Методы проектирования разработки газовых месторождений с применением боковых стволов скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Исхаков, Роберт Рустямович

• Исхаков, Роберт Рустямович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Исхаков, Роберт Рустямович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ

1.1 Анализ истории и текущего состояния разработки сеноманских газовых залежей. Проблемы и возможные пути их решения

1.2 Опыт применения боковых стволов на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении

1.3 Область применения БС на газовых месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона, находящихся на поздней стадии разработки

1.4 Проблемы проектирования боковых стволов скважин. Постановка целей и задач исследования

1.4.1 Технологические и технические аспекты забуривания боковых стволов

1.4.2 Проектирование разработки при применении боковых стволов

Выводы по разделу 1

2 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ БОКОВЫХ СТВОЛОВ СКВАЖИН

2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения с применением боковых стволов скважин

2.2 Метод оценки рационального числа скважин-кандидатов, подлежащих восстановлению забуриванием боковых стволов

2.3 Метод выбора скважин-кандидатов на забуривание боковых стволов

2.3.1 Модификация, основанная на методе анализа иерархий

2.3.2 Формирование критериев с использованием метода нечетких множеств

2.3.3 Модификация, основанная на использовании классификационных схем

2.4 Алгоритм выбора оптимального направления для забуривания боковых стволов

2.5 Алгоритм выбора оптимальной длины горизонтального участка, в условиях неопределенности исходной геолого-промысловой информации

2.5.1 Оценка продуктивности скважин с боковым горизонтальным стволом

2.5.2 Оптимизация длины горизонтального участка бокового ствола без учета факторов неопределенности

2.5.3 Оптимизация длины горизонтального участка бокового ствола с учетом технологических и геологических факторов неопределенности и использованием аналитических зависимостей дебита скважин

2.5.4 Оптимизация длины горизонтального участка бокового ствола с использованием постоянно действующей геолого-технологической модели

Выводы по разделу 2

3 ЧИСЛЕННАЯ АПРОБАЦИЯ ПРЕДЛАГАЕМЫХ МЕТОДОВ И ИХ ПРОГРАММНОЙ РЕАЛИЗАЦИИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТРЕХМЕРНОЙ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РЕАЛЬНОГО ОБЪЕКТА ДОБЫЧИ ГАЗА

3.1 Краткая характеристика геолого-технологической модели и схемы проведения расчетов основных технологических показателей разработки при оценке эффективности мероприятий по забуриванию боковых стволов

3.2 Краткая характеристика исследуемого объекта разработки

3.3 Оценка рационального числа скважин, подлежащих восстановлению забуриванием БС

3.4 Обоснование выбора скважин-кандидатов на забуривание боковых стволов

3.5 Оценка продуктивности скважин с боковым стволом по результатам газодинамических исследований вертикальных скважин на стационарных режимах

108

3.6 Оптимизация длины горизонтального участка по результатам

гидродинамического моделирования

3.6.1 Оценка величины скин-фактора скважин с боковым стволом

3.6.2 Оптимизация длины горизонтального участка бокового ствола

3.7 Исследование влияния работы боковых стволов на работу соседних кустовых скважин. Выбор оптимального направления забуривания боковых стволов

3.8 Расчет варианта разработки месторождения с забуриванием боковых стволов. Оценка технологического эффекта по сравнению с базовым (без забуривания боковых стволов) вариантом

3.9 Оценка экономического эффекта от применения боковых стволов

Выводы по разделу 3

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методы проектирования разработки газовых месторождений с применением боковых стволов скважин»

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время значительная часть газодобычи в Российской Федерации обеспечивается за счет сеноманских залежей месторождений севера Западной Сибири. Базовые месторождения Уренгойское, Ямбургское, а также ряд других месторождений этого региона находятся на заключительном этапе разработки, который характеризуется истощением пластовой энергии, активным проявлением упруговодонапорного режима, ухудшением фильтрационных характеристик продуктивных пластов.

На месторождениях растет число скважин с неудовлетворительным техническим состоянием, скважин, простаивающих после неудачно проведенных ремонтных работ, низкопродуктивных скважин. Большинство скважин вертикальные, но в таких скважинах еще имеется достаточно высокий, необводненный этаж газоносности со значительными по объемам остаточными запасами газа. По различным оценкам суммарные объемы остаточных запасов газа в сеноманских залежах превышают несколько триллионов кубических метров газа [4, 24, 64-66, 68-72, 79-80].

Поэтому на текущий момент значительно возрастает роль мероприятий по поддержанию действующего фонда скважин на газовых месторождениях, находящихся на стадии падающей добычи. Необходим возврат простаивающих скважин в работу и вовлечение в активную разработку запасов газа верхней пачки продуктивного горизонта, характеризующейся, как правило, относительно низкими фильтрационными свойствами пород-коллекторов, что в условиях низких пластовых давлений зачастую предопределяет низкую эффективность применяемых в настоящее время технологий ремонта скважин.

В этой связи для поддержания добычи газа требуются новые технико-технологические решения. Одним из таких решений является забуривание боковых стволов (БС) из существующего фонда скважин.

Однако в настоящее время в недостаточной мере освещены вопросы оценки эффективности применения БС в скважинах, эксплуатирующих слабосцементированные коллектора на поздней стадии разработки газовых месторождений. Кроме того, забуривание БС является дорогостоящим и сложным мероприятием, а при проектировании БС существуют значительные риски, связанные с неопределенностью в значениях геологических, технико-экономических и технологических факторов.

В таких условиях проектирование систем разработки газовых залежей с

применением БС является сложной многокритериальной задачей, включающей в себя множество отдельных, но взаимосвязанных задач. Среди таких задач следует отметить: выбор скважин-кандидатов на забуривание БС; обоснование конструкции (в том числе, профиля БС, длины горизонтального участка, азимутального направления и т.д.); определение производительности скважин с БС; оценку технологического и экономического эффекта от мероприятия с учетом интерференции БС с соседними действующими скважинами, а также с другими проектируемыми стволами.

Их решение связано с необходимостью привлечения экспертных суждений на различных этапах принятия проектных решений. Это может привести к слишком сильному влиянию множества субъективных факторов и, соответственно, к снижению качества и эффективности окончательных проектных решений, особенно в условиях неопределенности исходной информации.

Поэтому создание методов проектирования разработки газовых месторождений с применением БС скважин, основанных на совместном использовании геолого-гидродинамического моделирования и алгоритмов решения многокритериальных задач в условиях неопределенности исходной информации, позволит повысить качество принимаемых решений и повысить эффективность систем разработки газовых залежей с применением БС. Это и предопределяет актуальность данной работы.

Таким образом, объектом исследования в настоящей работе является процесс разработки сеноманских газовых залежей с применением БС из скважин существующего фонда.

Целью исследования является повышение эффективности систем разработки газовых месторождений с применением боковых стволов скважин за счет совершенствования методов их проектирования на основе совместного использования алгоритмов оптимизации и геолого-гидродинамического моделирования.

С учетом вышесказанного обозначены основные задачи исследований:

1) создание метода определения числа скважин, выделяемых под забуривание боковых стволов при проектировании разработки залежи;

2) разработка алгоритмов выбора скважин-кандидатов на забуривание боковых стволов и определения очередности их ввода в эксплуатацию;

3) разработка алгоритмов обоснования направлений и длин горизонтальных участков боковых стволов;

4) технико-экономическая оценка эффективности применения боковых стволов скважин с использованием предлагаемых алгоритмов и их программной реализации для реального объекта добычи газа.

На защиту выносятся следующие основные положения и результаты:

1) метод оценки числа скважин-кандидатов на забуривание боковых стволов;

2) комплекс алгоритмов выбора перспективных скважин-кандидатов на забуривание БС, очередности их ввода в разработку, обоснования рациональной длины горизонтальных участков боковых стволов, а также их направлений.

3) численная апробация предлагаемых методов и их программного обеспечения при проектировании разработки реального объекта добычи газа, позволившая повысить эффективность системы разработки при применении боковых стволов скважин.

Исследования, представленные в настоящей диссертации базируются на трудах видных российских и зарубежных специалистов таких, как X. Азиз [1], З.С. Алиев [3], К.С. Басниев [8], Бузинов С.Н. [14], А.И. Гриценко [25], А.И. Ермолаев [31, 34], С.Н. Закиров [43], Г.А.Зотов [45], Ю.П. Коротаев [60], Г.Б. Кричлоу [63], Б.Б. Лапук [73], Р.В. Сенюков [96], В.В. Скворцов [102], В.Р. Хачатуров [110], А.Х. Шахвердиев [112].

Основные результаты диссертации были опубликованы в работах [46-56].

Диссертация выполнена в Федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина» и Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ».

Автор выражает особую благодарность научному руководителю заведующему кафедрой Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, д.т.н., профессору А.И. Ермолаеву. Автор выражает признательность своему отцу Исхакову P.M., а также коллективу ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в лице д.т.н., проф. Ю.Н. Васильева, д.т.н., проф.

A.Г. Потапова, к.г.-м.н. Ю.М. Фримана, д.т.н. A.A. Михайловского, д.хим.н., проф.

B.А. Истомина, д.г.-м.н. H.H. Соловьева, Г.М. Гереш, Ю.Е. Дорошенко за внимание и поддержку, проявленные к данной работе.

1 ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ

ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ

1.1 Анализ истории и текущего состояния разработки сеноманских газовых залежей. Проблемы и возможные пути их решения

История освоения уникальных по запасам газовых месторождений Западной Сибири начинается с 70-х годов, характеризуемых ускоренной разведкой и вводом в разработку сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР): Медвежьего (1972 г.), Уренгойского (1978 г.), Ямбургского (1985 г.) и других [6872, 79-801-

Одним из главных факторов, определявших стратегию освоения газовых месторождений НПТР являлись огромные размеры структур по площади (сотни и тысячи квадратных километров). Большие размеры залежей, наличие обособленных участков, в сочетании с невысокой степенью изученности, предопределила необходимость поэтапного освоения месторождений [4, 24, 64-66, 68-72, 79-80].

Так, например, разница во времени пуска первого (южного) и последнего (северного) участков Медвежьего месторождения составила семь лет, а сеноманской залежи Уренгойской площади Уренгойского месторождения - шесть лет (между запуском УКПГ-1 и УКПГ-1АС), с учетом запуска Таб-Яхинского участка в 2003 г. - 25 лет. Разновременность ввода накладывает особые условия на реализацию мероприятий, направленных на регулирование разработки по причинам дифференциации давлений на различных участках залежей, внутрипластовых перетоков газа, различных темпов обводнения продуктивных горизонтов и т.п.

Другой характерной особенностью освоения крупных газовых залежей является применение центрально-групповой схемы размещения эксплуатационных скважин, как правило, в присводовых частях структур. С одной стороны, такая схема положительно отражается на технико-экономических показателях работы добывающих предприятий, а с другой приводит к формированию региональных депрессионных воронок и неравномерной выработке запасов газа по площади залежи [4, 24, 64-66, 68-72, 79-80].

Практически все сеноманские газовые залежи являются массивными или пластово-массивными, водоплавающими, т.е. подстилаются подошвенной водой по всей площади газоносности. Данная особенность обусловливает необходимость применения дифференцированной схемы вскрытия продуктивных горизонтов, с целью равномерной отработки разреза и предотвращения преждевременного прорыва пластовой воды к забоям скважин. Суть дифференцированного вскрытия заключается

в том, что, во-первых, скважины перфорируются в различных частях разреза, во-вторых, они не добуриваются до поверхности ГВК [68, 80].

Опыт разработки сеномана позволяет выделить основные проблемы, возникающие при разработке таких залежей. Как известно, подход к геологическому изучению залежей был основан и основывается на методике ускоренной разведки. В связи с этим, на стадии первичного проектирования ученым и специалистам пришлось столкнуться с первой проблемой, а именно, необходимостью принятия решений в условиях неопределенности, связанной с недоизученностью параметров. Действительно, в процессе изучения уже на стадии эксплуатации величина начальных запасов газа увеличилась на 42%, уровни годовой добычи возросли на 17%, фонд скважин на сегодняшний день на 60% превышает первоначальный проектный [68, 80].

Неопределенность исходной информации проявляется не только на стадиях разведки и доразведки, но и (зачастую еще в большей мере) в процессе разработки месторождения. Первые проектные документы по разработке газовых залежей составлялись, исходя из предположения о газовом режиме работы пласта. Однако опыт показал, что активность водонапорного бассейна проявляется уже на начальных стадиях, что значительно осложняет разработку. На поздних стадиях эксплуатации месторождения решение проблемы обводнения эксплуатационного фонда скважин становится ключевой.

Все большее количество скважин из-за естественного подъема ГВК обводняется пластовыми водами. Максимальный подъем ГВК, к примеру, на Уренгойском месторождении сегодня составляет 50-70 м. В результате обводнения возникает необходимость периодического проведения капитальных ремонтов по водоизоляции и других мероприятий по восстановлению продуктивности скважин. Однако возможность проведения таких мероприятий зависит от конкретных геологических и технических условий, а результаты не всегда оказываются успешными, что приводит к ежегодному увеличению простаивающего фонда скважин.

Условно бездействующий фонд скважин можно разделить на группы скважин, ожидающие ликвидации, ожидающие капитального ремонта (водоизоляции, реперфорации или восстановления технического состояния) и «самозадавливающиеся». Причинами «самозадавливания» скважин могут быть их эксплуатация с повышенным содержанием пластовой воды в скважинной продукции, их расположение в зонах с низким пластовым давлением при относительно высоком давлении в газосборной сети, их низкая продуктивность.

Ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта происходит

вследствие деформации горных пород в результате изменения напряженного состояния, а также взаимодействия с технологическими жидкостями при строительстве и капитальном ремонте скважин.

Таким образом, основными факторами, снижающими эффективность работы пласта и скважин (вплоть до их остановки) сеноманского комплекса, являются:

ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны пласта, в результате чего снижается производительность скважин;

подъем ГВК, что приводит к обводнению скважин и их неустойчивой

работе;

нарушение устойчивости коллектора призабойной зоны скважины и его разрушение вследствие деформации пласта; вынос абразивных продуктов разрушения в наземное оборудование или их аккумуляция на забое в виде псевдосжиженных и песчаных пробок, снижающих продуктивность скважин;

образование зон защемленных объемов газа вследствие неравномерности отработки залежи.

На настоящем этапе эксплуатации месторождений в качестве профилактической меры используется технология предупреждения развития притока пластовой воды путем гидрофобизации призабойной зоны пласта. На стадии активного водопроявления применяется также технология селективной водоизоляции пласта путем создания водонепроницаемых экранов в обводненной зоне пласта. Эффективной областью применения этой технологии является начальная стадия обводнения скважины, вызванная подъемом ГВК. При значительной обводненности продуктивных горизонтов используются следующие технологии водоизоляционных работ: установка цементных мостов и создание водоупорных экранов полимертампонажными растворами [68, 80].

Для сеноманских залежей характерным является то, что их продуктивные пласты представлены, в основном, слабосцементированными песчаниками. Это обуславливает их разрушение в процессе эксплуатации, а присутствие пластовой воды усугубляет этот процесс. Анализ результатов промысловых геофизических исследований скважин показывает, что в первую очередь происходит разрушение наиболее продуктивных пропластков («суперколлекторов»). Анализ состояния призабойной зоны пласта газовых скважин Уренгойского НГКМ показывает, что в настоящее время более 50% эксплуатационного фонда газовых скважин в той или иной мере охвачено разрушением коллектора. В процессе эксплуатации скважин с дебитами, не обеспечивающими вынос продуктов разрушения на поверхность, в

интервале перфорации образуются песчаные пробки, которые могут привести к полной остановке скважины. В этом случае единственным способом восстановления производительности скважины является проведение ремонтных работ с целью удаления образовавшихся песчаных пробок. Для их предупреждения и ликвидации разработана и применяется технология закрепления призабойной зоны пласта жидким стеклом, забойными фильтрами. Удаление песчаных пробок производится с использованием колтюбинговых установок.

Наряду с решением проблем, связанных с ухудшением фильтрационных свойств призабойной зоны пласта, важной задачей является обеспечение эффективной эксплуатации скважин. Задача может быть решена путем проведения геолого-технических мероприятий, индивидуальных для каждой скважины, и оптимизацией технологического режима ее работы. В условиях нарушения устойчивости призабойной зоны пласта надежная работа скважин обеспечивается таким технологическим режимом работы, при котором исключается образование песчаных пробок в подъемнике и ГСК.

Часто вопросы регулирования технологического режима в связи с обводнением залежи начинают рассматриваться, когда месторождение уже вступило в фазу активного проявления водонапорного режима и выносы жидкости зафиксированы для значительной части эксплуатационного фонда скважин. В целях уменьшения объемов поступающей в залежь воды, обычно снижают отбор газа на данном эксплуатационном участке.

Естественная выработанность запасов газа и снижение пластового давления привело к тому, что конструкции скважин, системы сбора и подготовки газа, запроектированные более 20-25 лет назад, не позволяют обеспечивать нормальную работу объектов добычи газа в изменившихся условиях эксплуатации.

Таким образом, разработка сеноманских газовых залежей, находящихся на завершающей стадии, характеризуется наличием следующих основных проблем:

существенное снижение пластового давления, падение добывных возможностей пласта;

снижение продуктивности скважин из-за: уменьшения величины вскрытия пласта после водоизоляции, образования песчано-глинистых пробок, снижения проницаемости коллекторов вследствие накопления конденсационной влаги;

снижение запасов газа, дренируемых скважинами, также за счет уменьшения величины вскрытия пласта, защемления части запасов пластовой водой и т.д.;

эрозионный и коррозионный износ труб и обвязки скважин; разрушение призабойной зоны пласта и нарушение структуры пород-коллекторов (которые приводят к снижению фильтрационных характеристик пласта и, в ряде случаев, к смятию эксплуатационных колонн);

- снижение пропускной способности газосборных шлейфов вследствие загрязнения и скоплений воды;

ограниченные возможности дожимного комплекса;

обводнение и выбытие скважин, интенсивные водо- и пескопроявления при работе скважин,

физический и моральный износ оборудования, требующий постоянного обновления и соответственно значительных объёмов капитальных вложений в реконструкцию и техническое перевооружение объектов промысла.

Ключевой проблемой рациональной разработки сеноманских залежей НПТР становится проблема доизвлечения их остаточных запасов газа. Несмотря на прогрессивные решения по разработке, прогнозная оценка количества остаточного газа в сеноманских залежах достаточно высока. Проведенные различными авторами оценки показывают, что к 2030 году в разрабатываемых на сегодняшний день залежах остается от 8 до 21 % от начальных запасов газа. В целом по Ямало-Ненецкому автономному округу остаточные запасы сеноманского газа могут составить 4-5 трлн.м3 газа [68, 80].

В этой связи возрастает роль технологий доизвлечения и рационального использования энергетического потенциала залежей. Для поддержания проектных уровней отборов и обеспечения стабильной добычи газа на действующих месторождениях необходимо обеспечить проведение реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа. Одновременно, необходимо обеспечить решение проблем извлечения остаточных запасов газа на завершающей стадии разработки действующих месторождений с достижением высоких коэффициентов газоотдачи.

В настоящее время основные мероприятия по снижению темпа падения добычи газа из сеноманских залежей месторождений севера Западной Сибири в части совершенствования систем разработки можно структурировать по конкретным направлениям работ:

- капитальный ремонт скважин и интенсификация добычи в условиях низких пластовых давлений;

- совершенствование и внедрение новых способов эксплуатации скважин на

поздней стадии разработки месторождений;

- реконструкция дожимного комплекса и газосборных сетей;

- мониторинг систем разработки.

Следуя принципам рациональной разработки [15, 43, 44, 73] в условиях падающей добычи и необходимости максимального доизвлечения остаточных запасов углеводородов, приоритетными становятся вопросы создания и реализация новых методов совершенствования проектных решений, которые условно можно разделить на две группы: улучшение условий дренирования продуктивного горизонта и оптимизация работы системы «пласт - скважина - УКПГ».

Оптимизация работы системы «пласт - скважина - УКПГ» включает увязку добывных возможностей пласта в районах отдельных УКПГ с мощностями технологического оборудования по подготовке и компремированию газа; модернизацию дожимного комплекса.

Улучшение условий дренирования продуктивного горизонта может быть достигнуто путем дополнительного бурения эксплуатационных скважин, перераспределения отборов газа во времени по эксплуатационным зонам, пропорционально дренируемым запасам, а также применения БС.

В настоящий момент забуривание БС планируется на Уренгойском, Ямбургском и Медвежьем месторождениях с целью восстановления продуктивности низкодебитного и простаивающего фонда сеноманских скважин, доизвлечения остаточных запасов, в том числе верхнего этажа газоносности, и вовлечения в более активную разработку запасов периферийных участков.

1.2 Опыт применения боковых стволов на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении

Несмотря на довольно широкое распространение БС при восстановлении продуктивности нефтяных скважин [22, 86-91] , в газовой отрасли опыт применения БС очень незначителен. В настоящий момент опыт применения БС при разработке сеноманских залежей месторождений Западной Сибири на поздней стадии отсутствует. Однако, имеющийся положительный опыт применения БС на месторождениях в других регионах (в частности, в Оренбургской области на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении [93]) позволяет утверждать о перспективности предлагаемой технологии.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) является сложнейшим геолого-промысловым объектом отечественной газовой промышленности.

Основными геологическими особенностями его строения являются многолластовость, значительная расчлененность продуктивной толщи, наличие в разрезе трех типов коллекторов, высокий уровень зональной и послойной неоднородности продуктивных отложений, значительные различия фильтрационно-емкостных свойств коллектора по зонам УКПГ, наличие обширных нефтяных оторочек и самостоятельных газонефтяных залежей в продуктивном разрезе, присутствие многочисленных тектонических нарушений, низкая активность водонапорного бассейна, агрессивный состав пластовых флюидов [93].

Характеристикой текущей стадии разработки месторождения являются высокий уровень выработки запасов, значительное снижение текущего пластового давления, высокий уровень обводнения отдельных зон и участков залежи. При этом Основной залежи ОНГКМ присущи значительные отличия уровня отбора запасов по зонам различных УКПГ, степени снижения пластового давления, активности водонапорного бассейна, общей эффективности реализуемой системы разработки. Если по центральному и западному участкам залежи выработка запасов достаточна высока, то восточная оконечность месторождения (зона УКПГ-10), отделенная от остальной части залежи протяженным тектоническим нарушением, характеризуется малым уровнем выработки при высоком энергетическом потенциале зоны дренирования большинства скважин и низкими фильтрационно-емкостными свойствами пласта [93].

В настоящий момент разработка Основной залежи ОНГКМ ведется в условиях обводнения скважин, низких дебитов и пластовых давлений, зачастую недостаточных для выноса жидкости из ствола скважин, значительного физического износа коммуникаций и промыслового оборудования.

Эксплуатация скважин осложняется ретроградными процессами, происходящими в пласте, скоплением жидкости в призабойной зоне пласта (ПЗП) и на забое, что приводит к ухудшению продуктивных характеристик.

В этих условиях актуальность поиска и апробации мер, направленных на повышение темпов выработки запасов, многократно возрастает. Речь идет о бурении новых, в первую очередь горизонтальных, скважин, оздоровлении существующего фонда, увеличении продуктивности низкодебитных, а также восстановлении простаивающих скважин.

Для формирования эффективной системы разработки и поддержания остаточных темпов выработки месторождения, на Оренбургском НГКМ используется [93]:

забуривание БС в низкодебитных вертикальных скважинах;

ремонтно-изоляционные работы с приобщением перфорацией дополнительных газонасыщенных отложений продуктивного разреза (перевод на вышележащие горизонты);

ремонтно-изоляционные работы по ограничению водопритока в обводненных скважинах.

С целью интенсификации притока углеводородов, в больших или меньших объемах в разные годы на месторождении осуществлялись следующие виды воздействия на призабойную зону и пласт: соляно-кислотные обработки; объемные пенокислотные обработки;

циклическая пенокислотная обработка при давлении раскрытия трещин; удаление столба жидкости из скважины с применением твердых ПАВ; пеноэмульсионные СКО;

обработка ПЗП газовых скважин бинарной смесью; технология волнового воздействия;

гидравлический разрыв пласта без закрепления трещин проппантом и др.

Работы по восстановлению простаивающих скважин путем забуривания вторых стволов на Оренбургском месторождении ведутся в последний период времени весьма активно. В частности, в период 2000-2007 г.г. в целом было восстановлено 47 скважин контрольного фонда, при этом 24 из них - зарезкой БС (БС). В 2005 году зарезкой БС было восстановлено 9 скважин - по 4 скважины на УКПГ-2 и УКПГ-12, 1 скважина на УКПГ-14. В центральной части залежи зарезка БС оказалась низкоэффективной. В 2006 году бурение БС было проведено на 9 скважинах центральной части залежи: 2 скважины контрольного фонда; 7 низкодебитных скважин, остановленных по причине обводнения [93].

Концепция перевода скважин на первый эксплуатационный объект строилась на низкой степени выработки запасов артинских отложений по причине их ухудшенных фильтрационных характеристик. Этот факт нашел свое подтверждение в том, что пластовое давление после перевода скважин превышает его значение на момент остановки перед забуриванием БС.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Исхаков, Роберт Рустямович, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 Азиз X. Математическое моделирование пластовых систем. / X. Азиз, Э. Сеттари - М.: Недра, 1982.-407 с.

2 Айда-заде K.P. О задаче размещения нефтяных скважин и управления их дебитами. / K.P. Айда-заде, А.Г. Багиров //Автоматика и телемеханика. - 2006. - №1. -С. 52-62.

3 Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко - г. Печора: Печорское время, 2002.-894 с.

4 Андреев О.Ф. Освоение газовых месторождений Крайнего Севера. / О.Ф. Андреев, С.Н. Бузинов - М.: ВНИИГАЗ, 1975. - 213 с.

5 Андреев О.Ф., Бузинов С.Н., и др. Рациональное размещение эксплуатационных скважин на газовых месторождениях Севера Тюменской области // Геология, разработка, транспорт, хранение и переработка природного газа. Сборник трудов института. - М.: ВНИИГАЗ, 1973. - С. 31 - 49.

6 Ахметзянов A.B. К проблеме оптимального управления разработкой нефтяных месторождений / A.B. Ахметзянов, В.Н. Кулибанов // Автоматика и телемеханика. - 1998. - № 4. - С. 5 - 13

7 Бакеев P.A. Предотвращение аварийного фонтанирования газовых скважин и восстановление их продуктивности / P.A. Бакеев, Г.П. Зозуля, A.B. Кустышев, И.А. Кустышев, С.А. Уросов, Л.У. Чабаев, Т.И. Чижова // Обз. информ. Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ИРЦ Газпром, 2003.-55 с.

8 Басниев К.С. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Г.Д. Розенберг - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 544 с.

9 Басниев К.С. Новый этап в развитии фундаментальных научных основ разработки месторождений углеводородов. / Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 49-53.

10 Басниев К.С. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. / К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов - М.: Недра, 1993. - 416 с.

11 Белитченко В.А. Прогнозирование продуктивности и обоснование размещения скважин при разработке уникальных месторождений в карбонатных коллекторах Прикаспийской впадины: На примере Астраханского газоконденсатного

месторождения. - М.: Дисс. канд. техн. наук: 25.00.17. - 2002. - 154 с.

12 Бондаренко В.В. Исследование процесса кольматации при вскрытии газовых залежей горизонтальными скважинами - Газовая промышленность. - 2009. -№01/627-С. 39-41.

13 Бродецкий Г.Л. Системный анализ в логистике, выбор в условиях неопределённости. — Москва: Academia, 2010.— 336 с.

14 Бузинов С.Н. Расчет притока к горизонтальной скважине при кустовом размещении / С.Н. Бузинов, Г.С. Крапивина, А.Л. Ковалев // Газовая промышленность.

- 2003. - №9. - С.55-57.

15 Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: Недра, 1999. -412 с.

16 Гайдуков Л. А. Производительность горизонтальных скважин в техногенно

- измененных неоднородных пластах: Автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17. -Тюмень, 2000. - 51 с. - М. 2010 - 23 с.

17 Гайдуков Л.А. Влияние околоскважинных зон на продуктивность газовых скважин / Л.А.Гайдуков, H.H. Михайлов // Газовая промышленность. - 2008. - №6. -С.31-33.

18 Гайдуков Л. А. Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их продуктивность / Л.А.Гайдуков, H.H. Михайлов // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №1.- С. 90-93.

19 Гайдуков Л.А. Производительность горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах / Л.А.Гайдуков, H.H. Михайлов // Экспозиция нефть газ, - 2010,- №2,- С. 19-25.

20 Гайдуков Л.А. Скин-фактор горизонтальной скважины в неоднородном пласте / Л.А.Гайдуков, H.H. Михайлов // Бурение и нефть. - 2010. - №4. - С. 21-23.

21 Гайдуков Л.А. Нелинейная фильтрация газа к горизонтальной скважине с измененной околоскважинной зоной / Л.А.Гайдуков, H.H. Михайлов II Газовая промышленность. - 2010. - №1,- С. 37-40.

22 Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 255 с.

23 Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождении. / Ш.К.Гиматудинов, Ю.П. Борисов - М.: Недра, 1983.-463 с.

24 Гордеев В.Н. Повышение эффективности эксплуатации скважин и регулирования разработки обводняющихся газовых залежей Крайнего Севера: Дис. ...

канд. техн. наук: 25.00.17. - Надым, 1997. - 130 с.

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

26 Дзюба В.И. Гидродинамическое моделирование разработки месторождений углеводородов. Проблемы и перспективы // Нефтяное хозяйство. -2007.-№ 10.-С. 78-81.

27 Дмитриевский С.А. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений природных углеводородов. / С.А. Дмитриевский, П.А.Юфин, И.Ю. Зайцев и др. // Сб. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М.: Наука, 2000. - С. 245-252.

28 Евстафьев И.Л. Оптимизация схемы размещения скважин на начальной стадии разработки Северо-Каменномысского месторождения / И.Л.Евстафьев, Р.Г. Апхимов, Е.Ю. Голиченко, A.M. Семенов // Газовая промышленность. - 2011. - №7. -С. 35-38.

29 Ермолаев А.И. Модели и алгоритмы размещения кустовых площадок и распределения скважин по кустам при разработке нефтяных и газовых месторождений / А.И. Ермолаев, A.M. Кувичко, В.В. Соловьев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - №9. - 2011. - С. 29-32.

30 Ермолаев А.И. Модели и алгоритмы рациональной расстановки скважин на газовой залежи / А.И. Ермолаев, A.M. Кувичко, В.В. Соловьев // Труды II Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» («WGRR-2010»), Москва, 28-29 октября 2010 г.

31 Ермолаев А.И. Модели и методы оптимизации в проектировании АСУ. -М.: МИНГим. И.М. Губкина, 1991.-38 с.

32 Ермолаев А.И. Модели многокритериального выбора вариантов эксплуатации нефтяных скважин / А.И. Ермолаев, К.А. Бравичев - М.: РГУНГ, 2005. -130 с.

33 Ермолаев А.И. Модели рационального размещения скважин при разработке газовых и газоконденсатных месторождений / А.И.Ермолаев, И.И. Ибрагимов // Труды Института проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН. Том XXVII, 2006.-С. 118-123.

34 Ермолаев А.И. Модели формирования вариантов размещения скважин на залежах нефти и газа. - М.: МАКС Пресс, 2010 - 80 с.

35 Ермолаев А.И. Модели формирования фонда нагнетательных скважин на

нефтяных залежах. / А.И. Ермолаев, A.M. Кувичко, В.В. Соловьев // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - №6. - 2010. - С. 6-9.

36 Ермолаев А.И. Оптимизация размещения скважин на нефтяных залежах на основе алгоритмов целочисленного программирования / А.И.Ермолаев, Б.А. Абдикадыров // Проблемы управления. - 2007. - №6. - С. 45-49.

37 Ермолаев А.И. Применение моделей дискретной оптимизации для рационального размещения газовых скважин / А.И.Ермолаев, А.Б.Золотухин, Б.А. Абдикадыров // Вестник КАЗНУ им. Апь-Фараби. - Апматы (Казахстан) . - 2008. - т. 13, часть 2.

38 Ермолаев А.И. Формирование рациональных вариантов размещения скважин на газовой залежи / А.И.Ермолаев, Б.А. Абдикадыров // Газовая промышленность. - 2008. - №5. - С. 52-55.

39 Ермолаев С.А. Применение агрегированных моделей разработки нефтяных залежей. / Сб. тезисов докладов Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть: наука, экология и экономика". - Альметьевск: Апьметьевский нефтяной институт - 2001. - С. 19

40 Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин -нефтеотдача». -М.: Издательский Дом «Грааль», 2002. -314 с.

41 Закиров С.Н. Вопросы размещения скважин и анализа разработки на электронных моделях. - М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - С. 67.

42 Закиров С.Н. К оптимизации системы размещения скважин на площади газоносности / С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, Г.Д. Маргулов, В.Н. Турниер // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Реф. сб. - М.: ВНИИЭГазпром, 1972, № 2, С. 3 - 9

43 Закиров С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений / Закиров С.Н., Лапук Б.Б. - М.: Недра, 1974. - 376 с.

44 Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазо-конденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998. - 628 с.

45 Зотов Г.А. Продуктивность и добывные возможности куста газовых скважин. / Сб. Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Часть III. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - С.116-134

46 Исхаков P.P. Анализ возможности применения БС зарезки боковых стволов для снижения темпов падения добычи газа на месторождениях севера Западной Сибири // Сб. тезисов докладов Восьмой всероссийской конф. молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», 6-

9 окт. 2009. - M.: РГУНГ, 2009. - С.49.

47 Исхаков P.P. Методика выбора направления для забуривания боковых стволов на основе оптимизационного алгоритма расстановки скважин // Нефть, газ и бизнес - 2012. - №8. - С. 76-79.

48 Исхаков P.P. Методика проектирования боковых стволов скважин на месторождениях Западной Сибири с учетом поздней стадии разработки / P.P. Исхаков, С.А. Воронов, А.И. Ермолаев, В.В. Воронова // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №1. - С. 38-41.

49 Исхаков P.P. Методические подходы к проектированию боковых стволов скважин на газовых месторождениях Западной Сибири, находящихся в завершающей стадии эксплуатации / P.P. Исхаков, С.А. Воронов // Сб. тезисов докладов 2-й Международной научно-практической конф. «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR-2010)», 28-29 окт. 2010. - М.: ВНИИГАЗ, 2010-С. 71.

50 Исхаков P.P. Оптимизация выбора направления для забуривания боковых стволов на газовых месторождениях / P.P. Исхаков, С.А. Воронов // Сб. тезисов докладов Девятой всероссийской конф. молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», 4-7 окт. 2011. - М.: РГУНГ, 2011. - С. 75.

51 Исхаков P.P. Поддержание уровней добычи газа путем забуривания боковых стволов на месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии эксплуатации / В.В. Полупанова, С.А. Воронов, P.P. Исхаков, В.В. Соловьев // Сб. научных статей по проблемам нефти и газа, Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина - 2010. - №2/259. - С. 47-60.

52 Исхаков P.P. Применение оптимизационных алгоритмов расстановки скважин при проектировании разработки газовых месторождений и создании ПХГ / P.P. Исхаков, С.А. Воронов // Сборник тезисов докладов III молодежной научно-практической конф. «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», 13 окт. 2011. - М.: ВНИИГАЗ, 2010- С. 38.

53 Исхаков P.P. Проблемы формирования технологических режимов работы газовых промыслов на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона / Г.М. Гереш, Ю.Е. Дорошенко, Л.Н. Евликова, P.P. Исхаков // Сборник научных трудов ООО "ТюменНИИгипрогаз": 2011 г. / ООО "ТюменНИИгипрогаз". Тюмень: Флат, 2011. - С. 124-127.

54 Исхаков P.P. Проблемы формирования технологических режимов работы

газовых промыслов на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона / Г.М. Гереш, Ю.Е. Дорошенко, Л.Н. Беликова, P.P. Исхаков // Газовая промышленность. - 2012. -№1/669. - С. 24-27.

55 Исхаков P.P. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ «Выбор оптимальной длины и направления для забуривания бокового ствола на бездействующем фонде скважин» / Мохов М.А., Исхаков P.P., Воронов С.А., Воронова В.В. // Свидетельство № 2012614781, Заявка № 2012612566, Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ Федеральной службы по интеллектуальной собственности 29.05.2012 г.

56 Исхаков P.P. Учет неоднородности пласта при обосновании глубины спуска насосно-компрессорных труб в горизонтальную газовую скважину / А.И.Захаров, P.P. Исхаков // ВНИИОЭНГ, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2009. - №7. - С. 34-40.

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

58 Колбиков C.B. О приближенном подходе к решению задачи размещения эксплуатационных скважин по площади залежи. / C.B. Колбиков, Е.Б. Губанова // Сб. тез. докл. Научно-практической конф. «Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений, 12-15 ноября 1998. - Москва, 2010 - С.24-26.

59 Кормен Т. Алгоритмы: построение и анализ / Кормен Т., Лейзерсон Ч., Ривест Р., Штайн К. — М.: Вильяме, 2005. — 1296 с.

60 Коротаев Ю.П. Методы оптимизации и их применение в задачах нефтяной и газовой промышленности. / Коротаев Ю.П., Сенюков Р.В. - М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 976. - 59 с.

61 Коротаев Ю.П. Разработка методов оптимизации размещения эксплутационных скважин. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. / Ю.П. Коротаев, Н.Б. Умрихин // Реф. сб. ВНИИЭГазпром. - 1975. -№9,- С.32-35.

62 Краснова Т.П. Расчет оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой. / Т.П. Краснова, А.П. Телков // Сб. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1997. - №6. - С. 34 - 39

63 Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. - М.: Недра, 1979. - 303 с.

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

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

66 Крылов Г.В. Совершенствование методов геолгического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири / Г.В. Крылов, А.Н. Лапердин, В.Н. Маслов; отв. редактор О.М. Ермилов. - Новосибирск: Издательство СО РАН, 2005. - 392 с.

67 Лабскер Л.Г. Обобщенный критерий пессимизма-оптимизма Гурвица // Финансовая математика. — М.: МГУ им. М.В. Ломоносова, 2001. — С. 401—414.

68 Лапердин А.Н. Геолого-технологические основы совершенствования разработки сеноманских газовых залежей севера Западной Сибири. Диссертация на соискание ученой степени д.г.-м.н,- Тюмень, 2006. - 454 с.

69 Лапердин А.Н. Геолого-экономические критерии оптимизации разведки нефтяных и газовых месторождений // Геологическое моделирование газовых месторождений: Сб.науч.тр. - М.: ВНИИГАЗ, 1988. - С. 54-64.

70 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.

71 Лапердин А.Н. Опыт разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье. / А.Н. Лапердин, В.К. Голубкин, В.Н. Маслов, В.В. Дмитрук, О.М. Ермилов, В.В. Масленников // Обз.инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2001. - Вып.5. - 51 с.

72 Лапердин А.Н. Совершенствование систем разработки газовых и газоконденсатных залежей Тюменской области / А.Н. Лапердин, Ю.Ф. Юшков, С.В. Дюкалов // Обз.информ. Сер. Совершенствование систем разработки газовых и газоконденсатных месторождений Тюменской области. -М.: ВНИИЭГазпром, 1985. -Вып.7.- с.36.

73 Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки газовых месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1948. - 347 с.

74 Ларионов A.C. Применение генетического алгоритма для поиска оптимального расположения ствола скважины в пласте. / A.C. Ларионов, В.В. Соловьев

// Сб. тезисов VI—й конф. «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 2730 сент. 2005.

75 Ларионов A.C. Разработка методики и прикладных средств для оптимизации и контроля размещения скважин в нефтегазовых пластах: Дисс. канд. техн. наук: 05.13.11 М., 2005. - 160 с.

76 Лысенко В.Д. Адаптивная система разработки нефтяных месторождений./ Сб. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 445 - 453.

77 Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра, 2000.-516 с.

78 Лэсдон Л.С. Оптимизация больших систем. - М.: Наука, 1975. - 431 с.

79 Максимов В.М. Новые подходы в теории разработки нефтегазовых месторождений. / Сб. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М.: Наука, 2000. - С. 165-172.

80 Маслов В.Н. Технология управления разработкой крупных газовых месторождений Крайнего Севера. Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.т.н. - Москва, 2007.- 61 с.

81 Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция). - М.: Экономика, 2000 - 56 с.

82 Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели). - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2003. - 228 с.

83 Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 1. Геологические модели. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - 164 с.

84 Мину М. Математическое программирование. Теория и алгоритмы. - М.: Наука, 1990-486 с.

85 Михалевич B.C. Методы последовательной оптимизации. / B.C. Михалевич, А.И. Кукса - М.: Наука, 1983. - 207 с.

86 Оганов A.C. Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины / A.C. Оганов, A.C. Повалихин,

B.М. Беляев, A.A. Ахметов, В.Н. Москвичев // Нефтяное хозяйство. - 1993. - №9. -

C.45-50.

87 Оганов A.C. Забуривание нового ствола из эксплуатационной колонны скважины 74 МСП-6 на шельфе Вьетнама / A.C. Оганов, A.C. Повалихин, O.K. Рогачев,

B.А. Федорычев, В.Т. Лыонг, Л.К. Ньяк // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - ВНИИОЭНГ. - 1997. - №6,7. - С.60.

88 Плотников A.A. Анализ строительства боковых стволов в добывающих скважинах на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / A.A. Плотников, Я.М. Курбанов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 2. -

C.34.

89 Повалихин A.C. Вскрытие наклонно залегающих продуктивных пластов горизонтальным БС / A.C. Повалихин, П.Э. Камский, A.B. Козлов, В.Г. Глушич // Нефтегазовые технологии. - 2000.- №1.- С.45.

90 Повалихин A.C. Развитие технологии строительства боковых горизонтальных стволов и ответвлений. Опыт и перспективы. / A.C. Повалихин, A.C. Оганов, O.K. Рогачев // Бурение и нефть. - 2008. - №10. - С.46-48.

91 Хисамов P.C. Развитие горизонтальной технологии разработки нефтяных месторождений Татарстана / P.C. Хисамов, P.P. Ибатуллин, Р.Т. Фазлыев, И.Г Юсупов. // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №8.

92 РД 08-625-03 Инструкция по безопасности производства работ при восстановлении бездействующих нефтегазовых скважин методом строительства дополнительного наклонно-направленного или горизонтального ствола скважины» -Москва, 2003. - 176 с.

93 РД 153-39.0-047-00 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений - М.: Минтопэнерго, 2000. - 150 с.

94 Решетников С.А. Зарезки горизонтального ствола на скважинах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения / С.А. Решетников, А.И. Коршунов // Бурение и нефть, 2008, №10, с.49-51.

95 Саати Т. Принятие решений. Метод анализа иерархий. - М.: Радио и связь, 1993.-315 с.

96 Сенюков Р.В. Оптимизация размещения скважин на газовых месторождениях. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. Научно-технический обзор, М.: ВНИИЭГазпром, 1977. -23 с.

97 Сенюков Р.В. Вопросы оптимального размещения скважин и распределение дебитов по критерию минимума потерь пластовой энергии. / Р.В. Сенюков, Н.Б. Умрихин - М.: Газовое дело. - 1972.- №9.- С.9-12.

98 Серебренников И.В. Применение классификационных схем при анализе разработки месторождений / И.В. Серебренников, Е.К. Зозуля, С.П. Власов, A.B.

Другов, Ф.С. Потехин // Известия вузов. Нефть и газ. - 2007. - № 4. - С. 26-29.

99 Серебренников И.В. Разработка экспресс-метода выбора скважин для проведения работ по ограничению водопритоков: Автореф. дис. ... канд.техн.наук: 25.00.17. - Тюмень, 2008. - 23 с.

100 Серебренников И.В. Комплексный подход к определению перспективных участков месторождения для бурения боковых стволов и оценке их эффективности / И.В. Серебренников, И.С. Матиешин, Ф.С. Потехин // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. ИНиГ и материалов межрегион, науч.-практ. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - Т.1. - С. 172176/

101 Сигал И.Х. Введение в прикладное дискретное программирование: модели и вычислительные алгоритмы. / И.Х. Сигал, А.П. Иванова - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2003. -240 с.

102 Скворцов В.В. Математический эксперимент в теории разработки нефтяных месторождений. - М.: Наука, 1970. - 224 с.

103 Соколов A.A. Современные средства геостатистики в интегрированном моделировании газовых месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 35 с.

104 Соловьев В.В. Модели автоматизированного размещения кустовых площадок и распределения газовых скважин по кустам// Сб. тезисов IX—й конференции «Новые технологии в газовой промышленности», Москва 4-7 октября 2011 г.

105 Тагиров K.M. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии. / Тагиров K.M., Нифантов В.И. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. -160 с.

106 Триус Е.Б. Задачи математического программирования транспортного типа. - М.: Советское радио, 1967. - 208 с.

107 Хачатуров В.Р. Математические методы регионального программирования. - М.: Наука, 1989. - 302 с.

108 Шагиев Р. Г. Анализ составляющих скин-фактора на примере исследований скважин Памятно-Сасовского месторождения - Нефтяное хозяйство. -2002,- №12.-С. 67-69.

109 Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Оптимизация плотности сетки скважин и ее влияние на коэффициент извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 12.-С. 54-57.

110 Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. - М.: Недра, 1985.-288 с.

111 Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин нефтяных скважин. // Сб. Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемый для внедрения в газовой промышленности. - М.: ВНИИЭГазпром, вып. 2, 1992.

112 Abasov М.Т., Babayev D.A., Karayeva Е.М. A system approach to the problem of drilling and developing gas fields. - Appl. Comput. Meth. Miner. Ind. Proc. 14th Symp. 1976,- New York, N. Y. - 1977. - p. 740 - 745

113 Badru O. Well - placement optimization using the quality map approach, report in partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science. Stanford University. 2003.

114 Cullik A.S., Navayanan K., Gorell S. Optimal field development planning of well locations with reservoir uncertainty // paper SPE 96986 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, U.S.A., 9-12 October 2005.

115 Da Cruz, P. S., Home, R.N., and Deutsch, С V., The Quality Map: A Tool for Reservoir Uncertainty Quantification and Decision Making // paper SPE 56578, Houston, U.S.A., 3-6 October 1999.

116 Economides Michael J. Petroleum production systems / Michael J. Economides, A. Daniel Hill, Christine Ehlig-Economides. - «Prentice Hall Ptr», 1993 - 624 c.

117 Ermolaev A.I., Kuvichko A.M., Solovyev V.V. Formation of Set of Injectors on Oilfields. // Proceedings of the EAGE Conference ECMOR XII, 6-8 September 2010, Oxford, UK.

118 Ermolaev A.I., Larionov A.S., Nifantov A.V. Efficient Well Spacing Algorithms.// Proceedings of the EAGE Conference ECMOR X. - Amsterdam, 2006.

119 Guyaguler B. Optimization of well placement and assessment of uncertainty. A dissertation for the degree of doctor of philosophy. Stanford University. 2002. 137 p.

120 Guyaguler B, Home R. N. Uncertainty assessment of well placement optimization. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana, September, October 2001. SPE 71625.

121 Guyaguler, В., Home, R. N., Rogers, L, and Rosenzweig, J. J. (2002), "Optimization of Well Placement in a Gulf of Mexico Water flooding Project", SPEREE (June 2002)229.

122 Land A.H., Doig A.G. An automatic method of solving discrete programming problems // Econometrica, 1960 - 28, №3, p. 497-520

123 Rosenwald G.W., Green D.W. «А method for determining the optimum location of wells in reservoir using mixed-integer programming.» SPE J., 1973.

124 Schlumberger GeoGuest. Справочное руководство. - M., 2006.

125 Wen Н. Chen, Pallav Sarma Efficient well placement optimization with gradient-based algorithms and adjoint model», Intelligent energy conference and exhibition, 25-27 February 2008, Amsterdam, The Netherlands.