. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Махмутов М.Р. Использование суспензий на основе синтетических смол в качестве тампонажного материала. — НТС «Бурение», 1970, №10, с. 23-26.

36. Комисаров А.И., Газиев К.Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов. Нефтяное хозяйство, 1992, №8.

37. Курочкин Б.М., Федоров В.А., Сафиуллин А.А. и др. Применение каучуковой крошки в цементных растворах при ремонтно-изоляционных работах. РНТС «Нефтепромысловое дело», 1995, №11-12, с. 34-35.

38. Курочкин Б.М., Ханнанов С.Н., Саитгареев Р.З. и др. Пути эффективного применения каучуковой крошки при изоляционных работах в обсаженных скважинах. РНТС «Нефтепромысловое дело», 1996, №12, с. 19-21.

39. Курочкин Б.М., Ханнанов С.Н., Саитгареев Р.З. и др. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой. Нефтяное хозяйство, 1997, №1, с. 18-20.

40. Панченков Г.М. Химические методы борьбы с конусами обводнения. Сборник «Вопросы техники добычи нефти и бурения на промыслах Второго Баку». М.: Гостоптехиздат. 1943, с. 108-112.

41. Панченков Г.М. Химический способ изоляции пластовых вод. — Авторское свидетельство СССР №373257 от 14 января 1948 г.

42. Бадалов А.А., Хасаев А.М. Об изоляции притоков вод пенообразующими реагентами. Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1965, №10, с. 29-30.

43. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Контроль и регулирование добчи воды при разработке месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №7, 1984, с. 17-22.

44. Пат. 4276935 (США). Treatment of subsurface gas-bearing formation for water production therefrom / Hessert James E., Johuston Cheter С. Опубл. 07.07.81.

45. Палий A.О., Молчан И.A. О возможности использования псевдопластиков для ограничения водопритоков в нефтедобывающие скважины. — Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993, №1, с 36-39.

46. Каушанский Д.А. Технология «Темпоскрин» путь снижения обводненности нефтяных месторождений. - Нефтегаз, 2003, №2, с 93-94.

47. Горбунов А.Т. Стратегия добычи нефти. Нефтепромысловое дело, 1999, №6, с. 19-22.

48. Кан В.А., Поддубный Ю.А., Сидоров H.A., Чекалина Г.А. Гидрогели из растворов силиката натрия. — Нефтяное хозяйство, №10, 1984.

49. Алтунина JI.K., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой. — Нефтяное хозяйство, 1995, №4, с. 36-38.

50. Грайфер В.И., Смирнов A.B., Иванов В.В., Котельников В.А. Новые технологии АО РИТЭК повышают эффективность нефтедобывающего комплекса. Нефтепромысловое дело, 1998, № 9-10, с. 7-14.

51. Колесников К.Э., Строганов В.М., Строганов A.M. и др. Эффективность использования тампонажных составов АКОР. Нефтяное хозяйство, 1991, №4, с. 44-45.

52. Скородиевская Л.А., Строганов A.M., Рябоконь С.А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОР-Б100. Нефтяное хозяйство, 1999, №2, с. 16-19.

53. Антониади Д.Г., Гилаев ГГ., Кошелев А.Т. и др. Разработка и внедрение технологии изоляции водоносных горизонтов при строительстве скважин. НТС «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», 2000, №4, с. 9-11.

54. Комаров B.C., Бодрягин A.B., Никитин А.Ю. и др. Результаты проведения РИР с применением кремнийорганических соединений на месторождениях Широкого Приобья. — Интервал, 2002, №1(36), с. 8-13.

55. Рябоконь С.А., Скородневская JI.A. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР-МГ. — Нефтяное хозяйство, 2002, №7, с. 20-24.

56. Richardson Е.А. (USA). Патент США №3732927, МКИ Е 21 Б 33/138. Plugging solution precipitation time control by charge neutralisation. Заявлено 29.07.1971. Опубликовано 15.05.1973.

57. Nimerik N.N. (USA). Патент США №3766984, МКИ E 21 Б 38/138. Metod for temporarily sealing a permeable formation. Заявлено 31.01.1972. Опубликовано 23.10.1973.

58. Knapp R.H. (USA). Патент США №3901316, МКИ Е 21 Б 33/138. Asphalt plug emplacement process. Заявлено 13.08.1974. Опубликовано 26.08.1975.

59. Martin W.G. (USA). Патент США №3811508, МКИ Е 21 Б 33/13. Selective plugging process. Заявлено 15.05.1974. Опубликовано 04.03.1975.

60. Рамазанов Д.Ш., Абатуров C.B., Скачков В.Г. и др. Технология ограничения водопритоков в скважинах с применением гелеобразующих составов и нового тампонажного продукта «БУСТИРАН». Известия ВУЗов, Нефть и газ, 2002, №3.

61. Нурмухаметов P.C., Кандаурова Г.Ф., Юнусов Ш.М. и др. Селективная изоляция водопритока в добывающих скважинах в трещиновато-поровыхкарбонатных коллекторах с использованием реагента ДИСИН. НТС «Нефтепромысловое дело», 2004, №12, с. 33-36.

62. Снарский А.Н., Говдун В.В., Туголуков В.А. Ликвидация притоков пластовой воды в газовых скважинах. Газовая промышленность, 1980, №10, с. 22-24.

63. Дубина Н.И., Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоляции во-допритоков на Уренгойском месторождении. М.: ИРЦ Газпром, 1999, с. 8-9.

64. Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г., Бердин Т.Г. и др. Способ изоляции водопри-тока в газовой скважине. Патент РФ №2204710 от 17.12.2001 г.

65. Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г., Бердин Т.Г. и др. Способ селективной обработки пласта. Патент РФ №2236559 от 07.02.2003 г.

66. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. - 523 с.

67. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1989. - 334 с.

68. Лейбензон Л.С. О режиме нефтяных скважин и подсчете запасов нефтяных месторождений. Нефтяное и сланцевое хозяйство, 1923, №3, с. 413-422.

69. Лейбензон Л.С. О режиме нефтяных скважин и подсчете запасов нефтяных месторождений. — Нефтяное и сланцевое хозяйство, 1923, №4-5, с. 626-632

70. Лейбензон Л.С. Подземная гидродинамика. Собрание трудов. М.: АН СССР, 1953, том 2, с. 9-33.

71. Фейгенбаум М. Универсальность в поведении нелинейных систем. Успехи физических наук, 1983, т. 141, вып. 2, с. 343-374.

72. Демьянов В.Ф. Математическая модель динамического процесса. Доклады АН СССР, 2004, т. 395, №2, 178-182.

73. Пригожин И. От существующего к возникающему. — М.: Едиториал УРСС,2002,-327 с.

74. Николис Г., Пригожин И. Познание сложного. М.: Едиториал УРСС,2003, 342 с.

75. Неймарк Ю.И. Динамические системы и управляемые процессы. М.: Наука, 1978.-336 с.

76. Эбелинг В., Файстель Р. Хаос и космос: сиэнергетика эволюции. Москва-Ижевск.: ИКИ, 2005. - 336 с.

77. Романовский Ю.М., Степанова Н.В., Чернавский Д.С. Математическое моделирование в биофизике. Москва-Ижевск.: ИКИ, 2004. - 472 с.

78. Марчук Г.И. Математическое моделирование в проблеме окружающей среды. М.: Наука, 1982. - 320 с.

79. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва-Ижевск.: ИКИ, 2004. - 368 с.

80. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. Москва-Ижевск.: ИКИ, 2005. - 280 с.

81. Лейбензон Л.С. О кривых эксплуатации нефтяных скважин в связи с подземными условиями нефтяных месторождений. Нефтяное и сланцевое хозяйство, 1924, №1, с. 40-64.

82. Pirson S.J. Production Decline Curve of Oil Well May Be Extrapolated By Loss Ratio. Oil & Gas Journal, 1935, #14, pp.94-96.

83. Arps J.J. Analysis of Decline Curves. Trans. AIME, 1945, vol. 160, pp. 228247.

84. Cutting Edge Deckine Analysis/ Rate Transient Analisis (RTA). Canada, Fekete, Software.: Ed Ferquson, 2002. - 64 p.

85. Lefkovits H.C., Matthews C.S. Application of Decline Curves to Gravity-Drainage Reservoirs in the Stripper Stage. Petroleum Transaction Reprint, 1958, vol. 213, pp. 275-279.

86. Matthews C.S., Lefkovits H.C. Gravity-Drainage Perfomance of Depletion-Type Reservoirs. Petroleum Transaction Reprint AIME, 1956, vol. 207, pp. 265-278.

87. Копытов A.B. Определение извлекаемых запасов и коэффициента нефтеотдачи по данным разработки залежей с карбонатными коллекторами. -НТС «Нефтепромысловое дело», 1970, №2, с. 3-5.

88. Аганов Г.А., Вагцуркин А.И., Ревенко В.М. К вопросу прогнозирования разработки нефтяных месторождений по промысловым данным. НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени», 1973, вып.17, с.35-37.

89. Смотрицкий Ш.М., Гаврун Н.С., Искандеров Г.М. Прогнозирование обводненности по данным разработки объекта. НТС «Нефтепромысловое дело», 1975, №12, с. 9-10.

90. Казаков A.A. Совершенствование методов прогноза обводнения неоднородных пластовю Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - М.: МИНХ и ГП имени И.М. Губкина, 1976, 219 с.

91. Казаков A.A., Орлов B.C. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. Обзорная информация. — М.: ВНИИОЭНГ, 1977, 50 с.

92. Казаков A.A. Методы характеристик вытеснения. — НТС «Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности», 1991, вып. 1, с. 4-10.

93. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче. Системный анализ, диагноз, прогноз. М.: Наука, 1997. -427с.

94. Шахвердиев А.Х. Способ определения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Патент РФ №2149256 от 20.05.2000 г.

95. Шахвердиев А.Х. Унифицированная методика расчета эффективности геолого-технических мероприятий. Нефтяное хозяйство, 2001, №5, с. 44-50.

96. Абасов М.Т., Эфендиев Г.М., Стреков A.C. и др. Оценка сравнительной эффективности геолого-технических мероприятий по комплексной информации. Нефтяное хозяйство, 2003, №10, с. 70-73.

97. Шагиев Р.Г., Шагиев P.P. Значение скин-фактора при выборе скважин для обработок. Нефтяное хозяйство, 2002, №5, с. 60-63.

98. Федоров В.Н., Мешков В.М. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий на основе скин-фактора. — Нефтяное хозяйство, 2003, №12, с. 50-51.

99. Торощин A.A., Жариков М.Г., Яхудина Н.Х. и др. Методика определения очередности ремонта эксплуатационных скважин. НТС «Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений», 1999, с. 29-35.

100. Leo A. Schrider, Rishard Е. Cerullo. A Decline Curve Pitfall Using Least-Squares Solution. Jornal Petroleum Technolodgy, 1970, Arp., p.441-442

101. Fetkovich M.J. Decline Curve Analysis Using Type Curves. Jornal Petroleum Technolodgy, 1980, vol. 32, p. 1065-1077.

102. Rowland D.A., Chung Lin. New liner method gives constants of hyperbolic decline/ Oil & Gas Journal, 1985, Jan., 14, pp. 86-90.

103. Кусаков M.M., Ребиндер П.А., Зинченко K.E. Поверхностные явления в процессах фильтрации нефти. Доклады АН СССР, 1940, t.XXVIII, №5, с.432-436.И5.Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963, 363 с.

104. Ширковский А.И. Анализ существующих решений задачи о продвижении воды при разработке газовых месторождений. Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1958, №3, с.63-71.

105. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972.

106. Ентов В.М., Полищук A.M. О роли сорбционных процессов при движении полимерных растворов в пористой среде. — известия АН СССР. Механика жидкости и газа, 1975, №3, с. 68-76.

107. Брагинская Г.С., Ентов В.М. О неизотермическом вытеснении нефти раствором активной примеси. Предпринт Института прикладной механики АН СССР, №112, М, 1978, с.60.

108. Брусиловский А.И. Многокомпонентная фильтрация газоконденсатных систем в глубокопогруженных залежах. НТС «Геология нефти и газа», 1997, №7, с. 31-38.

109. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. -Москва-Ижевск.: Институт компьютерных исследований, 2003, 128с.

110. Усачев П.М., Галыбин A.M., Кац P.M. и др. Оценка эффективности изоляционных работ в продуктивных пластах без глинистых прослоев. Нефтяное хозяйство, 1975, №4, с. 50-52.

111. Малиновская Г.Н. Оценка технологической эффективности методов воздействия на призабойную зону скважин при наличии аномальных свойств пластовой нефти. НТС «Наука и технологии углеводородов», 1999, №3, с. 18-21.

112. Дубина Н.И. Механизм обводнения добывающих скважин на завершающей стадии разработки сеноманских залежей. -М.: Недра, 2007, 109 с.

113. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. М.: ВНИИнефть, 1987. -52 с.

114. Методическое руководство по определению влияния геолого-технологических показателей на нефтеотдачу на основе классификационных методов. М.: ВНИИнефть, 1990. -101 с.

115. Методическое руководство по оценке промысловой эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки заводнением. Уфа, ТатНИПИнефть, 1992.

116. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: ВНИИнефть, 1993. -87 с.

117. РД. Методика определения базовой добычи нефти и газа при разработке нефтяных и газовых месторождений для предприятий с иностранными инвестициями, М.: Министерство топлива и энергетики РФ, 1993. - 87 с.

118. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Минтопэнерго РФ, РМНТК «Нефтеотдача», ВНИИнефть, 1993.-130с.

119. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Уфа-Юганск: ВНИИ «Нефтегазтехнология», 1997. - 120 с.

120. Методика оценки эффективности применения технологий увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений республики Татарстан. — ТатНИПИнефть, Альметьевск, 1999. 64 с.

121. Анализ и оценка технологической эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов. — Уфа «БашНИПИнефть», 2001. — 80 с.

122. Методическое руководство по адаптивному планированию воздействия на призабойную зону скважин и системной оценки эффективности. М.: Нижневартовск, 1988. - 73 с.

123. Мирзаджанзаде А.Х., Филиппов В.П., Аметов И.М. Разработка нефтяных месторождений: наследственность, самоорганизация, шумы. Нефтяное хозяйство, 1994, №3, с. 42-44.

124. Мирзаджанзаде А.Х., Султанов Ч.А. Диаоптика процессов нефтеотдачи пластов. — Баку.: Азербайджан, 1995. 366 с.

125. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. Москва-Ижевск, ИКИ, 2005. -280 с.

126. Казаков A.A. Некоторые замечания по поводу методов оценки технологической эффективности различных геолого-технических мероприятий. -Нефтяное хозяйство, 1999, №5, с. 39-43.

127. Казаков A.A. Методика оценки эффективности геолого-технических мероприятий по кривым падения дебита нефти. Нефтяное хозяйство, 1999, №12, с. 31-34.

128. Методические указания «Оценка технологической эффективности проведения геолого-технических мероприятий. Уфа: ЮганскНИПИнефть, 2001.-33с.

129. Методическое руководство «Методика технологической эффективности г методов повышения нефтеотдачи пластов». — М.: Министерство энергетики Российской Федерации, 2003. 79 с.

130. СТО «Газпром» 2-3.1-079-2006. Технология анализа данных об эффективности режимно-технических воздействий на скважинный фонд как система методик принятия решений при выборе эффективности ГТМ в СТОИРС. М.:ИРЦ «Газпром», 2006.-30с.

131. СТО «Газпром» 2.-3.3-077-2006. Правила создания и функционирования информационного обеспечения системы технического обслуживания и ремонта скважин (СТОИРС). М.: ИРЦ «Газпром», 2006.-28с.

132. Гейхман М.Г., Котельникова Е.М., Казаков A.A., Методическое руководство. «Оценка технологической эффективности ремонтных работ на скважинном фонде газовых и газоконденсатных месторождений». М.: ИРЦ «Газпром», 2004.-117с.

133. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Госгортехиздат, 1961.

134. Инструкция по проектированию технологии гидравлического разрыва карбонатных коллекторов в газовых скважинах. М.: ВНИИГАЗ, 1997. - 63 с.

135. Ведомственный РД 39-1.8-028-2001. Методика проектирования гидроразрыва пласта для терригенных коллекторов. — М.: ВНИИГАЗ, 2001.

136. РД 39-1.4-060-2002. Рекомендации по интенсификации притока газа в скважинах, вскрывающих терригенные и карбонатные коллектора. — М.: ВНИИГАЗ, 2002.

137. Чарный И.А. Приближенный метод расчета перемещения поверхности во-до-нефтяного контакта в нефтяном пласте, вскрытом рядом скважин. — Инженерный сборник, 1950, т. VII, с. 35-48.

138. Чарный И.А. Методы расчета перемещения границы раздела нефти и воды в пластах. Известия АН СССР. Отделение технических наук, 1954, №4, с. 107-120.

139. Чарный И.А. Движение границы раздела двух жидкостей в пористой среде. Известия АН СССР. Отделение технических наук, 1959, №3

140. Химия. Большой энциклопедический словарь. М.: Большая Российская энциклопедия, 1998, с. 363, 367.

141. Химическая энциклопедия. Том 3. М.: Химия, 1990, с. 193.

142. Гурвич JL, Ползик И., Черножуков Н. О получении нафтеновых кислот из соляровых дестиллатов. Нефтяное и сланцевое хозяйство, 1925, т. VIII, №3, с. 456-459.

143. Тютюнников Б. К вопросу о происхождении нафтеновых кислот. — Нефтяное хозяйство, 1926, т. X, №5, с. 797-806.

144. Гаджибеков Г.М., Радин С.А., Хасаев P.A. Химическая добавка для мероприятий при эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Патент РФ №2174179. Заявлено 23.11.2000. Выдан 27.09.2001.

145. Григулецкий В.Г., Гаджибеков Г.М., Ивакин P.A. и др. Герметизирующий состав. Патент РФ №2270227. Заявлено 24.08.2004. Выдан 20.02.2006.

146. Гаджибеков Г.М., Бурмистров П.В., Хасаев P.A. и др. Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах. -Патент РФ №2172825. Заявлено 23.11.2000. Выдан 27.08.2001.

147. Григулецкий В.Г., Григулецкая Е.В., Ивакин P.A. Способ ликвидации негерметичности обсадной колонны. Патент РФ №2366801. Заявлено0304.2007. Выдан 10.10.2008.

148. Григулецкий В.Г., Гаджибеков Г.М., Григулецкая Е.В. и др. Состав для повышения нефтеотдачи. Патент РФ №2270229. Заявлено 24.08.2004. Выдан 20.02.2006.

149. Григулецкий В.Г., Петреску В.И., Григулецкая Е.В. и др. Аэрированный тампонажный раствор. Патент РФ №2320694. Заявлено 31.08.2006. Выдан2703.2008.

150. Григулецкий В.Г., Григулецкая Е.В., Ивакин P.A. Способ цементирования скважин с аномально низким пластовым давлением. — Патент РФ №2320848. Заявлено 31.08.2006. Выдан 27.03.2008.

151. Гусейнов Ф.А., Ивакин P.A., Гаджибеков Г.М. и др. Водоизоляция и ликвидация межколонных перетоков воды на скважинах Оренбургского месторождения. Нефтяное хозяйство, 2005, №6, с. 120-121.

152. Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Маринин В.И. и др. Проблемы ликвидации не-герметичностей эксплуатационных колонн в скважинах Уренгойского месторождения. -Нефтяное хозяйство, 2005, №1, с. 68-71.

153. Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Маринин В.И. и др. Опытно-промышленные ремонтно-изоляционные работы в сеноманских скважинах Уренгойского месторождения. Нефтяное хозяйство, 2005, №11, с. 73-77.

154. Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Маринин В.И. и* др. Опытно-промышленные ремонтно-изоляционные работы на сеноманских скважинах Уренгойского ГНКМ. Газовая промышленность, 2006, №3.

155. Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Маринин В.И. и др. Повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ на скважинах Уренгойского месторождения. -М.: ВНИИОЭНГ, 2005. 104 с.

156. Ланчаков Г.А., Дудов А.Н., Маринин В.И. и др. Ремонтно-изоляционные работы в газовых скважинах сеноманской залежи Уренгойского месторождения. НТЖ «Нефть, газ и бизнес», 2008, №5-6, с. 77-89.

157. Ланчаков Г.А., Сулейманов P.C., Дудов А.Н. и др. Ремонтно-изоляционные работы в газовых скважинах сеноманской залежи Уренгойского месторождения. НТЖ «Нефть, газ и бизнес», 2008, №11, с.