Оптимизированная технология заканчивания скважин в осложненных геолого-технических условиях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Шакиров, Рустам Анисович

• Шакиров, Рустам Анисович
• кандидат наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат наук Шакиров, Рустам Анисович

Введение

Актуальность работы

Цель работы

Основные задачи исследований

Научная новизна

Основные защищаемые положения

Практическая значимость

Апробация и публикация

ГЛАВА I. Современное состояние проблемы повышения качества вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин в осложненных геолого-технических условиях. Постановка задач исследований

1.1. Состояние проблемы первичного вскрытия продуктивных пластов- коллекторов при строительстве нефтегазовых скважин в осложненных горногеологических условиях

1.2. Состояние проблемы вторичного вскрытия продуктивных пластов-коллекторов и освоения скважин в осложненных горно-геологических условиях

1.3. Принципы построения функциональной схемы заканчивания скважин в сложных геолого-технических условиях

1.4. Постановка задач исследования

ГЛАВА II. Разработка физических основ и методологии моделирования ударно-волнового воздействия на призабойную зону пласта и продуктивный

пласт

2.1. Математическое моделирование энергетической модели системы «скважина — продуктивный пласт» при первичном вскрытии продуктивных пластов

2.2. Математическое моделирование энергетической модели взаимодействия «перфорационной системы — продуктивный пласт»

2.3. Физические основы натурного моделирования вторичного вскрытия продуктивных пластов на основе использования кумулятивной перфорации

2.4. Скважинные экспериментальные исследования при заканчивании скважин

2.4.1. Скважинные экспериментальные исследования процесса первичного вскрытия продуктивных пластов

2.4.2. Скважинные экспериментальные исследования при вторичном вскрытии продуктивных пластов

Выводы

ГЛАВА III. Методология оптимального проектирования заканчивания нефтяных и газовых скважин на основе интегрированного анализа геолого-геофизических и гидродинамических исследований

3.1. Разработка требований к оптимальному комплексу исследований при вскрытии продуктивных пластов и освоении скважин

3.2. Прогнозирование и выбор объектов заканчивания по результатам статистического моделирования

3.3. Построение постоянно действующих энергетических и гидродинамических моделей продуктивного пласта

3.4. Разработка технологии оптимального проектирования первичного вскрытия продуктивных пластов

3.5. Разработка технологии оптимального проектирования вторичного вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

3.6. Анализ фактических параметров перфосистем

3.7. Опробование технологии проектирования заканчивания скважин на пилотных объектах

Выводы

ГЛАВА IV. Разработка аппаратно-технических средств и оптимизированной технологии заканчивания скважин

4.1. Требования к технико-методическому обеспечению оптимизированной технологии вскрытия продуктивных пластов

4.2. Разработка аппаратно-программного комплекса управления первичным вскрытием продуктивных пластов

4.3. Разработка оптимизированной технологии первичного вскрытия продуктивных пластов

4.4. Разработка оптимизированной технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов

4.5. Разработка технического обеспечения оптимизированной технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов

4.6. Оценка эффективности первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов

4.7. Выбор оптимальной технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов

4.8. Аппаратно-программный комплекс для освоения скважин «АРМ-Технолог — Вскрытие пластов и освоение скважин» в режиме "On-Line"

Выводы

ГЛАВА V. Научно-методические основы использования инновационных технических и технологических решений при заканчивании и освоении скважин в осложненных reo лого-технических условиях

5.1. Принципы моделирования фильтрационных характеристик продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях заканчивания и освоения скважин

5.2. Методология моделирования режимов фильтрации в продуктивном пласте и результаты модельного анализа

5.3. Методика обработки и интерпретации, скважинных материалов заканчивания скважин и анализ результатов гидродинамического обеспечения на пилотных объектах

5.3.1. Заканчивание скважин при разведочном бурении

5.3.2. Заканчивание наклонно-направленных скважин при кустовом эксплуатационном бурении

5.3.3. Заканчивание горизонтальных скважин

5.4. Оценка эффективности обработки призабойной зоны пласта при освоении скважин

Выводы

ГЛАВА VI. Результаты опытно-промышленного опробовании внедрения инновационной технологии заканчивания скважин

6.1. Промышленное опробование и внедрение оптимизированной технологии заканчивания скважин с использованием информационного гидродинамического обеспечения

6.1.1. Заканчивание наклонно-направленной добывающей скважины 24V/12, Санинское месторождение

6.1.2. Заканчивание горизонтальной добывающей скважины 467Б/23, Западно-Сургутское месторождение

6.1.3. Заканчивание горизонтальной добывающей скважины 473Б/20Б, Западно-Сургутское месторождение

6.1.4. Заканчивание горизонтальной добывающей скважины 1375/Г/466, Яун-Лорское месторождение

6.1.5. Заканчивание горизонтальной добывающей скважины 1874V/92, Лукь-явинское месторождение

6.1.6. Заканчивание разведочной скважины 3605Р, Нижне-Сортымское месторождение

6.2. Результаты комплексной обработки данных скважинных гидродинамических измерений методом переменной депрессии

6.3. Сравнительный анализ эффективности базовой и разработанной оптимизированной технологии заканчивания скважин

6.4. Перспективы использования и рекомендации по дальнейшему применению разработанной технологии

Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ Литература

291

Приложения:

Приложение № 1. Акт о внедрении оптимизированной технологии заканчи-

вания скважин на площадях ОАО "Газпром" и ОАО "Лукойл" Положение № 2. Акт о внедрении оптимизированной технологии вторичного вскрытия и опробования продуктивных пластов на объектах ОАО "Сургутнефтегаз"

Приложение № 3. Расчет экономической эффективности оптимизированной

технологии освоения скважин Приложение № 4. Руководство пользователя "Вторичное вскрытие нефтена-

сыщенных пластов". Программное обеспечение Приложение № 5. Подсистема "Испытание и вскрытие пластов". Рабочий

проект ОГГИС ОАО "Газпром" Приложение № 6. Компьютизированная технология геолого-

технологических исследований скважин "АРМ-Технолог" Приложение № 7. Инструкция по эксплуатации аппаратно-программного

комплекса по освоению скважин "АРМ-Технолог". Версия 2.10 Приложение № 8. Руководство пользователя. Программный комплекс по за-

канчиванию скважин "Опйтит-КЮ" Приложение № 9. Акт метрологической экспертизы сертифицированных приборов

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизированная технология заканчивания скважин в осложненных геолого-технических условиях»

Введение

Актуальность работы

Для выполнения задач реализации энергетической политики страны в нефтегазовом комплексе необходимым условием является дальнейшее наращивание объемов исследований, направленных на повышение качества и эффективности строительства нефтяных и газовых скважин в сложных геолого-технических условия (увеличение глубин скважин, термобарические условия, сложно-построенный тип коллектора, низкопроницаемые продуктивные пласты, строительство горизонтальных и многозабойных скважин и др.). Кроме того, наблюдаемое истощение активных запасов углеводородного сырья (УВС) на открытых и вновь осваиваемых месторождениях, снижение объемов буровых работ и разработка месторождений УВС со сложно-построенными залежами и низкопроницаемыми продуктивными пластами (ПП) предъявляют все более высокие требования к качеству заканчивания скважин, являющегося одним из главных и технически сложных процессов в цикле строительства скважин, когда от качества выполнения данного этапа для разведочного бурения зависит оценка запасов месторождения УВС, а для эксплуатационного бурения — коэффициент извлечения нефти из продуктивного пласта (КИН). Например, анализ результатов вторичного вскрытия продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири показал, что потенциальные возможности коллекторов используются лишь на 40—50 %, а для низкопроницаемых пластов текущий коэффициент нефтеотдачи не превышает 20 %.

Применяемые традиционные технологии первичного и вторичного вскрытия не позволяют получать потенциальные дебиты в связи с тем, что происходит загрязнение призабойной зоны продуктивного пласта (ПЗП), в ней не обеспечивается надлежащее снятие напряженного состояния, создаваемого как в процессе первичного вскрытия пласта-коллектора не в оптимальных режимах, так и в процессе разработки месторождений УВС ввиду снижения пластового давления.

Используемые перфорационные системы зачастую не обеспечивают оптимального вторичного вскрытия ПП и освоения скважины ввиду отсутствия надлежащего методического и информационного сопровождения процесса вторичного вскрытия ПП и интенсификации притока. Одним из актуальных способов решения проблемы повышения качества и эффективности вскрытия продуктивных пластов является создание в рамках использования существующих перфорационных систем оптимизированной технологии заканчивания скважин, включающей как оптимизацию проектирования процесса вскрытия ПП с оценкой эффективности вскрытия и оценкой параметров пласта на основе проводимых гидродинамических исследований, а также интенсификации притока методами обработки ПЗП, совмещенными во времени с гидродинамическими исследованиями и подъемом перфоратора.

Цель работы

Повышение эффективности и качества заканчивания скважин за счет разработки

теории и практики управляемого вскрытия продуктивных пластов с использованием

волнового воздействия на призабойную зону скважины.

Основные задачи исследований

1. Анализ результатов теоретических и технологических решений по обеспечению сохранности фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов и современного состояния их вскрытия.

2. Обоснование принципов оптимального проектирования перфорационных систем, технологии оптимального вскрытия продуктивного пласта и интенсификации притока с использованием ударно-волновых методов воздействия на ПЗП.

3. Разработка технических требований к системе управления первичным и вторичным вскрытием продуктивного пласта и освоения скважин.

4. Разработка технического, информационного и математического обеспечения для реализации технологии комплексных гидродинамических исследований при вскрытии продуктивных пластов и обработке призабойной зоны пласта.

5. Разработка оптимизированной комплексной технологии вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин, совмещенной с управляемым воздействием на ПП.

6. Обобщение результатов промышленных испытаний разработанных технологий и анализ технологической эффективности комплексной технологии первичного и вторичного вскрытия.

7. Промышленное опробование и внедрение разработанной технологии и информационно-управляющей системы по вскрытию и освоению нефтегазовых скважин.

Научная новизна работы

1. Предложена и научно обоснована комплексная технология первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов и проведения гидродинамических скважин-ных исследований.

2. Предложены и разработаны оптимальные проекты перфорационных систем для вторичного вскрытия, основанные на данных физического и математического моделирования системы энергетического взаимодействия ударно-волнового излучения и призабойной зоны продуктивного пласта.

3. Предложен и количественно обоснован метод количественной оценки эффективности первичного и вторичного вскрытия 1111 с определением продуктивности и фильтрационных характеристик пласта-коллектора.

4. Обоснованы и сформулированы принципы проектирования оптимальных параметров перфорационных систем для интенсификации вызова притока из пласта и увеличения КИН при разработке месторождений УВС.

5. Предложена и разработана методика комплексного применения ГДИ и ГИС для изучения эффективности заканчивания скважин.

6. Разработаны требования к созданию компьютизированной системы и сама система оперативного контроля и управления вскрытием и заканчиванием скважины с использованием гидродинамических исследований и воздействия на ПЗП.

7. Предложена и разработана технологическая схема заканчивания скважин, основанная на комплексировании гидродинамических исследований и обработки ПЗП методом переменных динамических давлений.

Основные защищаемые положения

1. Функциональные зависимости продуктивности и фазовой проницаемости продуктивных пластов-коллекторов от энергоемкости воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП).

2. Энергетическая и гидродинамическая модели ПЗП, прогнозируемые по данным корреляционного моделирования геоинформации.

3. Частотные характеристики и энергетическая модель взаимодействия перфорационной системы и призабойной зоны пласта-коллектора.

4. Энергетические критерии оптимизации первичного и вторичного вскрытия ПП.

5. Принципы анализа и синтеза системы управления первичным и вторичным вскрытием ПП и интенсификации притока методом регулируемых динамических давлений.

6. Оценка эффективности первичного и вторичного вскрытия ПП на основе энергетического взаимодействия перфорационной системы и пласта.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных в диссертационной работе задач были проведены натурное, физическое и математическое моделирование. Проведены многочисленные экспериментальные исследования на пилотных объектах ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Лукойл», ОАО «Роснефть» и ООО «Оренбурггазпром». При расчетах использовались апробированные методы планирования экспериментов и статистические методы обработки информации. При синтезе системы проектирования информационно-управляющей системы заканчивания скважин использовались методы управления сложными линейными и нелинейными системами.

Достоверность научных выводов и рекомендаций

Достоверность основана на анализе опыта строительства и заканчивания глубоких нефтяных и газовых скважин и данных статистической обработки результатов многочисленных экспериментальных и промысловых исследований. Теоретические положения и рекомендации автора подтверждены результатами опробования и внедрения разработанной технологии в различных нефтегазоносных регионах страны.

Практическая ценность работы

1. Разработана технология качественного вторичного вскрытия продуктивных пластов с использованием рационального комплекса гидродинамических исследований.

2. Разработана комплексная технология заканчивания скважин, основанная на совмещении с гидродинамическими исследованиями управляемого воздействия на призабойную зону пласта.

3. Разработана компьютизированная система контроля и управления вскрытием ПП для определения параметров пласта-коллектора и управления интенсификацией вызова притока, позволяющая оптимизировать процесс освоения с сохранением коллекторских свойств ПП и повышением продуктивности скважины.

4. Разработаны оптимальные проекты и технологические схемы вскрытия и испытания продуктивных пластов-коллекторов в различных осложненных геолого-технических условиях.

5. Разработаны методическое и программное обеспечение для реализации оптимальной технологии заканчивания скважин как на стадии проектирования строительства скважин, так и на стадии оперативного вскрытия, испытания и освоения скважин с интенсификацией притока УВС.

6. Внедрены следующие руководящие, методические и регламентирующие документы, определяющие правила и технологию проведения работ по вскрытию, испытанию и заканчиванию скважин:

— технологический регламент на заканчивание скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»;

— технологический регламент на заканчивание скважин на месторождениях ООО «Оренбурггазпром»;

— технологический регламент аппаратурно-методического сопровождения простре-лочно-взрывных работ гидродинамическими методами;

— регламент проведения вторичной перфорации в сложных термобарических условиях;

— методическое руководство по комплексной обработке ПЗП методом переменных динамических давлений;

— инструкция по применению аппаратно-программного комплекса «АРМ-Технолог» при производстве прострелочно-взрывных работ;

— методическое руководство «Компьютизированная технология заканчивания скважин» (разделы «Вскрытие продуктивных горизонтов», «Испытание и вторичное вскрытие», «Освоение скважины»), утвержденное ОАО «Газпром»;

— программное обеспечение и руководство пользователя при вскрытии нефтенасы-щенных пластов (Руководство оператора);

Результаты проведенных автором исследований и разработанные рекомендации использованы при строительстве и заканчивании нефтегазовых скважин в ОАО «Сургутнефтегаз» (месторождения Санинское, Западно-Сургутское, Яун-Лорское, Лукья-винское, Нижнесортымское, Лянторское) и на пилотных объектах ОАО «Газпром», ОАО «Лукойл» и ОАО «Роснефть».

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

• на научно-практической конференции «Комплексное освоение нефтегазовых месторождений юга Западной Сибири», (Тюмень, 1995г.);

• на научно-практической конференции «Проектирование и разработка нефтяных месторождений», (Москва, 1999г.);

• на Всероссийских научно-практических конференциях «Новая техника и технологии для исследования скважин», (Уфа, 2000, 2001, 2008 г.г.);

• на научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений», (Томск, 2006г.);

• на VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России. Научная секция «Новые достижения в технике и технологии исследования скважин»,

(Уфа, 2009г.);

• на научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», (Геленджик, 2008-2009 г.);

• на Международных выставках и конференциях «Нефть и газ» (2006, 2007, 2008, 2009, 2011 г.г.);

• на III Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (Москва, сентябрь 2011);

• на совещаниях и заседаниях секций геологии, геофизики и разработки месторождений и повышения нефтеотдачи пластов НТС ОАО «Сургутнефтегаз»;

• на Ученом совете НЦ НВМТ РАН.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 80 печатных работ, в т. ч. 15 печатных работ в ведущих реферируемых журналах, согласно перечная ВАК Минобрнауки РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 298 страницах машинописного текста, в т. ч. содержит 35 таблицы и 149 рисунков. Состоит из введения шести разделов, заключения, содержащего основные выводы и рекомендации и списка использованных работ по теме диссертации, включающего 215 наименований.

Автор выражает признательность и искреннюю благодарность специалистам ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО НК "Роснефть", ОАО "Газпром", ЗАО "ПерфоТех", ЗАО "Геоспектр" и ОАО "ВНИПИВзрывгеофизика", оказавшим содействие при проведении и обработке данных экспериментальных исследований и во внедрении разработанной технологии при строительстве разведочных и эксплуатационных скважин.

ГЛАВА I.

Современное состояние проблемы повышения качества вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин в осложненных геолого-технических условиях.

Постановка задач исследования.

1.1. Состояние проблемы первичного вскрытия продуктивных пластов при строительстве нефтегазовых скважин в сложных геолого-технических условиях [1-4,7-10, 14,27,35—43, 66—68,103, 185—196].

В настоящее время перед нефтегазовым комплексом наиболее остро встает проблема, связанная с повышением эффективности заканчивания нефтегазовых скважин в сложных горно-геологических условиях, являющаяся самым главным этапом строительства скважин и включающая в себя решение задач, связанных с открытием новых месторождений углеводородного сырья (УВС), с освоением месторождений в период падающей добычи освоением трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья в коллекторах с ухудшенными фильтрационными свойствами строительством скважин на больших глубинах, бурением горизонтальных и многозабойных скважин в пластах со сложнопостроенными коллекторами, строительством скважин при наличии сложных геологических объектов и в условиях АВПД (АНПД) и других.

Проблеме качественного вскрытия продуктивных пластов и освоения нефтяных и газовых скважин посвящено значительное количество исследований отечественных и зарубежных ученых, таких как Агзамов Ф.А., Александров М.М., Ангелопуло O.A., Амиян В.А., Булатов И.А., Буслаев В.Ф., Гайворонский И.Н., Городнов В.Д., Григорян Н.Г., Желтов Ю.П., Кошелев А.Т., Кошелев В.Н., Ловля С.А., Челышев В.П., За-махаев B.C., Петросян Л.Г., Крылов В.И., Крысин Н.И., Кузнецов Ю.С., Аверьянов

A.П., Мавлютов М.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Овчинников В.П., Пеньков А.И., Поляков

B.Н., Потапов А.Г., Овнатанов Г.Т., Оганов A.C., Бокарев С.А., Аветов Р.В., Ясашин

A.M., Шерстнев Н.М., Рукавицын В.Н., Рябоконь С.А., Сидоровский A.M., Щуров

B.Н., Вадецкий Ю.В., Дедусенко Г.Д., Кистер Э.Г., Липкес Н.М., Шарипов А.У., Яга-фаров Р.Г., Нигматуллина А.Г., Татауров В.Г., Лугуманов М.Г., Нацепинская A.M., Зозуля В.П., Лушнеева O.A., Костянов В.М., Танеев Р.Ф., Санников Р.Х., Ахметшин

Э.А., Салтыков В.В., Галиагбоаров В.Ф, Гильмашин И.Г., Ahrens T.Y., Anderson А., Astrella L.A., Churchwell R., Dawies G.E., Behrmann L.A., Danesh A.A., Bell V.T., Bihop S.P., Bond A.Y., Eck V.E., Halleck P.M., Mead D.A., Grames D.B., Grusbeck C.E., Hinds A.A., Powter C.B., Stillwell C.T., Warpinski N.R., Webster G.A., White D.T., Huber K.Y., Collins R.E., Sausier R.Y., Karakas M., King G.E., Tarig S., Pearson C.M., Shmidt Y.H., Santarelle F.Y., Outfel H., Zundel Y.H., Zimmerman H.K. и др.

Однако, несмотря на значительное количество исследований, способствующих совершенствованию процессов первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов (ПП), наиболее важная и заключительная стадия строительства нефтегазовых скважин, такая, как оптимизированное заканчивание скважин, обеспечивающее максимальное сохранение естественной проницаемости вскрываемых ПП по-прежнему остается актуальной проблемой, требующей своего решения.

Особенно актуальным является решение данной проблемы для месторождений Западной Сибири, когда при некачественном вскрытии терригенных коллекторов значительно снижаются фильтрационно-емкостные свойства коллекторов и повышается вероятность неоднозначности результатов испытания и освоения скважин при наличии сложных геологических объектов.

Аналогичная картина наблюдается при вскрытии сложнопостроенных залежей с низкопроницаемыми карбонатными пластами-коллекторами, залегающими на больших глубинах и обладающих наибольшей глубиной проникновения компонентов бурового раствора и перфорационной технологической жидкости в продуктивный пласт, когда потенциальные возможности таких пластов-коллекторов используются лишь на 20—25 %, а применяемые в настоящее время технологии первичного и вторичного вскрытия ПП не позволяют получить потенциальные дебиты скважин.

Отрицательное воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП) буровых и тампо-нажных растворов (репрессия на ПП, химический состав фильтрата, дисперсность твердой фазы бурового раствора, набухание глинистых минералов породы и др.) усугубляет ударно-волновое импульсное воздействие при вторичном вскрытии ПП перфорацией, когда происходит дополнительное усиленное поступление компонентов бурового раствора и перфорационной среды в ПП, а также в ряде случаев разрушение целостности цементажа обсадной колонны.

Следует отметить, что существующие проектные технологические схемы и программы вскрытия продуктивных пластов основаны в основном на подборе рецептур буровых растворов и технологических жидкостей при перфорации, и составляются на основе лабораторных исследований, что не учитывает сложности взаимодействия фильтрата бурового раствора и технологических жидкостей с флюидами продуктивного пласта в призабойной зоне и породами пласта-коллектора в конкретных сложных горно-геологических условиях.

Результатами проведенного анализа выявлено, что проблеме оптимизации вскрытия продуктивных пластов и заканчивания скважины в целом исследователями уделено недостаточное внимание.

Попытки отдельных исследователей вычленить из всего цикла заканчивания скважин исследование отдельных его этапов не дали обоснованных методических рекомендаций к комплексному системному подходу при прогнозировании эффективности вскрытия продуктивных объектов и сохранения их коллекторских свойств в сложных горно-геологических условиях (значительные глубины скважин, термобарические условия, сложность геологического строения продуктивных объектов, аномальное изменение напряженного состояния пластов-коллекторов в процессе вскрытия и освоения скважин, снижение пластового давления в процессе разработки месторождений УВС, вызывающее необратимые деформации пластов-коллекторов, особенно, в призабойной зоне и др.).

Одним из новых направлений по созданию целостной оптимизированной технологии заканчивания нефтегазовых скважин является применение при вторичном вскрытии гидродинамических исследований скважин (ГДИ), совмещенных с интенсификацией вызова притока из ПП методом переменных динамических давлений (ПДД) на пласт.

Подобный совмещенный контроль и возможность управления вскрытием продуктивного пласта позволяет по новому подойти к задаче повышения продуктивности (приемистости) скважин и оптимизации дебитов добывающих скважин при разработке месторождений УВС.

При существующей технологии бурения в процессе первичного вскрытия ПП многокомпонентная дисперсность твердой фазы раствора определяет степень снижения проницаемости пласта-коллектора в закольматированном слое, что при длительном

воздействии и значительных репрессиях на пласт-коллектор обуславливает снижение коллекторских свойств пласта на значительных расстояниях от стенки скважины [3,4, 13].

Многочисленные лабораторные и экспериментальные исследования показали [92], что высокопроницаемые пласты-коллекторы с проницаемостью > 0,5 мкм , как правило, не подвергаются значительному проникновению бурового раствора и его фильтрата, что не вызывает затруднений при освоении скважин.

Пласты-коллекторы с проницаемостью 0,05—0,5 мкм2 обладают высокой зоной проникновения при воздействии бурового раствора, что приводит к сложностям по вызову притока из пластов и требует применения дополнительных методов воздействия на призабойную зону пластов [92]. По данным [10, 13, 40, 41], наибольшая глубина проникновения фильтрата бурового раствора наблюдается в наименее проницае-

л

мых пластах-коллекторах менее 0,1 мкм , когда закупорка пласта приводит зачастую к полной потере гидродинамической связи пласта со скважиной, что требует применения последующих неоднократных специальных работ по интенсификации вызова притока из пласта.

В данном случае, потенциальные возможности низкопроницаемых продуктивных пластов используются также лишь на 20—25 % [92]. При этом следует отметить, что создаваемые гидравлические программы бурения, основанные на выборе рецептур бурового раствора на основе лабораторных исследований кернового материала не дают возможности адекватно моделировать физико-химические процессы, происходящие при вскрытии продуктивных пластов, что приводит зачастую к неправильным результатам по выбору оптимальных рецептур буровых растворов с целью качественного вскрытия продуктивных пластов.

По данным [40, 41, 92] при заканчивании скважин с открытым забоем в трещинно-вато-пористых коллекторах их проницаемость в результате проникновения фильтрата бурового раствора также снижается на 50—80 %.

В целом, проведенные исследования позволили сформулировать следующие требования при проектировании свойств и состава буровых растворов на водной основе для вскрытия продуктивных отложений [10, 41]:

— фильтрат раствора не должен способствовать набуханию глинистых частиц, содержащихся в пласте-коллекторе и увеличению гидрофильности разбуриваемой гор-

ной породы, в результате чего резко снижается проницаемость низкопроницаемых коллекторов;

— не должно быть образования водонефтяных эмульсий, которые зачастую снижают проницаемость призабойной зоны;

— состав фильтрата должен быть таким, чтобы при проникновении его в пласт исключались физико-химические взаимодействия;

— гранулометрический состав твердой фазы бурового раствора должен соответствовать структуре порового пространства пласта;

— поверхностное натяжение на границе фильтрат — углеводородное содержание пласта должно быть минимальным;

— водоотдача при забойных условиях температуры и давления должна быть минимальной;

— плотность и реологические свойства раствора должны быть такими, чтобы дифференциальное давление на пласт было минимальным;

— степень минерализации и солевой состав фильтрата должны быть близкими к пластовым, а осмотическое давление минимальным с целью исключения образования нерастворимых осадков в порах пласта-коллектора.

Таким образом, можно заключить, что подавляющее большинство исследований, связанных с сохранением фильтрационных характеристик продуктивного пласта при первичном вскрытии связано в основном с мероприятиями, направленными с основном на улучшение качества вскрытия продуктивных пластов за счет разработки новых систем буровых растворов с минимальным загрязняющим воздействием на коллекторские свойства пласта.

Следует отметить, что в последнее время в отдельных работах [10, 42, 83—85] показана возможность вскрытия ПП при равновесном бурении или бурении на минимальной репрессии. Однако, разработанные технологические и методические аспекты внедряемых технологий до настоящего времени не нашли широкого промышленного применения ввиду сложностей технического и информационного сопровождения [10, 41,42].

1.2. Состояние проблемы вторичного вскрытия продуктивных пластов-коллекторов и освоения скважин [15,17—23, 54,110—181].

Учитывая, что в последнее время в России и за рубежом наибольшее применение получили технологии вторичного вскрытия ПП при помощи кумулятивной перфорации на депрессии при спущенных насосно-компрессорных трубах и то, что практически весь объем вторичного вскрытия в РФ производится при помощи кумулятивных перфораторов, проведенный анализ практического применения современных вторичного вскрытия технологий, поставил перед исследователями следующие задачи:

— недостаточная пробивная способность перфорации ввиду значительной глубины проникновения фильтрата бурового раствора в ПП и образования цементного камня в заколонном пространстве, когда осредненный коэффициент гидродинамического совершенства вскрытия ПП не превышает 0,5-Ю,6 от потенциально возможного;

— отсутствие оптимальных критериев выбора плотности перфорации и перфорационной жидкости в зависимости от физико-геологических характеристик окружающих скважину горных пород;

— отсутствие прогноза анизотропии и устойчивости окружающих скважину горных пород;

— отсутствие выбора оптимальных типоразмеров конструкций перфораторацион-ных систем в зависимости от потенциального гидродинамического совершенства скважины и качества цементирования обсадной колонны;

— отсутствие прогноза дополнительных интервалов перфорации и выбора оптимальных перфорационных систем при доразработке объектов УВС в сложных горногеологических условиях;

— наличие эффекта закупоривания перфорационных каналов при использовании кумулятивных зарядов, когда резко снижается их эффективная длина и значительно уменьшается продуктивность скважины;

— отсутствие критериев выбора оптимальных перфорационных систем в зависимости от конкретных геолого-технических условий.

Рассматривая современное состояние проблемы освоения скважины, включающей комплекс работ и исследований по вызову притока пластовой жидкости из пласта, интенсификации скважины и очистке ее призабойной зоны от загрязнения следует отметить практически полное отсутствие технологий управления качеством освоения

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шакиров, Рустам Анисович, 2011 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Алекперов В.Т., Никитин В.А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин. РНТС, сер. "Бурение", М., ВНИИОЭНГ, 1972, № 2, с. 36—38.

2. Амиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян A.A. Повышение нефтеотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения, М., ВНИИОЭНГ, 1977, с. 3—44.

3. Амиян В.А., Васильева Н.П. Влияние свойств промывочных жидкостей на проницаемость коллектора в процессе вскрытия пласта. Вопросы вскрытия нефтяного пласта. М., ВНИИОЭНГ, 1965, № 1, с. 1—4.

4. Ахмедов З.М., Халиков З.А., Гукасян A.A. Исследование влияния буровых растворов на коллекторские свойства трещиноватых пород при их вскрытии бурением. "Нефть и газ", 1977, № 9, с. 21—24.

5. Балашканд М.Н. Импульсная знакопеременная обработка призабойной зоны скважин в целью интенсификации притоков. НТВ «Каротажник». Тверь, 2002, вып. 79, с. 77—85.

6. Баренблатт Г.И. О некоторых приближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкости при упругом режиме // Изв. АН СССР, ОТН. 1954. № 9, с. 35—49.

7. Беликов В.Г., Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Промывка при бурении и цементировании скважин. М., Недра, 1974, 178 с.

8. Белов А.Е., Рязанцев Н.Ф., Кацман Ф.М. Повышение эффективности испытаний глубоко-залегающих горизонтов. Нефтяное хоз-во, № 2, 1984, с. 13—17.

9. Бирюкова Н.В., Козлова А.Е. Разработка составов и исследование инвертно-эмульсионных буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов. М., ВНИИОЭНГ, РНТС. сер. "Бурение", 1982, № 9, с. 35—37.

10. Бокарев С.А. Технология управления процессом вскрытия продуктивных пластов в осложенных геолого-технических условиях. Диссертация на соискание ученой степени кандидата наук. М. ВНИИБТ, 2010 г., 144 с.

11. Бузинов С.Н. Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра. 1984, 269 с.

12. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1978,471 с.

13. Вадецкий Ю.В., Жучков A.A., Макаров Г.М. Особенности вскрытия, испытания и опробования трещинных коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1964,248 с.

14. Выгодский Е.М., Стрижнев В.А. О проникновении глинистых частиц бурового раствора в поры пород. Труды Уфимского нефтяного института, вып. 17, 1974, с. 29—35.

15. Временная методика по оценке качества вскрытия пластов и освоения скважин. РД39-2-865-83, Миннефтепром, М., Недра, 1976, 78 с.

16. Евченко B.C., Каптелин Н.Д., Максимов В.П., Юсупов К.С. Исследование скважин и пластов нефтяных месторождений Западной Сибири. М., ВНИИОЭНГ, НТО сер. «Нефтепромысловое дело», 1977, 49 с.

17. Гайворонский И.Н. Состояние и перспективы развития методов интенсификации притоков в нефтяных и газовых скважинах взрывными и импульсными методами. НТВ «Каротажник», Тверь, вып. 43, с. 40—46.

18. Гайворонский И.Н. Основные задачи развития техники и технологии вскрытия продуктивных пластов, интенсификации добычи в газовой промышленности. НТВ «Каротажник», Тверь, 1998, вып. 43, с. 53—56.

19. Гайворонский И.Н. Эффективность вскрытия пластов перфорацией. НТВ «Каротажник», Тверь, 1998, вып. 43, с. 96—101.

20. Гайворонский И.Н. Обеспечение эффективной гидродинамической связи скважины с пластом при вторичном вскрытии. Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук, Тверь, 1998, 61 с.

21. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование. М., Геоинформмарк, 1998, 238 с.

22. Гайворонский И.Н., Меркулов A.A., Балдин A.B. и др. Обеспечение эффективной гидродинамической связи скважины с пластом при вторичном вскрытии. НТВ «Каротажник», Тверь, 2006, № 10—11.

23. Гайворонский И.Н., Тебякин В.М., Хальзов A.A. Современные методы вторичного вскрытия пластов. Нефтегазовое хозяйство, 2003, № 12, с. 42—44.

24. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М., "Недра", 1977, 259 с.

25. Григорян Н.Г., Пометун Д.Е., Горбенко Л.А. и др. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. М., «Недра», 1972,288 с.

26. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. М., 1983, 121 с.

27. Зарипов P.P., Муфазалов Р.Ш., Климова Л.Р. Гидроакустическая технология для бурения скважины и первичного вскрытия продуктивного горизонта. НТЖ "Технологии ТЭК", ИД "Нефть и капитал", 2006, № 2, с. 48—51.

28. Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. М., «Недра», 1970, 191с.

29. Зверева A.A., Шакиров P.A., Ковалев А.Ф. Новые технологии аппаратурно-методического сопровождения простре-лочно-взрывных работ при вторичном вскрытии. НТВ «Каротажник», Тверь, изд. «АИС», 2008, вып. 2, с 6—19.

30. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследования скважин. М., «Недра», 1978, 318с.

31. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М., Недра, 224 с.

32. Капырин Ю.В., Храмова Е.И. Оценка эффективности комплексной технологии вторичного вскрытия пласта «Нефтяное хозяйство», 2003, № 12, с. 52—55.

33. Карнаухов МЛ. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М., Недра, 1991, 202 с.

34. Колокольцев В.А., Лапшин П.С. Оценка точности методик определения параметров пласта по кривым притока, полученным при работе с пластоиспытателями. Сб. «Технология бурения нефтяных скважин», Труды Уф НИИ, вып. 16, Уфа, Башкнигоиздат, 1965, с. 225—238.

35. Касперский Б.В. Проникновение твердой фазы утяжеленных промывочных жидкостей в пористую среду. Сб. "Буровые растворы и крепление скважин". Тр. ВНИИКрнефть, Краснодар, 1971, с. 186—191.

36. Колесников H.A., Шестаков В.Н. Влияние угнетающего давления на процесс образования трещин РНТС "Бурение", № 5, 1982, с. 8—9.

37. Коняев К.В. Спектральный анализ случайных полей. Л., "Гидрометеоиздат", 1981,204 с.

Козловский Е.А. Новая техника и технология разведочного бурения. М., Недра, 1972, 156 с.

38. Корольке E.K. Эйгелес P.M., Липкес М.И., Мухин Л.К. Фильтрация буровых растворов в породу забоя скважины при бурении. Нефтяное хоз-во, 1979, № 9, с. 37—39.

39. Костяное В.М. Качественное вскрытие — важный резерв повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Мангышлака. Тезисы докладов НПК по проблемам бурения скважин на Мангышлаке, Шевченко, 1980, с. 106—108.

40. Костяное В.М. Повышение качества вскрытия продуктивных объектов путем регулирования гидродинамического давления при бурении скважин (на примере месторождений Западного Казахстана). Диссертация на соискание ученой степени кандидата наук, M., ВНИИБТ, 1984,133 с.

41. Кошелее В.Н. Научные и методические основы разработки и реализации технологии качественного вскрытия продуктивных пластов в различных геолого-технических условиях. Автореферат диссертации, Краснодар, 2004,46 с.

42. Кошелее В.Н., Пеньков А.И., Беленко Е.В. Буровые растворы для качественного первичного вскрытия продуктивных пластов. Сб. трудов НПО "Бурение", Краснодар, 2002, № 8, с. 42—48.

43. Кузнецов О.Л., Дзебань И.П. и др. Методические рекомендации по выделению в разрезах скважин зон трещиновато-сти и кавернозности и оценке их параметров. М., ВНИИЯГТ, 1981, 41 с.

44. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. M., Недра, 1974, 200 с.

45. Лаптев В.В., Славнитский Б.Н., Шадрин А.И.. Сб. "Автоматизированные системы сбора и обработки геолого-геофизической информации в процессе бурения скважин", М., ВНИИОЭНГ, 1976, 55 с.

46. Лугуманов М.Г., Аманжаров Н.К. Повышение информативности выделения пластов-коллекторов в процессе бурения нефтяных и газовых скважин. М., ВНИИОЭНГ, НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", № 9—10,1993, с. 13—15.

47. Лукьянов Э.Е. Исследование скважин в процессе бурения. М., Недра, 1979, 248 с.

48. Лукьянов Э.Е. Геологическая информативность технологических исследований скважин в процессе бурения. Геология нефти и газа, М., 1989, № 7, с. 2—10.

49. Лукьянов Э.Е. Использование данных промыслово-геофизических методов для оптимизации процессов бурения скважин. РНТС: Бурение, М. ВНИИОЭНГ, 1974, № 7, с. 20—27.

50. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М., "Нефть и газ", 1997, 688 с.

51. Мавлютов М.Р., Муфазалов Р.Ш., Хаиров Г.Б. и др. Опыт применения акустического воздействия при бурении глубоких скважин, НПК "Разрушение горных пород при бурении скважин. Тезисы докладов, Уфа, 1990, с. 55—56.

52. Мавлютов М.Р., Поляков В.Н., Кузнецов Ю.С. и др. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин. Нефтяное хоз-во, 1984, № 6, с. 7—10.

53. Методическая инструкция по вскрытию продуктивных пластов перфораторами на насосно-компрессорных трубах. Гайворонский И.Н., Григорян Н.Г., Фридляндер Л.Я. и др. М., ВНИИгеофизика, 1973, 28 с.

54. Методическое руководство для первичного освоения эксплуатационных скважин после окончания бурения в различных геолого-технических условиях. РД 39-0147009-513-85, М., 56 с.

55. Методические рекомендации по проведению геофизических исследований при испытаниях в колонне нефтяных и газовых скважин и интерпретации полученных данных. Москва, ВНИИЯГТ, 1982, 76 с.

56. Методическое руководство по комплексному изучению разреза скважины в процессе бурения. Рязанцев Н.Ф., Белов А.Е., Карнаухов М..Л. и др. Грозный, СевКавНИПИнефть, 1979,286 с.

57. Методические рекомендации по интерпретации материалов широкополосного акустического каротажа. М., ОНТИ ВНИИЯГГ, 1980, 88 с.

58. Мирзаджанзаде А.Х., Караев А.К, Ширинзаде С.А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. М. "Недра", 1977, 328 с.

59. Мирзаджанзаде А.Х., Сидоров H.A., Ширинзаде С.А. Анализ и проектирование показателей бурения. М., Недра, 1976,237 с.

60. Мительман Б.И., Малкин КБ. Влияние расхода промывочной жидкости на основные параметры процесса бурения. М., Труды ВНИИБТ, 1969, с. 123—131.

61. Михайлов К.Л., Наумов В.М., Бочкарев Г.П. и др. Вскрытие продуктивного пласта с применением неводных растворов, М., Нефтяное хоз-во, 1980, № 5, с. 68—69.

62. Мовсумов A.A. Гидродинамические основы совершенствования технологии проводки глубоких скважин. М., Недра, 256 с.

63. Молчанов A.A. Измерение геофизических и технологических параметров в процессе бурения скважин. М., Недра, 1983, 189 с.

64. Муравьев И.М. Крылов А.П., Эксплуатация нефтяных месторождений. М., Гостоптехиздат, 1949, 776 с.

65. Муфазалов Р.Ш., Муслимое Р.Х., Климова Л.Р. и др. Гидроакустическая техника и технология для бурения и вскрытия продуктивного горизонта. Казань, Изд-во "Дом печати", 2005, 184 с.

66. Муфазалов Р.Ш., Шатров Р.Г. Особенности формирования экрана в приствольной зоне скважины. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Сб. Уфимского нефтяного института, Уфа, 1989, с. 46—51.

67. Муфазалов Р.Ш., Агзамов Ф.А., Шатров Р.Г. и др. Механизм взаимодействия пульсирующего потока бурового раствора со стенкой скважины. Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики. Межвузовский научно-тематический сб. УНИ, Уфа, 1989, с. 82—87.

68. Налимов В.В., Чернова H.A. Статистические методы планирования экспериментов, М., Недра, 1965, 340 с.

69. Нестеренко С.М. Повышение эффективности разработки нефтяных залежей на основе специлизированных геоинформационных технологий. Диссертация на соискание ученой степени кандидата наук, УГТУ, 2006. 168 с.

70. О распределении давления в пласте при пуске скважины с самоустанавливающимся дебитом / А.М. Ильясов, B.A. Исякаев, Г.Д. Лиховол, М.М. Нагуманов, Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа, 1972, № 5, с. 183—186.

71. Отчет по теме «Аппаратурно-методическое сопровождение гидродинамическими методами прострелочно-взрывных работ трубными перфорационными системами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Ковалев А.Ф., Зверева Л.А., Лиховол Г. Д. и др. М., «НТФ ПерфоТех». 2008, 194 с.

72. Пестов B.B. Методические рекомендации по интерпретации на ЭВМ данных гидродинамических исследований скважин, Тверь. «Гере», 1992, 56 с.

73. Рамазанов А.Ш. Исследование алгоритмов обработки кривых притока по малодебитным скважинам. НТВ «Каро-тажник» Тверь, Изд. «АИС», вып. 74, 2000, с 69—80.

74. Рамазанов А.Ш., Валиулин P.A. и др. Гидродинамические исследования при освоении скважин. НТВ «Каротажник», Тверь, изд. «АИС», 2002, вып. 94, с. 51—58.

75. Романенко А. Ф., Сергеев Г.А. Вопросы прикладного анализа случайных процессов. "Сов.радио", 1968, 256 с.

76. Рукавщын В.Н. Прогрессивная технология геофизических работ при исследовании скважин в процессе бурения. ИПК МинГео СССР, 1989, 61 с.

77. Рукавщын В.Н. Оптимизация технологии бурения глубоких скважин на основе использования вычислительной техники. Методические рекомендации, часть I, М., ИПК МинГео СССР, 1988,67 с.

78. Рукавицын В.Н., Шерстнев Н.М., Хаиров Г.Б. и др. Применение физических полей для регулирования свойств буровых растворов. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". М., ВНИИОЭНГ, № 1, с. 20— 28.

79. Рукавицын В.Н. Исследование метода управления процессом углубления ствола скважины на основе акустической обратной связи. В кн. "Оптимизация и проектирование буровых процессов". Труды ВНИИБТ, № 54, с. 135—145.

80. Рукавицын В.Н. Технология и компьютизированный комплекс для оптимальной проводки поисковых и разведочных скважин. "Разведка и охрана недр", 1988, Ks 5, с. 50—54.

81. Рукавицын В.Н., Бокарев С.А., Савко ВТ. Идентификация вскрытия продуктивных пластов-коллекторов на основе комплексирования геолого-технологической и гидродинамической информации. М., Вестник ассоциации буровых подрядчиков, 2007, № 4, с. 42—47.

82. Рукавицын В.Н., Бокарев С.А., Савко В.Г. Концептуальные основы создания технологии строительства нефтяных и газовых скважин с использованием волновых процессов. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", М., ВНИИОЭНГ, 2008, № 2, с. 2—12.

83. Рукавицын В.Н., Бокарев С.А., Савко В.Г. Физико-геологические модели продуктивных пластов-коллекторов — основа проектирования их оптимального вскрытия и опробования. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", М., ВНИИОЭНГ, 2008, № 5, с. 29—37.

84. Рукавицын В.Н., Нестеренко С.М. Применение информационных технологий в проектах разработки нефтегазовых месторождений. НТЖ "Технологии ТЭК". ИД "Нефть и капитал", № 2(27), 2006, с. 86—91.

85. Рязанцев Н.Ф., Карнаухов M.JI. Гидродинамические исследования скважин в процессе бурения. Обзор, сер. "Бурение", № 15 (33), М., 1982, 46 с.

86. Рязанцев Н.Ф., Карнаухов М.Л., Белов А.Е. Технология испытания скважин в процессе бурения. М., Недра, 1982, 248 с.

87. Савко В.Г. Прогнозирование геологического разреза на основе интегрированной обработки виброакустической и геолого-технологической информации в процессе бурения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата наук. М., МГУ им. М.В. Ломоносова, 2001, 116 с.

88. Семенов Ю.В.. Войтенко B.C. и др. Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне, М., «Недра», 1983, 285 с.

89. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М., Недра, 1979, с 7—43.

90. Справочник инженера по бурению в 2-х т. под ред. В.И. Мищевича, H.A. Сидорова. Т. 2, М., Недра, 1973, 376 с.

91. Справочник по испытанию скважин. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. М., Недра, 1984, 268 с.

92. Справочник «Геофизика», Т. II, М., «Недра», 1961, 745 с.

93. Справочник «Геофизика», Т. IV, М., «Недра», 1964, 685 с.

94. Справочник по математическим методам в геологии. М., Недра, 1987, 335 с.

95. Тагиров K.M., Гноевых А.Н., Лобкин А.П. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. М., Недра, 1996, 183 с.

96. Тебякин В.М., Ликушов А.Р. Современные методы вторичного вскрытия пластов. Бурение и нефть, 2004, № 10, с. 18—21.

97. Технология и техника разведочного бурения. Шамшиев Ф.А., Тараканов С.Н., Кудряшов Б.Б. и др., М., Недра, 1983, 565 с.

98. Харкевич A.A. Спектры и их анализ. М., Наука, 1965, 275 с.

99. Чекалин Л.М., Шакиров А.Ф., Моисеенко A.C. Геолого-технологические исследования скважин. М. «Недра», 1993, 240 с.

100. Чекалюк Э.Б. Универсальный метод определения физических параметров пласта по измерениям забойных давлений и притоков. «Нефтяное хозяйство», 1964, № 22, с. 9—11.

101. Черемисинов O.A. Детальная газометрия скважин. М., ИПК МинГео СССР, 1987, 69 с.

102. Чупров В.П., Шайхутдинов P.A., Шакиров A.A. и др. О перспективах применения управляемой депрессии при вскрытии сложно построенных коллекторов горизонтальными скважинами. Тезисы докладов НПК "Новая техника и технологии для исследования скважин", Уфа, НПФ "Геофизика", 2008, с. 190—192.

103. Шакиров А. Ф., Мухер A.A. Геофизические и прямые методы исследования скважин. М., Недра, 1982, 335 с.

104. Шакиров P.A., Крылов Д.А., Таламанов E.H. Опыт применения АКЦ при избыточном давлении в обсадной колонне на месторождениях Южного Мангышлака НТЖ «Бурение», НИИОЭНГ, М., 1981, № 2.

105. Шакиров P.A., Васюнцов В.Д., Бижанов А.Н. и др. Совершенствование акустических методов контроля качества цементирования скважин. НТЖ «Нефтяное хозяйство», М., 1986, № 2.

106. Шакиров P.A., Бижанов А.Н., Васюнцов В.Д. Использование шумометрии при контроле за разработкой нефтяных месторождений. НТЖ «Нефтяное хозяйство», М., 1986, № 3.

107. Шакиров P.A. Определение момента срабатывания перфораторов на НКТ. НТЖ «Нефтяное хозяйство», М., 1988. № 4.

108. Шакиров P.A., Пейсиков Ю.Б., Коваленко В.Е. Геолого-технологические исследования и качество строительства скважин. НТЖ «Нефтяное хозяйство», М., 1990, № 1.

109. Шатров P.A., Васюнцов В.Д. Аппаратура для определения момента взрыва при перформации скважин перфораторами ИПНКТ «ВНИИОЭНГ», М., 1987, № 10.

110. Шатров P.A., Васюнцов В.Д., Дудаев С.Н. Технология изучения скважин и пластов с помощью акустических индикаторов ВНИИОЭНГ, М„ 1987, № 10.

111. Шатров P.A., Соловьев П.Г., Дудаев С.Н. «Поверхностный индикатор срабатывания перфоратора». Тезисы докладов республиканской научно-технической конференции. Шевченко, 1987.

112. Шатров P.A., Соловьев П.Г., Дудаев С.Н. «Измерение акустических полей в скважинах с целью контроля за разработкой месторождений». Тезисы докладов республиканской научно-технической конференции. Шевченко, 1987.

113. Шатров P.A., Шелепов В.В., Берющев С.Е. Новый комплекс ГИС, применяемый при освоении коллекторов месторождений Западной Сибири. Геофизика, М., № 4, 1997.

114. Шатров P.A., Соловьев П.Г., Курбатский E.H. и др. Дифференциальный акселерометр. Патент № 2060506, 23.09.1993.

115. Шатров P.A., Кашик A.C., Леонов В.А. Устройство для электрического каротажа. Патент № 2062491, 15.02.1994.

116. Шатров P.A., Кашик A.C., Кивелиди В.Х. Способ пространственной сейсморазведки. Патент № 2065182, 22.04.1994.

117. Шатров P.A., Кашик A.C. Способ вторичного вскрытия продуктивного пласта. Патент № 2065931, 31.05.1994.

118. Шатров P.A., Соловьев П.Г. Пьезоэлектрический датчик давления. Патент№ 2069373, 01.07.1993.

119. Шатров P.A., Леонов В.А. Зонд для электрического каротажа. Патент № 2070333,06.12.1993.

120. Шатров P.A. Многокомпонентный сейсмоприемник. Патент № 2084003, 30.09.1994.

121. Шатров P.A., Леонов В.А. Прижимное устройство скважинных датчиков упругих колебаний. Патент № 2088954, 15.03.1995.

122. Шатров P.A., Соловьев П.Г. Пьезоэлектрический преобразователь давления в электрический сигнал. Патент № 2099678, 05.08.1993.

123. Шатров P.A., Кашик A.C., Климов АД. и др. Защитное покрытие. Патент № 2112074, 26.01.1996.

124. Шатров P.A. Устройство для ремонта нефтяных и газовых скважин. Патент № 2134760, 01.10.1997.

125. Шатров P.A. Соединительная муфта-нагреватель. Патент № 2117136, 24.10.1996.

126. Шатров P.A., Кашик A.C., Леонов A.B. Устройство для свабирования скважин. Патент № 2121564, 02.09.1996.

127. Шатров P.A., Леонов В.А,, Малышев Д.А. Способ цементирования скважин. Патент № 2132929, 11.06.1997.

128. Шатров P.A., Пыркин А.И. Способ сборки корпусных кумулятивных перфораторов. Патент № 2156858, 30.12.1998.

129. Шатров P.A., Петерсон А.Я., Дорошенко В.И. и др. Способ определения качества перфорации обсадной колонны в скважине. A.C. № 1751304, 19.06.1990.

130. Shakirov R.A., Kurbatskyi E.N., Nikitenko V.G. Distortions of seismic signals on their reception in the borehole. Expanded Abstracts, 65-th SEG Meeting, Huston, pp. 1200—1202.

131. Шатров P.A., Пыркин А.И. «Особенности вторичного вскрытия пластов на современном этапе». Проектирование и разработка нефтяных месторождений (Материалы научно-практической конференции, г. Москва, ЦКР, 6—8 апреля 1999).

132. Шатров P.A., Пыртн А.И., Шатрова Л.Р. Устройство заряда кумулятивного перфоратора. Патент № 2160828, 03.03.1999.

133. Шатров P.A., Пыркин А.И. Устройство для инициирования детонации в перфораторах, опускаемых в скважину на насосно-компрессорных трубах. Патент № 2160829.

134. Шатров P.A. Устройство для ремонта нефтяных и газовых скважин. Патент № 2134769, 07.10.1997.

135. Шатров P.A., Николаев С.И., Соловьев П.Г. Способ контроля срабатывания прострелочно-взрывной аппаратуры в скважине. AC SU № 1834363, заявка № 4758048/03, МПК Е21В47/12, от 04.08.1989.

136. Шатров P.A., Кашик A.C., Леонов В.А. Устройство для электрического каротажа. Патент RU № 2062491, заявка № 95.103832/25, МПК G01V03/18, от 15.03.1995.

137. Шатров P.A., Соловьев П.Г., Курбатский E.H. Дифференциальный акселерометр. Патент RU № 2060506, заявка № 93.045294/28, МПК G01P15/09, G01V1/16, от 20.05.1996.

138. Шатров P.A., Леонов В.А. Прижимное устройство скважинных датчиков упругих колебаний. Патент RU № 208895, заявка № МПК

139. Шатров P.A., Кашик A.C., Кивелиди В.Х. Способ пространственной сейсморазведки. Патент RU № 2065182, заявка № 94.015050/25, МПК G01V01/00, от 10.08.1996.

140. Шатров P.A., Кашик A.C. Способ вторичного вскрьггия продуктивного пласта. Патент RU № 2065931, заявка № 94.020360/03, МПК E21B43/11, от 27.08.1996.

141. Шатров P.A., Соловьев П.Г. Пьезоэлектрический датчик давления. Патент RU № 2069373, заявка № 93.033791/25, МПК G01V01/16, от 20.11.1996.

142. Шакиров P.A., Леонов В.А. Зонд для электрического каротажа. Патент RU № 2070333, заявка № 93.054261/25, МПК G01V03/18, от 10.12.1996.

143. Шакиров P.A., Леонов В.А. Многокомпонентный сейсмоприемник. Патент RU № 2084003, заявка № 94.037402/25, МПК G01M01/16, от 10.07.1997.

144. Шакиров P.A., Соловьев П.Г. Прижимное устройство скважинных датчиков упругих колебаний. Патент RU № 2088954, заявка № 95.103832/25, МПК G01V01/40, от 27.08.1997.

145. Шакиров P.A., Кашик A.C., Леонов В.А. Пьезоэлектрический преобразователь давления в электрический сигнал. Патент RU № 2099678, заявка № 93.039900/09, МПК H03B15/32, от 20.12.1997.

146. Шакиров P.A., Леонов A.C., Шетлер А.Г. Защитное покрытие. Патент RU № 2112074, заявка № 96.101573/02, МПК С23С04/04, от 27.05.1998.

147. Шакиров P.A., Кашик A.C., Леонов В.А. Соединительная муфта-нагреватель. Патент RU № 2117136, заявка № 96.120965/03, МПК Е21В36/04, 37/00, от 10.08.1998.

148. Шакиров P.A., Леонов В.А., Малышев Д.А. Устройство для свабирования скважин. Патент RU № 2121564, заявка № 96.176292/03, МПК Е21В43/00, 43/25, от 10.11.1998.

149. Шакиров P.A. Способ цементирования скважин. Патент RU № 2132929, заявка № 97.10948/03, МПК E21B33/14, от 10.07.1999.

150. Шатров P.A., Пыркин А.И. Устройство для ремонта нефтяных и газовых скважин. Патент RU № 2134769, заявка № 97.117006/03, МПК Е21В29/10,27/02,43/116, от 20.08.1999.

151. Шатров P.A., Гарипов В.З., Кашик A.C. Способ уплотнения нефтяных и газовой скважины. Патент RU № 2156350, заявка № 00.104685/03, МПК Е21ВЗЗ/14, от 20.09.2000.

152. Шатров P.A., Шатрова Л.Р., Пыркин А.И. Способ сборки корпусных кумулятивных перфораторов. Патент RU № 2156858, заявка № 98.123729/03, МПК Е21В43/117, от 27.09.2000.

153. Шатров P.A., Шатрова Л.Р. Пыркин А.И. Устройство заряда кумулятивного перфоратора. Патент RU № 2160828, заявка № 99.104244/03, МПК Е21В43/117, от 20.12.2000.

154. Шатров P.A., Пыркин А.И. Устройство для инициирования детонации. Патент RU № 2160829, заявка № 98.123897/03, МПК Е21В43/1185, от 20.12.2000.

155. Шатров P.A., Валиуллин В.А., Тюрин М.В. и др. Способ определения интервала перфорации и качества перфорации. Патент RU № 2176731, заявка № 99.127682/03, МПК Е21В47/00, от 10.12.2001.

156. Шатров P.A., Кашик A.C., Бурякин A.B. и др. Способ герметизации нефтяных газовых скважин. Патент RU № 2182646, заявка № 2000.105943/03, МПК Е21ВЗЗ/14, от 20.05.2002.

157. Шатров P.A., Шатрова Л.Р. Кумулятивный заряд. Патент RU № 2193152, заявка № 99.118037/02, МПК F42B01/028, от 20.11.2002.

158. Шатров P.A., Шатрова Л.Р., Пыркин А.И. Устройство для гидродинамического каротажа. Патент RU № 2203413, заявка № 2000.130172/03, МПК Е21В47/00, от 27.04.2003.

159. Шатров P.A., Шатрова Л.Р. Способ гидродинамического каротажа. Патент RU № 2208155, заявка № 2000.119942/03, МПК Е21В47/00, от 10.07.2003.

160. Шатров P.A., Мамарин Г.Д. Копий В.Г. Кумулятивный скважинный перфоратор. Патент RU № 2211917, заявка № 2002.101468/03, МПК Е21В43/117, от 10.09.2003.

161. Шатров P.A., Рудое В.М., Цивилин В.М. и др. Устройство для возбуждения детонации в скважинных перфораторах. Патент RU № 0030389, заявка 3 2001.118986/03, МПК Е21В43/1185, от 10.07.2001.

162. Шатров P.A., Яценко A.B., Потапов В.А. Детонирующее устройство механического взрывателя. Патент RU № 2233428, заявка № 2003.113081/02, МПК F42C19/10, от 27.07.2004.

163. Шатров P.A., Леонов В.А., Пыркин А.И. и др. Устройство ударного действия для инициирования и контроля срабатывания перфоратора. Патент № 57810, заявка № 2006.100346/22, МПК Е21В43/1185, от 13.01.2006.

164. Шатров P.A., Хамзин Г.М., Рудое В.М. и др. Модульный корпусной кумулятивный перфоратор. Патент RU № 2270911, заявка № 04.124335/03, МПК Е21В43/117, от 27.02.2006.

165. Шатров P.A., Хамзин Г.М., Рудое В.М. и др. Устройство для возбуждения детонации в скважинных перфораторах. Патент RU № 2272895, заявка № 2004.124222/03, МПК Е21В43/117, от 27.03.2006.

166. Шатров P.A., Хамзин Г.М., Рудое В.М. Детонирующее устройство механического взрывателя. Патент RU № 2272983, заявка № 2004.124224/02, МПК F42C19/00, от 27.03.2006.

167. Шатров P.A. Способ преобразования статического давления жидкости в механическую работу и аккумулятор преобразования давления в скважине. Заявка на изобретение RU№ 2006.146828/03, МПК Е21В43/117, от 28.12.2006.

168. Шатров P.A., Хамзин Г.М., Рудое В.М. Кумулятивный заряд. Патент № 73389, заявка № 2007.137341/22, МПК Е21В43/117, от 10.10.2007.

169. Шатров P.A., Рудое В.М., Сиротин В.Т. Кумулятивный труборез. Патент № 77337, заявка № 2008.117386/22, МПК Е21В29/00, Е21В29/02, от 06.05.2008.

170. Шатров P.A. Сертификация или бизнес-проект? «Каротажник», 1(190), 2010, с 51—54.

171. Шатров P.A., Ковалев А.Ф. Лиховол Г.Д., Ульянов Н.Е. Комплексная технология перфорации с обработкой приза-бойной зоны и гидродинамическим сопровождением. НТЖ «Нефтяное хозяйство», 2008, № 2, с.2—5.

172. Шатров P.A., Ковалев A.B., Шатрова Л.Р. Новые технологии аппаратурно-методического сопровождения про-стрелочно-взрывных работ при вторичном вскрытии. «Каротажник», 2008, вып. 167.

173. Шатров P.A., Зверева Л.А., Ковалев А.Ф. и др. Методика обработки кривых гидродинамического поглощения. «Каротажник», 2008, вып. 166.

174. Шатров P.A., Ковалев А.Ф., Лиховол Г.Д. Анализ кривых давления в процессе вторичного вскрытия пласта перфорацией. НТЖ «Нефтяное хозяйство», 2008, № 2, с 76—77.

175. Шатров P.A., Хамзин Г.М., Нечаев М.А. Универсальная модульная перфорационная система. Изд. «Нефть и газ», М., 2008, спецвыпуск к Международной Московской выставке «Нефтегаз-2008», с. 2—64.

176. Шатров P.A., Рукавицын Я.В., Бокарев С.А. Методика спектрально-корреляционной обработки и интерпретации волновых полей при вскрытии продуктивных пластов. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», ВНИИОЭНГ, М., 2011, № 7, стр. 26-35.

177. Шатров P.A., Бокарев С.А.. Принципы построения оптимизированной технологии проектирования вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», ВНИИОЭНГ, М„ 2011, № 8, стр. 19-26.

178. Шатров P.A., Рукавицын Я.В., Бокарев С.А. Оптимизированная технология вскрытия продуктивных пластов с использованием волновых процессов. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», ВНИИОЭНГ, М., 2011, № 9, стр. 16-20.

179. Шакиров P.A., Рукавицын Я.В., Бокарев С.А., Журавлев А.Г. Принципы построения аппаратуры и разработки технических средств для реализации управляемого вскрытия продуктивных пластов. НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», ВНИИОЭНГ, М., 2011, № 10, стр. 4-9.

180. Шуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М. «Недра», 1983, 210 с.

181. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959,467 с.

182. Щербаков Г.В. Метод обработки кривых притоков получаемых при опробовании пласта при помощи испытателя. «Нефтяное хозяйство», 1962, № 3, с. 15—17.

183. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М., Недра, 1987,215 с.

184. Эйгелес P.M., Элькинд А.Ф. Динамическая фильтрация бурового раствора на забое бурящейся скважины. М., Нефтяное хоз-во, 1984, № 1, с. 12—14.

185. Экспериментальное изучение влияния вибровоздействия на гидродинамические характеристики потока цементных и глинистых растворов. Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Ягзянов Ф.А. и др. НТС "Технология бурения нефтяных и газовых скважин", Уфа, 1976, с. 28—44.

186. Янтурин А.Ш., Рахимкулов Р.Ш., Кагарманов Н.Ф. Выбор частоты при вибрационном воздействии на ПЗП. Нефтяное хозяйство, 1986, № 12, с. 63—66.

187. Ясашин A.M., Яковлев А.И. Испытание скважин. М., Недра, 1973, 160 с.

188. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. М., Недра, 1979, 252 с.

189. Abrams J. Mud desing to minimire rock impirment due to particle invasion. J. Petr. technol., 1977, vol. 29, № 5, p. 586— 592.

190. Allen Т., Roberts A. Production Operation Oil and Gas Consultants International, Inc., Tulsa, 1977, vol. 2, p. 233.

191. Anderson H. Pressure abnormalities and how to recognise them. Petrol and Petrochem. Internet., 1973, vol. 13, № 1, p. 42— 43,45—46.

192. Bailey J.R. Continuous bit positioning system. Патент США№ 40030176 заявл. 03.06.74, опубл. 11.01.77.

193. Daily F. A new botton hall register "Oil and Gas", vol. 66, № 1988, h. 27—30.

194. ClarkD. Proper fluid selection minimizes damade "Drilling Contractor", 1982, VII, V. 38, № 7, p. 28—36.

195. Lutz J., Raynaud M., Stadler S, Quchaud C., Raynal J., Muckelroy J. Instantaneous logging based on a dynamic theory of drilling. Jour. Petr. Technol., 1972, x. 10, № 6, p. 750—758.

196. Mathews C„ Russel D. Pressure Build-Up and Flow Tests in Wells, New York, Dallas, 1967, p. 200.

197. Ramey H., Colb W. Build-Up theory for a well in a closed drainage area. Jour. Petr. Tech, December, 1974, vol. 12, p. 1493—1505.

198. Swift R., Kusubov A. Miltiple fracturig of boreholes by using tailored pulse loading. Society of Petrol. Eng. J. 1982, XII, v. 34, № 12, p. 923—932.

199. Hallck P.M., Saucier R.J., Behrmann L.F., Ahrens T.J. /Reduction of Fet Penetration in Rock Under Strecc/ piper SPE 18242, presented at 63rd SPE Annual Technical Conference and Efhibition, Houston, Texas, USA, October 2—5, 1988.

200. Behrmann L.A., Halleck P.M. /Effect of Concrete and Berea Strengths on Perforator Performance and Resulting Impact on the New API RP-43 / paper SPE 18242, presented at the 63rd SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, USA, October 2—5, 1988.

201. Halleck P.M., Behrmann L.A. / Penetration of Shaped Charges in Stressed Rock / in Hustrulid W.A. and Jonson G.A. (eds.): Rock Mechanics Contributions and Challenges: Proceedings of the 31st US Seposium. Rotterdam, The Netheriands; A. A. Bal-kema (1990); 1—17.

202. Karakas M., Tariq S. / Semianalytical Productivity Midels for Perforated Completions / paper SPE 18271, presented at the 63rd SPE Annual Technical Coference and Exhibition, Houston, Texas, USA, Octiber 2—5. 1988.

203. Economidies, Nolte K.G. (eds.) / Reservoir Stimulation / 2nd ed. Englewood Cliffs, New Jersey, USA / Prentice Hall (1989), 1—17.

204. Pucknell J.K., Behrmann L.A. / An Investigation of the Damaged Zone Created by Perforating / paper SPE 22811, presentd at the 66th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 6—9, 1991.

205. Behrmann L.A., Pucknell J.K., Bishop S.R., Hsia T-Y / Measurement of Additional Skin Resulting arom Perforation Damage / paper SPE 22809, presented at the 66th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, Ictober 6—9, 1991.

206. Psia T-Y, Behrmann L.A. / Perforation Shin as a Function of Rock Permeability and Underbalance | paper SPE 22810, presented at the 66th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 6—9, 1991.

207. Bell W.T. / Perforating Underbalance-Evolving Techniques / Journal of Petroleum Technology, 36, Octoder 1984, 16531662.

208. King G.E., Anderson A., Bingham M. / A Field Study of Under-balance Pressures Necessary to 0,tain Clean Perforations Using Tubing-Conveyed Perforating / paper SPE 14231, presented at the 60th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Las Vegas, Nevada, USA, Sehtember 22—25, 1985.

209. Gruesbcck C„ Collins R.E. / Particle Transport Through Through Perforations / paper SPE 8006, prasented at the 3rd Sempo-siumor Formation Damage Control ofthr SHE of AIME, Lafayette Luisiana, USA, February 15—16, 1978.

210. Pearson C.M., Bond A.J., EckM.E. / Results о Stress-Oriented and Aligned Perforating in Fracturing Deviated Wells / Journal of Petroleum Technology, 44, January 1992, 10—18.

211. Daneshy A. A. / Experimental Investigations of Hydraulic Fracturin Through Perforations / Journal of Petroleum Technology, 25, October 1973, 1202—1206.

212. Warpinski N.R. / Investigation of the Accuracy and Reliability of In-Situ Stress Measurement Using Hydraulic Fracturing in Perforated Cased Holes / Proceedings-Symposium on Rock Mechanics, 24, 1983, 773—786.

213. Behrmann L.A., ElbelJ.L. / Effect of Perforations on Fracture Initiation / paper SPE 208661 presented at the 65th SPE Annual Technical Coference and Exhibition, New Orleans, Luisiana, USA, September 23—26, 1990.

214. Nolte K.G. / Application of Fracture Design Based on Pressure Analysis / SPE Production Engineering, 3, February 1988, 31—42.

215. Santarelli E.J., Oudfel H., Xundel J.H. / Optimizing the Completion Procebure to Minimize Sand Probuction Risk / paper SPE 22797, presented at the 66th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 6—9, 1991. Huber K., Pousset M., White D. / New Technology for Saving Lives / Oilfield Review 2, # 4,

October 1990,40—52.

АКТ

О внедрении оптимизированной технологии заканчивания скважин на площадях ОАО "Газпром" и ОАО "Лукойл"

и

г. Москва

февраля 2008 г.

Выдан Шакирову Рустаму Анисовичу в том, что за период 1998—2008 г. в ОАО "Газпром" и ООО "Лукойлнефть" проводились работы по опробованию и внедрению методики и технологии заканчивания скважин при строительстве глубоких разведочных скважин в составе автоматизированных комплексов "АРМ-Геолог" и "АРМ-Технолог", разработанных в отделе компьютерных технологий ГТИ и в отделе информационных технологий при руководстве и непосредственно участии к.т.н. Шакирова P.A.

Всего, за указанный период, внедрение технологии осуществлялось на предприятиях "Оренбург-бургаз", "Астраханьбургаз", "Севергазгеофизика", "Вуктылгазгеофизика", "Астраханьгазгеофизика", "Ставропольгазгеофизика", "Лукойлморнефть" со средней глубиной разведочных скважин 4300 м.

На основании актов опробования новой технологии и ее внедрения экономический эффект за указанный период составляет 95469,6 тыс. руб.

Директор ЗАО "Геоспектр" Е.Г. Донягин

Гл. бухгалтер

Н.Д. Кучеренко

«УТВЕРЖДАЮ» Управляющий треста «Сутгутнефтегеофизика» Тихонов А.Г.

АКТ

внедрения оптимизированной технологии вторичного вскрытия и опробования продуктивных пластов на объектах ОАО «Сургутнефтегаз»

г. Сургут

2011 г.

«УТВЕРЖДАЮ» Зам. генерального директора по экономике ЗАО «НТФ ПерфоТех» _Л.М. Ищенко

РАСЧЕТ

экономической эффективности по теме № 1365-08-381 "Аппаратурно-методическое сопровождение гидродинамическими методами прострелочно-взрывных работ трубным перфорационными системами на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз"

1. Аннотация

В рамках темы № 1365-08-381 разработана технология гидродинамического контроля прострелочно-взрывных работ (вОН) непосредственно в процессе их проведения со снятием кривых притока-поглощения (КП) и восстановления давления (КВД). Данная технология позволяет контролировать в реальном времени по давлению и температуре не только весь перфорационный процесс при вскрытии пласта, но и все технологические операции, которые проводятся в скважине, как на момент его вскрытия, так и после вскрытия пласта, путем непрерывной регистрации забойного давления. Технология позволит объективно контролировать вскрытие пласта, как на депрессии, так и на репрессии не зависимо от типа скважин — вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных. Использование данной технологии позволяет решать следующие задачи: контролировать процесс перфорации, замерять забойное, пластовое давление и температуру, регистрировать КВД; определять коэффициент продуктивности и приёмистости скважины.

При отработке данной технологии на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" использовалась комплексная скважинная автономная аппаратура АМТП73С (в дальнейшем аппаратура) предназначенная для измерения давления и температуры при термогидродинамических исследованиях нагнетательных и добывающих скважин. Запись информации осуществляется в энергозависимую электронную память прибора имеющего автономное батарейное питание. Программное обеспечение обеспечивает программирование прибора, прием, обработку и запись информации, зарегистрированной скважинным прибором, на магнитный носитель компьютера, вывод результатов измерений в аналоговой или цифровой форме на дисплей и принтер.

В качестве аналога (базового варианта) для расчета экономического эффекта принимаются геофизические исследования с использованием геофизического подъемника и скважинного прибора КСА-Т7М1, который предназначен для исследования эксплуатационных скважин по контролю за разработкой. Прибор регистрирует температуру, давление, удельную электрическую проводимость, мощность экспозиционной дозы гамма-излучения горных пород, расход жидкости при движении его по стволу скважины. Зарегистрированная информация передается по одножильному кабелю (в цифровом виде) в режиме реального времени на компьютеризированную каротажную станцию, установленную в геофизическом подъемнике.

2. Исходные данные

№ № п/п Наименование показателей Ед. изм. Базовый вариант (до внедрения) Новый вариант (после внедрения) Примечание

1 2 3 4 5 6

2 Затраты на оборудование руб. 252 ООО 150 ООО По бухгалтерской справке

3 Продолжительность исследовательских работ час 37 22 По фактическим затратам времени

4 Продолжительность обработки и интерпретации полученной информации по одному исследованию час 4,45 4,45

5 Средняя стоимость одного часа работы геофизической партии исследовательской группы руб. 4083 902 Согласно данным треста "СНГФ" по расчету

6 Средняя стоимость одного часа работы инженера— интерпретатора руб. 567,4 451 Согласно данным треста "СНГФ" по расчету

7 Количество исследованных скважин шт. 6 6 Согласно техническому заданию по теме № 1365-08-381

3. Расчет экономического эффекта Экономический эффект от применения предлагаемой технологии складывается из

- уменьшения затрат на покупку оборудования,

- уменьшения времени проведения исследовательских работ и интерпретации полученной информации.

Технологическая эффективность достигается за счет:

- возможности длительной автономной регистрации,

- исследования проводятся без привлечения дополнительных средств доставки прибора в скважину (геофизического подъемника).

При расчете экономического эффекта от применения технологии гидродинамического сопровождения прострелочно-взрывных работ за единицу объема принимается одна исследованная скважина.

Экономическая эффективность определяется как разница приведенных затрат при проведении исследований по определению коэффициента продуктивности и пластового давления в эксплуатационной скважине непосредственно после ОЭН с использованием геофизического подъемника и скважинного прибора КСА-Т7М1 и внедряемой технологии с комплексной скважинной автономной аппаратурой АМТП73С: Э = (ЕЗб.в-ЕЗн,)

где ЕЗб.в и ЕЗн.в - суммы приведенных затрат по базовому и новому вариантам, руб.

Приведенные затраты определяются по формуле:

3 = С + ЕА • К.

где 3 - приведенные затраты на единицу продукции, руб.;

С - себестоимость единицы продукции, руб.

Ба - коэффициент амортизационных отчислений - 0,25 (для сопоставимости амортизационных отчислений сравниваемых приборов применяем единый годовой процент амортизации - 25 %, так как отчетный период - 2008 год, коэффициент амортизационных отчислений, будет равен ЕА = 0,25)

К - затраты на оборудование, руб.

3.1. Затраты по базовому варианту (применение геофизического подъемника и скважинного прибора КСА-Т7М1):

Сб — (^р_сп ' Сг п) + (1расШ-Кад ' Сспец-ИНТепретквд)

Сб = (37 -4083) + (4,45 -567,434) = 153 596.08 руб. где ^ сп - среднее время необходимое на проведение геофизических исследований по определению коэффициента продуктивности пластового давления в эксплуатационной скважине с использованием геофизического подъемника, включающее в себя время доставки прибора на забой скважины, время работы компрессора (для создания депрессии) и время ожидания восстановления давления до пластового после стравливания азота из затрубного пространства, час.

Сг.п. " средняя стоимость одного часа работы геофизической партии при проведении исследований по определению коэффициента продуктивности и пластового давления, руб.:

^расш.квд - время необходимое для обработки и интерпретации полученной информации, час.;

ССпец.интепрет.квд - средняя стоимость одного часа работы специалиста интерпретатора треста "СНГФ",

руб.:

Зб = 153 596,08 + (0,25 • 252 000) -1 =216 596,08 руб.

3.2. Затраты по новому варианту (применение технологии гидродинамического сопровождения СОН с комплексной скважинной автономной аппаратурой АМТП73С)

— (^р ' Сн.п) (^-расш * Синж)

С„ = (22 • 902) + (4,45 • 451) = 21850,95 руб. где 1:ср - среднее время необходимое для проведения работ по определению коэффициента продуктивности и пластового давления, включающее в себя время ожидания восстановления пластового давления и подъема оборудования на поверхность, час;

С„.п. - среднечасовая зарплата 2-х специалистов - 902 руб./час;

tpacm - время необходимое для обработки и интерпретации полученной информации, час; Синж - средняя стоимость одного часа работы специалиста-интерпретатора, руб. Зи = 21850,95 + (0,25 • 150 ООО) • 1 = 59350,95 руб.

3.3. Экономический эффект от применения технологии гидродинамического сопровождения GDH с использованием комплексной скважинной автономной аппаратуры АМТП73С за 2008 года на одно исследование скважины составит

Э = (216 596,08 - 59350,95) = 157245,13 руб.

3.4. Объем исследований по предлагаемой технологии гидродинамического сопровождения GDH в 2008 году составил шесть скважино-исследований.

Годовой экономический эффект по теме № 1365-08-381 составил; Эг = 157245,13 • 6 = 943470,78 руб.

Главный бухгалтер Л.М.Хорунженко

Главный геофизик отдела новых технологий ЗАО "НТФ ПерфоТех"

А.Ф. Ковалев

«УТВЕРЖДАЮ» Зам. генерального директора ЗАО «ПерфоТех»

_Пыркин А.И.

« 22 » октября 2007 г.

«Вторичное вскрытие нефтенасыщенных пластов»

РУКОВОДСТВО ПОЛЬЗОВАТЕЛЯ К программному обеспечению «РТЕхрегЬ>

2010 г.

Российское Акционерное Общество «Газпром» ДОАО «Газпромгеофизика»

«УТВЕРЖДАЮ»

Директор

ЗАО «Геоспектр»

«УТВЕРЖДАЮ» Генеральный директор ДОАО «Газпромгеофизика»

Е.Г. Донягин

Ш.К. Георгедава

«10» сентября 1997 г.

«10» сентября 1997 г.

Отраслевая геолого-геофическая информационная система ОГГИС РАО «Газпром»

РАБОЧИЙ ПРОЕКТ

Подсистема «Испытание и вскрытие пластов»

КНИГА 9 на 40 листах

Российское Акционерное Общество «Газпром» ДО АО «Газпромгеофизика»

«УТВЕРЖДАЮ»

Директор

ЗАО «Геоспектр»

«УТВЕРЖДАЮ» Генеральный директор ДОАО «Газпромгеофизика»

Е.Г. Донягин

Ш.К. Георгедава

«24» декабря 1996 г.

«24» декабря 1996 г.

КОМПЬЮТИЗИРОВАННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН «АРМ-ТЕХНОЛОГ»

Документация программного обеспечения