Комплекс технических и технологических решений добычи нефти из неоднородных многопластовых залежей с высоким газосодержанием тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Грехов, Иван Викторович

• Грехов, Иван Викторович
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Грехов, Иван Викторович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 КРАТКИЙ ОБЗОР ФАКТОРОВ УХУДШАЮЩИХ 8 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ

1.1 Анализ факторов, ухудшающих работу призабойной зоны пласта

1.2 Технологии улучшения фильтрационно-емкостных свойств пласта

1.2.1 Общая характеристика гидравлического разрыва пласта

1.2.2 Краткий анализ эффективности технологии ГРП на Повховском нефтяном месторождении

1.2.3 Продолжительность эффекта в различных геолого-технических условиях 25 1.3. Особенности добычи нефти из многопластовых залежей ' 27 1.4 Особенности разработки нефтяных залежей с высоким газовым фактором 29 Выводы к главе 1

2 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА КОМПЛЕКСОМ СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ 3

2.1 Общие положения выделения критериев эффективности геолого-технологических мероприятий

2.2 Методика анализа эффективности гидравлического разрыва пласта комплексом статистических методов

2.3 Оценка эффективности методики анализа гидравлического разрыва пласта

2.4 Формализация методики анализа и прогнозирования эффективности гидравлического разрыва пласта 59 Выводы к главе 2

3 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ЭФФЕКТА ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА МЕТОДОМ ГРУППОВОГО УЧЁТА АРГУМЕНТОВ

3.1 Основные алгоритмы метода группового учёта аргументов

3.2 Комбинаторный алгоритм МГУА

3.3 Блок-схема реализации алгоритма МГУА и разработка методики прогнозирования эффективности ГРП

3.4 Исследования продолжительности эффекта ГРП от обводненности пласта, депрессии

3.5 Исследование продолжительности эффекта ГРП от коэффициента

продуктивности, проницаемости и пористости 72 3.6 Исследование продолжительности эффекта ГРП от объёма закачки

жидкости с проппантом и от количества проппанта

Выводы к главе 3

4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ ВЫСОКИХ ЗНАЧЕНИЙ ГАЗОВОГО ФАКТОРА,

НЕОДНОРОДНОСТИ И ОБВОДНЕННОСТИ

4.1 Перспективы применения современных технологий добычи углеводородов из многопластовых залежей месторождений Западной Сибири

4.2 Разработка технологии добычи нефти в условиях неоднородного многопластового объекта

4.3 Разработка технологии добычи нефти в условиях высокого газового фактора

4.4 Преимущества разработанных технологии добычи углеводородов 95 Выводы к главе 4

5 ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ

5.1 Анализ выработки запасов нефти месторождений северной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

5.2 Геолого-технологический анализ внедрения технического решения

по выработки запасов нефти из многопластового объекта

5.3 Геолого-технологический анализ внедрения технологии добычи

нефти с высоким газосодержанием

Выводы к главе 5

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Комплекс технических и технологических решений добычи нефти из неоднородных многопластовых залежей с высоким газосодержанием»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Эффективная разработка нефтяных месторождений представляет собой сложную задачу, для успешного решения которой требуется применение комплексного подхода. Это стало особенно актуальным на современном этапе, для которого характерно существенное ухудшение структуры запасов нефти и газа. Для повышения эффективности разработки месторождений требуется создание принципиально новых и совершенствования существующих методических подходов, технических и технологических решений в области добычи углеводородов.

В настоящее время широкое распространение получили «универсальные» технологии добычи углеводородов, которые показывают нестабильную эффективность. Многообразие геолого-промысловых характеристик продуктивных пластов требуют обоснованного выбора методов и технологий воздействия на призабойную зону скважин и продуктивный пласт для конкретных геолого-технических условий. В осложненных геологических условиях месторождений углеводородов, характеризующихся неоднородными и многопластовыми залежами, высоким газосодержанием эффективность применение методов направленных на улучшение фильтрационных свойств пласта может зависеть от множества факторов. Выявление наиболее важных и значимых факторов является приоритетной задачей. Выделение преимущественных геолого-технологических особенностей пластовых систем позволяет совершенствовать, разрабатывать и научно-методический обосновывать технологии добычи углеводородов. Это особенно важно при создании методик подбора скважин, оценки эффективности и прогнозирование ГРП, а также выбора технологии или способа добычи углеводородов.

Решение этих задач предполагает создание алгоритмов, позволяющих значительно повысить степень достоверности и надежности процедуры обоснования и планирования геолого-технологических мероприятий на скважинах с применением прогрессивных технологий.

В связи с этим разработка эффективных методик, в которых реализованы основные алгоритмы моделирования технологии воздействия на зону дренирования скважины в частности ГРП, методами адаптации и обучения, а также совершенствование и разработка технологии и добыча углеводородов для определенных геолого-технологических условий пласта является актуальной.

Цель работы. Разработка методических подходов к подбору скважин, оценки эффективности и прогнозирования ГРП, а также совершенствование

и разработка новых технологий добычи углеводородов из многопластовых залежей и пластов с высоким газосодержанием. Основные задачи исследований:

1. Обобщение технологий и способов добычи нефти из эксплуатационных объектов, характеризующихся низкой проницаемостью, высокой неоднородностью и значительным газовым фактором;

2. Разработать методику анализа эффективности ГРП с возможностью выбора скважин-кандидатов;

3. Провести исследования продолжительности эффекта ГРП от геолого-физических характеристик пласта и технологических параметров ГРП;

4. Разработка технических устройств, для реализации усовершенствованной технологии добычи нефти из многопластовых эксплуатационных объектов;

5. Разработка новых технологий добычи нефти с высоким газосодержанием;

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач проводилось в соответствии с общепринятой методикой научных исследований, включающей анализ и обобщение известных результатов в этой области. Методы исследования - многомерный статистический анализ и теория распознавания образов, методы адаптации и обучения, группового учета аргументов и информационные технологии, оценка и анализ геолого-промысловой информации.

Достоверность результатов исследования базируется на сходимости фактических и расчетных показателей эффективности применения технологии ГРП, выполненной геолого-промысловой оценке и геолого-технологическом анализе внедрение совершенствованных и разработанных технологий добычи углеводородов на Комсомольском, Харампурском, Тарасовском и Фестивальном месторождениях. Выводы и рекомендации обоснованы корректным применением методов обучения и адаптации и алгоритмов самоорганизации. Решение задач осуществлялось на базе фактических данных ТПП «Когалымнефтегаз» и «Урайнефтегаз» ООО «Лукойл-Западная Сибирь», ООО «РН -Пурнефтегаз» Научная новизна

1. Разработана методика анализа и оценки эффективности ГРП, включающая выделение остаточных запасов нефти и исследования геолого-технологических параметров операции ГРП с использованием алгоритмов последовательного анализа.

2. На основе комбинаторного алгоритма метода группового учета аргументов для геолого-технологических условий Даниловского нефтяного месторождения определены интервалы изменения геолого-технологических

характеристик пласта и технологических параметров ГРП, при которых продолжительность эффекта от ГРП может быть максимальной.

3. Создана комплексная технология отбора нефти из неоднородного эксплуатационного объекта техническим решением реализации которой, является, предварительная интенсификация притока нефти путем гидравлического разрыва отдельных пластов и отдельно-раздельная эксплуатация с использованием усовершенствованной пакерной системой.

4. Для добычи нефти с высоким газосодержанием разработана технология, основанная на совместной работе непрерывно-дискретного газлифта и электроцентробежного насоса и обеспечивающая работу скважины на собственном энергетическом ресурсе - попутном газе при минимальных эксплуатационных затратах.

Основные защищаемые положения:

1. Методика анализа эффективности ГРП и подбора скважин для проведения гидравлического разрыва пласта;

2. Методика прогнозирования продолжительности эффекта от применения технологии ГРП на основе самоорганизующих алгоритмов.

3. Усовершенствования технология одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов нефтяных месторождений.

4. Технология непрерывно-дискретного газлифта для добычи нефти с высоким газосодержанием.

Практическая ценность результатов работы

1. Разработанные методики анализа эффективности ГРП и подбора скважин для гидравлического разрыва пласта, а также методика для прогнозирования продолжительности эффекта от применения технологии ГРП формализованы в пакет программ для отбора и . оценки информативности геолого-технологических параметров процесса ГРП и для прогнозирования продолжительности эффекта от ГРП.

2. Усовершенствована технология одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов нефтяных месторождений путем разработки пакерного устройства (патент № 102675) позволяющая при больших перепадах пластового давления контролировать депрессию на различные пласты и обеспечивающая средний прирост дебита с одной скважины до 9 т/сут.

3. Разработана технология непрерывно-дискретной газлифтной эксплуатации в сочетании с погружным бесштанговым электронасосом (центробежным или винтовым) для глубоких скважин с высоким газовым фактором (патент РФ № 2457320) обеспечивает возможность оптимальной работы скважины на собственном энергетическом ресурсе - попутном газе

при минимальных эксплуатационных затратах и вывода скважины на установившейся режим за трое суток.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на VIII и IX Всероссийских научно-практических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - Нефтегазовому Региону» по секции: «Моделирование и управление процессами добычи и транспортировки нефти и газа». - Тюмень, 20092010гг., научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (2007-20 Югг). научно-технических совещания ОАО «НК «Роснефть»»

Публикации. По результатам исследований опубликовано 9 печатных работ, в том числе - научных изданиях, рекомендованных ВАК России.

1 КРАТКИЙ ОБЗОР ФАКТОРОВ УХУДШАЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Решение проблемы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов тесно связано с состоянием околоскважинных зон добывающих и нагнетательных скважин, геологической характеристикой и энергетическим состоянием продуктивного объекта, физико-химическими свойствами флюидов насыщающих коллектор.

Обширные исследования, позволившие глубоко изучить состояние и свойства пластовых систем и повысить эффективность дренирования, проведены многими специалистами и учеными, такими как М.Т. Абасов, В.Е. Андреев, P.A. Аллахвердиев, З.С. Алиев, И.М. Аметов, В.А. Амиян, O.K. Ангелопуло, Ю.В. Антипин, Э.А. Бакиров, П.В. Балицкий, К.С. Басниев, СМ. Гадиев, А.Ш. Газизов, Р.Ф. Ганиев, Р.Х. Гильманова, Р.Я. Кучумов, Ш.К. Гиматудинов, С.С. Григорьян, А.И. Гриценко, В.М. Добрынин, В.П. Дыбленко, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов, С.Н. Закиров, P.P. Ибатуллин, М.М. Иванова, Ю.П. Коротаев, Ю.А. Котенев, В.И. Кудинов, О.П. Кузнецов, А.К. Курбанов, Е.Г. Леонов, Н.П. Лесик, М.Р. Мавлютов, А.Х. Мирзаджанзаде, H.H. Михайлов, Р.Х. Муслимов, М.Х. Мусабиров, Р.Я. Нугаев, Г.А. Орлов, В.Г. Подюк, В.Н. Носов, С.А. Рябоконь, Е.М. Соловьев, Э.В. Соколовский, В.М. Подгорнов, A.A. Попов, Н.Р. Рабинович, И.А. Сидоров, В.А. Сидоровский, Б.М. Сучков, P.M. Тер-Саркисов, Э.М. Симкин, П.М. Усачев, Н.Ш. Хайрединов, P.M. Хачатуров, H.A. Хисамутдинов, А.Н. Шандрыгин, Т.Ч. Шейдаев, В.Н. Щелкачев, P.M. Эйгелес, Р.Г. Юсупов, P.C. Яремийчук, A.M. Ясашин. Из зарубежных специалистов можно выделить Дж.Х. Ховарда, Дж.Е. Кинга, М. Хоблера, А. Вовка, И. Риджестика, Дж.М. Хансона, М. Кристиана, Константинеску и др.

1.1 Анализ факторов, ухудшающих работу призабойной зоны

пласта

До вскрытия бурением продуктивный пласт находится в относительно равновесном состоянии. После вскрытия бурением продуктивного пласта по всей его толщине вокруг ствола скважины образуется призабойная зона

пласта (в дальнейшем ПЗП). Размеры ПЗП изменяются от долей метров до десятков метров. В этой зоне возникают различные явления, зависящие от геолого-физической характеристики коллектора, физико-химических' свойств насыщающих его жидкостей и способа воздействия на пласт при вскрытии и эксплуатации скважины [25, 26]. В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть энергии фильтрующихся флюидов. Это предопределяет существенное снижение эффективности

нефтегазоизвлечения.

Недавние исследования [26, 31] показали, что снижение проницаемости в околоскважинной зоне может достигать 100-кратной величины и более. Поэтому для правильного обоснования технологий повышения продуктивности скважин необходимо знать радиус зоны с ухудшенной проницаемостью и степень ухудшения проницаемости в этой зоне. В то же время многочисленные исследования околоскважинных зон показывают, что имеется целая серия процессов, приводящих к ухудшению состояния околоскважинной части нефтегазового пласта.

Исследования по заканчиванию скважин и повышению их продуктивности направлены, прежде всего, на определение роли ухудшения проницаемости околоскважинной зоны при вскрытии пластов бурением и перфорацией. Практически во всех работах признается важное влияние проникновения фильтрата глинистого раствора на процессы поражения пласта [3, 4, 12, 17, 23, 24, 27, 28, 33]. Это обусловлено технологией вскрытия пластов бурением, предусматривающей создание давления в скважине, значительно превышающего пластовое.

Фильтрация промывочной жидкости и размеры зоны проникновения определяются, прежде всего, состоянием и свойствами глинистой корки [24]. От коркообразующих свойств промывочной жидкости зависит диаметр зоны проникновения. Работами В. Энгельгардта, В.А. Михеева [27] и др. показано, что проницаемость глинистых корок определяется составом исходной промывочной жидкости, действующим на корку перепадом давлений и режимом течения промывочной жидкости в стволе скважины. Толщина глинистой корки колеблется от нескольких миллиметров до нескольких сантиметров. Размеры зоны кольматации изменяются в более широких пределах. Так, по данным лабораторных исследований В.А. Сидоровского,

глубина проникновения глинистых частиц составляет от 1 до 5 мм, в то же время, согласно исследованиям А.И. Леонидовой, она достигает 200 мм.

В промысловой литературе часто фигурирует точка зрения, что основной объем промывочной жидкости поступает в пласт, в процессе его разбуривания в результате фильтрации под долото [7, 11, 29, 30]. Исследованию этих процессов посвящено большое количество работ, проведенных на протяжении нескольких десятилетий. Таким образом, значение фильтрации из скважины в пласт через стенки скважины при формировании проницаемости околоскважинной зоны может считаться существенным.

Определенная роль при поражении пласта отводится деформационным процессам, протекающим наряду с фильтрационными. В частности, изменению проницаемости околоскважинной зоны за счет смыкания естественных трещин и уменьшения объема фильтрующих пор под воздействием локальных напряжений в околоскважинной зоне посвящены работы [28]. На основании промысловых исследований в ряде районов Западной Сибири показано, что с увеличением трещинной проницаемости влияние смыкания трещин на уменьшение проницаемости околоскважинной зоны возрастает, при этом время смыкания трещин колеблется от 3-5 ч до 310 суток. Эффекты смыкания трещин характерны для этапов освоения и эксплуатации скважин. На этапе вскрытия пластов бурением влияние этих процессов на состояние околоскважинной зоны не отмечалось, поскольку обычная технология вскрытия предусматривает создание репрессий на пласт.

Изменение напряженного состояния при вскрытии пластов бурением влияет и на состояние околоскважинной зоны, в частности формируется зона напряженного состояния с изменением физических свойств породы [15]. Многочисленные исследования показали, что напряженное состояние околоскважинной зоны преимущественно определяется коэффициентом бокового распора [15].

В непроницаемых породах этот показатель обусловлен деформационными свойствами пород и параметрами промывочной жидкости [9]. В коллекторах горизонтальное давление в околоскважинной зоне увеличивается в результате фильтрации промывочной жидкости в пласт, и значение коэффициента бокового распора стремится к единице. Это объясняется тем, что формирование напряжений в околоскважинной зоне определяется действием горного

давления и фильтрационной нагрузки. В общем виде задача распределения напряжений под действием горного давления для непроницаемых пород решена С.Г. Лехницким. Этот подход был развит и широко используется для изучения устойчивости стенок скважины [9, 2].

Для проницаемых пород эта проблема поставлена в работе Ю.П. Желтова [15]. Результаты теоретических исследований показали, что в пластовых условиях при формировании фильтрационных напряжений в околоскважинной зоне действуют объемные силы, точное изучение которых затруднительно [5].

Известно, что процессы поражения околоскважинной зоны нефтегазового пласта носят комплексный характер [31] и сопровождаются физико-химическими и внутрипоровыми поверхностными

взаимодействиями. В результате в околоскважинной части пласта формируется сложная динамическая система околоскважинных зон [25, 26].

В общем виде все факторы, вызывающие ухудшение ПЗП, подразделяют на четыре группы:

1. Факторы, вызывающие механическое загрязнение ПЗП:

- засорение пористой среды ПЗП твердой фазой промывочного раствора при бурении, а также при капитальном и подземном ремонтах скважин. Глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов составляет 1-20 мм;

- закупорка тонкого слоя породы вокруг забоя глиной или тампонажным цементом при цементировании эксплуатационных колонн. Путем перфорации заглинизированный и зацементированный слой песчаников обычно пробивается, но в крупнозернистых песках проницаемость ПЗП по этой причине может существенно ухудшиться;

- проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз может снизить среднюю проницаемость ПЗП;

- загрязнение ПЗП нагнетательных скважин илистыми частицами, содержащимися в закачиваемой воде. В этом случае проницаемость может снизиться в десятки раз;

- обогащение ПЗП мельчайшими частичками за счет кольматажа и суффозии (выноса мелких минеральных частиц и растворенных веществ водой) при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластовой жидкости во время спуско-подъемных операций;

- кольматаж ПЗП минеральными частицами, приносимыми жидкостью из удаленных зон пласта.

2. Физико-лито логические факторы:

- проникновение в ПЗП фильтрата глинистого раствора или воды при капитальном и подземном ремонте скважин.

- закачивание воды в пласт для поддержания пластового давления;

- закачивание в пласт сбросовой жидкости;

- прорыв посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт;

- прорыв закачиваемой в водонагнетательные скважины воды в ПЗП в добывающих скважинах.

3. Физико-химические факторы:

- проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений воды и пластовой жидкости;

- образование в ПЗП устойчивой эмульсии из-за периодического изменения гидродинамического давления на стенки скважины и поэтому взаимного диспергирования (измельчения) воды (фильтрата) и нефти. Этому способствует наличие в нефти асфальто-смолистых веществ, являющихся эмульгатором. Нефтяные эмульсии обладают высокой вязкостью и малотекучестью, в состоянии покоя они больше похожи на упругий гель, чем на жидкость. Из-за того, что вязкость эмульсии во много раз выше вязкости нефти, образование эмульсии в ПЗП всегда приводит к существенному снижению проницаемости пористой среды;

- в водонагнетательных скважинах выпадение солей на скелете пород ПЗП при контакте пластовых и закачиваемых вод в начальный период нагнетания вод.

4. Термохимические факторы:

- отложение парафина на скелете пород пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Этот процесс происходит при охлаждении ПЗП во время вскрытия, при длительной эксплуатации скважин и при закачивании воды в пласт;

- проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее их охлаждение, что способствует отложению солей и ухудшению проницаемости ПЗП;

- образование гидратов в газовых скважинах [21].

1.2 Технологии улучшения фильтрациоиио-емкостных свойств пласта

Для интенсификации отбора нефти и закачки воды предложены способы, основанные на использовании эффекта ударной волны и сопутствующих ей колебаний, разрыв пласта давлением пороховых газов, вибровоздействие, имплозийное, гидроимпульсное и термогазохимическое воздействия. Под этим понимается стратегия применения технологий физического воздействия, начиная с ввода залежи в эксплуатацию и кончая поздней стадией разработки, для подержания рентабельного уровня добычи и максимально возможного коэффициента нефтеотдачи [17].

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что на всех стадиях разработки залежей и добычи нефти ухудшается проницаемость пород-коллекторов в призабойной зоне пласта. В результате величина закольматированной вскрытой эффективной толщины пласта составляет до 80 % общей толщины продуктивного горизонта.

Для восстановления проницаемости до первоначальной величины применяют ряд методов от обработки ПЗС до воздействия на значительную часть пласта с включением слабодренируемы участков и линз, ранее не участвующих в работе.

К группе физических технологий относятся:

- электромагнитное воздействие;

- вибрационное воздействие;

- акустическое воздействие;

- обработка депрессиями-репрессиями;

- гидроразрыв пласта и др.

Обработка ПЗП может проводиться как одним, так и несколькими методами, они не взаимоисключительны и как следствие могут дополнять друг друга. Физические методы, являются одним из основных методов воздействия на призабойную зону продуктивных пластов нефтяных месторождений.

Снижение фильтрационных сопротивлений пород-коллекторов в призабойной зоне пласта после воздействия ведет не только к повышению производительности, но и к снижению энергетических затрат при эксплуатации скважин, что является одним из условий рационального ведения разработки нефтяных месторождений.

Для рационального проведения и выбора физических методов повышения нефтеотдачи пластов используют системную технологию.

Системная технология в своей основе предполагает выработку слабодренируемых запасов углеводородов из неоднородных коллекторов, а также определяет принципы получения максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин.

Решение конкретных задач по вовлечению в разработку слабодренируемых запасов и по повышению продуктивности скважин базируется на достаточно многочисленных технологиях добычи нефти.

На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков.

При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабойные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин. Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. При этом в начальный период разработки участка возможно проведение работ по увеличению продуктивности скважин, а в последующем, при его обводнении, — мероприятий по регулированию (ограничению) водопритоков.

Необходимо отметить, что при выделении участка залежи с сильно выраженной зональной и послойной неоднородностью, в первую очередь, искусственному воздействию подвергаются призабойные зоны тех скважин, которые формируют основные направления фильтрационных потоков, что позволяет своевременно изменять эти направления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон, повышая тем самым охват объекта заводнением. При проведении таких работ возможно применение как одной технологии, так и комплекса различных технологий.

1.2.1 Общая характеристика гидравлического разрыва пласта

В настоящее время гидравлический разрыв пласта (ГРП) достаточно активно применяется как на месторождениях Западной Сибири, так и в Урало-Поволжье. Широкомасштабное применение ГРП показывает, что эффективность его варьирует в существенном диапазоне. [86]

Для расширения и углубления естественных и образования искусственных трещин с одновременной закачкой рабочих агентов в низкопроницаемые продуктивные пласты проводят гидроразрыв (в дальнейшем ГРП) и гидрокислотный разрыв (в дальнейшем ГКРП) путем создания высоких давлений на забоях скважин закачкой в пласт специальных жидкостей при больших расходах. Для предотвращения смыкания образующихся трещин их заполняют наполнителем (песком), который вводят вместе с жидкостью - песконосителем.

Практика показывает, что ГРП (ГКРП) в настоящее время является одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, как при обработке ПЗС, так и при глубокопроникающем воздействии на продуктивный пласт для интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов.

В отечественной практике ГРП применяют главным образом в ПЗС для восстановления продуктивности или приемистости скважин с большим радиусом зоны сниженной проницаемости. При этом создают закрепленные трещины протяженностью свыше 10 м, соединяющие забой скважины с незагрязненной частью пласта. ГРП (ГКРП) проводят при капитальном ремонте, реже при освоении скважин, дебит которых ниже потенциального. Особую роль отводят выбору объекта (скважины) на основе тщательной диагностики ПЗС. ГРП применяют не только для восстановления проводимости ПЗС, но и для повышения дебита скважин, вскрывающих низкопроницаемый пласт.

Технология ГРП характеризуется созданием в пласте системы каналов с низким фильтрационным сопротивлением (в дальнейшем НФС), позволяющих существенно интенсифицировать отбор нефти из низкопроницаемого коллектора. Такой процесс отличается от ГРП в ПЗС образованием более протяженных трещин, а также тем, что его проводят почти во всех скважинах, вскрывающих низкопроницаемый пласт при выводе их из бурения, т.е. ГРП является составной частью комплекса

работ по заканчпванию скважин. Все это требует проектирования оптимальной технологии и более высокого уровня материально-технического оснащения. Таким образом, обеспечивается максимальная прибыль за счет дополнительной добычи путем проектирования оптимальных технологических процессов ГРП, тогда как в отечественной нефтепромысловой практике главную роль играет выбор отдельных скважин для проведения ГРП. Следует отметить, что, по данным С.Н. Закирова [16], в низкопроницаемых коллекторах проведение ГРП нецелесообразно.

Зарубежные исследования, подтвержденные промысловым опытом, показывают, что оптимальная для интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов длина трещин гидроразрыва находится в обратной зависимости от проницаемости пласта. Согласно этому выводу, для эффективного воздействия на нефтяной пласт необходимо создать и закрепить трещины длиной свыше 50 м, что достигается закачкой в трещины до 30 до 50 т крупнозернистого песка. В зарубежной литературе принят термин "глубокопроникающий гидроразрыв пласта". В последние годы за рубежом широкое внедрение получила и технология "массированного ГРП".

Так как направленность трещин ГРП зависит от напряженного состояния коллектора и трудно поддается управлению, сетку скважин следует согласовывать с предполагаемым направлением развития трещин, которое определяется нормалью к плоскостям наименьших главных напряжений в пласте [13]. Важно учитывать и преждевременный прорыв воды по трещинам от ГРП в добывающие скважины. Во избежание обводнения скважин ограничивают длину трещин, причем при разработке месторождений в режиме истощения длина трещин от ГРП зависит не только от технико-экономических показателей.

Следовательно, технология глубоко проникающего ГРП хотя и служит основой рационального подхода в разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторскими свойствами, но является очень дорогим мероприятием, а ее широкое внедрение ограничено техническими средствами.

1.2.2 Краткий анализ эффективности технологии ГРП на Повховском

нефтяном месторождении

Опыт промысловых работ показывает, что ГРП может эффективно применяться при определенных условиях, обусловленных геологическим строением пластов и состоянием их разработки. Использование ГРП требует значительных затрат ресурсов, поэтому одним из элементов повышения его эффективности является правильное планирование его применения, основой которого служит обоснование перспектив применения этого метода на основе прогнозирования состояния разработки действующих и осваиваемых объектов.

Для системного анализа эффективности применения технологии ГРП на Когалымской группе нефтяных месторождений выделены 3 экспериментальных участка. Ниже приводится анализ эффективности операции ГРП на этих участках.

Первый участок характеризуется высокими показателями однородности и проницаемости. Этот участок является лучшим по фильтрационно-емкостным свойствам и имеет практически повсеместное распространение в южной части Повховского месторождения. Ввиду того, что рассматриваемый участок характеризуется наиболее высокими коллекторскими свойствами, области отборов - хорошей связью с областями закачки, а, следовательно, и подключением в разработку всего разреза, количество ГРП по нему незначительно. Из 62 рассмотренных ГРП, 25 проведено по скважинам, вскрывшим только один продуктивный пропласток, и 37 по совместным, вскрывшим другие пропластки.

Для ГРП подобраны скважины с самыми низкими коллекторскими свойствами, либо плохим качеством вскрытия. Средняя нефтенасыщенная толщина скважин ГРП, вскрывших исследуемый пласт, в 2 раза ниже, чем у не подвергавшихся к обработке (7.99 м против 15.72 м).

Дебиты скважин под ГРП в течение всей истории разработки до начала проведения гидроразрывов в несколько раз меньше, чем по остальным скважинам (рис. 1.1), средний максимальный дебит жидкости ниже в 3 раза. Все выбранные скважины расположены в застойных зонах. ГРП настолько позволяет улучшить показатели работы скважин, что их дебиты жидкости поднимаются в 2 раза выше дебитов необработанных скважин (рис. 1.1).

Рисунок 1.1- Динамика дебитов жидкости скважин 1 -го участка

Рисунок 1.2- Дебит жидкости и обводненность осредненной скважины

участка до и после ГРП

Прирост дебита жидкости после обработок составил в среднем 58,6т/сут (рис. 1.2), максимальные дебиты до обработки превышены более чем в 90 % скважин. Однако, хорошая связанность пропластков, наличие гидродинамической связи между областями отбора и закачки и проведение ГРП привело к увеличению количества воды в продукции скважин (рис. 1.2 и 1.3).

Проведение ГРП привело к улучшению показателей работы окружающих скважин: падение дебитов по ним было остановлено, дебиты нефти стабилизировались на уровне, соответствующем началу проведения гидроразрывов (рис. 1.4).

09.78 12.79 03.81 06.82 09,83 12.84 03.86 06.87 09.88 12.80 03.01 06.92 09.93 12.94 03.96 06,97

дата

.......1 скважины с ГРП -скважины без ГРП

Рисунок 1.3- Динамика обводненности скважин 1-го участка

-20 -15 -10 -5 0 5

месяц 1 дебит нефти

Рисунок 1.4- Дебит нефти скважин участка, окружающих скважины с ГРП

Второй участок. Отложения экспериментального участка представлены в основном средне- и высокопроницаемыми пропластками (доля коллекторов

3 2

с проницаемостью больше 100x10" мкм составляет 33%), однако характеризуются сильной расчлененностью (в среднем - 5.2) по разрезу и изменчивостью распределения эффективных толщин по площади.

Проанализировано 30 скважин с гидроразрывом. Скважины, по которым был проведен ГРП, имея практически одинаковые эффективные толщины с остальными скважинами (12.9 и 12.75 м соответственно), работали до обработок с более низкими дебитами по жидкости (рис. 1.5). В среднем максимальный дебит жидкости по скважинам под ГРП составил 22.2 т/сут против 31.7 т/сут по скважинам без ГРП. На момент проведения гидроразрывов более половины скважин имели дебит жидкости ниже 5 т/сут. После обработок прирост в среднем составил 36.5 т/сут (рис. 1.6), максимальный дебит до обработки превышен в 26 из 30 скважин.

Ь 80 | 70

з 60

Б 50 |40

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Грехов, Иван Викторович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Изложенные в диссертационной работе результаты исследований позволяют сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Разработана методика анализа эффективности ГРП включающая предварительную оценку информативности факторов влияющих на эффективность ГРП и их отбор для последующего анализа и расчетов с применением статистики Манна-Уитни и метода Кульбака, которая позволяет полученные диагностические таблицы рекомендовать для раннего диагностирования эффективности технологии ГРП, а также для определения интервалов варьирования параметров, благоприятствующих повышению эффективности технологии ГРП.

2. Разработана методика прогнозирования продолжительности эффекта от гидравлического пласта, алгоритм которой реализован в виде программного модуля, позволившего для условий Даниловского нефтяного месторождения определить интервалы изменения геолого-технологических характеристик пласта и технологических параметров ГРП при которых, продолжительность эффекта от ГРП может быть максимальной.

3. Разработанное техническое устройство, позволившее усовершенствовать технологию добычи нефти из неоднородных многопластовых эксплуатационных объектов позволило по трем скважинам Комсомольского месторождения получить 1602 тонны дополнительной нефти.

4. Разработанная технология непрерывно-дискретной газлифтной эксплуатации в сочетании с погружным бесштанговым электронасосом (центробежным или винтовым) для глубоких скважин с высоким газовым фактором направлена на повышение эффективности эксплуатации скважины за счет более полного использования энергии попутного газа и увеличение производительности скважин. Технология позволила получить прирост дебита нефти 7,6 т/сут на одну скважину.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Грехов, Иван Викторович, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ащенков Ю.С., Ряшенцев Н.П., Чередников E.H. Управляемое вибровоздействие - новый метод интенсификации нефтедобычи // Численные методы решения задач фильтрации: Динамика многофазных сред: IX Всесоюз. семинар. Новосибирск, 1989. -С. 8-22.

2. Сеид- Рза Мер Керим. Устойчивость стенок скважины. М.: Недра, 1981.- С. 175.

3. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтяного пласта.М.: Недра, 1972. - С.336.

4. Ангелопуло O.K., Подгорное В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988. - С. 135.

5. Ашрафьян М.О., Лебедев O.A., Саркисов Н. М. Напряженное состояние слабосцементированных пород в призабойной зоне скважины // Нефтепромысловое дело.-1983.-№ 3.- С. 35-38.

6. Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. - М.: Недра, 1972. -216 с.

7. Волощук Г.М. Техника и технология повышения нефтеотдачи пласта.-Новосибирск, 2001.- 168 с.

8. Воропаев В.Н., Габалов О.С., Каныгин Р.Б. Влияние упругих колебаний звуковых частот на процесс фильтрации // Природа геофизических полей Северо-Востока СССР. Магадан, 1988.- С. 95-100.

9. Яремийчук P.C., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин//Тез. докл. Всесоюзной, науч.-техн. конф. Ивано-Франковск, 1982. -С. 237.

10. Ганиев Р.Ф., Борткевич СВ., Костров CA. Влияние вибрационного воздействия на состояние многокомпонентных жидких сред //Журн. физ. химии. 1987. -Т. 61.- № 8. - С. 2277-2279.

11. Геофизические методы исследования скважин: /Справочник геофизика / Под ред. Запорожца В.М.- М.: Недра, 1983. - 530 с.

12. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов. М.: Недра, 1985. -510 с.

13. Дорофеева Т.В. Тектоническая трещиноватость горных пород и условия формирования трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1986.- 224 с.

14. Дыбленко В.П., Туфанов И.А., Сулейманов Г.А., Лысенко А.П. Фильтрационные явления и процессы в насыщенных пористых средах при виброволновом воздействии // Пути интенсификации добычи нефти. -Уфа: БашНИПИнефть, 1989. -С. 45-51.

15. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. М.: Недра, 1966. -250 с.

16. Закиров С.Н. Особенности разработки месторождений углеводородов с низкопроницаемыми коллекторами // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Тез. докл. II науч.-техн.конф., посвящ. 850-летию г. Москвы. М., 1997. - С. 65-66.

17. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челояц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. - 413с.

18. Кучумов Р.Я. Моделирование эффективной технологии гидравлического разрыва пластов в условиях Западной Сибири.- Тюмень, Вектор Бук, 1998.-202с.

19. Кучумов Р.Я. Моделирование эффективности химических методов интенсификации добычи нефти. -Тюмень, Вектор Бук, 2006.- 202 с.

20. Кучумов Р.Я., Пустовалов М.Ф. Моделирование эффективности гидравлического разрыва пластов в условиях Шаимской группы нефтяных месторождений.- Москва, 2004.-218с.

21. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987.-249 с.

22. Малышев А.Г., Малышев Г.А. Анализ влияния технологических факторов и механических свойств горных пород на эффективность гидроразрыва. - Сургут, 1997.-198с.

23. Мамаджанов У.Д. Динамическая характеристика промывочных растворов и осложнений в бурении.-Л.: Недра, 1972. -191 с.

24. Мамаджанов У.Д., Рахимкулов Г.А., Поляков Г.А., Стрелке И.Ш. Заканчивание газовых скважин.-М.: Недра, 1974. -174 с.

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

26. Михайлов H.H. Основы комплексного изучения околоскважинных зон для повышения эффективности процессов нефтеизвлечения: Дисс. д-ра техн. наук. М., 1994. -370 с.

27. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов.-М.: Недра, 1979. -239 с.

28. Овнатанов Г.Л. Вскрытие и обработка пласта.-М.: Недра, 1970.-312 с.

29. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа.-М.: Недра, 1976.-88 с.

30. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте.-М.: Гостоптехиздат, 1961. -570 с.

31. Подгорное В.М. Формирование призабойной зоны с целью повышения продуктивности нефтегазодобывающих скважин: Дис. д-ра техн. наук. -М., 1995.-192 с.

32. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика.-М.: Гостоптехиздат, 1961.-359с.

33. Роджерс В.Ф. Промывочная жидкость для бурения скважин.-М.: Гостоптехиздат, 1960. -399 с.

34. Симкин Э.М., Лопухов Г.П. Виброволновые и вибросейсмические методы воздействия на нефтяные пласты. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988-33 с.

35. Закиров С.Н, Анализ проблемы «Плотность сетки скважин-нефтеотдача». -М.: Грааль, 2002.-214с.

36. Муравьев И. М., Го Шан-пин. Об эффективности проведения массового гидравлического разрыва пласта // Нефтяное хозяйство.-1958.-№4.-С. 39-44.

37. Каневская Р.Д., Кац Р.М. Оценка эффективности гидроразрыва добывающих и нагнетательных скважин при различных системах заводнения пласта // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 6. - С. 34-37.

38. Анализ применения ГРП на Когалымской группе месторождений (отчет о НИР из фонда «КогалымНИПИнефть). Тюмень, 1997.-220с.

39. Mousli N.A., Raghavan R., Cinco-Ley H. Samaniego V.F. The influence of vertical fractures intercepting active and observation wells on interference tests // Soc. Petrol. Eng. Journal.-1983 .-V.22.-N6.-P 933-944.

40. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (под ред. Профессора Гиматудинова). -М.:Недра, 1983. -455 с.

41. Пустовалов М.Ф., Кучумов Р.Я. Моделирование эффективности гидравлического разрыва пластов в условиях Шаимской группы нефтяных месторождений. -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2004. - 220 с.

42. Афанасьева А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. - М.: Недра, 1975.-216с.

43. Баренблатт Г.И. О некоторых задачах теории упругости,

возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва пласта // Прикл. матем. и механика. - 1956. - Т. 20. - №4 С. 475 - 486.

44. Васильев В.И. Распознающие системы.- Киев, Наукова думка, 1983.- С.44.

45. Гадиев С.М., Лазаревич И.С. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1966. -257с.

46. Гайдуков В.Н. Анализ результатов гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Варьеганнефтегаз». M.: НК «СИДАНКО». - 1998. -С.15 - 18.

47. Гиматудинова Р.К. Справочная книга по добыче нефти.- М.: Недра, 1983. 487с.

48. Гонсалес Дж. Ту, Р., Принципы распознавания образов: Пер. с англ. И.Б. Гуревича; под ред. Ю.И. Журавлева М.: Мир, 1978. -241с.

49. Гусев C.B., Коваль Я.Г., Кольчугин И.С. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 1991. - №7. - С. 15 - 18.

50. Глова В.Н., Латышев В.Н. Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Пурнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 1996. - №1. -С. 15-18.

51. Гусев C.B., Бриллиант Л.С., Янин А.Н. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири // Материалы совещания «Разработка нефтяных и газовых месторождений» (г.Альметьевск) М.: ВНИИОЭНГ. - 1996. - С. 291 - 203.

52. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. - М.: Недра, 1966. -198с.

53. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975.-207с.

54. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта // Изв. АН СССР. ОТН. - 1995. - №5. - С. 3 - 41.

55. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов И.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 1983.- 312с.

56. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследования скважин. - М.: Недра, 1978. -301с.

57. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. - М.: Недра. - 1986.-165с.

58. Константинов C.B., Лесик Н.П., Гусев В.И., Борисов Ю.П.

Глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта - метод интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. - 1987. - №5. - С. 22-25.

59. Куранов И.Ф., Шехтман Ю.М. Определение дебита скважины при наличии горизонтальной трещины с заполнителем // Нефтяное хозяйство. - 197. №9. - С.37 - 39.

60. Курамшин P.M., Иванов C.B., Кузьмичев Н.Д. Эффективность проведения гидроразрыва пласта на месторождениях Ноябрьского района // Нефтяное хозяйство. - 1997. - №12. - С. 56 - 60.

61. Курамшин P.M., Духовная П.А., Вязовая М.А., Бобылева И.В. Результаты проведения гидравлического разрыва пласта на Ермаковском месторождении // Нефтяное хозяйство. - 1997. - №4. - С. 44 -52.

62. Кучумов Р.Я. Применение метода вибровоздействия в нефтедобыче. - Уфа, Башкнигоиздат, 1988.- 136с.

63. Кучумов Р.Я., Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Моделирование эффективности технологии гидравлического разрыва пластов в условиях Западной Сибири./ Под редакцией профессора Р.Я. Кучумова - Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1998;- 261с.

64. Константинов C.B., Гусев В.И., Техника и технология проведения механического разрыва пластов за рубежом. -М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. - Сер. Нефтепромысловое дело. -1985. -61 с.

65. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов. -М.: Недра, 1966.-148 с.

66. Максимович Г.К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов. -М.: Гостоптехиздат, 1957. - 628 с.

67. Меликбеков A.C. Теория и практика гидравлического разрыва пластов. М.: Недра, 1967. - 140 с.

68. Николаевский В.Н. Применение гидравлического разрыва пласта на месторождении Умбаки // Нефтяное хозяйство. - 1958. - №4. - С. 50-53.

69. Токунов В.И., Рылов Е.А., Поляков Г.А., Кунавин В.В., Булдаков C.B., Бусыгин Г.И. Гидроразрыв пласта на Астраханском ГКМ // Газовая промышленность. - 1998. - №3. - С. 47 - 48.

70. Ehlig-Economides С.А., Economides M.G. Pressure transient analysis in an elongated linear float system // Soc. Petrol. Eng. Journal.-1985.-V.25.-N6.-P 839-847.

71. Шелепов В.В., Таранин B.B. Анализ применения ГРП на

Повховском месторождении // Материалы совещания «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений» (г.Альметьевск, 1995 г.). -М.: ВНИИОЭНГ, 1996-С. 303 -308.

72. Леонов В.А., Шарифов М.З. и др. Патент РФ № 2211311 Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации. Бюл. № 24. 27.08.2003.

73. Леонов В.А., Шарифов М.З., Елин H.H. и др. Патент РФ N 2013538 Способ определения расхода газожидкостной смеси через сужающее устройство. 30.05.94 Бюл. N 10.

74. Леонов В.А., Соколов А.Н. Патент РФ N 1700208 Способ эксплуатации скважин (путем уточнения технико-геологических и технологических параметров). 23.12.91 Бюл. N 47.

75. Шпуров И.В., Разуменко В.Е., Горев В.Г., Шарифуллин Ф.А. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. -1997.-№10.-С. 50-53.

76. Щуров В.И., Трубина А.Ф. Решение при помощи метода электролитического моделирования задачи о притоке жидкости к скважине при наличии трещины в пласте // Труды ВНИИ. - Вып. 16. - М.: Гостоптехиздат, 1958. - С. 86 - 105.

77. Временная методика оценки эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов (РД 39-23-764-82). ВНИИнефть, 1982.- 92с.

78. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов (РД 39-0147035-209-87). ВНИИнефть, 1987.- 87 с.

79. Методическое руководство по оценке технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. РМНТК «Нефтеотдача», 1993.- 104с.

80. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под общей редакцией Гиматудинова Ш.К. - М. Недра. 1983.

81. Акулынин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. -204с.

82. Праведников Н.Е., Ревенко В.М. Расчет распределения насыщенности фазами в пористой среде при вытеснении водой. - Тр. Гипротюменнефтегаза.-Вып.35.- 1973.- С.148-151.

83. Леонов В.А., Никишин В.А., Башин В.Н. и др. Патент РФ N 2067161 Способ эксплуатации газлифтного комплекса. 27.09.96 Бюл. N 27.

84. Леонов В.А. Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких пластов одной сеткой скважин для повышения их нефтеотдачи. Доклад на заседании общества нефтяников SPE. Нижневартовск - 2001.-С.89-94.

85. Manual for the preparation of industrial feasibility studies. UNIDO. Vienna. 1995.-p.567-569.

86. Галиева M.X., Грехов И.В., Стабинскас А.П., Султанов Ш.Х. Геолого-технологический анализ гидравлического разрыва пласта в терригенных коллекторах пашийского и кыновского горизонтов// Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). Вып.1 (6).- Уфа: ООО «Монография», 2012.- С. 154-162.

87. Научно-технический отчет ОАО «СибНИИНП».-Тюмень, 1997.-384с.

88. Хусаинов В.М. Геологические основы повышения эффективности выработки неоднородных пластов на поздней стадии разработки (на примере отдельных площадей Ромашкинского месторождения)// Диссер. канд. геол.-минер, наук.- Азнакаево, 1998 г.- 267 С.

89. Заббаров Р.Г., Тарифов K.M., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Ахметвалиев Р.Н. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов// Нефтегазовая вертикаль - 2006. -№12. - С. 54-57.

90. Котенев Ю.А., Нугайбеков P.A., Каптелинин О.В. Повышение эффективности эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.- М.: Недра, 2004.- 236с.

91. Патент РФ № 100800 МПК Е21В 33/03. Арматура устьевая двухствольная/ Сайтов A.A., Шамсутдинов И.Г., Валовский В.М., Нугайбеков P.A., Яруллин А.Г. / Бюл. - 2010.- № 36.

92. Патент РФ № 2370641 МПК Е21В 43/14. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов/ Тарифов K.M., Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Ахметвалиев Р. Н. и др. / Бюл.-2008.- № 22.

93.Субарев Д.Н. Проблемы оперативного управления погружными установками системы «УЭЦН — Скважина» в условиях малопродуктивных пластов// Электронное научное издание "Вестник кибернетики"-№10-2011 .(http://www.ipdn.ru/rics/vk/_private/indexlO.htm).

94. Шамилов Ф.Т. Опыт применения технологий с пакерно-клапанным

оборудованием на осложненном фонде скважин// НТЖ «Инженерная практика»-№2 -2011. - С.78-84.

95. Ануфриев С.А. Применение новых разработок в области погружного оборудования на месторождениях, осложненных высоким газовым фактором //НТЖ «Нефтегазовая Вертикаль» -2009.-№12.- С. 12-14.

96. Попов A.A. Практика борьбы с осложнениями при механизированной добыче в ООО «РН-Ставропольнефтегаз» // НТЖ «Инженерная практика» -2011. -№2 - С.60-66.

97. Грехов И.В., Сахнов Р.В., Николаев О.С. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов //Производственно-технический журнал Инженерная практика.- ООО «Издательство «Энерджи Пресс», -2011.-ЖЗ.-С. 22-23.

98. Пат. 2457320 РФ, Е 21 В 43/16. Способ эксплуатации скважины /В.К. Шарапинский, И.В. Грехов, Р.В. Сахнов (РФ). - 2011111755; Заявлено 29.03.2011; Опубл. 27.07.12. Бюл.21.

99. Грехов И.В., Султанов Ш.Х. Технология выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из залежей с высоким газовым фактором // НТЖ «Нефтегазовое дело». -2012. - Т. 10 - №3 -С.8-12.