Исследование и разработка технологии выработки остаточных запасов низконапорного газа сеноманских залежей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Колмаков, Алексей Владиславович

• Колмаков, Алексей Владиславович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Колмаков, Алексей Владиславович

СОДЕРЖАНИЕ

1 ОБЗОР СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОГО ГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1.1 Особенности геологического строения сеноманских продуктивных залежей

1.2 Традиционные принципы разработки сеноманских залежей

1.3 Текущее состояние выработанности запасов сеноманского газа

ВЫВОДЫ РАЗДЕЛУ 1

2. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

2.1 Основные принятые решения по разработке Вынгапуровского и Медвежьего месторождений

2.2 Анализ основных технологических показателей разработки

2.3. Анализ текущих пластовых условий

2.3.1 Энергетическое состояние залежей

2.3.2 Анализ обводнения залежей

2.4 Влияние внутрипластовых динамических процессов на величину извлекаемых запасов

2.5 Технологический режим работы скважин на завершающей стадии..60 ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2

3. РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ ПРОДУКТИВНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН И ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ

3.1 Классическая схема проведения газодинамических исследований на скважинах

3.2 Разработка системы контроля фильтрационных параметров пласта и скважин

3.2.1 Дизайн газодинамического исследования в добывающей скважине

3.2.2 Разработка технологии газодинамических исследований для оценки фильтрационных параметров пласта

3.2.3 Дизайн исследования для изучения межскважинного взаимодействия по технологии гидропрослушивания

3.3 Оценка точности измерений давления на устье и на забое скважины при проведении исследований

3.4 Разработка методики обработки результатов газодинамических исследований скважин

3.4.1 Разработка методики обработки комплекса исследований КВД+ИД

3.4.2 Методика обработки результатов гидропрослушивания

3.5 Анализ результатов интерпретации исследований

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3

4 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА СКВАЖИН И ОБОСНОВАНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ВВОДУ ИХ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ ДЛЯ ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ НИЗКОНАПОРНОГО ГАЗА

4.1 Определение потенциально-оптимального дебита скважин

4.2 Выбор приоритетных скважин для проведения ГТМ

4.3 Выбор мероприятий по проведению ГТМ

4.4 Результаты апробации методики

4.5 Технические решения по эксплуатации скважин

4.6 Технология проведения водоизоляционных работ со спуском второй колонны

4.7 Технология разработки с применением устьевых компрессоров

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка технологии выработки остаточных запасов низконапорного газа сеноманских залежей»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Высокая степень инфраструктурного развития регионов РФ, где расположены месторождения углеводородного сырья, предопределяет возможность продления процесса их разработки с целью увеличения отбора трудноизвлекаемых запасов. Как известно, использование традиционных технологий освоения сеноманских газовых залежей ограничивает конечную газотдачу на уровне 85 %. В результате на уникальных месторождениях Западной Сибири (Медвежье, Уренгойское и Ямбургское и др.) в сеноманских отложениях останется не менее 1500 млрд.м газа, из которых более 500 млрд.м составит низконапорный газ в свободном состоянии. Извлечению этих запасов препятствуют основные проблемы, возникающие на заключительной стадии разработки: обводнение скважин пластовой водой, накопление жидкости в системе сбора продукции, «самозадавливание» скважин вследствие накопления жидкости на забое и в стволе скважин при низких дебитах газа, снижение устьевых температур, что создаёт условия для образования ледяных и гидратных пробок в наземном оборудовании, разрушение пласта-коллектора, образование песчаных пробок, вынос песка на поверхность, сопровождаемый абразивным износом оборудования, снижение эффективности ввода в эксплуатацию простаивающих скважин в условиях аномально низких пластовых давлений. В этой связи необходима разработка новых технологических подходов к извлечению низконапорного газа сеноманских залежей на основе совершенствования мониторинга процессов их разработки.

Цель работы

Повышение выработки остаточных запасов продуктивных пластов сеноманских отложений за счет совершенствования мониторинга процесса их эксплуатации и разработки технологии добычи низконапорного газа.

Основные задачи исследования

1. Анализ проблем разработки сеноманских залежей на завершающей стадии эксплуатации.

2. Совершенствование системы контроля за разработкой газовых залежей.

3. Разработка методики выбора скважин и обоснования геолого-технологических мероприятий по вводу их в эксплуатацию.

4. Апробация и внедрение разработанных технологических решений по извлечению низконапорного газа сеноманских отложений.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются системы разработки на заключительной стадии сеноманских газовых залежей месторождений Севера Западной Сибири, предметом исследования - скважины и системы сбора продукции при добыче низконапорного газа.

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обосновано, что на заключительной стадии разработки сеноманских залежей процессы защемления газа и дегазации водоносной области снижают эффективность выработки остаточных запасов низконапорного газа.

2. Научно обосновано, что темп подъема газоводяного контакта сеноманских газовых залежей Вынгапуровского и Медвежьего месторождений во времени связан с литологическими особенностями продуктивного разреза. Продвижение пластовых вод в зоне отбора происходит по вертикали, а на крыльевых и периклинальных частях залежи по напластованию в направление к центральной зоне. При отборе 80 % начальных запасов обводняется 35-38 % от начального газонасыщеного объема. Темпы обводнения залежей близки, что позволяет утверждать о наличии зависимости динамики обводнения залежей от накопленной добычи газа.

3. Разработана методика выбора скважин и обоснования эффективных технологических мероприятий для их восстановления и доизвлечения запасов газа сеноманских залежей в условиях низких дебитов и давлений.

Практическая ценность и реализация

1. Внедрением разработанной методики выбора скважин и обоснования

геолого-технологических мероприятий на 26 % увеличена успешность ввода в эксплуатацию скважин с целью выработки запасов низконапорного газа Вынгапуровского месторождения. В условиях аномально низких пластовых давлений выведено из бездействия 8 скважин Вынгапуровского месторождения, что позволило добыть 1,352 млрд. м3 газа.

2. Внедрение разработанной технологии добычи низконапорного газа с применением устьевого компрессорного оборудования продлена разработка сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения, что позволит увеличить конечное извлечение газа на 4,6 млрд.м3.

3. Основные результаты работы вошли в технологические регламенты по проведению геолого-технологических мероприятий и эксплуатации скважин, а также в действующие проектные документы по разработке месторождений ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Основные защищаемые положения

1. Влияние процессов дегазации водоносной области и динамики фонда скважин на величину остаточных запасов газа.

2. Зависимость динамики обводнения залежей от накопленной добычи

газа.

3. Методика выбора скважин для проведения геолого-технических мероприятий по поддержанию действующего фонда.

4. Технология добычи низконапорного газа с применением устьевых компрессоров.

1 ОБЗОР СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКОГО ГАЗОНОСНОГО КОМПЛЕКСА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Основные газовые месторождения Западной Сибири приурочены к апт-сеноманскому газоносному комплексу, перекрытому мощной толщей (до 800 м) глин турон-олигоценового возраста. Продуктивность сеноманских отложений в Западной Сибири установлена на огромной территории, ограниченной на западе Уральским хребтом, на востоке - административной границей Тюменской области, на севере - морским побережьем и на юге широтой, проходящей примерно по северному окончанию Сургутского свода [1, 2]. Сеноманский продуктивный комплекс содержит около двух третей запасов газа промышленных категорий по Западной Сибири [3]. В этих отложениях открыто 77 залежей углеводородов, из них 4 -газонефтяных (Тазовское, Русское, Северо-Комсомольское и Ваньеганское), одна нефтяная (Ай-Яунское месторождение в пределах Каймысовской нефтегазоносной области), остальные - чисто газовые залежи [4].

1.1 Особенности геологического строения сеноманских продуктивных залежей

Сеноманские газовые залежи характеризуются идентичностью геологического строения, что позволяет обобщить основные геолого-физические характеристики. Залежи являются массивными, водоплавающими и их объем определяется кровлей пласта и поверхностью газоводяного контакта. Газонасыщенные толщины достигают 250 м. Коллекторами для газа являются пески и алевролиты в различной степени глинистые. Залегают на сравнительно небольших глубинах (450-1300 м) [5]. Отмечена зависимость коллекторских свойств и плотности пород-коллекторов от глубины залегания. В южных районах Западно-Сибирской нефтегазовой провинции (ЗСНГП) (Вынгапуровское, Вынгаяхинское и др. месторождения) при глубине сеноманских отложений 700 м и более средняя пористость составляет 34-37 %.

На Уренгойском, Медвежьем и Ямбургском месторождениях (северные районы) с глубиной 1100-1250 м она уменьшается до 30-31 % [6].

Строение продуктивной толщи представлено чередованием преимущественно песчаных алеврито-глинистых пачек и пластов различной толщины, часто линзовидной формы, не коррелируемых даже в пределах не только площади, но в отдельных кустах эксплуатационных скважин, на расстоянии 50-100 м [7]. В разрезе преобладают песчано-алевролитовые породы (60-90 %) различных кондиций, различаемые по проницаемости от

-у

0,001 до 7 мкм , газонасыщенности от 47 до 93 % и открытой пористости от 22 до 44 %. Удельные электрические сопротивления газонасыщенных пород изменяются от 4-6 до 300-500 Ом*м и более [8].

Ряд исследователей делали попытки расчленить сеноманскую толщу на несколько пачек. A.B. Ежовой, С.Г. Саркисяном, Г.Н. Комардинкиной в 1971 г. дано двучленное деление этой толщи: континентального генезиса - нижняя часть песчано-алевритового состава и прибрежно-морского - верхняя часть -глинисто-алевритового состава. При этом многими специалистами признается прибрежно-морской генезис покурской свиты. Тем не менее, сильная фациальная изменчивость разреза делает практически невозможным по данным ТИС выделить одновозрастные пачки на всей рассматриваемой территории [9].

Подконтактная водонасыщенная часть сеномана как на крыльях структур так и по площади газоносности, сложена высокопроницаемыми песчано-алевролитовыми породами. Установленна модель строения сеноманского продуктивного комплекса, складывающаяся из сочетания двух закономерностей: повышения ФЕС по разрезу - сверху вниз и по площади - от контура ГВК к центру залежи.

Сеноманский газ сухой и на 98 % состоит из метана. Соответственно не требуется сложной подготовки к дальнему транспорту [10].

1.2 Традиционные принципы разработки сеноманских залежей

В работах С.Н. Закирова [11, 12] приводится обоснование принципов рациональной разработки, подразумевающих получение максимальной доходности и обеспечение наименьшего ущерба недрам, окружающей среде, при условиях неукоснительного соблюдения действующего законодательства. В разные годы проблемами разработки газовых месторождений занимались такие известные ученые, как З.С. Алиев [13], К.С. Басниев [14], А.Н. Дмитриевский [15], О.М. Ермилов [16, 17], С.Н. Закиров [11, 12], Г.А. Зотов [18], Ю.П. Желтов, Ю.П. Коротаев, Р.М. Кондрат [19], Е.М. Нанивский [15, 16], А.Х. Мирзаджанзаде [20], Р.М. Тер-Саркисов [21], А.П. Телков [22], А.Н. Лапердин [23, 24, 25, 26], В.Н. Маслов [27, 28], Г.И. Облеков [29, 30] и др. Ими установлено, что разработка сеноманских газовых залежей месторождений севера Западной Сибири связана с рядом особенностей. К ним относятся: поэтапный ввод в эксплуатацию отдельных участков, кустовое размещение вертикальных или наклонно-направленных скважин в купольной части залежи, активное внедрение пластовых вод и связанная с этим обводненность продуктивных пластов и добывающих скважин, рост числа бездействующих скважин и увеличение количества капитальных ремонтов, регулирование скважин для оптимальной работы газосборной системы, промысловая подготовка газа для дальнего транспорта и другие факторы [31, 32, 33, 34].

Добываемый газ от скважин поступает по газосборным коллекторам на газовый промысел. На промысле газ обрабатывают на установке комплексной подготовки (УКПГ) для обеспечения условий его дальнего транспортирования [35, 36]. Повышение давления до давления магистрали выполняется дожимной компрессорной станцией [37].

По мнению С.А. Кирсанова [38] основным принципом регулирования разработки газовых залежей является условие достижения минимума непроизводительных потерь давления в системе "пласт - скважина -газосборные сети (шлейфы) -УКПГ". Это позволяет продлить период

бескомпрессорной эксплуатации или снизить темп увеличения мощностей существующей ДКС.

Рассматриваемая задача сводится к определению таких дебитов скважин, которые находились бы в пределах допустимых значений и обеспечивали плановые отборы газа в течение планируемого периода при минимальных потерях давления на пути от пласта до входа в коллектор сбора газа. При математической постановке сформулированной задачи необходимо учитывать ряд ограничений технологического характера: ограничения по пропускной способности оборудования, скважин и системы газосбора; ограничения, вызванные возможностью разрушения призабойной зоны пласта (например допустимый дебит и депрессия на пласт); ограничения, вызванные возможностью подтягивания конуса подошвенной воды (безводный дебит); ограничения, обусловленные возможностью гидратообразования в скважинах и шлейфах (минимально допустимый дебит); ограничения технического характера, связанные с давлениями во входном коллекторе УКПГ (максимальное по соображениям безопасности, минимальное исходя из возможностей компрессорных агрегатов).

Характерными особенностями освоения газовых месторождений на севере Западной Сибири являются центрально-групповая схема размещения скважин в присводовой части структуры и дифференцированная схема вскрытия продуктивных отложений [39]. Вопросы эффективной отработки запасов газа по площади и разрезу освящены в работах Г.И. Облекова [40], О.М. Ермилова [41] и др. С одной стороны такие технические решения положительно сказываются на технико-экономических показателях работы газовых промыслов и экологической обстановке в районе работ. С другой -приводят к формированию локальных депрессионных воронок, затрудняют контроль за разработкой, уменьшают степень дренирования запасов залежи.

Типовая схема обустройства газовых месторождений предусматривает их разбивку на несколько эксплуатационных зон (по числу УКПГ) [42, 43]. Площадь и запасы газа этих зон различны, поэтому в процессе управления

разработкой важно таким образом распределить отбор между скважинами эксплуатационного фонда, чтобы обеспечить не только минимизацию потерь пластовой энергии, но и равномерность выработки запасов по площади.

Крупные сеноманские залежи вводятся в разработку поэтапно. Неравномерность ввода приводит к формированию мощных депрессионных воронок. За счет межзонных перетоков газа увеличивается доля пластовых потерь энергии. Кроме того, возникает вероятность преждевременного обводнения [44].

Проблемами стадийности обустройства и разработки месторождений в свое время занимались А.П. Крылов [45, 46], С.Н. Закиров. Согласно их предложениям скважины первой очереди бурятся по разряженной сетке для доизучения геологического строения пласта и определения их коллекторских свойств по площади и разрезу. Скважины второй очереди размещаются в наименее дренируемых, проблемных зонах пласта, что позволяет сохранять или наращивать темпы добычи газа и повышать конечную газоотдачу. Аналогичные выводы получены в работах [47-51], где показана целесообразность использования этапа опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) при освоении месторождений севера Тюменской области.

Важным аспектом разработки газовых залежей являются вопросы регулирования технологического режима работы скважин. В зависимости от геологического строения месторождения, характеристик пористой среды и пластового флюида, конструкций скважин и ряда других факторов, разработано и предложено множество методов и рекомендаций по обоснованию оптимальных режимов работы газовых скважин. Они представлены в работах [52-55] и др. В целом они следуют трем основным тенденциям:

• независимо от геологических особенностей месторождения рабочие дебиты скважин не должны превышать 10-25 % абсолютно свободного дебита;

• скважины должны эксплуатироваться при дебитах, обеспечивающих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне с целью экономии энергии газа в процессе разработки;

• режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной воды, гидратов, емкостных и фильтрационных параметров залежи, конструкции скважинного оборудования, коррозии, обвязки скважин и др.

Очевидно, что решение задач регулирования разработки месторождений, характеризующихся значительными размерами газоносных структур и наличием подошвенной воды, требует учета таких факторов, как потери потенциальной энергии газа при его движении между эксплуатационными зонами, проявление водонапорного режима, литологической неоднородности геологического разреза и должно реализовываться с помощью гидродинамических моделей. Применение автоматизированного комплекса решения задач разработки сеноманских залежей началось в конце 70-х годов [56]. A.C. Гацолаевым, В.П. Гороховым, JI.H. Семеновой были построены двумерные сеточные модели почти всех разрабатываемых сеноманских залежей Западной Сибири [58, 59 и др.].

Таким образом, на современном этапе развития нефтегазовой науки перед исследователями возникает широкая и творческая задача синтеза новых методов эффективного управления разработкой при выборе и оптимизации принимаемых решений.

1.3 Текущее состояние выработанности запасов сеноманского газа

Промышленное освоение запасов сеноманских отложений Западной Сибири началось с ввода в разработку Медвежьего месторождения в 1972 г [60]. Полученный опыт позволил существенно расширить границы района газодобычи. С 1978 г. начата эксплуатация участков Уренгойского месторождения. В 1979 г. запущено в разработку Вынгапуровское месторождение. Важным этапом развития региона стал выход на Тазовский полуостров и начало добычи газа на Ямбургском месторождении в 1986 г [61].

В результате к 1992 г. общая добыча газа из сеноманских залежей достигла

•з

исторического максимума и составила 511 млрд.м /год (рис. 1.1).

В последующие годы в эксплуатацию были введены еще 10 крупных месторождений (рис. 1.2). В 2001 г. запущенауникальная сеноманская газовая залежь Заполярного месторождения, с начальными запасами газа 2825 млрд.м3. После этого в разработку вводились меньшие по запасам месторождения. Относительно молодыми являются введенные на протяжении последних семи лет Вынгаяхинское, Еты-Пуровское, Песцовое и Южно-Русское месторождения.

Уровень инфраструктурного развития севера Западной Сибири и появление новых технологических решений по разработке позволили заметно снизить себестоимость добычи газа и затраты в освоение новых месторождений. Это позволило по новому оценить перспективы разработки малых и средних газовых залежей. В 2010 г. началось освоение запасов сеноманских пластов Муравленковского и Новогоднего месторождений, на которых ранее велась только добыча нефти из нижележащих объектов [62].

Разновременность ввода месторождений позволяла долгое время сохранять общие уровни добычи. Однако, в результате естественного снижения пластовой энергии и экономических причин, отборы газа постепенно

л

уменьшались. За 2010 г. из сеноманских залежей было отобрано 431 млрд.м газа, что составляет около 80 % от суммарной добычи на территории РФ.

500

ч о. ч

400

300

т

>о

200

100

Восю'шп-Тяркогялшкко?

■ Южпо-Русскчиг

"ЯькойгПсксх

•• Сгвгро-УргнюЯошс

УрСШОЙСКОС (С1»Й)

•"• Г.гм-Пуропгкм

Вииимишкк

• 1я1Н1.|по-Т|>ркосйтш1гк1|г

Ки»К<1М11.'1М-К1>Г

- Bi.nn япуршвскм

■ у -у .------ •■ • -.'.•

27.03 1„М

15.4+1

16Я.2»

155.05

1.35

Л},М

165.35

133.32

16,30 14.7А 507 М, 5>Д78

143.39

490.49

474.23

Рисунок 1.1- Уровни добычи газа по сеноманскому газоносному комплексу Западной Сибири

6000

(чтооеосч-з-^еосоо^т г^^с^с^-ооооаооеосо^г^о^

-о ж о м -ч-

о с с о с

о г- с с- с с с о

— -мп <ч г-1 о)

■ Медвежье

■ Уренгойское (собст.)

■ Вынгапуровское

■ Ь'п-Яхннское

■ Ямбургское (собст.)

■ Северо-Уренгойское Юбилейное

■ Комсомольское

Западно-Таркосалннское

■ Ямсовейекое Восточно-Таркосалипское

■ Губкннское Заполярное Юр.чаровекое Вынгаяхинское Еты-Пуровское Песцовое Южно-Русское Муравлепково

Рисунок 1.2 - Динамика освоения запасов сеноманских залежей

В табл. 1.1 представлено состояние выработанности начальных запасов и текущие уровни отборов газа по разрабатываемым в настоящее время сеноманским залежам. Уникальные и гигантские месторождения, такие как Медвежье, Уренгойское. Ямбургское, Ен-Яхинское, доля которых составляет 61 % от суммарных начальных запасов по всему региону, вступают в завершающую стадию разработки. В настоящее время эти месторождения выработаны в среднем более чем на 75 %. Отборы газа по ним снизились почти на 80 % по сравнению с максимальными. Пластовое давление в зоне отбора уменьшилось почти на 90 % от начального и местами достигает 1,5-1,0 МПа.

Несмотря на снижение добычи в их сеноманских залежах остается порядка 2,8 трлн.м'1 газа. Эта величина сопоставима с начальными запасами Заполярного газового месторождения - уникального месторождения России. Дозвлечение запасов низконапорного газа окажет заметное влияние на развитие не только отечественной газовой промышленности, но и всей экономики страны.

Таблица 1.1 - Текущее состояние выработанности запасов сеноманских отложений месторождений Западной Сибири

Месторождение Год ввода Начальные запасы газа. 3 млрд.м Накопленный отоор газа на 01.01.2011 г. 3 млрд.м Текущий коэффициент газоотдачи, % Годовой отбор

Максимальный отбор за всю историю разработки. 3 млрд.м Отбор за 2010 г., 3 млрд.м Снижение отбора но отношению к максимальному. %

Медвежье 1972 2347 1855 79,0 75.440 14.240 -81.124

Уренгойское (собст.) 1978 5366 4172 77,8 249,380 37,910 -84.798

Вынгапуровское 1979 395 333 84.2 20,420 1.181 -94.216

Ен-Яхинское 1985 1263 858 67,9 52,050 12,070 -76,811

Ямбургское (собст.) 1986 3933 3081 78,3 174.100 88,290 -49,288

Северо-Уренгойское 1987 586 311 53.0 20,100 6,180 -69.254

Юбилейное 1992 522 286 54,8 21,290 19,751 -7,229

Комсомольское 1993 778 502 64.5 31,129 23.879 -23.290

Западно-Таркосалинское 1996 325 196 60.2 15,181 14.394 -5,184

Ямсовейское 1997 560 276 49.3 22.430 21.742 -3.067

Восточно-'Гаркосалинское 1998 295 103 34.93 12.380 6.530 -47.254

Губкинскос 1999 399 166 41,5 15,297 15,144 -1,000

Заполярное 2001 2825 786 27,8 105,110 101,070 ■3,844

Юр.харовское 2003 119 4,1 3,46 1,150 0,170 -85,217

Вынгаяхииское 2003 122 36 29,3 5,959 5,959 0

Еты-Пуровское 2004 315 85 26,9 15.267 15,267 0

Песцовое 2005 825 132 16,0 27.030 22.200 -17,869

Южно-Русское 2007 673 65 9.6 25.370 25.370 0

Новогоднее 2010 9,3 0,2 2.15 1.100 0.2 0

Муравлснково 2010 54.4 1.1 2,02 3,200 1.1 0

Всего 21 711 13 248 61,02

стадия падающей добычи период постоянных отборов

Использование традиционных технологий ограничивает конечную газотдачу на уровне 85 % [63]. После завершения разработки в сеноманских отложениях указанных месторождений останется не менее 1,5 трлн.м"1 газа, из которых более 500 млрд.м"' составит низконапорный газ в свободном состоянии. Опыт доизвлечения таких запасов в настоящее время отсутствует. Высокая степень инфраструктурного развития месторождений и важность социально-экономического фактора требуют внедрения новых технических решений, позволяющих продлить разработку и увеличить конечную газотдачу месторождений. Необходимо создание новых технологических подходов к разработке сеноманских залежей низконапорного газа.

ВЫВОДЫ РАЗДЕЛУ 1

1. Сеноманский продуктивный комплекс содержит около двух третей запасов газа промышленных категорий Западной Сибири и характеризуется высокопроницаемым терригенным коллектором.

2. Разработка сеноманских газовых залежей основывается на следующих принципах: поэтапный ввод в эксплуатацию отдельных участков, кустовое размещение скважин в купольной части залежи, дифференцированное вскрытие продуктивного разреза перфорацией колонны, коллекторная или лучевая газосборная система, регулирование скважин в зависимости от режима работы системы сбора, промысловая подготовка газа для дальнего транспорта.

3. Освоение запасов сеноманских отложений началось в 1972 г. и к 1992 г. общая добыча газа достигла исторического максимума 511 млрд.м7год. В результате снижения пластовой энергии отборы газа уменьшались к 2010 г. до 431 млрд.м7год, что составляет около 80 % от суммарной добычи газа на территории РФ.

4. Уникальные месторождения Медвежье, Уренгойское, Ямбургское выработаны в среднем более чем на 75 а отборы газа по ним снизились почти на 80 %. При использование традиционных технологий после завершения разработки в залежах останется не менее 1,5 трлн.м"1 газа, из которых более 500 млрд.м"' составит низконапорный газ в свободном состоянии.

5. Опыт доизвлечения остаточных низконапорных запасов в настоящее время отсутствует. Необходимо создание новых технологических подходов к разработке сеноманских залежей низконапорного газа.

2. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Наиболее выработанными в настоящее время крупных газовых залежей Западной Сибири являются сеноманские залежи Вынгапуровского и Медвежьего месторождений. Накопленный опыт и анализ проблем их разработки позволяют пересмотреть подходы к разработке месторождений на завершающей стадии.

2Л Основные принятые решения по разработке Вынгапуровского и Медвежьего месторождений

Газовая залежь Вынгапуровского месторождения была запущена в опытно-промышленную эксплуатацию в 1979 г. (рис. 2.1) Для обеспечения проектного уровня добычи газа в период с 1979 г. по 1983 г. было пробурено 116 вертикальных эксплуатационных скважин, сгруппированных в 58 кустов. Эксплуатационные скважины оснащены 114-мм лифтовой колонной, обеспечившей дебиты в начальный период разработки до 700 - 800 тыс.м7сут при сравнительно небольших потерях пластовой энергии по стволу. На одной кустовой площадке размещены по две скважины, на расстоянии от 50 до 70 м друг от друга. Для обеспечения равномерной отработки запасов газа по разрезу применена дифференцированная схема вскрытия продуктивного пласта, предусматривающая вскрытие средней или верхней части продуктивной толщи, за исключением 10-15 м до ГВК. На Вынгапуровском газовом промысле впервые в отечественной практике построена УКПГ номинальной производительностью 15 млрд.м7год с 12 технологическими линиями средней производительностью 5 млн.мУсут каждая.

Опыт первых лет эксплуатации позволил уточнить промыслово-геологические параметры залежи. В 1983 г. составлен «Проект разработки Вынгапуровского месторождения», выполненный на годовой отбор газа 17

млрд.м"' в течение шести лет с последующим переходом на 15 млрд.м'3 до конца периода постоянных отборов. Для обеспечения увеличенных отборов газа на промысле были проведены работы по модернизации технологического оборудования. В частности увеличена производительность каждой технологической линии от 5,0 до 5,5 млн.м7сут, что позволило обеспечить подготовку газа до 17 - 18 млрд.м 7 год.

Рисунок 2.1 - Динамика отборов газа сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения

Запуск в эксплуатацию в 1985 г. дожимной компрессорной станции позволил продлить период постоянных отборов до 1993 г. Начало падающей добычи предопределило необходимость корректировки принятых решений. Для поддержания действующего фонда были переведены в разряд эксплуатационно-наблюдательных разведочные и наблюдательные скважины №№ 113-р, ЗО-риЗОЗ-н.

На заключительном этапе разработки возникли проблемы острой недозагрузки агрегатов ДКС. Для обеспечения стабильной работы промысла и загрузки ДКС с 2010 г. на Вынгапуровский газовый промысел подается сеноманский газ Новогоднего месторождения, расположенного в 50 км.

Промышленная эксплуатация сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения началась с ввода в эксплуатацию УКПГ-2 в апреле 1972 г. В период с 1973 г. по 1979 г. были запущены в работу еще восемь УКПГ. В октябре 1977 г. месторождение вышло на проектный уровень годовых отборов газа 65 млрд.м'' [64] (рис. 2.2).

о — см г- о© ос с© О" ^ с С1

> г- ос о о — гм т ) ос ос сс ^ С^ О С4. I о о* с* о о сч

ГОДОВОЙ отбор 3 проект СЕЗфакт

накопленный от&ор - проект факт

Рисунок 2.2 - Динамика отборов газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения

Анализ состояния разработки позволил пересмотреть добывные возможности сеноманской залежи в сторону увеличения до 70 млрд.м3/год [65]. Для этого было предусмотрено перераспределение добычи между южной (УКПГ-1 - УКПГ-4) и центральной (УКПГ-5 - УКПГ-8) зонами, бурение 30 дополнительных эксплуатационных скважин для УКПГ-1 - УКПГ-4. В 1981 г. было утверждено решение об увеличении годового отбора газа на 2 млрд.м1 и бурении 12 дополнительных эксплуатационных скважин для УКПГ-9. В 1985 г. начато бурение еще 55 эксплуатационных скважин для поддержания уровня добычи 72 млрд.м'Угод до 1990 г. С 1991 г. месторождение вступило в период падающей добычи. С целью уменьшения темпов падения добычи проведено расширение эксплуатационного поля за счет добуривания 57 скважин.

На завершающем этапе разработки Медвежьего месторождения запланирован вывод из эксплуатации УКПГ-3, 5,6,1.

2.2 Анализ основных технологических показателей разработки

Сеноманская газовая залежь Вынгапуровского месторождения введена в разработку в 1979 г. После вступления месторождения в период падающих отборов газа заметно ухудшились продуктивные характеристики скважин. Дебиты газа составляли 30-40 % от начальных, а к 2011 г. снизились до 15 %. В настоящее время газовая залежь является наиболее выработанной среди разрабатываемых в Западной Сибири. За время эксплуатации отобрано более 84 % от начальных запасов газа. Более 40 % газонасыщенного объема залежи обводнил ось пластовой водой вследствие подъема ГВК.

По состоянию на 01.01.2011 г. на Вынгапуровском месторождении находится 140 скважин. Действующий фонд составил 64 единицы. Фонд наблюдательных скважин - 17 единиц, поглощающая - одна. За время разработки Вынгапуровского месторождения ликвидировано 46 скважин. Еще пять скважин находятся в ожидании ликвидации. К категории бездействующих относится семь скважин. Основные причины бездействия: обводнение, наличие песчанно-жидкостных пробок на забое, нарушение целостности эксплуатационных колонн и снижение продуктивности. На рис. 2.3 приведено состояние фонда на 01.01.2011 г.

Техническое состояние скважин осложняется нарушением целостности эксплуатационной колонны в зоне перфорации из-за разницы горного и аномально низкого пластового давлений (происходит смятие эксплуатационной колонны), ухудшением продуктивности призабойных зон скважин ввиду обводнения, разрушения скелета пласта и как следствие образование песчано-глинистых пробок, прихватов НКТ и т.п. При эксплуатации и проведении газодинамических исследований скважин наблюдается вынос жидкости и песчано-глинистых частиц [66].

17

1

46

5

7

Действующие ■ Бездействующие Ожидающие

ликвидации

□ Ликвидированные Наблюдательные Поглошаюшие

Рисунок 2.3 - Фонд скважин Вынгапуровского месторождения по

На завершающем периоде разработки Вынгапуровского месторождения возникли проблемы подготовки и транспорта низконапорного газа. Давление на входе в ДКС достигло технического минимума. Для обеспечения компримирования добываемого газа ДКС вышла на предельный режим работы. При этом в летние месяцы эксплуатация ДКС не представляется возможной по причине ограничений температуры газа на входе в запорно-регулирующую арматуру. В результате с 2007 г. в летний период на месторождении выполняется ежегодная остановка газового промысла на 2-4 месяца. Таким образом, месторождение разрабатывается в режиме циклической добычи газа.

По состоянию на 01.01.2011г. из сеноманской залежи Вынгапуровского месторождения отобрано 332,49 млрд.м"' или 84,2 % от начальных запасов газа. В 2010 г. отбор газа составил 1,181 млрд.м', суточная добыча газа составляет 4,77 млн.м7сут. Годовая добыча сократилась относительно уровней периода постоянных отборов более чем в 15 раз.

За время разработки газовой залежи пластовое давление снизилось на 90 % от первоначального. Пластовое давление в зоне отбора составляет 0,91 МПа.

состоянию на 01.01.2011 г.

Анализируя зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора можно заметить уменьшение оценок извлекаемых запасов газа после выхода залежи на завершающий период эксплуатации (рис. 2.4). При этом уменьшение четко коррелируется с динамикой действующего фонда. Выбытие скважин из эксплуатации по причине обводнения и плохого технического состояния приводит к ухудшению дренирования залежи и уменьшению извлекаемых запасов газа. Если в 1998 г. запасы оценивались в объеме 390 млрд.м", то к 2004 г. после выбытия 21 скважины оценки уменьшились до 372 млрд.м . К 2011 г. добывающий фонд сократился еще на 27 единиц и извлекаемые запасы уменьшились до 354 млрд.м"1. Таким образом, после сокращения действующего фонда на 46 % извлекаемые запасы газа уменьшились на 10 %.

Данный вывод подчеркивает значимость геолого-технических мероприятий по выводу скважин из бездействия и поддержанию действующего фонда для достижения нормативных коэффициентов газоотдачи.

i 'II i

' 354 372 Ш 0

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 220 240 260 280 300 320 340 360 380 400

Суммарпый отбор газа, млрд. м3

---

Рисунок 2.4 - Зависимость динамикиприведенного пластового давления от суммарного отбора газа и динамика фонда скважин Вынгапуровского месторождения

Разбуривание сеноманской залежи Медвежьего месторождения началось с южной части. В районах УКПГ-1 - 4 бурились одиночные вертикальные скважины, расстояние между которыми составляло от 0,7 до 1,7 км. По мере разбуривания залежи, начиная с УКПГ-5, осуществлялось кустовое бурение с тремя - четырьмя вертикальными скважинами с расстоянием между устьями 7080 м и между кустами 0,9-2,5 км. Скважины дополнительного добывающего фонда (37 из них наклонно-направленные) бурились кустовым способом по две - четыре скважины в кусте. Добуривание эксплуатационных скважин на Медвежьем месторождении продолжалось до 1998 г.

По состоянию на 01.01.2011 г.общий фонд скважин составляет 488 единиц и включает в себя 351 эксплуатационную скважину (из них 319 действующих и 32 бездействующих скважин), 99 наблюдательных, 14 ликвидированных, 23 в консервации и 1 в ожидании ликвидации (рис. 2.5). Причинами простоя бездействующего фонда скважин являются низкая производительность, капитальный ремонт, ожидание капитального ремонта, ожидание освоения [67]. Причины консервации 23 скважин вызваны следующими геолого-промысловыми факторами:

- перфорированные верхние интервалы продуктивного пласта ПК1 характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами;

- интенсификационные работы по обработке призабойных зон водными растворами ПАВ с метанолом не дали ощутимого эффекта;

- производительность скважин не обеспечивает достаточных скоростей потока для выноса жидкости и механических примесей с забоев.

В настоящее время система разработки Медвежьего месторождения определяется в первую очередь ограничениями скважин ввиду активного выноса песка [68] и жидкости, а также режимами работы промысловых дожимных компрессорных станций. Регулирование скважин позволяет существенно снизить негативное абразивное воздействие песка на трубопроводы устьевой обвязки и технологическое оборудование, но приводит к нерациональным потерям пластовой энергии [69]. При этом уменьшение

дебитов часто связано со снижением скоростей ниже критических и накоплением на забое столба жидкости, что вызывает «самозадавливание» скважин [70].

Не менее актуальной проблемой является несвоевременность реализации решений по реконструкции промысловых систем сбора и компримирования газа, что приводит к ограничению устьевых давлений на скважинах. Отсутствие резерва по снижению устьевого давления определяет уменьшение дебитов скважин и общее снижение добычи по залежи. Ситуация затрудняется сложностями регулирования системы межпромыслового транспорта газа на ЦДКС.

Помимо ограничений технической компоненты ряд ограничений накладывается пластовой системой. Разработка залежи на заключительной стадии осложнена высокой чувствительностью пласта к изменению режима эксплуатации. Имелись прецеденты, когда незначительное изменение темпов отбора газа отрицательно сказывалось на динамике пластового давления. Для исключения подобных проблем и рационального расходования пластовой энергии недопустимо увеличение отборов газа в случае возникновения такой возможности.

В текущих условиях разработка залежи в большей степени ограничена возможностями дожимного комплекса. Выполнение мероприятий по реконструкции газовых промыслов Медвежьего месторождения позволяет реализовать потенциал скважин и постепенно увеличить добычу газа относительно текущей динамики отборов на 7 %, что выражается в величину порядка 1 млрд.м\

На 01.01.2011 г. накопленная добыча газа по сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения составила 1854,4 млрд.м"1 или 84,3 % от начальных запасов. Наибольший суммарный отбор газа отмечается на южном участке залежи (УКПГ-1 - УКПГ-4) - 834,5 млрд.м3. За 2010 г. фактическая добыча газа составила 14,240 млрд.м1, что на 8 1% ниже периода постоянных отборов.

■ в консервации □ ожидающие ликвидации

□ наблюдательные ■ бездействующие

В ликвидированные □ действующие

Рисунок 2.5 - Состояние фонда скважин Медвежьего месторождения на 01.01.2011г.

Пластовое давление в зоне отбора изменяется от 1.38 МПа по УКПГ-7 до 2,53 МПа по УКПГ-8А и в среднем составляет 1,82 МПа. На рис. 2.6 представлена зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора газа. В отличие от Вынгапуровского месторождения на Медвежьем месторождении активнее проводится работа по поддержанию действующего фонда. Со времени выхода залежи на падающую добычу количество добывающих скважин уменьшилось лишь на 12 %. При этом не наблюдается такого уменьшения оценок извлекаемых запасов газа как на Вынгапуровском месторождении. Имеющееся уменьшение на 5 % в большей степени связанно с ухудшением дренирования залежи по причине нестабильной работы скважин, которая подробно изложена в следующих разделах.

Таким образом, подтверждается вывод об определяющей роли динамики действующего фонда на величину извлекаемых запасов газа. Соответственно необходимо совершенствование эффективности ГТМ по скважинам на завершающей стадии разработки.

Рисунок 2.6 - Зависимость приведенного пластового давления от суммарного отбора газа и динамика фонда скважин Медвежьего месторождения

2.3. Анализ текущих пластовых условий

2.3.1 Энергетическое состояние залежей

Площадь разбуривания сеноманской газовой залежи Вынгапуровского месторождения эксплуатационными скважинами составляет только 23 % от общей площади газоносности. Характер распределения пластового давления по площади газовой залежи на 01.01.2011 г. отражен на карте изобар (рис. 2.7). В течение года величина давления меняется, что связано с ежегодными остановками промысла. За время остановок пластовое давление в зоне отбора восстанавливается в среднем на 0,07 МПа (рис. 2.8). Анализ динамики пластового давления и результатов воспроизведения остановки промысла на гидродинамической модели показал прямую зависимость темпа восстановления давления в зоне размещения добывающих скважин от величины давления на

периферии. Рост давления во время остановок обусловлен исключительно влиянием энергии сжатого газа и выравниванием депрессионной воронки ввиду

Условные обозначения

~ - Изолинии; " - - Контур залежи; О - Эксплуатационные кусты: © - Наблюдательные скважины;

205 .

номер скважины

/

0.94 пластовое давление. МПа

\®

¿Г

Рисунок 2.7 - Карта изобар сеноманской газовой залежи Вынгапуровского месторождения на 01.01.2011 г.

притока краевых запасов газа в эксплуатационную зону. Малая продолжительность периода бездействия скважин не позволяет точно оценить степень изменения давления за счет реакции водоносного горизонта.

Рисунок 2.8 - Изменение пластового давления в эксплуатационной зоне

Мониторинг динамики давления в зоне отбора во время остановок дает возможность оценить энергетический потенциал краевых частей залежи, что в условиях отсутствия на Вынгапуровском месторождениисети периферийных наблюдательных скважин становится крайне актуально. Анализ замеров давления указывает, что средневзвешенное пластовое давление в залежи превышает давление в эксплуатационной зоне в среднем на 0,10 - 0,08 МПа.

Из рис. 2.9 видно, что восстановление давления за период остановок преимущественно характерно для северной части эксплуатационной зоны (величина восстановления в 2010 г. здесь достигает порядка 0,10 МПа). В южной части пластовое давление восстанавливается значительно медленнее (не более чем на 0,05 МПа) [71].

1М номер скважины о 05 восстаноапение давления. МПа

- Изолинии. * - - Контур чалежи; О - Эксплуатационные кусты, 0 - Наблюдательные скважины:

Условные обозначения

а) 2008 г. б) 2009 г. в) 2010 г.

Рисунок 2.9 - Восстановление давления за время остановок промысла

Соответственно можно говорить об уменьшении периферийных запасов южной и особенно юго-восточной части залежи. Вероятная причина этому -близкое расположение приконтурных вод, о чем судить достоверно не представляется возможным из-за отсутствия наблюдательных скважин в периферийной части залежи.

На рис. 2.10 приведено сопоставление кривых восстановления и снижения давления за периоды остановок месторождения в 2007-2010 гг. Кривая снижения давления позволяет достаточно точно оценить величину притока запасов из периферии в зону отбора за время остановки. Заметна тенденция уменьшения притока периферийных запасов. Если в 2008 г. за три месяца остановки промысла приток запасов газа составил 452 млн.м3, то в 2009 г. за чуть более продолжительное время остановки приток уменьшился до 400 млн.м'. В 2010 г. приток периферийных запасов газа еще уменьшился и составил 224 млн.м"\ что сопоставимо с величиной приток за один месяц остановки в 2007 г.

Рисунок 2.10 - Приток запасов газа в зону отбора за время остановки промысла

Результаты проведенного анализа указывают на снижение энергетического потенциала периферийной части залежи и уменьшение краевых запасов за счет выравнивания пластового давления и внедрения пластовых вод. Реализация циклической добычи позволила продлить разработку залежи и дополнительно извлечь 1,275 млрд.м^ газа.

На Медвежьем месторождении характер распределения пластового давления по площади газоносности (рис. 2.11) формировался под влиянием особенностей геологического строения, очередности освоения и темпов разработки отдельных участков месторождения. Как по суммарным отборам, так и по характеру снижения пластового давления на месторождении выделяются три условно самостоятельные зоны - южная (УКПГ-1 - УКПГ-4), центральная (УКПГ-5-УКПГ-8) и Ныдинская (УКПГ-9). Границами этих участков являются зоны глинизации, первоначально установленные по материалам бурения разведочных скважин и подтвержденные впоследствии характером распределения пластового давления, профиль которого приведен на рис. 2.12.

Промежуток времени между началом освоения самого южного участка (УКПГ-2) и самого северного (УКПГ-9) составляет 6 лет. Поэтапное освоение месторождения предопределило неравномерный характер суммарного отбора газа по площади газоносности и формирование трёх локальных депрессионных воронок в районах зоны отбора УКПГ-2,УКПГ-6,УКПГ-9. Это явилось причиной возникновения внутрипластовых перетоков газа из области повышенных давлений в область пониженных давлений. Следствием этого являются непроизводительные потери пластовой энергии, что приводит к более быстрому темпу падения пластового давления в зонах оттока газа и вынужденному переключению скважин для перераспределения добычи газа между зонами УКПГ.

Условные обозначения

7 4 - Шолннин;

• * - К01пур залежи:

О - Эксплуатационные кусгы.

® ' Наблюдательные скважины

12*

2.3

номер СКВ джины

Рпл. МП а

« "-с «;

/Ш о^ 211 ^ <Н

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Колмаков, Алексей Владиславович

5. Основные результаты работы вошли в технологические регламенты по проведению геолого-технологических мероприятий и эксплуатации скважин, а также в действующие проектные документы по разработке месторождений ООО «Газпром добыча Ноябрьск».

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Колмаков, Алексей Владиславович, 2012 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Андреев О.Ф. Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири / О.Ф. Андреев, К.С. Басниев, Л.Б. Берман и др.-М.: Недра, 1984.-221 с.

2. Гриценко А.И. Проблемы освоения месторождений севера Западной Сибири. Реф.сб. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М., ВНИИЭгазпром, 1979 г. №1, с. 1-6.

3. Кирсанов А.Н. Технология подсчета и дифференциации запасов углеводородов по качеству терригенных коллекторов газовых и газоконденсатных месторождений / А.Н. Кирсанов, Г.И. Облеков, Ю.Г. Тер-Саакян, И.С. Гутман и др. // Международ. Выставка «Нефть и Газ - 92»; Сб. тез. -М.: ВНИИЭГазпром, 1992.- С. 60-63.

4. Гриценко А.И., Седых А.Д. Малые неразрабатываемые месторождения газа и нефти России. Концепция освоения. -М.: РАО «Газпром», ВНИИгаз, 1994.

5. Ермаков В.И., Кирсанов А.Н., Кирсанов H.H. и др. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера -М.: Недра, 1995.-464с.

6. Ермаков В.И., Кирсанов А.Н., Шаля A.A. Методы изучения геологической неоднородности сеноманских продуктивных отложений месторождений севера Западной Сибири // Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: изд. ВНИИЭГАЗПРОМа, 1980. - Вып. 7. - 47с.

7. Меньшиков С.Н., Лапердин А.Н., Облеков Г.И., Морозов И.С., Мавлетдинов М.Г. Геологические принципы рациональной разработки газовых и газоконденсатных месторождений // Обз. информ. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «Газпром экспо», 2009. - 55 с.

8. Масленников В.В., Крылов Г.В., МасловВ.Н., Лапердин А.Н., Меркушев М.И. Геолого-геофизическое моделирование малоамплитудных сеноманских газовых залежей Западной Сибири и концептуальные подходы к их освоению. М.: ИРЦ Газпром, 2000. - 243с.

9. Дементьев Л.Ф. Оценка точности основных геолого-промысловых параметров Медвежьего и Уренгойского месторождений / Л.Ф. Дементьев, А.Н. Кирсанов, А.Н. Лапердин // Бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений Сибири: Тр. ВНИИЭгазпром. - М., 1978. -Вып. 1/10. - С. 23-26.

10. ГолубкинВ.К., МасловВ.Н., ДмитрукВ.В., Ермилов О.М., Масленников В.В. Опыт разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье (обзор)./ Обз. инф. ООО «ИРЦ Газпром». Серия «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., 2001.

11. Закиров И.С., Закиров Э.С. Регулирование разработки месторождений природных углеводородов // Газовая промышленность. - М., 1997, №7. -С.68-71.

12. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа.- М.: РАН, Институт проблем нефти и газа, 2004.- 520 с.

13. Алиев З.С., БондаренкоВ.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений.-Печера: издательство «Печерское время», 2002. - 894 с.

14. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. - М., Ижевск, 2003. - 479 с.

15. Гриценко А.И., Дмитриевский А.Н., Ермилов О.М., Кирсанов А.Н., Зотов Г.А., Нанивский Е.М., Сулейманов P.C.. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа. - М.: Недра, 1992. - 368с.

16. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М.и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. - М.: Недра, 1991. - 304с.

17. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В. Эксплуатация газовых скважин / и др. - М.: Наука, 1995. - 359с.

18. Зотов Г.А. Техногенное воздействие разработки нефтяных и газовых месторождений на геологическую среду // Труды ВНИИГазэкономика. Научно-методологические и технологические проблемы разработки месторождений со сложными геологическими условиями. - Москва, 1990. - 120 с.

19. Кондрат P.M., Закиров С.Н., Сомов Б.Е. и др. Повышение газоотдачи на заключительной стадии разработки месторождений при водонапорном режиме. -М.: ВНИИЭгазпром, 1987. - 44 с.

20. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов O.JI., БасниевК.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. - М.: Недра, 1973. - 304 с.

21. Тер-Саркисов P.M. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - 407 с.

22. Телков А.П. Особенности разработки нефтегазовых месторождений / А.П. Телков, С .И. Грачев, И.Б. Дубков, T.JI. Краснова, С.К. Сохошко // Тюмень: ООО «НИПИКБС-Т». - 2001. - 482 с.

23. Крылов Г.В., Лапердин А.Н., МасловВ.Н. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири. -Новосибирск. Издательство СО РАН, 2005. -392с.

24. Лапердин А.Н. Нетрадиционные методы анализа геологической и промысловой информации при разработке газовых месторождений Тюменской области // Обз. информ. Сер. Экономика, организация и управление производством в газовой промышленности - М.: ВНИИЭгазпром, 1990. - Вып. 6.-36 с.

25. Лапердин А.Н. Оперативный подсчет запасов газа по Медвежьему месторождению // Тез. докл. конф. молодых ученых и специалистов. Дел а и мысли молодых - на освоение сибирских недр. - Тюмень, 1978 - С. 9.

26. Лапердин А.Н., Юшков Ю.Ф., Дюкалов С.В. Совершенствование систем разработки газовых и газоконденсатных залежей Тюменской области //

Обз. информ. Сер. Совершенствование систем разработки газовых и газоконденсатных месторождений Тюменской области. - М.: ВНИИЭГазпром, 1985. -Вып.7- С. 36.

27. Маслов В.Н. Принципы рациональной разработки сеноманских газовых залежей на севере Западной Сибири .//Наука и техника в газовой промышленности. №1 М.: Изд. ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

28. Маслов В.Н. Эксплуатация газовых месторождений на поздней стадии разработки в условиях сезонной неравномерности добычи газа.// Наука и техника в газовой промышленности. №2 М.: Изд. ООО «ИРЦ Газпром», 2007.

29. Меньшиков С.Н. Геолого-технологические подходы к рациональной разработке газовых месторождений / СН. Меньшиков, А.Н. Лапердин, И.С Морозов, Г.И. Облеков отв.ред. О.М. Ермилов. - Новосибирск: Издательство СО РАН, 2009, - 175с.

30. Облеков Г.И., Архипов Ю.А., Гордеев В.Н. Технология повышения выработки запасов месторождений природных газов / Материалы Всероссийской науч.-практ. конф. «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов». - Надым, 2003. - С. 98-104.

31. МаскетМ. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.) // М.: Гостоптехиздат. - 1949. - 415 с.

32. Ремизов В.В., Дементьев Л.Ф., Кирсанов А.Н. и др. Геолого-технологические принципы освоения нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера. - М.: Недра, 1996. - 362с.

33. ЧарныйИ.А. Подземная газогидродинамика // М.: Гостоптехиздат. -1963.-312 с.

34. Гриценко А.И., Истомин В.А. Актуальные направления исследований по совершенствованию технологии добычи природного газа в осложненных условиях // Актуальные проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. - М.: ВНИИГаз, 1995. - С. 202-204.

35. Гриценко А.И. Научные основы промысловой обработки углеводородного сырья. - М.: Недра, 1977. -239 с.

36. Ахмадиев М.Р., Давлетов K.M., Мазитов В.Г. Осушка газа на абсорбционных УКПГ на завершающей стадии эксплуатации месторождения Медвежье // Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов. - М.: ИРЦ Газпром, 2003. - С. 171-179.

37. Морозов И.С. Анализ состояния промыслового оборудования на месторождении Медвежье / Наука и техника в газовой промышленности, -2011.-№ 1.С. 104-106.

38. Кирсанов С.А. Совершенствование методов обоснования рациональных режимов эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин на примере Ямбургского месторождения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.-Тюмень, 2001.-138 с.

39. Гордеев В.Н. Повышение эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющихся газовых залежей Крайнего Севера. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. - Надым, 1997. - 130с.

40. Об леков Г.И., Маслов В.Н., Гордеев В.Н., Чупова И.М. Установление технологических режимов, обеспечивающих бесперебойную эксплуатацию скважин на поздней стадии разработки, при активном водопроявлении. // Экспресс-инф. ИРЦ Газпром. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 1. М.: 2000. с.28-33.

41. Меньшиков С.Н., Лапердин А.Н., Ермилов О.М., Морозов И.С. Эксплуатация объектов газодобычи на поздней стадии разработки / Газовая промышленность,- 2010 - № 3. - С.40-44.

42. Гереш П.А., Гацолаев A.C. и др. Применение зонного моделирования для анализа и прогнозирования разработки газовых залежей Западной Сибири на примере сеноманской залежи Уренгойского месторождения // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, -1988. - № 13. - 54с.

43. Дементьев JI.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии. - М.: Недра, 1988. - 204 с.

44. Дубина Н.И., ШариповА.М. Совершенствование технологии изоляции водопритоков на Уренгойском месторождении // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 1999.- 33 с.

45. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений- М.: Гостоптехиздат, 1957.- С. 116-139.

46. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П., БучинА.Н., Воинов В.В. Проектирование разработки нефтяных месторождений.- М.: Гостоптехиздат, 1962.- 730 с.

47. Проект разработки Вынгапуровского месторождения: Отчет о НИР /ТюменНИИгипрогаз; Рукводитель Е.М. Нанивский - Тюмень, 1983. - 111 с.

48. Проект разработки Вынгапуровского месторождения на заключительной стадии эксплуатации: Отчет о НИР /ООО «ТюменНИИгипрогаз»; Руководитель А.Н. Лапердин. - Тюмень, 1998. - 194 с.

49. Проект разработки сеноманской газовой залежи Губкинского месторождения. Т. 1. /ТюменНИИгипрогаз; Руководитель Е.М. Нанивский -Тюмень, 1995.-260 с.

50. Проект разработки Западно-Таркосалинского месторождения /ТюменНИИгипрогаз; Руководитель В.Н. Маслов - Тюмень, 1990. - 196 с.

51. Коррективы комплексного проекта разработки сеноманской залежи Заполярного месторождения : Отчет ЮОО»ТюмеНИИгипрогаз»; Руководитель В.Н. Маслов. - Тюмень, 1999. - 406с.

52. Морозов И.С., Харитонов А.Н. Технологии эксплуатации низкодебитных скважин на завершающем этапе разработки месторождения Медвежье // Материалы заседания секции «Добыча и промысловая подготовка

газа и газового конденсата» НТС ОАО «Газпром» (г. Анапа, 26-30 сентября 2009 г.) - М.ЮОО «Газпром экспо», 2009, с.39-54.

53 ЛапукБ.Б. Определение предельного безводного дебита скважин и предельной депрессии в газовых залежах с подошвенной водой / Б.Б. Лапук, С.Н. Кружков // АНХ. - 1961. - № 3.

54. Основные проблемы системы добычи, сбора, промысловой подготовки и транспорта газа на завершающей стадии эксплуатации месторождения Медвежье/ Г.И. Облеков, K.M. Давлетов, В.Н.Гордеев, В.Г. Мазитов//НТС Технические решения по подготовке к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей (г. Надым, 23-27 апреля 2001). -М.: ИРЦ Газпром, 2001. - Т. 1. - С. 21-29.

55. Условия образования и методы борьбы с гидратами на газовом промысле Ямсовейского месторождения / Аксютин O.E., Меньшиков С.Н., Лапердин А.Н., Морозов И.С., Кононов A.B., Мальцев А.И. // Обз. инф. секция геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 88 с.

56. Дементьев Л.Ф. Кирсанов А.Н., Лапердин А.Н. Результаты апробирования интегрального метода подсчета запасов газа // Математические методы и ЭВМ в геологии и разработке нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири / Межвуз. математический сбор.- Тюмень, 1976 - Вып. 50.- С. 107-111.

57. Дементьев Л.Ф., Туренков H.A., Кирсанов А.Н. и др. Системный подход к созданию геолого-газодинамических моделей. Обз.информ. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1984.-Вып.5.-44 с.

58. Кирсанов А.Н. Информационные модели - основа баз данных АСУ ТП разработки сеноманских залежей Уренгойско-Ямбургского газопромыслового региона / А.Н. Кирсанов, A.C. Гацолаев, Л.Н. Семенова и др. // Обзорная информ. Сер. Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности. - М.: ВНИИЭГазпром, 1989. - Вып. 8. - 33 с.

59. Кирсанов А.Н. Методология оперативной обработки геолого-геофизической информации при проектировании и разработке газовых месторождений / А.Н. Кирсанов, А.Н. Лапердин, А.Е. Нелепченко // Обзорная информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭГазпром, 1989. - Вып. 4. - 42 с.

60. Подсчет запасов газа Медвежьего месторождения по падению пластового давления / Маслов В.Н., Лапердин А.Н.; ТюменНИИгипрогаз. -Тюмень, 2002. - 400с.

61. Подсчет запасов свободного газа в сеноманских залежах месторождений Севера Тюменской области по состоянию на 01.01.1986 г.: Отчет о НИР / Главтюменьгеология; Руководитель Ф.З. Хафизов. - Тюмень, 1986.-424с.

62. Меньшиков С.Н., Лапердин А.Н., Морозов И.С, Козинцев А.Н., Мальцев А.И., Мавлетдинов М.Г. Методические подходы к изучению месторождений углеводородного сырья на севере Западной Сибири // Обз. информ. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождении. - М.: ООО «Газпром экспо», 2009. - 80 с.

63. Маслов В.Н., Лапердин А.Н. Оценка объемов и перспективы использования низконапорного газа в Надым-Пур-Тазовском регионе. // «Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов». Материалы всероссийской научно-технической конференции. Надым. 2003, сЛ 12-121.

64. Подсчет начальных запасов свободного газа сеноманской залежи Медвежьего месторождения по методу падения пластового давления: Отчет о НИР / ТюменНИИгипрогаз; Руководитель Е.М. Нанивский. - Тюмень, 1987. -401с.

65. Кустышев A.B., Чижова Т.И., Кононов В.И., Дмитрук В.В. Анализ состояния и эффективности применения на месторождении Медвежье технологий и техники добычи газа и капитального ремонта скважин. // Обз.

информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2002.- 28 с.

66. Морозов И.С., Ахмедсафин С.К., Фоминых О.В. Анализ существующих решений влияния песчаной пробки на производительность скважин / Территория нефтегаз, - 2010. - № 2. - С.28-30.

67. Поддержание устойчивой работы скважин Медвежьего месторождения на поздней стадии разработки / Михайлов Н.В., Тимашев Г.В., Березняков А.И. и др. // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа: Сб. науч. тр. -М. : ВНИИГаз, 1994. -С. 137146.

68. Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. -М.: Недра, 1986. -176с.

69. Оптимизация режимов работы скважин. / Ю.А. Балакирев, В.П. Оноприенко и др. -М.: Недра, 1981. -221 с.

70. Методы анализа геолого-технических причин обводненности продукции скважин с целью прогноза надежности обеспечения прогнозных показателей / В.В. Ремизов, О.М. Ермилов, JI.C. Чугунов и др. -М., 1995. -65с.

71. Кротов П.С. Влияние циклической добычи на пластовые условия газовой залежи Вынгапуровского месторождения / П.С. Кротов, A.B. Конов, И.М. Давлетшина, A.B. Колмаков // Наука и ТЭК. - 2011. - № 2 . - С. 12-14.

72. Крекин С.Г. Анализ положения ГВК газовой залежи пласта ПК1 Западно-Таркосалинского месторождения / С.Г. Крекин, P.P. Шакуров, В.Б. Белоус, В.А. Мажар, М.И. Кременецкий, A.B. Колмаков // Газовая промышленность. - 2009. - № 4. - С. 27-29.

73. Дмитрук В.В. Ограничение водопритока на сеноманских газовых залежах / В.В. Дмитрук, Н.В. Рахимов, A.A. Сингуров, A.B. Колмаков // Oil & gas journal Russia. - 2010. - № 6 (40). - С. 78-83.

74. Гидрогеологические аспекты обводнения крупнейших разрабатываемых газовых залежей севера Тюменской области (Медвежье, Уренгойское, Ямбургское): отчёт о НИР / ООО «Научно-исследовательский

институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» (ООО «ВНИИГАЗ»); рук. Гончаров B.C. - Москва, 1998. - 436 с. - 118.01.03/1153.

75. В.Н. Корценштейн, Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР, Недра, 1977, 247с.

76. Степанов Н.Г., Дубина Н.И., Васильев Ю.Н. Влияние растворённого в пластовых водах газа на обводнение газовых залежей. М.: ОАО «Недра -Бизнесцентр», 1999, 124 с.

77. ОблековГ.И., ЧуповаИ.М. Анализ состояния газонасыщенности обводненных коллекторов. // Материалы Всероссийской науч.-практ. конф. Проблемы и перспективы комплексного использования низконапорного газа в устойчивом развитии социальной сферы газодобывающих регионов. - Надым, 2003.-С. 163-171.

78. Оценка эксплуатационных запасов подземных вод сеноманских отложений месторождения Медвежье / Морозов И.С., Лапердин А.Н., Козинцев А.Н. // Науч.-техн. сб. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. -№ 1.-С.6-10.

79. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В .В. Ремизов, Г.А. Зотов. - М.: Наука, 1995. -523 с.

80. Грачев С.И. Методика выбора скважин для проведения геолого-технических мероприятий по поддержанию действующего фонда / Грачев С.И, Колмаков A.B. // Наука и ТЭК. - 2012. - № 1. - С. 15-19.

81. ОблековГ.И. Оптимизация процесса добычи газа на поздней стадии разработки месторождения на основе гидродинамического моделирования / Г .И. Облеков, А.Н. Харитонов, И.М. Чупова, Ю.А. Архипов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2007. - № 2. - С. 13-14.

82. ОблековГ.И. Опыт применения ресурсосберегающих технологий газодинамических исследований скважин / Г.И. Облеков, А.И. Березняков, А.Н. Харитонов, В.А. Гугняков // Наука и техника в газовой промышленности. -2007.-№ 2.-С. 21-22.

83. Колмаков A.B. Опыт применения модификаторов относительных фазовых проницаемостей для ограничения водопритока газовых скважин Комсомольского месторождения / A.B. Колмаков, В.В. Гурьянов, И.А. Ридель, П.С. Кротов // Территория нефтегаз. - 2011. - № 12. - С. 66-69.

84. Моторин Д.В. Проблемы разработки сеноманской газовой залежи Западно-Таркосалинского месторождения / Д.В. Моторин, А.Е. Кабытова, П.С. Кротов, A.B. Колмаков // Наука и ТЭК. - 2011. - № 7 . - С. 26-29

85. Колмаков A.B. Комплексный подход к изучению неоднородностей продуктивных горизонтов-обеспечение качественной адаптации цифровых моделей / A.B. Колмаков, И.А. Ридель, P.A. Гарифуллина, A.C. Маргарит, О.В. Квасницына // Нефтяное хозяйство. -2011.-№12.-С. 47-50.

86. Разработка основных проектных решений по доразработке сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения и проект доразработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения на заключительной стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИГипрогаз»; Руководитель В.Н.Маслов. - Тюмень, 2005 - 188 с.

87. Уточненный проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации: Отчет о НИР / ООО «ТюменНИИГипрогаз»; Руководитель В.Н.Маслов. - Тюмень, 2000 - 477 с.