Критерии сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземного хранилища газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Гунькина, Татьяна Александровна

• Гунькина, Татьяна Александровна
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Гунькина, Татьяна Александровна

ОГЛАВЛЕНИЕ

Введение

1 Механизм процесса пескопроявления при эксплуатации

подземного хранилища газа

1.1 Пескопроявление при эксплуатации скважин ПХГ

1.1.1 Механизм процесса пескопроявления

1.1.2 Последствия пескопроявления

1.2 Классификация пород пласта - коллектора по устойчивости к разрушению

1.3 Унос частиц из пористой среды

1.4 Технологические методы предупреждения пескования

2 Обоснование применения инновационных технологий

увеличения производительности скважин

2.1 Направления развития технологий увеличения производительности скважин

2.2 Технологическая эффективность способа увеличения диаметра скважины

2.3 Схемы притока газа к скважинам

2.3.1 Приток газа к горизонтальной скважине

2.3.2 Приток газа к вертикальной трещине гидроразрыва

2.3.3 Приток газа к вертикальной скважине

2.4 Сравнительная оценка технологической эффективности скважин различной конфигурации

3 Усовершенствание методики диагностики зоны дренирования пласта скважиной по результатам газодинамических

исследований

3.1 Геолого-эксплуатационная характеристика некоторых ПХГ

3.2 Цели и задача диагностики

3.3 Модели диагностики зоны дренирования пласта при

установившемся притоке газа к скважине

3.3.1 Теоретические основы диагностики

3.3.2 Модель притока газа к скважине в условно однородном пласте

3.3.3 Модель притока газа к скважине в зонально неоднородном

пласте

3.3.4 Рекомендации по оценке состояния призабойной зоны пласта

3.3.5 Модель притока газа к скважине в слоистом пласте

Заключение

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Критерии сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземного хранилища газа»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

В настоящее время в России создана развитая система подземного хранения газа, которая выполняет следующие функции:

■ регулирование сезонной неравномерности газопотребления;

■ хранение резервов газа на случай аномально холодных зим;

■ регулирование неравномерности экспортных поставок газа;

■ обеспечение подачи газа в случае нештатных ситуаций в Единой Системе Газоснабжения (ЕСГ);

■ создание долгосрочных резервов газа на случай форс-мажорных обстоятельств добычи или транспортировки газа.

Подземные хранилища газа (ПХГ) являются неотъемлемой частью ЕСГ России и расположены в основных районах потребления газа.

Эффективность эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) определяется продуктивностью эксплуатационных скважин в цикле отбора и их приемистостью в цикле закачки газа, а также длительностью межремонтного периода, которая в основном связана с интенсивностью разрушения призабойной зоны пласта, что приводит к выносу песка в скважину, кольматации и абразивному износу подземного оборудования. Разрушению призабойной зоны способствуют высокие градиенты давления на стенке скважины при фильтрации газа, прорыв пластовой воды при необоснованной депрессии на пласт, изменение направления фильтрационных потоков при отборе и закачке газа, нерегулируемое резкое увеличение дебита скважины (например, при газодинамических исследованиях скважины). Помимо разрушения пласта возможно образование локальных каналов фильтрации малых размеров и высокой проводимости. Выявление локальных каналов фильтрации возможно как геофизическими методами, так и по результатам газодинамических исследований.

Важнейшим критерием сохранности призабойной зоны пласта является критический градиент давления при фильтрации газа, зависящий от степени устойчивости пласта к разрушению, а также от неоднородности пласта (зональной и слоистой) по гидропроводности.

К настоящему времени разработаны технологии, направленные на сохранность призабойной зоны пласта, среди которых наиболее распространёнными являются крепление призабойной зоны, изоляция водопритоков, бурение скважин большого диаметра и другие. Однако используемые в настоящее время технологии затратные и не являются универсальными.

Диссертационные исследования направлены на выявление инновационных технологий, обеспечивающих не только сохранность призабойной зоны пласта, но и повышение дебита при обоснованном градиенте давления при фильтрации газа (увеличение диаметра скважины в интервале продуктивного пласта, бурение горизонтальных боковых стволов и гидравлический разрыв пласта).

Целью работы является обоснование критериев сохранности призабойной зоны пласта в условиях пескопроявления при циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

Основные задачи исследований

1. Выявить критерии сохранности призабойной зоны пласта, математически обосновать критический градиент давления при фильтрации газа и связанные с ним дебит и депрессию на пласт.

2. Рассмотреть возможность использования инновационных технологий, которые обеспечивают критические градиенты давления, предупреждающие пескопроявление при условии кратного увеличения производительности скважин. Разработать универсальную методику сравнения инновационных технологий при различных схемах притока газа к скважине.

3. Усовершенствовать методику диагностики зоны дренирования пласта скважиной при установившемся притоке газа по результатам газодинамических исследований.

Научная новизна

1. Систематизированы проблемы эксплуатации подземных хранилищ газа в условиях пескопроявления, основными из которых являются разрушение призабойной зоны пласта, вынос песка в скважину, накопление песчаных пробок, абразивный износ подземного и наземного оборудования. На основании проведенного анализа сформулированы критерии сохранности призабойной зоны пласта, основным из которых является критический градиент давления на стенке скважины.

2. Разработана методика для расчета размеров зоны дренирования пласта горизонтальной скважиной, вертикальной скважиной увеличенного диаметра, а также вертикальной трещиной гидроразрыва (при определенных граничных условиях). Единый подход к расчету размеров зоны дренирования расширяет возможности обоснования предлагаемых автором инновационных технологий, направленных на обеспечение сохранности призабойной зоны пласта.

3. Впервые в практике интерпретации результатов газодинамических исследований разработан алгоритм расчета фильтрационно-емкостных параметров зоны дренирования при установившемся притоке газа к вертикальной скважине в условно однородном, в зонально неоднородном и слоистом пласте. Выполненные расчеты позволяют оценить состояние призабойной зоны пласта и забойного оборудования, что обеспечивает возможность выбора оптимального способа эксплуатации и (или) ремонта скважины.

Защищаемые положения

1. Универсальная методика расчета геометрических размеров зоны дренирования при различных схемах притока газа к скважине.

2. Усовершенствованная методика диагностики призабойной зоны пласта при установившемся притоке газа к скважине.

3. Расчет фактического градиента давления - основного критерия сохранности призабойной зоны пласта в процессе циклической эксплуатации подземных хранилищ газа.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа соответствует специальности 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пунктам, указанным в формуле специальности: проектирование и управление природно-техногенными системами при извлечении из недр углеводородов (природного газа) на базе рационального недропользования, включающего экологически безопасные и рентабельные геотехнологии освоения недр.

В разделе «Область исследования» содержание диссертации соответствует пункту 2: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа.

Отрасль наук - технические науки.

Апробация работы

Материалы диссертационной работы докладывались на VI региональной научно-технической конференции "Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону", Ставрополь, 2002 г.; на XXXIII научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГТУ за 2003 год, на XXXV научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов Северо-Кавказского государственного технического университета за 2005 г.

Полученные автором результаты исследований включены в учебные программы подготовки магистров по направлению 131000.68 Нефтегазовой дело профиль «Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин» в СевероКавказском федеральном университете.

Публикации

По теме диссертации опубликованы 9 научных работах, из них 3 статьи -в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав и заключения, изложенных на 121 странице, включает 16 рисунков, 34 таблицы. Список использованной литературы включает 96 наименований.

Автор считает своим долгом выразить искреннюю благодарность научному руководителю к.т.н., доценту В. А. Васильеву за постоянное внимание, оказанное в период подготовки работы, а также к.т.н. П. Н. Ливинцеву и к.т.н. А. В. Хандзелю, советами и консультациями которых автор пользовался в процессе проводимых исследований.

1 МЕХАНИЗМ ПРОЦЕССА ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА

1.1 Пескопроявление при эксплуатации скважин ПХГ

В пределах ЕСГ РФ действует около тридцати подземных хранилищ газа, из них 14 созданы в истощенных месторождениях: Песчано-Уметское, Елшано-Курдюмское (два объекта хранения), Степновское (два объекта хранения), Кирюшкинское, Аманакское, Дмитриевское, Михайловское, СевероСтавропольское (два объекта хранения), Краснодарское, Кущевское, Канчуро-Мусинский комплекс ПХГ (два объекта хранения), Удмуртский резервирующий комплекс (два объекта хранения), Пунгинское, Совхозное.

Шесть ПХГ созданы в водоносных пластах: Калужское, Щелковское, Касимовское, Увязовское, Невское, Гатчинское. Кроме того ведется строительство в водоносных пластах - Беднодемьяновское, в отложениях каменной соли - Калининградское и Волгоградское [9, 57, 58].

Основные проблемы, связанные с разрушением пласта-коллектора и выносом песка в скважину, проявляются при эксплуатации ПХГ, созданных в терригенных водоносных пластах щигровского горизонта, а также в истощенных газовых месторождениях [70].

1.1.1 Механизм процесса пескопроявления

Одним из важных вопросов технологии эксплуатации скважин ПХГ является борьба с песком, предотвращение образования песчаных пробок и уменьшение влияния песка.

Из-за большого содержания песка в добываемой продукции преждевременно выходят из строя промысловые трубопроводы, штуцеры, задвижки, насосно-компрессорные трубы и другое промысловое оборудование. Кроме того, выносимый из пласта песок может осаждаться на забое скважин, в результате чего их эксплуатация преждевременно прекращается и требуется ремонт [85].

В литературе за основную причину выноса песка в скважину принимают разрушение призабойной зоны пласта (ПЗП), которая является следствием возникновения напряжений в породе при фильтрации пластовой жидкости (газа, воды и их смесей) [10, 29, 30, 32, 36, 41, 42, 61, 65, 79].

Разрушение ПЗП происходит, когда эти напряжения превышают предел прочности горной породы. В связи с этим, основными направлениями предупреждения разрушения ПЗП принято считать [2, 8, 48, 66, 77, 78, 81]:

- снижение депрессии на пласт путем уменьшения дебита скважины;

- создание экранов у поверхности фильтрации путем установки пескозадерживающих фильтров;

- увеличение прочности горной породы в призабойной зоне пласта путем крепления ее различными полимерными связующими, смолами или цементом.

осушка ПЗП в максимально возможной степени, снижая водонасыщенность и фазовую проницаемость для жидкости;

- увлажнение ПЗП для увеличения плотности несвязного песка.

В промысловой практике признаками пескопроявления принято считать:

- поступления песка с продукцией скважины на поверхность;

- изменение отметки забоя скважины (накопление песчаной пробки);

- снижение продуктивности или приемистости скважины, как следствие накопления на забое песчаной пробки или кольматации фильтра [35].

При интенсивном пескопроявлении отмечается абразивный износ забойного оборудования (механических фильтров, каркасов гравийных фильтров) и перфорационных отверстий; смятие эксплуатационных колонн в интервале перфорации. При освоении скважин с высокими депрессиями образуются значительные по высоте песчаные пробки в колонке НКТ. Такие же пробки иногда образуются при остановке эксплуатационных скважин.

Несмотря на многолетний опыт эксплуатации пескопроявляющих скважин до настоящего времени отсутствует достаточно обоснованная модель разрушения коллектора и математическое описание процессов, протекающих в системе пласт-скважина.

Прежде всего, необходимо определить терминологию процессов.

Пескопроявление — поступление песка в скважину при дренировании слабоустойчивых пород. Гранулометрический состав выносимого в скважину песка включает обычно мелкие фракции. Пескопроявление может наблюдаться в течение всего срока эксплуатации скважины, т.е. десятки лет.

Разрушение призабойной зоны пласта — это интенсивный вынос в скважину песка с разрушением скелета породы, образованием каверн, каналов различных геометрических форм и размеров. Гранулометрический состав выносимого при этом песка идентичен составу по керну.

Если пласт состоит из рыхлого песка, то при большой скорости газ уносит с собой часть песка. Нижняя часть скважины до какой-то высоты заполняется песком. Высота песчаной пробки бывает разная. Промежутки песка заполняются мелкими частицами породы. Скважина сначала уменьшает дебит, а затем совсем перестает давать газ, так как забита песком и мелкими частицами породы.

Образование песчаных пробок — это накопление песка на забое скважины при дебитах ниже некоторого критического. Песчаная пробка может накапливаться стабильно, непрерывно в течение длительного времени, но может образоваться мгновенно, катастрофически. Песчаная пробка может

образовываться при остановке действующей скважины, даже с высоким дебитом, но содержащей в продукции много песка. В этом случае происходит закупорка скважины, и требуются капитальные ремонтные работы. Возможно образование «висячих» пробок по длине колонны НКТ.

Таким образом, при рассмотрении процессов переноса песка в системе «пласт - скважина» необходимо выделять отдельные элементы этой системы: пласт, ПЗП, забой скважины, колонну НКТ.

1.1.2 Последствия пескопроявления

Всякое пескопроявление приводит к отрицательным последствиям:

- разрушение пласта-коллектора как в призабойной зоне, так и вдали от скважины. Наиболее интенсивное разрушение отмечается в подкровельной части пласта, сложенной рыхлыми породами. Это может привести к обрушению кровли пласта и, как следствие, к смятию эксплуатационной колонны и нарушению герметичности заколонного пространства;

- кольматация забойных защитных устройств (фильтров) с последующим разрушением каркаса фильтра и образованием локальных каналов фильтрации, что еще более усугубляет процесс разрушения пласта, при этом вымывается гравийная засыпка;

- абразивный износ подземного и наземного оборудования скважин и газопроводных систем (трубопроводов, запорных устройств, сепарационного оборудования).

- накопление песчаных пробок на забое скважины; проницаемость песчаной пробки, сложенной мелкими фракциями, может быть нулевой, поэтому уменьшается работающая толщина пласта (или работающий интервал перфорации, или работающая длина забойного фильтра).

- образование при работе скважины висячих (псевдоожиженных) песчаных пробок ниже башмака и в самой колонне НКТ. При остановке скважины взвешенный песок оседает на забой, что приводит к прихвату нижней части колонны НКТ.

- заполнение колонны НКТ залповым выбросом больших объемов песка при освоении скважины компрессорным способом.

Процессы пескопроявления связаны с условиями фильтрации газа в призабойной зоне пласта, поэтому оценка состояния ПЗП и выявление причин пескопроявления является важнейшей задачей научных и практических исследований, направленных на создание новых технологий.

1.2 Классификация пород пласта - коллектора по устойчивости к разрушению

Дадим характеристику основных типов горных пород слагающих пласт -коллектор.

1) Песок несцементированный. По содержанию зерен определенного размера (содержание обломков более 10 %) разделяют (по Г. Н. Каменскому) на:

- грубозернистый песок с размером частиц - 2 - 1 мм;

- крупнозернистый песок — 1,0 - 0,5 мм;

- среднезернистый песок — 0,5 - 0,25 мм;

- мелкозернистый песок - 0,25 - 0,1 мм.

Порода может включать более мелкие фракции: алевролитовую (0,10,01 мм) и пелитовую (менее 0,01 мм), а также глинистые. Песчаные породы, содержащие не менее 10 % других фракций, называют соответственно глинистыми, алевролитистыми и т.д.

Песок несцементированный обычно имеет большой коэффициент пористости (до 0,40 - 0,50). Коэффициент проницаемости пропорционален квадрату

эффективного диаметра зерен. Наличие мелких фракций (алевролитов, пелитов, глин) уменьшает коэффициент пористости до 0,25 - 0,3. Глины выступают в качестве связки и при их содержании в объеме пор до 60 - 70%, коэффициент пористости уменьшается до 0,1 - 0,17, а коэффициент проницаемости до нуля. В песках каналами фильтрации являются межзерновые поры.

Глинистая связка незначительно увеличивает устойчивость песка к механическому разрушению при фильтрации газа. При контакте с водой глины разбухают и устойчивость песка снижается.

2) Песчаник — это пески после вторичной цементации обломочного материала химическими осадками, выделившимися из водных растворов (растворимые щелочные и щелочноземельные соли). Содержание цементной связки может достигать 60 - 70 % от объема пор (карбонатность до 40 %).

Цементная связка повышает существенно прочность горной породы на разрыв, но снижает коэффициент пористости и коэффициент проницаемости.

Песчаники подвержены растрескиванию вследствие сокращения объема породы при охлаждении, дегидратации, а также вследствие напряжений в земной коре, возникающих при тектонических подвижках. Коэффициент трещиноватости обычно не превышает 0,1. Песчаники могут содержать глинистые фракции (песчаник глинистый).

При определенных условиях песчаник глинистый дробится на отдельные конгломераты с низкой степенью сцепления. В песчаниках каналами фильтрации являются поры, не заполненные цементом, и трещины, причем проводимость трещин может быть существенно выше проводимости пор.

3) Известняки - продукт механического осаждения в воде карбонатов кальция. Карбонатность известняков достигает 98 %. Известняки плотные не обладают первичной пористостью. Коллекторские свойства известняков характеризуются трещиноватостыо, как и песчаники. При фильтрации по трещинам воды, содержащей углекислоту, образуются каверны и другие пустоты растворения.

В определенных условиях известняки доломитизируются, идет замещение кальция магнием, и известняк СаС03 переходит в доломит (СяМ§)СОз. Степень доломитизации может быть различная, поэтому выделяют известняки доломитизированные. При этом объем породы сокращается до 12 %, что также приводит к образованию трещин и разрывов.

По нашему мнению, можно выделить основные процессы, характеризующие разрушение пласта-коллектора:

1) Вынос мелких фракций (алевролитовых, пелитовых, глинистых) в песках и слабосцементированных песчаниках.

Размер выносимых фракций соизмерим с размером пор и трещин и на порядок меньше размера зерен породы. Прорыв воды к газовой скважине существенно интенсифицирует вынос мелких фракций, как за счет значительного снижения адгезионных сил сцепления, так и за счет более высокой вязкости воды по сравнению с вязкостью газа.

Перенос мелких фракций может отмечаться и в самом пласте, например, на фронте вытеснения газа водой.

2) Размыв скелета породы (несцементированных песков). При критических градиентах давления происходит разжижение песка и вынос его из пласта в скважину. Гранулометрический состав выносимого песка соответствует составу самой породы. Механизм выноса таких фракций описан на основе физической модели псевдоожижения в работе [19], в которой показано, что условие выноса несцементированных песков - равенство градиента сил трения при фильтрации газа градиенту силы тяжести.

При радиальной фильтрации это условие имеет вид:

йР/йг =§(р п-Рж), (1.1)

где с1Р1с1г - градиент сил трения, зависящий от закона фильтрации газа (линейный или квадратичный); рп,рж - плотность породы и фильтрующейся жидкости; § — ускорение силы тяжести.

3) Разрушение скелета породы (слабосцементированные Условие разрушения можно записать в виде:

песчаники).

йР/йг = <г Д

п у

(1.2)

где ап - прочность цемента на разрыв; /п - линейный размер зерен породы.

4) Разрушение рыхлых пород (песчаники глинистые). Отмечается вынос конгломератов, условие разрушения:

где егк - прочность на разрыв глинистой связки, /к - линейный размер конгломератов.

5) Разрушение плотных пород (песчаники, алевролиты). Отмечается разрушение скелета породы, обрушение кровли пласта, условие разрушения:

где С - сцепление горной породы.

Разрушение скелета породы отмечается при значительных градиентах давления при фильтрации газа, особенно в условиях форсированного отбора и при освоении скважины компрессорным способом после прорыва газа (воздуха) из затрубного пространства в колонну НКТ, а также при наличии локальных каналов фильтрации.

Общепринято считать, что в карбонатных коллекторах (известняки, доломиты и др.) выноса мелких фракций и разрушение скелета породы не происходит.

Однако следует отметить еще один источник выноса механических примесей. Это, в первую очередь, внесенные в пласт в процессе его вскрытия

с1Р/<1г =ок/1,

(1.3)

ар/йг = с,

(1.4)

бурением продукты разрушения самого пласта, твердая фаза промывочной жидкости, продукты коррозии и абразивного износа наземного и подземного оборудования и инструмента при закачке газа. Эти привнесенные со стороны механические примеси проникают по фильтрационным каналам вглубь пласта на значительное расстояние и в большом количестве, пропорционально размерам фильтрационных каналов. Объем этих механических примесей периодически восполняется при капитальном ремонте скважины, в том числе при проведении геолого-технических мероприятий (ГТМ). Основная масса этих механических примесей может быть удалена из пласта в первые месяцы работы скважины, но их вынос отмечается на протяжении нескольких лет.

1.3 Унос частиц из пористой среды

В процессе переноса частиц в пористой среде участвуют в основном мелкие фракции при сохранении в целостности скелета породы. Максимальный размер переносимых частиц, очевидно, зависит от размера пор. Расчеты показывают, что в монодисперсном материале шаровидной формы размер пор изменяется от 0,41 (кубическая укладка зерен) до 0,113 (укладка зерен ромбоэдрическая) по отношению к размеру частиц.

Экспериментальные исследования показывают, что в насыпном материале коэффициент пористости соответствует таковому при кубической укладке (ш = 0,4 - 0,5). Следовательно, можно предположить, что скелет породы составляет частицы с размером более диаметра (¿^, соответствующего 50 % содержанию на кривой гранулометрического состава. Более мелкие частицы составляют так называемую глинистую связку. С увеличением содержания этой связки коэффициент пористости уменьшается. Хоу и Хедсон [62] приводят экспериментальные материалы о влиянии содержания глинистой связки на коэффициент пористости среды, составленной из зерен диаметром 0,787 мм.

Увеличение содержания связки до 22,7 % уменьшает коэффициент пористости с 0,51 до 0,274.

Таким образом, из пористой среды могут уноситься частицы с размером менее 0,4 с1ех.

В горных породах, тем более под давлением, укладка частиц скелета будет более тесная, приближающаяся к ромбоэдрической. При такой укладке размер уносимых частиц должен быть на порядок меньше размера зерен скелета. При наличии каверн, промытых каналов размер уносимых частиц будет больше. Возможен и вынос частиц скелета породы. Так, по Щелковскому ПХГ основной скелет породы составляют частицы с размером от 50 до 150 мкм, при этом г//50 = 80 мкм. Следовательно, в переносе должны участвовать частицы с максимальным размером 10 мкм. Однако по данным анализа уносятся частички до 40 мкм. Изучение шлифов кернов на микроскопе позволило установить наличие каверн шириной до 60 мкм.

Следует обратить внимание на тот факт, что не все частички могут участвовать в процессе переноса.

Для частиц менее 30 мкм на псевдоожижение слоя оказывают влияние силы взаимодействия между частичками, которые становятся соизмеримыми с силами гидродинамического воздействия. Такими силами могут быть силы молекулярного взаимодействия, кулоновские силы, капиллярные силы. При наличии жидкости в гидрофильных системах образуются гидратные (сольватные) оболочки на поверхности зерен. Возникают структурные связи довольно существенные для частичек мельче 75 мкм. Под действием этих сил происходит агломерация, слипание частичек, уплотнение материала.

Дополнительная энергия, которую нужно подвести к частичке, чтобы преодолеть межзерновые связи и стронуть ее с места, иногда в два - три раза превышает затраты энергии на установившееся транспортирование.

Условие отрыва частички от массы породы записывается в виде [75, 76]:

Рп + Рр>Ъ + Ра-

(1.5)

где Р,г — сила гидродинамического давления на частицу со стороны движущейся газа (жидкости); Рр - сила воздействия потенциального поля сил гидравлического трения; - сила тяжести; Fa - силы межзернового взаимодействия (силы адгезии).

Так, с учетом сил адгезии при ламинарном режиме фильтрации жидкости (газа), условие (1.5) записывается в виде:

где рс —плотность среды, и— скорость потока движущейся газа (жидкости), 8е - площадь миделева сечениячастицы, |1С - коэффициент динамической вязкости среды, к - коэффициент проницаемости среды, Уе - объем частицы, ^ - ускорение силы тяжести, Ар - разность плотностей частицы и среды

Отсюда можно найти скорость страгивания частицы шс. Расчеты показывают, что сила гидродинамического давления на частицу со стороны движущейся газа (жидкости) Е„ пренебрежимо мала и условие (1.6) приводится к виду

№

(1.6)

к

К = Ра + gДpV(

е-

(1.7)

Тогда скорость страгивания будет

(1.8)

Формулу (1.8) можно представить в таком виде

= (От[1 +

с т \ УвиЬрГ

(1.9)

где сот - скорость движения частицы во взвешенном состоянии,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Гунькина, Татьяна Александровна, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев, 3. С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты / 3. С. Алиев, В. В. Шеремет. - М.: Недра, 1995.- 131 с.

2. Алиев, 3. С. Технологический режим работы газовых скважин / 3. С. Алиев, С. А. Андреев, А. П. Власенко, Ю. П. Коротаев.- М.: Недра, 1978. - 279 с.

3. Арутюнов, А. Е. Современные методы обследования фонда скважин подземного хранилища газа с целью перевода на повышенное давление нагнетания / А. Е. Арутюнов, В. Е. Дубенко, С. Б. Свинцицкий, В. И. Шамшин // Обз. инф., сер.: Транспорт и подземное хранение газа. — М.: ИРЦ Газпром, 2000. — 49 с.

4. Арутюнов, А. Е. Определение энергосберегающего дебита скважин ПХГ по результатам газодинамических исследований / А. Е. Арутюнов, Д. А. Удодов, С. Ю. Борхович, В. А. Васильев // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: сб. научн. тр. СевКавНИПИгаза — Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2001. Вып. 34. -С. 78 - 82.

5. Арутюнов, А. Е. Диагностика газовых скважин, оборудованных фильтрами, по результатам газодинамических исследований / А. Е. Арутюнов, Д. А. Удодов, С. Ю.Борхович, В. А. Васильев // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: сб. научн. тр. СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2001. Вып. 34.- С. 71-77.

6. Басниев, К. С. Подземная гидромеханика / К. С. Басниев, Н. Н. Кочина, В.М. Максимов. -М.: Недра, 1993.-415 с.

7. Басниев, К. С. Подземная гидромеханика / К. С. Басниев, Н. М. Дмитриев, Р. Д. Каневская, В. М. Максимов. - Ижевск: ИКИ, 2006 г.- 488 с.

8. Басниев, К. С. Повышение надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа/ К. С. Басниев, Б. В. Будзуляк, В. В. Зиновьев и др.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - 391 с.

9. Басарыгин, Ю. M. Теория и практика создания подземных хранилищ газа / Ю. М. Басарыгин, В. Д. Мавромати, А. Н. Черномашенко. - Краснодар: Просвещение-Юг, 2012. - 518 с.

10. Башкатов, А. Д. Предупреждение пескования скважин / А. Д. Башкатов. -М.: Недра, 1981.-176 с.

11. Бердин, Т. Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин / Т. Г. Бердин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.- 199 с.

12. Борхович, С. Ю. Разработка гидродинамических методов диагностики состояния призабойной зоны пласта по данным устьевой информации работы скважин: автореф. дис. на соиск. учен.степ. к.т.н.: 25.00.17 / Борхович Сергей Юрьевич. - Ижевск, 2002. - 23 с.

13. Борисов, Ю. П. О притоке нефти к горизонтальным и наклонным скважинам в условно однородном пласте конечной мощности / Ю. П. Борисов, А. Я. Хавкин // НТС по добыче нефти: ВНИИ, 1992. - Вып. 16.

14. Боттерил, Дж. Теплообмен в псевдоожиженном слое: Гидродинамические характеристики псевдоожиженного газом слоя и их влияние на его теплообменные свойства / Дж. Боттерил, пер. с англ. - М.: Энергия, 1980. — с. 344.

15. Боярчук, Д. Ф. Изучение особенностей проникновения в коллекторы известково-битумных растворов / Д. Ф. Боярчук, В. Л. Кереселидзе // Нефтяное хозяйство, 1983 .-№ 11. -С. 25 - 27.

16. Брехунцов, А. М. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин / А. М. Брехунцов, А. П. Телков, В. К. Федорцов. - Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2004. - 290 с.

17. Бузинов, С. Н. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации / С. Н. Бузинов, Н. Д.Умрихин. - М.: Недра, 1964. - 269 с.

18. Васильев, В. А. Энергосберегающий режим работы скважин увеличенного диаметра. // Геология, бурение и разработка газовых и

газоконденсатных месторождений: сб. научн. тр. СевКавНИПИгаза. -Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2003. Вып. 38. - с. 484 - 486.

19. Васильев, В. А. Модель переноса песка в пористой среде / В. А. Васильев, В. Е. Дубенко // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. научн. тр. ВНИИгаза.- М.: 1996. -С. 94 - 99.

20. Васильев, В. А. Цели и задачи способа увеличения диаметра скважин /

B. А. Васильев, В. Е. Дубенко, В. И. Шамшин // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. научн. тр. СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2003. Вып. 39. -

C. 108-113.

21. Васильев, В. А. Технологическая эффективность способа увеличения диаметра газовых скважин / В. А. Васильев, А. И. Щекин, Д. В. Дубенко, М. П. Демушкин // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета: серия Нефть и газ. - Ставрополь, 2004. - № 1(4). - С. 65 - 75.

22. Васильев, В. А. Оценка коэффициентов вихревых сопротивлений в уравнении фильтрации газа / В. А. Васильев, С. Ю. Борхович, В. И. Шамшин// Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии: сб. научн. тр. СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз». - 2002. Вып. 36. - С. 61 - 65.

23. Васильев, В. А. Нелинейная фильтрация газа в пористой среде / В. А. Васильев, С. Ю. Борхович, В. Е. Дубенко // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сборник научных трудов ОАО «Газпром». — ВНИИгаз, Москва, 1999. -С. 103 - 110.

24. Васильев, В. А. Единый подход к расчету зоны дренирования скважинами различной конфигурации / В. А. Васильев, Т. А. Гунькина -Нефтепромысловое дело, 2013. - №4. - С. 5 - 8.

25. Васильев, В. А. Модель слоистого пласта / В. А. Васильев, Т. А. Гунькина, А. И. Щекин // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. научн. тр. СевКавНИПИгаза. -Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2003. Вып. 39.- С.380 - 388.

26. Васильев, В. А. Нелинейная фильтрация газа к горизонтальной скважине / В.А.Васильев, Э. В.Сова, А. И. Щекин // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета: серия Нефть и газ. - Ставрополь, 2004. -№ 1(4).- С. 58-65.

27. Васильев, В. А. Диагностика призабойной зоны пласта по данным газодинамических исследований/ В. А. Васильев, Т. А. Гунькина, Д. В. Гришин, Г. С. Голод // Газовая промышленность, 2014. - №2. - С .20 - 23.

28. Волков, Ю. А. Анализ зарубежного опыта использования горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений / Ю. А. Волков, Л. Г. Карпова, Р. X. Муслимов // Разработка нефтяных и газовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: материалы совещания. - г. Альметьевск, сентябрь, 1995 г. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996 - 588 с.

29. Врачев, В. В. Пескопроявление при эксплуатации ПХГ / В. В. Врачев., Е. Н. Шафаренко, В. П. Шустров и др. // Газовая промышленность, 1999. - № 11. -С. 62.

30. Выполнить разработку по оптимизации режима эксплуатации ПХГ, созданных в слабосцементированных коллекторах с учетом знакопеременных нагрузок и длительности их работы. - М.: ВНИИГаз. - 1993.

31. Газизов, А. А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки / А. А. Газизов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002 -639 с.

32. Гасумов, Р. А. Причины разрушения неустойчивых коллекторов и способы удаления песчаных пробок из скважин / Р. А. Гасумов, С. А. Варягов, Е. П. Серебряков, С. Б. Бекетов, В. 3. Минликаев, А. В. Афанасьев // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: сб. научн. тр. СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2001. Вып. 34.123 с.

33. Гриценко, А. И. Руководство по исследованию скважин / А. И. Гриценко, 3. С. Алиев, О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, Г. А. Зотов- М.: Наука, 1995.-523 с.

34. Гунькина, Т. А. / Анализ работы скважин Северо-Ставропольского ПХГ с восстановленной призабойной зоной пласта методом закачки высокопроницаемой композиции / Т. А. Гунькина, В. Е. Дубенко, С. В. Беленко,

B. В. Киселев // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. научн. тр. СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2002.- С. 400 - 404.

35. Гунькина, Т. А. Результаты лабораторных экспериментов по использованию контейнерного фильтра с гравийной обсыпкой в скважинах ПХГ / Т. А. Гунькина, Т. И. Драчев, В. Е. Дубенко, П. Н. Ливинцев // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. научн. тр. СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2003.-

C. 492-496

36. Динков, А. В. Способ эксплуатации скважин, вскрывающих коллектора, сложенные песками и слабосцементированными песчаниками / А. В. Динков, Г. А. Ланчаков //Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса-М.: Недра, 1998-464 с.

37. Дубенко, В. Е. Технология установки гравийных фильтров в скважинах ПХГ / В. Е. Дубенко, М. И. Алексеев, В. И. Родин, А. А. Басов // Проблемы капитального ремонта скважин ПХГ: сб. докладов научно-технического совещания, посвященного 50-летию ООО «Кавказтрансгаз». — Ставрополь, 2007. - 96 с.

38. Дубенко Д. В. Технология формирования гравийных фильтров в мелкозернистых слабосцементированных коллекторах // Южно-Российский вестник геологии, географии и глобальной энергии, 2003. -НГЖ № 1

39. Ермилов, О. М. Разработка крупных газовых месторождений в неоднородных коллекторах / О. М. Ермилов, В. Н. Маслов, Е. М. Нанивский. - М.: Недра, 1987.-207 с.

40. Ермилов, О. М. Совершенствование технологии исследования газовых скважин месторождения Севера Тюменской области в период активного проявления водонапорного режима / О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, И. С. Немировский и др. // Обзорная информация. - М.: ИРЦ Газпром, 1994. - 60 с.

41. Жуковский, К. А. Причина пескопроявлений при добыче газа и методы их ликвидации, применяемые на Уренгойском месторождении / Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса // К. А. Жуковский, А. А. Ахметов, В.Н. Шарипов, В. Н. Хозяинов. - М.: Недра, 1998 - 464 с.

42. Захаров, А. А. Прогнозная оценка состояния призабойных зон пластов со слабосцементированными коллекторами газовых и газоконденсатных месторождений / А. А. Захаров, Г. Я. Шашков // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза. - Ставрополь: РИЦ ООО «СевКавНИПИгаз», 2003. Вып.39. -С.82 - 86

43. Зотов Г. А. Расчет фильтрационных сопротивлений скважины, несовершенной по степени вскрытия пласта, при нелинейном законе фильтрации / Г. А. Зотов // Подземная гидромеханика. Вып. 18/26. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - С. 64 - 70

44. Зотов, Г. А. Газогидродинамические методы исследования газовых скважин / Г. А. Зотов, С. М. Тверковкин. - М.: Недра, 1970. - 191 с.

45. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г. А. Зотова, 3. С. Алиева. — М.: Недра, 1980.-301 с.

46. Каневская, Р. Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта / Р. Д.Каневская. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.-212 с.

47. Каневская, Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов / Р. Д. Каневская. - Москва-Ижевск, 2002- 139 с.

48. Каримов М. Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа / Под.ред. А. X. Мирзаджанзаде. -М.: Недра, 1981. - 248 с.

49. Контроль разработки газовых залежей Шебелинского месторождения /И. П. Прилипко// Геология, разведка и разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1972. - 43 с.

50. Коротаев, Ю. П. О форме индикаторных кривых скважины, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов / Ю. П. Коротаев, Г. А. Зотов // Тр. ВНИИГаза. - М.: Гостоптехиздат.- Вып. 18 (26), 1963.

51. Коротаев, Ю. П. О возможности создания высокопродуктивных скважин большого диаметра / Ю. П. Коротаев, Г. Р. Рейтенбах, В. И. Белов и др. // Газовое дело, 1970. - № 4.

52. Коротаев, Ю. П. Акустико-гидродинамический метод исследования коллекторов нефти и газа / Ю. П. Коротаев, А. П. Иванчук и др. // Газовая промышленность, 1988. - №6

53. Клещенко, И. И. Эксплуатация Пунгинского подземного хранилища газа / И. И. Клещенко, А. В. Кустышев, М. Г. Гейхман, А. В. Афанасьев // Обз. информ., сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений - М.: ИРЦ Газпром, 2000. - 39 с.

54. Кудинов, В. И. Новые технологии повышения добычи нефти / В. И. Кудинов, Б. М. Сучков. - Самара: кн. Из-во, 1998. - 368 с.

55. Кудинов, В. И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов / В. И. Кудинов, Б. М. Сучков. - Самара: Кн. изд-во, 1996. - 440 с.

56. Ланчаков, Г. А. Методы повышения эффективности физико-химического воздействия на призабойную зону пласта при интенсификации притока / Г. А. Ланчаков, А. В. Динков, В. А. Фомичев и др. // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. - М.: Недра, 1998 - 464 с.

57. Левыкин, Е.В. Технологическое проектирование хранения газа в водоносных пластах / Е. В. Левыкин. - М.: «Недра», 1973. - 208 с.

58. Левыкин, Е. В. Технологическое проектирование хранения газа в подземных хранилищах / Е. В. Левыкин, Г. И. Задора. - М.: Недра, 1973- 208 с.

59. Лихолатников, В. М. Геологические условия создания подземных газохранилищ на севере Европейской части Российской Федерации в районах трасс магистральных газопроводов Ямал-Европа, Штокмановское ГКМ-Архангельск-Нюксеница и Синдар / В. М. Лихолатников, Н. А. Эдиашвили // Обз.

информ., сер.: Газовая промышленность на рубеже XXI века. - М.: ИРЦ Газпром,

2000. - 84 с.

60. Лысенко, В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений / В. Д. Лысенко. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 516 с.

61. Мартос В. Н. Методы борьбы с выносом песка // Обзор зарубежной литературы: серия Добыча. - М.: ВНИИОЭНГ, 1973. - 112 с.

62. Маскет, М. Течение однородных жидкостей в пористой среде / М. Маскет. - Ижевск: ИКИ, 2004. - 640 с.

63. Метод определения степени загрязненности газового пласта / Гусейнов Ф. А., Расулов А. И.// Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности, 1990. - Вып. 3 - С. 21-26.

64. Минский, Е. М. Приближенный расчет притока газа к скважине, дренирующей одновременно несколько газоносных пластов / Е. М. Минский, М. Л. Фиш // Труды ВНИИнефть. Вып. 8, 1956.

65. Мирзаджанзаде, А. X. Основы технологии добычи газа / А. X. Мирзаджанзаде, О. Л. Кузнецов, К. С. Басниев, 3. С. Алиев. - М.: Недра, 2003 — 880 с.

66. Мордвинов, В.А. Проектирование и оптимизация энергосберегающих технологий при эксплуатации нефтепромысловых систем / В.А. Мордвинов, В. В. Поплыгин, М. С. Турбаков - Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехи, ун-та,

2001.-111 с.

67. Муслимов P. X. н др. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство, 1994. -№10.

68. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин: учеб. пособие / Г. П. Зозуля, А. В. Кустышев, И. С. Матиешин, М. Г. Гейхман и др.; под ред. Г. П. Зозули. -М.: Издательский центр «Академия», 2009. - 176 с.

69. Панфилов, М. Б. Течения в пористых средах: • физика, модели, вычисления / М. Б. Панфилов. - М.: ИРЦ Газпром - 1997 - 24 с.

70. Петренко, В. И/ Геолого-геохимические процессы в газоконденсатных месторождениях и ПХГ / В. И. Петренко, В. И. Зиновьев, В. Я. Зленко, И. В. Зиновьев, С. Б. Остроухов, Н. В. Петренко. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.-511 с.

71. Пилатовский, В. П. Исследование некоторых задач фильтрации к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт / В. П. Пилатовский // Тр. инт-та ВНИИ, Гостоптехиздат, 1961.-Вып. 32.

72. Поп, Г. С. Технико-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов газоконденсатных месторождений / Г. С. Поп, В. М. Кучеровский, П. А. Гереш // Обз. информ., сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: ИРЦ Газпром, 1995. - 101 с.

73. Прогноз выноса песка и обоснование предельных дебитов по фонду скважин Касимовского ПХГ. - М.: ВНИИГаз. - 2011.

74. Пятахин, М.В. Геомеханические проблемы при эксплуатации скважин / М. В. Пятахин - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - 266 с.

75. Разумов, И. М. Пневмо- и гидротранспорт в химической промышленности / И. М. Разумов. - М.: Химия, 1979. - 248 с.

76. Смолдырев, А.Е. Трубопроводный транспорт / А.Е.Смолдырев- М.: Недра, 1970. -272с.

77. Смирнов, А. К. Подземные хранилища газа в водоносных пластах / А.К. Смирнов, учеб. пособие для вузов. - М.: «Компания Спутник+», 2003. - 115 с.

78. Смирнов, В. И. Энергосберегающие технологии эксплуатации обводняющихся залежей нефти и газа / В. И. Смирнов // Научные труды ПЭТЭнефтегаза: Волгоград, 1997. - Вып. 1. -196 с.

79. Справочник инженера по бурению: В 4 кн.- кн. 2. - М.: Недра, 1995272 с.

80. Стражгородский, С. И. Опыт борьбы с выносом песка из скважин подземных хранилищ газа / С. И. Стражгородский, П. А. Шалимова, Г. И.

Либерман // Обз. Информ.: сер. Транспорт и хранение газа. - М.: ВНИИЭгазпром,

- 1983.-Вып. 9.

81. Стрижов, И. Н. Добыча газа / И. Н. Стрижов, И. Е. Ходанович. -Ижевск: ИКИ. - 2003 - 276 с.

82. Сучков, Б. М. Повышение производительности малодебитных скважин / Б. М. Сучков. - Ижевск: УдмуртНИПИнефть, 1999. - 550 с.

83. Сучков, Б. М. Горизонтальные скважины / Б. М. Сучков. — Ижевск: РХД. - 2006 - 438 с.

84. Сучков, Б. М. Интенсификация работы скважин / Б. М. Сучков. — Ижевск: ИКИ. - 2007 - 612 с.

85. Съюмен, Д. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах / Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер, пер. с англ. М. А. Цайгера. - М.: Недра, 1986.- 176 с.

86. Фильчаков, П. Ф. Справочник по высшей математике / П. Ф. Фильчаков.

- Киев, Наукова Думка, 1973. - 743 с.

87. Хавкин А. Я. Физико-химические технологии повышения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов // Нефтяное хозяйство. - 1994. -№ 8. - С. 31 - 34.

88. Швидлер М. И. Приток жидкости к скважине с трещиной в призабойной зоне // Изв. АН ССС. ОТН. - 1955.- №11.- С. 95 - 100.

89. Щелкачев, В. Н. Подземная гидравлика / В. Н. Щелкачев, Б. Б. Лапук. -Ижевск: РХД, 2001. - 736 с.

90. Шехтман Ю. М. Приток жидкости к одиночной вертикальной трещине с заполнителем // Изв. АН ССС. ОТН. - 1957.- №7. - С. 146 - 149

91. Cooke С. Е. Conductivity of fracture proppants in multiple layers // J. Petrol. Technol, 1973.-V. 25.-N9.-P. 1101-1107.

92. Giger F. M. Reduction du nomber de puitsparl'utilisation de foreges horizonaux / Reuve de I'instrtut Fr. Du Petrole, 1983. - V. 38. №3.

93. Joshi, S. D. Horizontal WellsTechnology / S.D.Joshi. 1991 -533 p.

94. Joshi S. D. Horizontal Wells Succsses and Failures // JPT. - 1994. -Vol. 33. -№3. -P.15 - 17.

95. Joshi S. D. Method calculate area drained by horizontal wells // Oil and Gas Journal, 1990. - Sept. 17 - P. 77 - 82.

96. Nakashima T., Nomura M. New Analytical Correction for Multi-Phase Flow Effect in Near-Well Regions of Coarse-Grid System // SPE 87067, 2004.