Разработка и исследование методов проектирования и контроля процесса освоения скважин с применением азота тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Водорезов Дмитрий Дмитриевич

• Водорезов Дмитрий Дмитриевич
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Водорезов Дмитрий Дмитриевич

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ КОНТРОЛЯ И МОДЕЛИРОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН АЗОТОМ С ПОМОЩЬЮ КОЛТЮБИНГА

1.1 Технология освоения скважин азотом с применением колтюбинга

1.2 Анализ современных методов и средств контроля параметров азотного освоения колтюбингом

1.3.1 Анализ влияния технологических параметров на эффективность азотного освоения и существующие подходы к проектированию

1.3.2 Влияние технологических параметров на процессы, происходящие в скважине и пласте

11.3.3 Проектирование азотного освоения с применением колтюбинга. 37 1.3.4 Компьютерное моделирование процесса азотного

освоения скважин

2 РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГА

2.1 Определение характеристик азота

2.2 Стационарная модель течения азота по трубе колтюбинга

2.2.1 Расчет коэффициента гидравлического сопротивления

2.2.2 Адаптация модели к условиям скважин со сложным профилем

2.2.3 Алгоритм решения задачи стационарного течения

2.3 Нестационарная модель течения азота по трубе колтюбинга

2.3.1 Этап предиктора

2.3.2 Этап корректора

2.3.3 Граничные условия задачи

2.3.4 Устойчивость численного решения

2.3.5 Алгоритм решения нестационарного течения газа методом

характеристик

2.4 Модель многофазного течения газожидкостной смеси в затрубном пространстве колтюбинга и НКТ

2.4.1 Расчет реологических параметров компонентов многофазной

смеси

2.4.2 Расчет параметров газожидкостной смеси с помощью модифицированной модели Хэгдорна-Брауна

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И КОНТРОЛЯ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН АЗОТОМ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГА И ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА СОЗДАВАЕМУЮ ДЕПРЕССИЮ

3.1 Оценка качества разработанных математических моделей

3.2 Разработка и исследование метода контроля параметров азотного

освоения с применением колтюбинга

3.2.1 Исследование нестационарности параметров потока азота и времени перехода к установившемуся режиму течения

3.3 Разработка и исследование метода проектирования параметров

азотного освоения

3.3.1 Исследование влияния технологических и геологических параметров азотного освоения на создаваемую депрессию

4 4 ПРОЕКТИРОВАНИЕ АЗОТНОГО ОСВОЕНИЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ КОЛТЮБИНГА НА СКВАЖИНЕ №8420Г КРАСНОЛЕНИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

4.1 Исходные данные по скважине и ее конструкция

4.2 Расчет режимов освоения

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

В настоящее время добыча углеводородного сырья в Российской Федерации является одним из краеугольных камней национальной экономики. Сохранение высоких темпов добычи нефти и газа, это важная задача, в решении которой необходим комплексный подход. Ввиду того, что новые месторождения углеводородных ресурсов открываются все реже, дальнейшее развитие отрасли возможно только путем повышения эффективности эксплуатации уже открытых месторождений и широкого внедрения технологий, которые позволят добывать нефть и газ из истощенных залежей с аномально низкими пластовыми давлениями, а также из залежей с трудноизвлекаемыми запасами, которые характеризуются низкой проницаемостью коллекторов и сложными реологическими свойствами пластовых флюидов.

Эксплуатация таких залежей требует большого количества скважинных операций, которые сопровождаются глушением скважины. Последующий ввод скважины в эксплуатацию - освоение, в таких условиях становится критически важной операцией, от которой зависит продуктивность скважины после ремонтных работ и достигаемый эффект от мероприятий по интенсификации притока. Освоение скважин азотом с применением колтюбинга лучше всего подходит для решения данной задачи, так как позволяет производить вызов притока со стабильными и высокими значениями депрессии и минимальными негативными воздействиями на пласт. Тем не менее, существенным минусом этой технологии является сложность контроля величины депрессии на пласт в ходе освоения и отсутствие доступных и точных методов проектирования технологических параметров. Это делает невозможным предварительную оценку максимально достижимой депрессии на пласт, расчет режимов освоения и проведение операции с контролем забойного давления, что значительно снижает результат

от применения рассматриваемой технологии.

4

Таким образом, актуальность решения задач разработки и исследования методов для контроля и проектирования параметров освоения скважин азотом с применением колтюбинга не вызывает сомнений, так как позволит повысить эффективность данной технологии, имеющей особое значение для эксплуатации залежей с низкими пластовыми давлениями и сложными геологическими условиями.

Степень разработанности

Проблемами освоения нефтяных и газовых скважин в разное время занимались многие отечественные и зарубежные авторы, среди них необходимо отметить Качмара Ю.Д., Басарыгина Ю.М., Зозулю Г.П., Овчинникова В.П., Кустышева А.В., Булатова А.И, Тагирова К.М., Шлеина Г.А., Яремийчука Р.С., Hongren Gu, Yunxu Zhou, I.C. Wallton.Среди ученых, которые посвятили труды вопросам многофазных течений следует отметить Марона В.И., Чисхолма Д., Лабунцова Д.А., Барнеа Д., Азиза Х., Тэйтела Е.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование методов проектирования и контроля процесса освоения скважин с применением азота»

Цель работы

Повышение эффективности освоения скважин азотом с использованием колтюбинга путем разработки и внедрения методов проектирования и контроля параметров операции и исследования сопутствующих процессов, протекающих в скважине.

Основные задачи исследования

1. Анализ технологии азотного освоения колтюбингом и подходов к проектированию и контролю параметров при проведении скважинной операции.

2. Разработка и исследование модели многофазного течения газожидкостной смеси при освоении колтюбингом.

3. Разработка и исследование стационарной и нестационарной моделей течения азота по трубе колтюбинга.

4. Проведение вычислительных экспериментов и исследование влияния основных технических, технологических и геологических факторов на

создаваемую при освоении депрессию на продуктивный пласт.

5

5. Разработка алгоритмов расчета параметров освоения с помощью предлагаемых математических моделей и их практическое внедрение.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является процесс вызова притока в скважине, предметом исследования - освоение скважин азотом с применением колтюбинга.

Методология и методы исследования

Математическое моделирование изучаемых процессов, проведение вычислительных экспериментов и анализ графических и числовых результатов, а также общенаучные методы.

Научная новизна

1. Разработана модифицированная модель многофазного течения газожидкостной смеси на основе модели двухфазного течения Хэгдорна-Брауна, учитывающая процессы образования эмульсии и дегазации нефти в стволе скважины. На основе данной модели разработан и исследован метод проектирования параметров освоения скважин азотом с применением колтюбинга.

2. Разработан метод контроля параметров азотного освоения колтюбингом, позволяющий осуществлять точный контроль за величиной создаваемой депрессии на пласт непосредственно в ходе скважинной операции без привлечения дополнительных технических средств.

3. С применением метода характеристик впервые решена задача неустановившегося течения азота по трубе колтюбинга, спущенной в добывающую скважину. Разработаны подходы к моделированию граничных условий исследуемой задачи. Исследовано время стабилизации параметров азота по трубе при изменении забойного давления, расхода азотного компрессора.

Положения, выносимые на защиту

1. Метод моделирования процесса образования водонефтяной эмульсии

при течении многофазной газожидкостной смеси по стволу скважины.

6

2. Существование для освоения скважины азотом предела величины депрессии на пласт при расходах азотного компрессора ниже технологического максимума.

3. Возможность точного определения величины забойного давления по устьевому манометру в трубе колтюбинга при азотном освоении.

4. Зависимость максимально достижимой депрессии на пласт при азотном освоении от реологических характеристик пластового флюида, конструкции скважины, коэффициентов продуктивности скважины и аномальности пластовых давлений

Теоретическая значимость работы

Разработаны и теоретически обоснованы методы определения технологических параметров азотного освоения с применением колтюбинга в нефтяных скважинах и их зависимость от геологических и технических факторов.

Математически описаны процессы течения сжимаемой жидкости, а также газожидкостной смеси в одномерном канале сложного сечения, имеющем сложное пространственное расположение, с граничными условиями в виде забоя добывающей скважины и азотного компрессора, либо штуцера на устье скважины. Составлены алгоритмы для расчета по предложенным математическим моделям, а также проанализированы методы их реализации.

Предложен метод математического описания процесса образования водонефтяной эмульсии в стволе скважины при течении газожидкостной смеси, а также учета дегазации нефти и участия попутного газа в процессе подъема пластового флюида по скважине. Доказана эффективность метода и значимость учета данных физических процессов при моделировании многофазного течения газожидкостной смеси.

Результаты исследования могут применяться для решения широкого спектра задач, связанных с течением пластового флюида в добывающих нефтяных и газовых скважинах и циркуляцией технологических жидкостей по

трубам, спущенным в скважину при строительстве и ремонтных работах.

7

Практическая значимость работы

Результаты проведенного исследования позволяют проектировать и проводить азотное освоение на оптимальных режимах, при которых величина депрессии на пласт детерминирована, что дает возможность достичь максимальной эффективности, выраженной в восстановлении коэффициента продуктивности скважины после глушения и воздействия технологических жидкостей на пласт, наибольшего увеличения коэффициента продуктивности после проведения мероприятий по интенсификации притока. Также, проектирование и проведение азотного освоения при контролируемой депрессии на пласт ведет к снижению аварийности последующей эксплуатации скважин.

Исследование и определение технологических пределов азотного освоения позволяет совершать более обоснованный и корректный выбор способа освоения на скважине с определенными геолого-технологическими условиями. Результаты диссертационного исследования внедрены в рабочий процесс Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени.

Публикации

Результаты диссертационного исследования отражены в 7 печатных работах, в том числе в трех статьях, опубликованных в изданиях, рекомендованных ВАК.

Степень достоверности

Разработанные модели построены на известных законах гидродинамики,

при составлении моделей анализировались и сравнивались данные из

различных источников. Данные, полученные с помощью вычислительных

экспериментов сравнивались с промысловыми данными, произведенный

анализ подтвердил корректность составленных моделей. Полученные данные

согласуются с результатами исследований других авторов, опубликовавших

результаты своих научных исследований в авторитетных источниках, при

анализе трудов по теме исследования использовались надежные,

8

авторитетные источники. Исследование проводилось с помощью высокоточной вычислительной техники и современных систем компьютерной алгебры.

Апробация результатов

Основные аспекты и положения диссертационного исследования докладывались на XIII Международной научно-практической конференции INTECH-ENERGY «Новые процессы, технологии и материалы в нефтяной отрасли XXI века» (Москва, 2012), V Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2012), V Всероссийской конференции молодых ученых по математическому моделированию и информационным технологиям, проводимой ИВТ СО РАН (Тюмень, 2014), Девятой Международной научно-технической конференции (посвященной 100-летию со дня рождения Протазанова Александра Константиновича) «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации)» (Тюмень, 2014), на заседаниях кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского Государственного Нефтегазового Университета (Тюмень, 2014-2015).

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа соответствует паспорту специальности 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин, а именно пункту 5 - «Моделирование и автоматизация процессов бурения и освоения скважин при углублении ствола, вскрытии и разобщении пластов, освоении продуктивных горизонтов, ремонтно-восстановительных работах, предупреждении и ликвидации осложнений».

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающих 117 наименований. Работа изложена на 161 странице

машинописного текста, включая 42 рисунка, 14 таблиц.

9

1. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ КОНТРОЛЯ И МОДЕЛИРОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН АЗОТОМС ПОМОЩЬЮ КОЛТЮБИНГА

Освоение нефтяных и газовых скважин, это комплекс мероприятий, направленных на вызов притока пластового флюида в скважину, восстановление проницаемости призабойной зоны пласта и установление режима эксплуатации скважины. Данная операция выполняется после бурения (при вторичном вскрытии) и ремонта, когда скважина и призабойная зона пласта заполнены жидкостью глушения и другими жидкостями, и материалами, применявшимися при бурении и ремонте и препятствующими движению пластового флюида в скважину. Развитие технологий нефтяной и газовой промышленности ведет к тому, что в освоение скважин вовлекается решение разнообразных задач, таких, как исследование пластов непосредственно во время проведения данной операции, раздренирование прискважинной зоны для записи кривых восстановления давления/уровня/

Вопросы освоения скважин в своих работах рассматривали многие ученые и исследователи. Среди них необходимо отметить Качмара Ю.Д., Басарыгина Ю.М., Зозулю Г.П., Овчинникова В.П., Кустышева А.В., Булатова А.И, Тагирова К.М., Грачева С.И., Шлеина Г.А., Яремийчука Р.С. и других [1422,25, 27, 28,29,37,38,40-43,55,67].

На этапе анализа научных трудов было выявлено, что вопросы азотного освоения скважин с помощью колтюбинга не исследованы так же тщательно и полно, как другие, более традиционные методы освоения. Вопрос азотного освоения скважин с помощью колтюбинга поднимается только в нескольких работах [6,34,67,92]. Применение колтюбинга имеет свои технологические особенности, без учета которых эффективное применение и тем более развитие данной технологии осложняется. Учитывая все большее внедрение

колтюбинговых технологий в нефтяную и газовую отрасль России, это создает предпосылку для проведения исследования.

1.1 Технология освоения скважина азотом с применением колтюбинга

Существует большое количество технических подходов для проведения освоения. Имеющиеся в настоящее время технические подходы можно разделить на следующие методы [15]:

1.Снижения уровня жидкости глушения в скважине;

2. «мгновенной» депрессии,

3.замены или облегчения жидкости глушения более легкой.

К последнему можно отнести освоение скважин азотом с помощью колтюбинга.

Существование различных способов освоения нефтяных и газовых скважин обусловлено тем, что в современной нефтяной и газовой промышленности существует огромное разнообразие технико-геологических условий, для которых не существует однозначного экономического и технологического оптимума. Тем не менее, технология азотного освоения с применением колтюбинга не имеет конкурентов в плане минимизации негативных влияний на пласт и поэтому эффективнее других технологических подходов при освоении скважин с низкими пластовыми давлениями. А в некоторых случаях, например при освоении после ГРП, колтюбинг является наиболее приемлемым технологическим решением при освоенииеще и с точки зрения последующей эксплуатации скважины УЭЦН[5].

Технологические рамки применения освоения компрессированием достаточно широки, что позволяет использовать его в различных геолого-технических условиях. Данным способом можно осваивать скважины с

нормальным и аномальными давлениями[14,55], так как создаваемая депрессия на пласт может варьироваться в широких пределах.

Колтюбинг, или гибкая насосно-компрессорная труба (ГНКТ), прочно вошел в современную нефтегазовую промышленность. Данная технология является альтернативой традиционным техникам ремонта, где рабочая колонна дискретна и собирается из отдельных труб. В мире насчитывается около 2000 установок колтюбинга, из числа которых более 200 находятся в России [1]. Колтюбинговые установки широко применяются при самых разнообразных операциях цикла строительства скважин. Опыт применения колтюбинга в нашей стране весьма широк. Он включает проведение операций промывки и освоения скважин, бурения, цементирования, изоляции притока, спуска приборов геофизических исследований скважин (ГИС) и гидродинамических исследований скважин (ГДИС), различных операций по стимуляции притока, перфорации, ловильных работ и прочие [2,8,48,51,88].

Основное применение данной технологии, это ремонт скважин, в частности, работы на депрессии, что обусловлено главной технологической особенностью колтюбинга, понятной из названия (coiled tubing - с англ. гибкая труба) - непрерывной (безмуфтовой) гибкой насосно-компрессорной трубой. Благодаря этой особенности, спускоподъемные операции (СПО) проходят без свинчивания муфтовых соединений НКТ, что позволяет постоянно контролировать давления и осуществлять закачку и циркуляцию рабочих жидкостей, как в течение самой операции, так и при СПО.

Принципиальная схема установки колтюбинга показана на рисунке 1.1. Барабан колтюбинга может быть размещен на базе мобильной установки, либо на прицепе. При бурении колтюбингом также используются стационарные установки.

Трубы колтюбинга выпускаются различных типоразмеров. Для освоения скважин в основном применяются трубы диаметром от 1 дюйма до двух (25,4 -50,8 мм). По длине трубы также различны и ограничены вместимостью

барабана колтюбинга (рисунок 1.1). Обычно на барабан колтюбинга наматывают трубу максимально возможной длины. Это связано с тем обстоятельством, что одной и той же трубой колтюбинга работают на достаточно большом количестве скважин и ее перемотка осуществляется тогда, когда труба выработала свой ресурс.

Таким образом, труба колтюбинга, помещенная на барабан установки должна быть максимальной длины, чтобы иметь возможность работать на всех предполагаемых глубинах, на которых может осуществляться внутрискважинная операция. Помимо этого, нужно учитывать, что при осуществлении работ по промывке и освоению нижняя часть трубы (от нескольких метров, до нескольких десятков метров), отрезается после проведения небольшого количества операций (количество операций и длина отрезаемого участка рассчитывается исходя из модели надежности трубы).

Компании-производители также изготавливают трубы с переменным внутренним диаметром. Это позволяет увеличить максимальную глубину спуска колтюбинга, и повышает надежность при проведении работ на глубоких скважинах. Трубы, изготовленные по такой технологии, имеют постоянный внешний диаметр, но переменную толщину стенки - чем ближе к сердечнику барабана, тем толще стенка и меньше внутренний диаметр.

Таким образом, при увеличении глубины и, как следствие, растягивающих нагрузок, вес воспринимается более прочной секцией трубы.

Данный фактор необходимо учитывать при расчетах и составлении математической модели, потому что градиент потерь давления на трение зависит от диаметра как ДР2/ АР1~(01/ 02) 5, исходя из формулы Дарси-Вейсбаха.

Инжектор, показанный на рисунке 1.1, осуществляет функцию спускоподъемной системы, вытаскивая, либо заталкивая трубу в скважину. Инжектор использует гидравлическую энергию для удерживания и движения трубы. Под цепями инжектора расположено герметизирующее устройство -

стриппер, являющееся первичным барьером. Стриппер позволяет надежно герметизировать межтрубное пространство при спуске, подъеме и проведении внутрискважинных операций. Вторичным и третичным барьерами является блок превенторов, установленный ниже стриппера.

Труба колтюинга

Инжектор

Рисунок 1.1 - Принципиальная схема установки колтюбинга Блок превенторов может компоноваться по-разному, в зависимости от скважинных давлений и сложности операции. Минимальная компоновка превентора включает в себя два комбинированных блока. Нижний блок оснащен трубными/удерживающими плашками, верхний блок оснащен срезными/глухими плашками. При больших ожидаемых давлениях на устье используют сборку из, как минимум, четырех блоков, оснащенных некомбинированными плашками. При сложных работах с помощью колтюбинга, в зависимости от регламентов сервисного предприятия, может устанавливаться третичный барьер - безопасная головка, включающая в себя срезной/глухой превентор, устанавливаемый непосредственно над фонтанной арматурой [26,46]. Промывка и освоение скважин, как правило, проводится при

14

использовании комбинированной сборки превенторов. Оборудование колтюбинга может монтироваться на работающую, или по каким-либо причинам простаивающую скважину [57].

Кроме возможности работы на незаглушенных скважинах, важным преимуществом колтюбинга над традиционной технологией ремонта является возможность гибкого регулирования глубины скважинных операций непосредственно во время их проведения, то есть, при циркуляции рабочей жидкости можно производить СПО. Данный фактор играет большую роль при работах на незаглушенных скважинах, а также при циркуляции рабочей жидкости в скважинах с пластами большой мощности. При различных видах работ, это позволяет осуществить точную доставку рабочего агента в определенный интервал по глубине скважины.

Колтюбинг обладает и другими технологическими преимуществами, такими, как мобильность, безопасность, расширенные возможности контроля технологических параметров, минимальные погрешности при расчете количества рабочих жидкостей и меньший их потребный объем.

В итоге, совокупность всех вышеперечисленных преимуществ обеспечивает менее значительное негативное воздействие на продуктивный пласт при ремонтных операциях с колтюбингом по сравнению с традиционными технологиями ремонта и, как следствие, большую экономическую эффективность при применении на скважинах с низкими пластовыми давлениями.

Несмотря на разнообразие возможного применения данной технологии, основной вид работ, осуществляемый с помощью колтюбинга, это промывка и освоение скважины после гидравлического разрыва пласта (ГРП). В мировой практике использования колтюбинга эти работы составляют около 70% от общего числа [3], в России данный показатель еще выше. Применяется освоение азотом в основном на скважинах с низкими пластовыми давлениями, где для создания депрессии требуется значительное облегчение столба

жидкости в скважине и другие методы, такие, как замена жидкости, неэффективны.

Преимущественное применение технологии колтюбингового освоения после ГРП обусловлено как экономическими, так и технологическими аспектами обозначенными выше.

В настоящее время подавляющее количество операций ГРП проводится через спущенную в скважину насосно-компрессорную трубу, на низ которой установлено соответствующее оборудование (пакер, воронка, клапана, узлы безопасности и т.д.). После проведения ГРП, НКТ оказывается заполненной песком в той или иной степени, в зависимости от успешности и правильности операции[4,36].

Это обуславливает технологическую необходимость промывки скважины. После промывки необходимо произвести освоение. В данном случае возможен подъем НКТ для ГРП и спуск рабочей компоновки капитального ремонта для промывки и последующего освоения (в случае, если освоение будет также проводиться компрессорным способом). Колтюбинг позволяет очищать и осваивать скважину за одну скважинную операцию через компоновку ГРП, как показано на рисунке 1.2.

Это позволит в значительной степени снизить негативные воздействия на пласт в силу того, что колтюбинг, как уже было отмечено, может работать на «живой» скважине, а спуско-подъемные операции занимают меньше времени и физический объем спускаемого оборудования значительно меньше. Это особенно важно при освоении пластов после проведения работ по стимуляции притока - соляно-кислотных обработках (СКО) и ГРП. В скважинах после проведения работ по стимуляции индекс продуктивности увеличивается. При создании репрессии в такую скважину уйдет больший объем жидкости глушения так как увеличится и приемистость.

При освоении после ГРП оборудование ГНКТ монтируется на арматуру ГРП, труба колтюбинга спускается внутрь НКТ, через которую проводился

гидроразрыв. Циркуляция и подъем пластового флюида осуществляются через внутритрубное и затрубное пространство ГНКТ. При прямой циркуляции закачка рабочего агента ведется в трубу колтюбинга, при обратной - в затрубуное пространство ГНКТ. Использование колтюбинга в комплексе работ после проведения ГРП позволяет проводить промывку скважины от незакрепленного проппанта, а после нормализации забоя скважины сразу начинать освоение скважины азотом.

Рисунок 1.2 - Применение колтюбинга после проведения ГРП В рамках настоящего диссертационного исследования освоение скважин азотом, или, говоря иначе, азотное освоение с помощью колтюбинга необходимо максимально подробно исследовать именно как часть комплекса операций после ГРП. Это связано не только с тем, что данное применение колтюбинга для вызова притока является наиболее распространенным в нашей стране, но и с тем, что этот вид операций включает в себя максимальный спектр технологических задач и нюансов, которые связаны с выносом твердых частиц,

вымыванием реагентов ГРП, подъемом многокомпонентной смеси по стволу скважины, раздренированием ПЗП для проведения исследования скважины и т.д. [5]. В случае традиционной технологии промывка скважин после ГРП осуществляется с помощью гидравлических желонок. Недостатками данного метода является создание депрессии, близкой по величине пластовому давлению. При такой разнице давлений из трещины ГРП выносится даже закрепленный проппант, таким образом трещина повреждается, нарушается ее стабильность. Помимо прочего спуск и подъем желонки происходит на репрессии, что чревато поглощением и, как следствие увеличением времени освоения и снижением коэффициента восстановления проницаемости ПЗП (в данном случае под коэффициентом восстановления следует понимать разницу между потенциальной проницаемостью ПЗП с трещиной ГРП и фактической).

Другим видом стимуляции притока, которому также очень часто сопутствует азотное освоение колтюбингом, является соляно-кислотная обработка пласта (СКО). Это опять же связано с тем фактом, что технология колтюбинга позволяет проводить СКО и освоение за одну скважинную операцию без глушения, минимизировав вред, наносимый пласту. Колтюбинг также позволяет проводить СКО максимально эффективно за счет того, что труба может двигаться в процессе проведения операции и обработка пластов большой мощности при этом становится более эффективной, так как гидромониторная насадка колтюбинга, через которую выходит реагент, обрабатывает пласт по всей его мощности.

Важнейшим техническим агрегатом при азотном освоении, помимо колтюбинга, является азотная компрессорная установка (газификатор). Ее основное предназначение, это создание и подача необходимого объема газообразного азота в трубу колтюбинга. Основными параметрами азотной установки являются максимальный расход и давление азота на выходе.

Существует два основных типа компрессоров - установки, преобразующие жидкий азот в газообразный при помощи тепла, и установки

мембранного типа, являющиеся мини-заводами и получающие азот из воздуха. Установки мембранного типа не желательны для применения в колтюбинге, так как они не очищают азот до достаточной степени. Азот, полученный с помощью мембранной установки, содержит до 1,9 % кислорода. В итоге, их применение вкупе с колтюбингом ведет к быстрому коррозионному износу дорогостоящей ГНКТ. Также существуют установки, которые позволяют закачивать газы сгорания топлива ДВС [60], но они обладают рядом недостатков - требуют систему очистки, загрязняют внутреннюю полость трубы, обладают ограниченной производительностью.

Установки, преобразующие жидкий азот в газообразный, также делятся на два типа. Первые используют тепло от сжигания топлива. Данные установки имеют очень высокую производительность и используются в основном при строительстве трубопроводов, однако, они небезопасны. Установки второго типа используют тепло внешней среды для газификации жидкого азота. Данные установки безопасны, используют очищенный жидкий азот и являются оптимальными для применения в различных внутрискважинных операциях, в том числе и освоении. Максимальное рабочее давление таких азотных установок может превышать 100 МПа, а расход может быть выше 80 м3/мин. Столь широкие технические характеристики позволяют применять их практически при любых скважинных условиях.

Схема азотной установки, использующей тепло внешней среды, показана на рисунке 1.3.

Жидкий азот из емкости поступает в криогенный насос высокого давления. Плунжеры этого насоса способны прокачивать жидкий азот к теплообменнику высокого давления. В теплообменнике жидкий азот разогревается и обращается в газообразное состояние, преодолевая критическую точку. При фазовом переходе объемный расход азота увеличивается во много раз. Газ под давлением поступает в нагнетательную линию, ведущую к вертлюгу колтюбинга, далее по ГНКТ идет к забою.

Рисунок 1.3 - Схема азотной установки, использующей тепло внешней среды

Освоение может проводиться с применением пенных систем, газожидкостной смеси, или облегченной жидкости. В таком случае помимо компрессора в работе также участвует обыкновенная насосная установка, ее задачей является подача обработанной жидкости в нагнетательную линию. Общая технологическая схема оборудования показана далее на рисунке 1.5.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Водорезов Дмитрий Дмитриевич, 2015 год

Список литературы

1. Tomlin L. Coiled Tubing Industry Statistics Worldwide Coiled Tubing Rig Count [Электронный ресурс] / Intervention and Coiled Tubing Association -3.08.2013 - Режим доступа: http://www. icota. com/ctrigcount.htm

2. В авангарде - высокотехнологичный нефтегазовый сервис//Время колтюбинга. - 2013, №2(044).

3. Coiled Tubing Real-Time Downhole Measurements Reduce Total Exposure to HSE Risks [Электронный ресурс] / Society of Petroleum Engineers - 2010 - Режим доступа: https ://www. onepetro. org/conference-paper/SPE- 126701-MS.

4. Экономидес М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. От теории к практике / М. Экономидес, Р. Олни, П. Валько - М.: Изд-во Регулярная и хаотическая динамика, 2007.

5. Рудник А. Анализ эффективности технологии очистки освоения скважин с помощью койлтюбинга в условиях месторождений Западной Сибири / А. Рудник, А. Цзин, В. Яшин, М. Закирьянов // Нефтегазовое обозрение, - 2005, Осень.

6. Вайншток С.М. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / С.М. Вайншток, А.Г. Молчанов, В.И. Некрасов, В.И. Чернобровкин. - М.:Изд-во Академии горных наук, 1999.

7. Weight on Bit in Coiled Tubing Drilling: Collection and Analysis of Field Data[Электронный ресурс] / Society of Petroleum Engineers - 1998 - Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-46008-MS.

8. Савин А.В. ГНКТ - Инновационные технологии для уникального астраханского газоконденсатного месторождении / А.В. Савин, Р.Р. Салдеев, К.В. Бурдин, В.В. Никитин, Г.Х. Максутов, А.И. Стецюк, Т.Р. Лобжанидзе // Время колтюбинга, - 2009, №1-2(027) .

9. ACTive. Семейство активных сервисов ГНКТ [Электронный ресурс] / Официальный сайт компании Schlumberger - Режим доступа: http: //www. slb. ru/page. php?co de=284.

10. Downhole Tool Solutions [Электронный ресурс] /Официальный сайт компании Halliburton - Режим доступа: http://www.halliburton.com/public/bc/contents/Brochures/H010540.pdf

11. TeleCoil Intelligent Coiled Tubing Services [Электронный ресурс] /Официальный сайт компании Backer Hughes - Режим доступа: http://www.bakerhughes.com/products-and-services/pressure-pumping/coiled-tubing-services/telecoil-downhole-communications-system

12. Осадчий В.М. Технологии контроля за притоком жидкости из пласта при освоении нефтяных скважин после бурения и КРС/ В.М. Осадчий// НТВ «Каротажник», - 2004, №2-4.

13. Ибрагим Х. Аль-Арнаут. Волоконно-оптические исследования скважин через ГНКТ/Ибрагим Х. Аль-Арнаут, Джордж Браун и др.// Нефтегазовое обозрение, - 2008-2009, Зима.

14. Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин. Учебное пособие - Ухта: УГТУ, 2004.

15. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие -М:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, - 2003.

16. Nawawi A. Ahmad. Pinpointing Water Entries in Dead Horizontal Wells/Nawawi A. Ahmad, Mustafa A. Bawazir, Dr. Murat Zeybek and Shauket Malik//SAUDI ARAMCO JOURNAL OF TECHNOLOGY, - 2012, Spring.

17. Басарыгин Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов/ Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. - М.:ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.

18. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин/А.И. Акульшин, В.С. Бойко, Ю.А. Зарубин, В.М. Дорошенко. - М.:Недра, 1989.

19. Зозуля, Г.П. Расчеты при капитальном ремонте скважин [Текст]: учебное пособие для вузов / Г.П.Зозуля, В.М. Шенбергер, М.Л. Карнаухов, С.И. Грачев, Г.Т. Герасимов, М.Г. Гейхман. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.

20. Нифантов, Ю.А. Ремонт нефтяных и газовых скважин [Текст]: / И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, М.Г. Гейхман, А.В Кустышев и др. - С. Пб.: АНО НПО «Профессионал», 2005

21. Булатов А.И. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб, для вузов// Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003

22. Тагиров К.М. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии// Тагиров К.М., Нифантов В.И. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003

23. Крылов Г.В. Способ освоения скважины (Патент RU 2215137)/ Крылов Г.В., Кустышев А.В., Сухачев Ю.В., Тодорив А.Д., Чижова Т.И., Кустышев И.А.

24. Richard T. Jacobsen. Thermodynamic properties of nitrogen including liquid and vapor phases from 63 K to 2000 K with pressures up to 10000 bar/ Richard T. Jacobsen, Richard B. Steward// J. Phys. Chem. Ref. Data, - vol.2, 1973 №4

25. Нифантов В.И. Научное обоснование процесса вскрытия пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования забойного давления. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук// Ставрополь - 2002

26. American Petroleum Institute. Coiled Tubing Well Control Equipment Systems - First Edition, 2009

27. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев В.А. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. - М: Недра, 1997.

28. Булатов AM. Освоение скважин/ Булатов AM., Кочмар Ю.Д, Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Справочное пособие; Под ред. Р.С. Яремийчука - М.: Недра, 1999.

29. Тагиров К.М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями/ Тагиров К.М., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. — М.: Недра, 1996.

30. Вяхирев Р.И. Теория и опыт добычи газа/ Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов ИМ.. - М: Недра, 1998.

31. Cox S.A. et al. Errors Introduced by Multiphase Flow Correlations on Production Analysis/ SPE 102488/SPE annual Technical Conference paper - 2006.

32. Евдокимов И.Н. Проблема инверсии в промысловых водонефтяных эмульсиях: I. Традиционные представления и их экспериментальное «обоснование»/ Евдокимов И.Н., Лосев А.П.// Бурение и нефть. 2010. №3. С.16-17.

33. Колесник С.В. Методы расчета и управления депрессией при регулировании разработки эксплуатационных объектов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа - 2012.

34. Инструкция по технологии освоения скважин с использованием передвижных азотных газификационных установок типа АГУ-8К. РД 39-2-1219 - 84 / ВНИИКРнефть -ЦНИЛ "Укрнефть". - 1984.

35. Качмар Ю.Д. Опыт применения различных методов обработки призабойной зоны скважин/ Качмар Ю.Д, Касянчук В.Г., Лисовская Г.Ф. - М.: ВНИИОЭНГ, 1972.

36. Константинов С.В. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом/ Константинов СВ., Гусев В.Я. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985.

37. Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин/ Кристиан М., Сокол С, Константинеску А. -М.: Недра 1985, - 184 с.

38. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа // Москва. -2008. - С.295.

39. Ибрагимов Н.Г. Оценка технологической эффективностивскрытия пластов в условиях депрессии/ Н.Г. Ибрагимов, Р.Р. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, Ф.Ф. Ахмадишин//Нефтяное хозяйство, - 2005, №4.

40. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти, Москва "Недра" 1989г. 245с.

41. Шлеин Г.А. Совершенствование и разработка новых технологий освоения нефтяных скважин с помощью струйных аппаратов на месторождениях Западной Сибири. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук// Тюмень - 2008.

42. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнении и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации / Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И. Справ. пособие: в 6 т. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - Т. 3. - 399 с.

43. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. - М: ОАО "Издательство Недра", 1998. - 271 с.

44. Киршин В.И. Научно-методические и технологические решения по строительству скважин в условиях депрессии с использованием колтюбинговых установок. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук// Москва - 2006

45. Hongren Gu. Development of Computer Wellbore Simulator for Coiled Tubing Operations[Электронный ресурс] /Society of Petroleum Engineers - 1994 - Режим доступа: https: //www. onepetro. org/conference-paper/SPE-28222-MS

46. Norsok standard. System Requirements Well Intervention Equipment/ Norwegian Technology Center// Oslo - 2000 Rev. 1

47. Освоение скважин [Электронный ресурс]/ Салым Петролеум Девелопмент Н.В.» - 2004 - Режим доступа: http://salympetroleum.ru/technologies/construction/completion/

48. Бурдин К.В. Разработка и исследование технологий изоляции заколонных перетоков в горизонтальных скважинах с применением гибких труб.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук// Тюмень - 2003.

49. Pressure pulsing at the reservoir scale: a new IOR approach/T. Spanos et al.//J. Canadian Petroleum Technology. - 2003. - V. 42. -Р. 16-28.

50. Водорезов Д.Д. Расчет параметров многофазного потока в скважине при азотном освоении колтюбингом/ Водорезов Д.Д., Двойников М.В.// Бурение и Нефть, - 2015, №4.

51. Лягов А.В. Опыт колтюбингового бурения горизонтальной скважины российским оборудованием и инструментом в АНК "Башнефть"/А.В. Лягов, Е.Г. Асеев, Н.А. Шамов, С.В. Назаров, Э.Я. Зинатуллина,Н.З. Гибадуллин, Е.В. Тайгин, Р.Р. Салигаскаров, И.И. Иконников // Нефтегазовое дело, 2004.

52. Абужаков А.З. Решение задачи стабильной, безаварийной эксплуатациидобывающего фонда скважин, вводимых после бурения/ Абужаков А.З., С.Н. Петренко// Территория нефтегаз, - 2010, №9.

53. Salim P. Simulation of Liquid Unloading From a Gas Well With Coiled Tubing Using Transcient Software/ P.Salim, J.Li [Электронный ресурс] /Society of Petroleum Engineers - 2009 - Режим доступа: https: //www. onepetro. org/conference-paper/SPE-124195-MS

54. Деньщиков А.А. Технологии вызова притока из продуктивного пласта газоконденсатных скважин месторождений Крайнего Севера/ Деньщиков А.А., Белолапотков Г.Г.// Материалы Х региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону». СевКавГТУ, 2006.

55. Овчинников В.П. Заканчивание скважин/ Учебное пособие// В. П. Овчинников, В. Г. Кузнецов, О. В. Нагарев, Т. А. Ованесянц. - Тюмень: Экспресс, 2008. - 347 с.

56. Carlos Perez-Tellez. Improved Bottomhole Pressure Control For Underbalanced Drilling Operations/ A Dissertation for the degree of Doctor of Philosophy - USA, May 2003.

57. George E. King. An Introduction to the Basics of Well Completion and Workovers/ TuIsa, Oklahoma, 1998.

58. Yunxu Zhou. Determination Of Optimum N2 Rate For Unloading Gas Wells With Coiled ^Ы^Рлектронный ресурс] /Society of Petroleum Engineers - 2011 -Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-143337-MS

59. Hongren Gu. Transient Aspects of Unloading Oil and Gas Wells With Coiled Tubing [Электронный ресурс] /Society of Petroleum Engineers - 1995 - Режим доступа: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-29541-MS

60. Тагиров К. М. Технология освоения глубоких скважин компрессором низкого давления, обеспечивающая управляемую депрессию на продуктивный пласт/ К. М. Тагиров, Н. А. Французов, А. В. Хандзель, Е. В. Роденков// Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета, 2005, № 1.

61. Мальцев Н.В. Разработка физико-математической модели процесса освоения скважин с помощью УЭЦН. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук// Москва - 2013.

62. Ридель А.А. Особенности исследования скважин в процессеосвоения на объектах ОАО «Газпромнефть-ННГ». Материалы конференции «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях», -Томск, 2008.

63. IHC inc. Oil Correlations [Электронный ресурс] /HIS VirtuWell online manual - 2014 - Режим доступа: http://www.fekete.com/san/webhelp/welltest/webhelp/Content/HTML_Files/Referen ce_Materials/Calculations_Correlations/Oil_Correlations.htm

64. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа -Ленинград: 4-я полиграфия им. Евг. Соколовой Главполиграфиздата при Совете Министров СССР, 1950.

65. Абрамович Г.Н. Прикладная газовая динамика - М.: Наука, 1-2 том, 1991.

66. Водорезов Д.Д. Моделирование процесса азотного освоения скважин с использованием колтюбинга. // Известия вузов. Нефть и газ. - 2014. - № 4. - С. 25-29

67. Кустышев, А. В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири / А. В. Кустышев. - М.: Газпром экспо, 2010. - 210 с.: ил.

68. Лабунцов Д.А. Динамика двухфазных систем. Учебное пособие для ВУЗов/ Лабунцов Д.А., Ягов В.В. - М.:Издательство МЭИ, 2000.

69. Elmahboub A. Edreder, Khulud M. Rahuma Testing the performance of some dead oil viscosity correlations// Petroleum & Coal 54 (4) 397-402, 2012

70. Чисхолм Д. Двухфазные течения в трубопроводах и теплообменниках -М.: Изд-во «Недра», 1986.

71. Гриценко А.И. Гидродинамика газожидкостных смесей в скважинах и трубопроводах- М.: Изд-во «Недра», 1994.

72. Марон В.И. Гидравлика двухфазных потоков в трбопроводах - СПб.: Изд-во «Лань», 2012.

73. Курбатов Ю.Л. Механика жидкости и газа/Ю.Л. Курбатов, В.И. Шелудченко, В.В. Кравцов - Севастополь: Изд-во «Вебер», 2002.

74. Гусев В.П. Основы гидравлики. Учебное пособие.- Томск. Изд-во ТПУ, 2009

75. Чарный И.А. Неустановившееся течение реальной жидкости в трубах -М.: Государственное издательство технико-теоретической литературы, 1951.

76. Татосов А.В. Схема расчета нестационарных течений газа в пневматической системе/ Вычислительные технологии - Том 9, № 4, 2004.

77. Yunxu Zhou. Theoretical And Experimental Studies Of Power-Law Fluid Flow In Coiled Tubing. A Dissertation for the degree of Doctor of Philosophy, Norman, Oklahoma, 2006.

78. Mohammed M. Daway Effect of Pressure and Temperature Change on Undersaturated Oil Viscosity//Journal of Petroleum Researsh and Studies, 2012 #5

79. Bharath Rao. Coiled Tubing Hydraulics Modeling. Tech Note CTES, L.C., -USA, 1999.

80. Ali Chareuf Afghoul. Coiled Tubing: Next Generation/ Ali Chareuf Afghoul, Sridhar Amaravadi, Abderrahmane Boumali and others. Oilfield Review, 2004, spring.

81. Roland Span. A Reference Equation Of State for the Thermodynamic Properties of Nitrogen For Temperatures From 63.151 to 1000 K and Pressures to 2200 MPa/ Roland Span, Eric W. Lemmon, Richard T. Jacobsen and others// J. Phys. Chem. Ref. Data, - vol.29, 2000, №6.

82. Kegang Ling. Gas Viscosity At High Pressure And High Temperature. A DISSERTATION for the degree of Doctor of Philosophy, A&M, Texas, 2010

83. Srbislav Genie. A Review of Explicit Approximations of Colebrook's Equation/Srbislav Genie, Ivan Arandjelovie, Petar Kolendie, and others//FME Transactions (2011) 39, №2.

84. Castiglia F. Modelling Flow And Heat Transfer In Helically Coiled Pipes. Part 3: Assessment Of Turbulence Models, Parametrical Study And Proposed Correlations For Fully Turbulent Flow In The Case Of Zero Pitch/ F. Castiglia, P. Chiovaro,M. Ciofalo, M. Di Liberto, P. A. Di Maio, I. Di Piazza, M. Giardina, F. Mascari, G. Morana, G. Vella// Italy, University of Palermo, 2009.

85. Patankar S. V. Prediction of turbulent flow in curved pipes / S. V. Patankar, V. S . Pratap And D. B. Spalding// J. Fluid Mech. (1975), vol. 67, part 3, pp. 583-595.

86. José Manuel Benjumea. Use of Helical Coil Pipes for Depressurization in a Supercritical Water Oxidation (SCWO) Pilot Plant: Experimental Results & Simulation/ José Manuel Benjumea, Jezabel Sanchez-Oneto, Juan Ramon Portela, Enrique Martinez de la Ossa// Chemical Engineering Transactions, 2011, Vol. 24.

87. Athanasia Kalpakli. Experimental study of turbulent flows through pipe bends -Technical Reports from Royal Institute of Technology KTH Mechanics SE-100 44 Stockholm, Sweden, 2012.

88. Sandeep Khurana. Well Intervention Using Rigless Techniques/ Sandeep Khurana, Brad DeWalt, Colin Headworth// paper for presentation at the Offshore Technology Conference held in Houston, TX U.S.A., 5-8 May 2003.

89. Двойников, М. В. Модель работы многозабойной скважины с различными типами конструкции забоев при стационарном режиме / М. В. Двойников, Ж. М.

Колев, Д. Д. Водорезов, А.В. Ошибков // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №11. -С. 130-133.

90. Казакова Л.В. Эффективная очистка проппантной упаковки и стенок скважины после гидроразрыва пласта в процессе ее освоения/ Л.В. Казакова, А.А. Мокрушин, В.Ф. Хмелев, А.К. Макатров, И.М. Иксанов// Бурение и Нефть, - 2014, №3.

91. Кучумов Р.Я. Лабораторный практикум по курсу "Численные методы": /Р.Я.Кучумов, В.Р.Сыртланов, Н.Г.Мусакаев /. Под ред. профессора Р.Я.Кучумова - Тюмень: Издательство «Вектор-Бук», 1999. - 109 с.

92. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО «ТАТНЕФТЬ». ТатНИПИнефть, 2004.

93. Зайцев М.В. Гидродинамический анализ влияния изменений околоскважинных зон пласта на производительность скважин в процессе разработки месторождений Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук// Москва - 2007.

94. Губина И.А. Определение технологических параметров освоения скважин/ И.А Губина, Т.И Чижова// Нефтепромысловое дело, - 2011, №10.

95. Гайдуков Л.А. Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их дебит/Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов// Нефтяное хозяйство, - 2010, №1.

96. Земцов Ю.В. Технология восстановления продуктивности скважин, в которых проведен гидроразрыв пласта/ Ю.В. Земцов, А.Г. Газаров, В.Н. Сергиенко, П.Г. Морозов, М.А. Салихов// Нефтяное хозяйство, - 2007, №3.

97. Рябоконь С.А. Бурение горизонтальных скважин с сохранением их продуктивности на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»/Коллектив авторов//Нефтяное хозяйство, 2005, №4

98. Lawrence H.P. Yong. Fill Removal in Wellbore Using Coiled Tubing/Lawrence H.P. Yong, William K.S. Pao and Fakhruldin M Hashim//Applied Mechanics and Materials Vol. 393 (2013) pp 863-871.

99. Marthe Gilje Fossmark. Multiphase-Flow Correlations' Ability to Model Vertical Lift Performance/ M. Sc. Thesis//University of Stavanger, Norway -September, 2011

100. Ibrahim O. Awari-Yusuf. Measurement of crude oil interfacial tension todetermine minimum miscibility in carbon dioxideand nitrogen/Master's dissertation// Dalhousie UniversityHalifax, Nova Scotia-August 2013

101. Khan J.A. Fill Removal with Foam in Horizontal Well Cleaning in Coiled Tubing/J.A. Khan and K.S. Pao//Research Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology 6(14): 2655-2661, 2013.

102. Николаевский В.Н. Геомеханика призабойной зоны нефтяной скважины и вынос песка/ В.Н. Николаевский, С.М. Капустянский, А.Г. Жиленков// Нефтяное хозяйство, - 2010, №1.

103. Демидов К.А. Метод кривой восстановления уровней (КВУ) [Электронный ресурс] Когалымнефтегеофизика - Режим доступа: http://www.kngf.org/services/gidrodinamicheskie-issledovaniya/metod-krivoy-vosstanovleniya-urovney-kvu/

доступа: http : //www.tenaris. com of Simple Pressure Drop.ashx

108. Ошибков А.В. Анализ результатов исследований профилей наклонно направленных скважин на основе трансцендентных кривых/ М.В. Двойников, Д.Д. Водорезов// Известия ВУЗов. Нефть и газ.-2014.-№3 (Июнь)

109. Denton G.S. CFD Simulation of Highly Transient Flows./ A thesis submitted to University College London for the degree of Doctor of Philosophy// Department of Chemical Engineering University College London, Torrington Place, London - July 2009

110. Mahgerefteh H. A Study Of The Dynamic Response Of Emergency Shutdown Valves Following Full Bore Rupture Of Gas Pipelines/ Mahgerefteh H. et al//Trans IChemE, Vol 75, Part B, November 1997

111. Adeyemi Oke A transient outflow model for pipeline puncture/ Adeyemi Oke, Haroun Mahgerefteh, Ioannis Economou, Yuri Rykov// Chemical Engineering Science 58 (2003)4591 - 4604

112. Jim C. P. Liou, Richard R. Schultz. Wave Propagation in the Hot Duct of VHTR/ Proceedings of the 21th International Conference on Nuclear Engineering ICONE21 Chengdu, China, July 29 - August 2, 2013

113. Rune Sorflaten Leirkj^r. Simulating Underbalanced Drilling/ M.Sc. Thesis// NTNU, - Trondheim, Norway, 2014

114. Bharath Rao Multiphase Flow Models Range of Applicability/ Tech Note CTES, L.C.// Conroe, USA,- May 18, 1998

115. Jianyu Xie et al. Numerical Simulation of Gas-Liquid-Solid Three-Phase Flow in Deep Wells/ Hindawi Publishing Corporation/ Advances in Mechanical Engineering Volume 2013.

116. Fevang O. et al. Vertical Lift Models Substantiated by Statfjord Field Data/ SPE 154803/ EAGE Annual Conference paper - 2012.

117. Zhilin Yang Challenges in offshore multiphase viscous oil transport/ Guest lecture at NTNU, March 26, 2012

Приложение А

Справка о внедрении результатов диссертационного исследования

ЛУКОЙЛ

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

НЕФТЯНАЯ КОМПАНИЯ

кфб'^Лд, Дото 03.О1.ЛО/&

на №

от

СПРАВКА

о внедрении результатов диссертационного исследования Водорезова Дмитрия Дмитриевича

по теме «Разработка и исследование методов проектирования и контроля процесса

Настоящая справка подтверждает, что результаты диссертационного исследования Водорезова Дмитрия Дмитриевича по теме «Разработка и исследование методов проектирования и контроля процесса освоения скважин с применением азота» внедрены в рабочий процесс Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени.

Использование разработанных в ходе диссертационного исследования методов проектирования азотного освоения на скважине №8420Г позволило сократить временные затраты на освоение нефтяной скважины на 2 часа, что составило 25% от общего времени освоения. Дополнительный расход жидкого азота составил 1,6 тонн, что не оказывает существенного влияния на высокий экономический эффект внедрения. При этом освоение проводилось на контролируемой депрессии, величина которой была запроектирована с учетом свойств коллектора и конструкции скважины. За 6 часов освоения азотом на режимах, параметры которых были рассчитаны с помощью предложенных средств проектирования, был отобран объем пластового флюида, который соответствует объему, обычно получаемому на аналогичных скважинах за 8 часов освоения.

освоения скважин с применением азота»

Российская Федерация 625000, г. Тюмень ул. Республики, д. 41

Заместитель директора филиала по научной работе в области строительства скважин