Разработка и исследование составов и технологий для закрепления коллекторов и проппантов в трещинах гидроразрыва при эксплуатации нефтяных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Демичев, Семен Сергеевич

• Демичев, Семен Сергеевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Демичев, Семен Сергеевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 КРАТКОЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ФЕДОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

1.1 Краткая геолого-физическая характеристика пород-коллекторов

и состояние добычи нефти

1.2 Анализ состояния разработки и характеристика фонда скважин объекта разработки АС4.8 Федоровского месторождения

1.3 Краткий анализ геолого-технических мероприятий, выполняемых на

Федоровском месторождении

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1

2 ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДА И ВЫБОР ЗАКОНА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОТКАЗОВ В РАБОТЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ИЗ-ЗА РАЗРУШЕНИЯ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И

ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК

2.1 Метод оценки эффективности выполнения геолого-технических мероприятий по закреплению пород-коллекторов и ограничению

пескопроявлений в добывающих нефтяных скважинах

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2

3 ОГРАНИЧЕНИЕ И ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ

И МЕХАНИЗМ ВЫНОСА ПЛАСТОВОГО ПЕСКА В СКВАЖИНЫ

3.1 Краткий анализ причин разрушения коллекторов и методов ограничения и

ликвидации пескопроявлений

3.20боснование и разработка технологической жидкости на углеводородной

основе для глушения нефтяных скважин

3.3 Разработка составов и технологий для закрепления коллекторов и ограничения пескопроявлений

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3

4 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА И ТЕХНОЛОГИИ ДЛЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ПРОППАНТА В ТРЕЩИНАХ ГИДРОРАЗРЫВА

4.1. Краткий анализ технологий ограничения выноса проппанта

из трещин гидроразрыва продуктивных пластов

4.2. Экспериментальные исследования состава и технологии для закрепления

проппанта в трещинах гидроразрыва

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И

РЕКОМЕНДАЦИИ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ПРИЛОЖЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование составов и технологий для закрепления коллекторов и проппантов в трещинах гидроразрыва при эксплуатации нефтяных скважин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Современное состояние разработки многих нефтяных месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (ЗСНГП) характеризуется значительным снижением дебитов скважин из-за обводнения и разрушения коллекторов в прискважинных зонах пластов (ПЗП) и образованием песчаных пробок, наличием значительного количества скважин находящихся в простое и низким (менее 0.4) коэффициентом извлечения нефти (КИН).

Все вышесказанное в значительной степени относится к месторождениям, продуктивные пласты которых сложены слабосцементированными коллекторами, в том числе и Федоровскому нефтегазовому месторождению (объект разработки АС4-8) Среднеобской НТО, где количество скважин, находящихся в ремонте по причинам обводнения, разрушения коллекторов в ПЗП и образования песчаных пробок, составляет около 18%.

Длительные периоды эксплуатации скважин также приводят к образованию негерметичности эксплуатационных колонн и заколонных перетоков воды.

Форсированные отборы жидкости, а иногда и неконтролируемое закачивание воды из-за сложного геологического строения, создали условия для прорыва нагнетаемых вод к нефтенасыщенным интервалам продуктивных пластов, разрушения коллекторов и образования песчаных пробок.

Все эти обстоятельства приводят к значительному количеству скважин (до 20%), работающих с наличием песка в продукции (до 0.5 кг/м ). Эксплуатация таких скважин с осложнениями не позволяет в конечном итоге достичь проектного коэффициента извлечения нефти (КИН).

Для интенсификации добычи нефти на Федоровском месторождении в значительном количестве выполняются операции по гидравлическому разрыву пластов (ГРП), где в процессе эксплуатации отмечается вынос проппанта из трещин гидроразрыва, последующее их смыкание и падение дебита.

В этой ситуации остается значимой и актуальной проблема разработки эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ) по ограничению пескопроявлений и выноса проппанта из трещин ГРП.

Цель работы

Повышение эффективности работы нефтяных скважин путем научного обоснования, разработки и внедрения технико-технологических решений по ограничению пескопроявлений и закреплению проппанта в трещинах гидроразрыва.

Основные задачи исследования

1. Анализ текущего состояния разработки Федоровского нефтегазового месторождения и оценка эффективности геолого-технических мероприятий, реализуемых в процессе разработки.

2. Обоснование и разработка метода и выбор закона распределения отказов в работе нефтяных скважин из-за разрушения слабосцементированных коллекторов и образования песчаных пробок объекта разработки АС4-8 Федоровского месторождения.

3. Разработка технологической жидкости на углеводородной основе для глушения нефтяных скважин, состава и технологии для ликвидации заколонных перетоков.

4. Разработка и исследование составов и технологий для закрепления коллекторов в прискважинных зонах пластов и проппантов б трещинах гидроразрыва.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является эксплуатационная нефтяная скважина со слабосцементированным продуктивным пластом; предметом - составы и технологии ограничения пескопроявлений посредством закрепления коллекторов в прискважинных зонах пластов и проппанта в трещинах гидроразрыва.

Научная новизна

1. Обоснованы и разработаны метод и программа оценки эффективности геолого-технических мероприятий по ограничению пескопроявлений при эксплуатации нефтяных скважин.

2. Теоретически и экспериментально обоснованы и разработаны состав жидкости глушения на углеводородной основе, композиция и технология для ликвидации заколонных перетоков.

3. Теоретически и экспериментально обоснованы и разработаны составы и технологии применения песко-и проппантозакрепляющих композиций и объяснен механизм снижения пескопроявлений и выноса проппанта при их использовании.

Практическая ценность и реализация работы На основании обобщения и проведения теоретических, лабораторных и опытно-промышленных исследований на скважинах констатируется следующее.

1. Разработанный метод и программа оценки эффективности геолого-технических мероприятий по закреплению коллекторов в ПЗП и ограничению пескопроявлений при эксплуатации нефтяных скважин позволит прогнозировать оптимальные периоды времени проведения ГТМ, то есть плановые мероприятия по ограничению и ликвидации пескопроявлений.

2. Разработанные полимерные пескозакрепляющие композиции («Геотерм» с литерами 01, 02, 03, 04, 05, 06, 07, 08, 011) на основе смол ФР-50Р, ФРФ-50РМ, жидкого отвердителя ОЖ и порообразователя [(НН4)2С03] и технологии их применения для повышения добычи углеводородов прошли апробацию на месторождениях Среднеобской НТО, Надым-Пурской НТО, о. Сахалин, Краснодарского и Ставропольского краев с высоким (80-90%) процентом успешности (патенты РФ №№ 2352603, 2352604, 2246605). По разработанным и утвержденным техническим условиям (ТУ2257-075-26161597-2007) с дополнениями, осуществляется выпуск

водопескоизолирующей (крепящей) композиции отечественной промышленностью под названием «Геотерм». Основные защищаемые положения

1. Метод и программа оценки эффективности геолого-технических мероприятий по закреплению слабосцементированных коллекторов в ПЗП нефтяных эксплуатационных скважин.

2. Составы и технологии применения разработанных композиций «Геотерм» для закрепления коллекторов в ПЗП и проппантов в трещинах гидравлического разрыва пластов.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности25.00.15 -Технология бурения и освоения скважин, а именнопунктам:

4. Тепломассообменные процессы при бурении с целью разработки технологии и технических средств по улучшению коллекторских свойств призабойной зоны пласта, интенсификации притока пластового флюида, предупреждения загрязнения недр, обеспечения охраны окружающей среды.

5. Моделирование и автоматизация процессов бурения и освоение скважин при углублении ствола, вскрытии и разобщении пластов, освоении продуктивных горизонтов, ремонтно-восстановительных работах, предупреждении и ликвидации осложнений.

Область исследования соответствует также специальности 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 3: «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного мультидисциплинарного проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пласгах с целью рационального недропользования».

Апробация работы

Результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием,

посвященной 45-летию Тюменского индустриального института (ТИИ-ТюмГНГУ) «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Тюмень, 2008); Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием, посвященной 10-летию ИНиГ и 65-летию Победы в Великой Отечественной войне «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2010); научно-техническом совете ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» (Тюмень, 2011-2013); расширенном заседании кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ИГиН ТюмГНГУ (Тюмень, 2013); Международная научно-практическая конференция посвященная 50-летию Тюменского индустриального института «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2013); научно-техническом совете ООО НПФ «ГЕОТЕРМ» (Тюмень, 2013); расширенном заседании кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин» и «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ИГиН ТюмГНГУ (Тюмень, 2013).

Публикации

По теме диссертации опубликованы 23 печатные работы, в том числе одна монография, 19 научных статей и три патента Российской Федерации на изобретение. Четыре работы опубликованы в изданиях, включенных в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 93 наименований. Работа изложена на 140страницах машинописного текста, содержит 23 рисунка,22 таблицы и одно приложение.

1 КРАТКОЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ФЕДОРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

1.1 Краткая геолого-физическая характеристика пород-коллекторов

и состояние добычи нефти

Федоровское газонефтяное месторождение расположено в центральной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области, в 60 км к северу от г. Сургута на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа - Югры Тюменской области в пределах Федоровского лицензионного участка. Месторождение находится в районе с развитой инфраструктурой (рисунок 1.1).

В тектоническом отношении месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию II порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода.

В пределах месторождения выделяются локальные структуры: Федоровская, Моховая, Восточно-Моховая, Северо-Сургутская и Тойлорская. Промышленно нефтеносными в пределах месторождения являются терригенные пласты АС4-8, АС6-1, АС7-8, АС9 сангопайской свиты готерив-барремского ярусов, пласт БС1-2 усть-балыкской свиты готеривского яруса, пласты БС10-1, БС10, БС14-ф, БС15-ф, БС16, БС16-ф, БС17, БС17-ф, БС18, БС18-ф, БС19 сортымской свиты берриасс-валанжинского ярусов раннемелового возраста, пласты ЮС/"2, ЮС 1-3 васюганской свиты верхнеюрского возраста и пласты ЮС2-1, ЮС2-2 тюменской свиты среднеюрского возраста (рисунки 1.2; 1.3).

Всего на месторождении выявлено 128 залежей нефти и газа в 21 продуктивном пласте [1,2].

Месторождение открыто в 1972 г., введено в разработку в 1973 г.

9

(

дорог

»есторождеиии нефти газа ..........................- дороги проектные

мм». .. -,:штс:~. гм - М<> ро?

Г» {'.'3 С. ГИЗМК'Г** «А ЛО «- м ацЕЛ И

г -з и ж*>••»зи о йог о у мс

<$:> г о »з

Рисунок 1.1. - Схема расположения месторождений нефти и газа в Сургутском нефтегазоносном районе Среднеобской НГО

1УОО .

17ЭО ,

1 ООО .

18 Ю .

1820 ,

юзо.

1 (мо.

Рисунок 1.2 - Геологический разрез Федоровского месторождения (объект АС4-8)по линии скважин 1932-3766

1 /<ш

18ИО

18 Ю

ю;:о

шзо

г* и о

1 н:>и

Рисунок 1.3 - Геологический разрез Федоровского месторождения (объект АС4-8)по линии скважин 4046-4280

40<Ш

4048

404Я

4032

4053

В разработке находятся восемь эксплуатационных объектов: АС4-8, АС9,БС1-2,БС10-1, БС10, БС14-19, ЮС1, ЮС2.

Накопленная добыча нефти и конденсата составляет 554018 тыс.т., в том числе нефти - 551344 тыс.т, конденсата - 2674 тыс.т, попутно отобрано 119467 млн.м3 газа, в том числе 73871 млн.м3 газа газовых шапок, 45596 млн.м3 растворенного газа. Отбор от начальных извлекаемых запасов категорий ВС1 -73.5 % при обводненности продукции скважин - 94.6%. Текущий К'ИН - 0.262, при утвержденном - 0.356.

Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 35 млн.т был достигнут в 1983 г. Начиная с 1984 г. добыча нефти снижалась до минимального отбора 7 млн. т в 1977 г.

В первые 25 лет разработки (1973- 1997 гг.) объемы добычи нефти на месторождении определялись основным эксплуатационным объектом БС10. В последующие 8 лет (1998-2005 гг.) добыча нефти на месторождении возрастает, достигая второго максимума в объеме 12455 тыс.т в 2005 г. В этот период в активную разработку вовлекаются запасы нефти газонефтшой залежи объекта АС4-8.

С 2007 г объемы добычи нефти снижаются до 9.2 млн.т. в 2009 г. Максимальный объем эксплуатационного бурения - 1000 тыс. м достигался также в 1983 г. В 1993-1995 гг. объемы бурения снизились до 200 тыс.м/год. С 1996 г. начато разбуривание объекта АС4-8, объемы бурения возрастают до 500 тыс.м.

В 2009 г объем бурения на месторождении составил 671.8 т ыс.м, в том числе 303.8 тыс.м на объект ЮСг- В период 1997-2009 гг. добыча жидкости увеличивается с 63.8 млн.т до 170.3 млн.т.

Последние 15 лет месторождение эксплуатируется с обводненностью 89.0-94.6%. В соответствии с динамикой разбуривания объекта АС4-8 с 1997 г. нарастают отборы газа: в 2008 г отбор газа достиг 8.4 млрд.м3, в том числе 7.7 млрд.м3 газа газовых шапок. В 2009 г отборы газа снижены до 7.9 млрд.м3,

в том числе 7.3 млрд. м3 газа газовых шапок.

13

( V * « 1 " ' < <• "' *. • ' / / ( л'

*. (ч- I \ , * < ч, I ' >> V;,

'' ' " 'А •» *

Л|

1 I г

„ , , , ч

ГЧ

-У Г ,> !' Л •

В 2009 г. использование газа составило 98.4%. Закачка воды начата в 1974 г. В 2009 г закачка составила 211.9 млн.м3' с начала разработки -3561924 млн.м3'текущая компенсация - 100.1%, накопленная - 108.2%.

В период 2006-2009 гг. как в целом по месторождению, так и по эксплуатационным объектам фактические показатели разработки близки к проектным.

В 2008-2009 годах фактически пробурено 1192.5 тыс.м горных пород при проектном объеме - 1043 тыс.м, введено в эксплуатацию из бурения 352 скважины при проектном вводе 325 скважин, введено 150 скважин с боковыми стволами при проектном объеме -157.

По состоянию 01.01.2012 на месторождении пробурено 6780 скважин, в том числе добывающих- 4308, нагнетательных -2345, газовых - 19, водозаборных - 108.

В процессе разработки переведены из добывающего фонда 57 скважин, в том числе под закачку воды - 40, в газовые - две, в контрольные за изменением текущей нефтенасыщенности - три, в водозаборные - 12.

В результате на 01.01.2012 добывающий фонд состоит и 425] скважин, в том числе действующих -2738, ликвидированных и ожидающих ликвидации -534, в неработающем фонде - 970 ( в консервации, бездействии, пьзометрические и др.).

В нагнетательный фонд переведены 40 скважин из добывающих и из фонда в водозаборные - девять скважин.

Таким образом, на 01.01.2012 нагнетательный фонд состоит из 2376 скважин, в том числе под закачкой воды - 1675, в отработке на нефть - 118, ликвидированы ожидают ликвидацию - 241, в неработающем фонде - 342 (в консервации, бездействии, пьезометрические и др.).

Утвержденный проектный фонд составляет 8738 скважин, в том числе основной фонд -8217, резервный - 521. Фонд скважин для бурения по состоянию на 01.01.2011 - 1958, в том числе основной фонд - 1437, резервный -521. Реализация основного фонда скважин составляет 83%.

14

V I

Эффективность применения ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения по месторождению в целом лриведены в таблице 1.1., а на рисунке 1.4 - распределение удельного технологического эффекта

В эксплуатационном объекте АС4-8 выделяются газонефтяная и нефтяная залежи. Основная газонефтяная залежь объединяет Федоровскую, Северо-Сургутскую, Моховую и Восточно-Моховую площади. Залежь -пластовая, сводовая, размеры - 52.0x46.7 км, высота - 60 м. Выявлены три газовые шапки, размеры - от 0.5x0.4 до 45.0x38.7 км, высота от 1.8 до 47.0 м.

По керну пористость определялась на 2114 образцах из (Ю скважин, проницаемость - на 1301 образце из 90 скважин, водоудерживающая способность - на 1045 образцах из 90 скважин. Пористость изменяется от 17.0

<2 -л

до 31.7%, проницаемость - от 1.0 до 3156.0*10" мкм , водоудерживающая способность - от 12.0 до 74.2%.

По ГИС пористость, проницаемость, нефтенасыщенность определены в 4545 скважинах. Пористость изменяется от 20.0 до 29.5%, проницаемость - от 1.0 до 976.0* 10"3мкм2, нефтенасыщенность - от 26.6 до 84.10%.

По ГДИ проведено 37 определений проницаемости в 3] скважине.

3 2

Проницаемость изменяется от 2.0 до 1592.0*10" мкм .

При проектировании пористость, проницаемость, нефтенасыщенность приняты по данным ГИС [2].

В целом по разрезу пласт характеризуется высокой расчлененностью, количество проницаемых пропластков по данным ГИС изменяется от 2 до 31 м, в среднем коэффициент расчлененности равен 9.6. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0.2 м до 40.8 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0.064 до 0.945 и в среднем равен 0.559. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость - 26.4%, проницаемость - 300*10" Змкм2. Средняя газонасыщенность равна 62.9%, нефтенасыщенность - 55.2% (таблица 1.2).

Таблица 1.1- Эффективность применения ГТМ, интенсификации добычи нефти и новых методов повышения КИН и прогноз их применения по

месторождению в целом

Ед. изм. Годы разработк \

Вид воздействия Показатели 2007 2008 2009 201С 2011 2012

Физико-химические ОПЗ в добывающих скважинах Кол-во скв.-опер. Ед. 114 67 26 46 41 62

Доп.нефть на 1 скв.-опер. Тонн 1083,9 627,1 657,8 407,'' 209,4 179,6

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 99,8 74,0 40,4 15,5 12,3 15,1

Кол-во скв.-опер. Ед. 80 87 124 141 234 196

Дострел Доп.нефть на 1 скв,-опер. Тонн 2974,8 1882,4 1533,9 1728.2 1400,3 558,4

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 252,0 179,1 171,2 213,0 386,5 422,2

Кол-во скв.-опер. Ед. 15 40 33 157 258 320

Гидроразрыв пласта Доп.нефть на 1 скв.-опер. Тонн 5823,0 7382,7 6113,5 6909.5 6040,9 7366,:

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 177,3 173,5 240,4 268,1> 286,7 503,5

Кол-во скв.-опер. Ед. 82 49 48 39 34 39

Изоляционные мероприятия Доп.нефть на 1 скв.-опер. Тонн 522,9 549,6 652,1 963,0 502,9 318,3

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 30,2 19,3 19,6 27,1 42,5 40,6

Кол-во скв.-опер. Ед. 104 147 299 151 288 344

Методы МУН Доп.нефть на 1 скв,-опер. Тонн 3490,7 3715,7 2631,5 2853,0 1729,7 896,6

Доп.нефть с перех.эфф. тыс.т 278,4 294,3 458,5 643/1 734,7 717,8

>з:

т

V о

о <и 3" ■т- а. Ф с о о о СО

о с; СП

п X.

X о

•х • о

л> о

1- £

.0

X

л

^ т о

а) о

ст о

>. (М

Рисунок 1 А - Зависимость удельного технологического эффекта от дополнительной добычи и проведенных ГТМ на Федоре веком нефтегазовом месторождении (объект разработки АС4-8)

ОГО МП* Дретреп

о Дополнительная дбоыча

МУН ,_„. ГРП и гтм

По пластам АС4-8, АС6-1, А7-8 коэффициент остаточной нефтенасыщенности определялся на 27 образцах керна.

Коэффициент вытеснения Квыт по пластам АС4-8, АС6-1, АС7-8 определен расчетным путем, исходя из фактической начальной нефтенасыщенности (по ГИС) и расчетной объемной остаточной нефтенасыщенности, определенной по эмпирической завимимости от объемной начальной нефтенасыщенности (по керну), установленной по результатам лабораторных исследований собственного керна.

Свойства нефти пластов АС4-8, АС6-1, АС7-8 изучены по значительному количеству глубинных и поверхностных проб. Нефть тяжелая, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая.

1.2 Анализ состояния разработки и характеристика фонда скважин

объекта разработки АС4-8 Федоровского месторождения

Федоровское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1973 г на основании «Технологической схемы ОПЭ первоочередного участка», составленной институтом «Гипротюменьнефтегаз» и утвержденной бюро ЦКР МНП для объектов БС10 и БС1.

В 1975 г была выполнена работа «Комплексный промышленный эксперимент по определению возможности промышленной добычи нефти из оторочки пластов АС4-8», утвержденная ЦКР МНП.

В последующих авторских надзорах за реализацией проектных документов на разработку месторождения проводилась корректировка программ геолого-технических мероприятий по реализации проектных решений и технологических показателей разработки, без изменения принципиальных положений проектных документов.

Основные решения были следующие [2]:

- выделение восьми эксплуатационных объектов: АС4-8, АС9,БС1-2 БС10-1, БС10, БС14-19, ЮС1, ЮС2.

Таблица 1.2-Геолого-физические и геолого-промысловые характеристики объекта разработки АС4-8 Федоровского месторождения

№ n/n Параметр Значение Коэф. вариации

среднее минимальное максимальное

1 Количество скважин 4697

2 в т.ч. в нефтяной зоне 5

3 в водонефтяной зоне 743

4 в газонефтяной зоне 140

5 в газоводонефтяной зоне 3003

6 в т.ч. без раздела между нефтью и водой 1227

7 нефтью и газом 1051

8 Толщина общая, м 4697 46.029 10.20 81.600 0.141

9 в т. в газонасыщенной части 3362 15.609 0.100 50.200 0.556

10 в нефтенасыщснной части 3891 11.613 0.400 47.650 0.516

11 в водонасыщенной части 4542 26.097 0.400 81.600 0.515

12 Толщина эффективная, м 4697 25.963 1.500 52.300 0.292

13 в т.ч. в газонасышенной части 3362 8.826 0.100 35.100 0.666

14 в нефтенасыщенной части 3891 6.612 0.300 26.100 0.568

15 в водонасыщенной части 4542 14.653 0.300 50.600 0 530

16 Коэффициент расчлененности 4697 9.422 1.000 26.000 0.360

17 в т.ч. в газонасыщенной час г и 3362 3.591 1.000 22.000 0.704

18 в нефтенасыщенной час 1 и 3891 2.712 1.000 15.000 0.679

19 в водонасыщенной части 4542 5.273 1.000 26.000 0.657

20 Толщина проницаемого прослоя, м 4697 2.756 0.200 39.800 1.196

21 в т.ч. в газонасыщенной части 3362 2.458 0.100 30.600 1.157

22 в нефтенасыщенной части 3891 2.438 0.300 16.200 0.955

23 в водонасыщенной части 4542 2.779 0.200 36.300 1.153

24 Толщина непроницаемого прослоя, м 4697 2.169 0.1 30.700 1.201

25 в т.ч. в газонасыщенной част и 3362 2.337 0.100 30.700 1.145

26 в нефтенасыщенной части 3891 2.365 0.100 29.400 1.166

27 в водонасыщенной части 4542 2.366 0.1 27.000 1.223

28 Коэффициент песчанистости по разрезу 4697 0.564 0.035 0.962 0.270

29 в т. в газонасыщенной части 3362 0.565 0.031 1.000 0.412

30 в нефтенасыщенной части 3891 0.569 0.017 1.000 0.417

31 в водонасыщенной части 4542 0.561 0.028 1.000 0.389

32 Коэффициент проницаемости, кв. мкм (дарси) 4686 0.775 0.001 3.548 1.019

33 в т.ч. в газонасыщенной част и 3355 0.667 0.001 3.350 1.219

34 в нефтенасыщенной части 3883 0.696 0.001 3.250 1.051

35 в водонасыщенной части 4531 0.853 0.001 3.548 0.928

36 Коэффициент пористости 4686 0.264 0.111 0.496 0.067

37 в т.ч. в газонасыщенной части 3356 0.259 0.161 0.289 0.084

38 в нефтенасыщенной части 3883 0.264 0.111 0.496 0.064

39 в водонасыщенной части 4531 0.267 0.163 0.290 0.058

40 Коэффициент газонасыщенности 3263 0.689 0.018 0.955 0.192

41 Коэффициент нефтенасыщенносги 3715 0.638 0.019 0.910 0.157

42 Толщина непроницаемого раздела между газом нефтью 2106 3.229 0.200 21.800 0.968

43 Толщина непроницаемого раздела между нефтью и водой 2563 3.620 0.100 25.000 0.985

44 Показатель общей неоднородности проницаемости 1.039

45 в т.ч. в газонасыщенной части 1.486

46 в нефтенасыщенной части 1.105

47 в водонасыщенной части 0.862

48 Показатель послойной неоднородности проницаемости 0.839

49 в Т.ч. в газонасыщенной части 1.047

50 в нефтенасыщенной части 0.642

51 в водонасыщенной части 0.616

52 Показатель зональной неоднородности проницаемости 0.364

53 в т.ч. в газонасыщенной части 0.740

54 в нефтенасыщенной части 0.645

55 в водонасыщенной части 0.369

Ж1

V 1 i

чЛ,

•V "V

л l

' ¿'St" I ., \ <1 <

V i i

- применение следующих систем разработки по эксплуатационным объектам:

по объекту АС4-8:

- пласты АС4, АС5-8- в северной части Моховой площади - площадная девятиточечная с расстоянием между скважинами 400 м, элементы однорядной, двухрядной, замкнутой систем; на остальной части - размещение горизонтальных добывающих скважин и наклонно-направленных нагнетательных скважин по однорядным и площадным системам;

- пласт АС4 - на отдельных участках - площадная девятиточечная с барьерным и избирательным заводнением с расстоянием между скважинами 400 м;

- пласты АС5-8 - площадная девятиточечная с расстоянием между

»

скважинами 400 м, элементы однорядной, двухрядной, замкнутой систем;

- пласты АС7-8 - площадная девятиточечная с избирательным заводнением;

- пласт АС6-1 - избирательная с приконтурным и очаговым заводнением.

Как было сказано выше, месторождение введено в разработку в 1973 г.

В разработке находятся восемь эксплуатационных объектов: АС4-8, АС9,БС 1-2 БС10-1, БС10, БС14-19, ЮС1, ЮС2.

Объект А С4-8э ксп л у атиру ется с 1976 г. Накопленная добыча нефти и конденсата составляет 63725 тыс.т, в том числе нефти - 61051 тыс т, отбор от НИЗ - 55.8% при обводненности продукции - 95.3% . Текущий КИН - 0.102 при утвержденном - 0.240. Накопленная добыча жидкости составляет 648 млн.т.

В 2009 г. добыча нефти составила 4297.9 тыс.т (49.8 от годовой добычи нефти месторождения) при темпе отбора от НИЗ 3%. Добыча жидкости составила 91299 тыс.т, текущий водонефтяной фактор - 20.2 т/т.

По состоянию на 01.01.2012 г на объект АС4-8 пробурено 2296 скважин, в том числе добывающих - 1359 (из них горизонтальных - 993),

нагнетательных - 918,газовых - 19. Текущая плотность сетки - 23.4 га/скв.

19

Действующий фонд добывающих скважин - 1387 ( из них горизонтальных - 917) бездействующий - 58, в консервации - 43, пьезометрических - 408, наблюдательных - 19, ликвидированных - 157.

Действующий фонд нагнетательных скважин - 842 (из них горизонтальных - 6), бездействующий - 23, в освоении после бурения - 6, в консервации - 20, пьезометрических - 45, наблюдательных - 2 в отработке на нефть - 59, ликвидированных - 12 (таблица 1.3).

Таблица 1.3- Фонд скважин пласта АС4-8 Федоровского месторождения

по состоянию на 01.07.2012 г

№ п/ п Скважины Характеристика фонда скважин Количество с кважин

1 Добывающие Всего 2296

1 Действующие 1387

2 Бездействующие (в консервации, наблюдательные, пьезометрические) 470

3 Ликвидированы и в ожидании ликвидации 157

2 Нагнетательные Всего 980

1 Под закачкой 842

2 Ликвидированы и в ожидании ликвидации 12

3 В консервации, наблюдательные, пьезометрические 67

4 В отработке на нефть 59

Итого 3976

Основной проектный фонд реализован на 92%. Системы горизонтальных скважин на большей части залежи сформированы.

В 2009 г в эксплуатации на нефть перебывало 1586 скважин, в том числе горизонтальных - 952. Средний дебит нефти составил 9.0 т/сут, горизонтальных- 10.9 т/сут. С начала разработки в эксплуатации на нефть перебывало 2849 скважин, из них горизонтальных - 952, средняя добыча нефти на одну скважину составила 22.4 тыс.т, на одну горизонтальную скважину -38.9 тыс.т.

В период 1985-2009 гг. в 1752 скважинах вместе с нефтью и водой отбирался газ газовых шапок. В среднем одной такой скважиной отобрано млн.м3 газа.

Применение скважин с боковыми стволами начато с ] 999 г. По состоянию на 01.01.2012 г на объекте в эксплуатации перебывало 157 скважин с боковыми стволами, в том числе 81 переведенных с других эксплуатационных объектов. При среднем отработанном времени 2.6 года, средняя добыча нефти на одну скважину составила 10.5 тыс.т.

Закачка воды начата в 1976 г. С начала разработки закачано 1029.4 млн.м3 воды, в том числе в 2009 г - 126.7 млн.м3. Текущая компенсация отборов -96.9%, накопленная - 97.9%

Контроль энергетического состояния газовой шапки осуществляется путем регистрации пластовых давлений в пьезометрических скважинах опорной сети. В среднем снижение пластового давления в газовой шапке по сравнению с начальным составило 0.8 МПа.

Для контроля за изменением текущей нефтенасыщенности пробурены три скважины, обсаженные стеклопластиковой колонной. Исследования проводятся методами электрометрии ИК и ВИКИЗ ежегодно. По результатам исследований отмечается внедрение нефти и воды в газонасыщенную часть пласта.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Демичев, Семен Сергеевич, 2013 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1 Конторович А.Е. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Е. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. - М.: Недра.- 1978. - 679 с.

2 Отчет НГДУ «Федоровскнефть» за 2011 г. - Сургут. -2012.-70 с.

3 Ермилов О.М. Проблемы разработки месторождений и эксплуатации скважин в условиях водопескопроявления / О.М. Ермилов, K.JI. Каприелов, В.В. Ремизов, Н.М. Михайлов и др. // Обз. информ. / Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром.- 1990. - 25 с.

4 Ахметов A.A. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. - Уфа.- 2000. - 219 с.

5 Бочкарев В.К. Отраничение водопескопроявлений при разработке залежей со слабосцементированными коллекторами / В.К. Бочкарев, И. И. Клещенко, Сем.С. Демичев, МЛ. Карнаухов и др. - Тюмень, «Вектор Бук».- 2010. -190с.

6 Бочкарев В.К. Разработка и исследование технологий ограничения водопескопроявлений в нефтяных скважинах. /Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата наук.- Тюмень, ТюмГНГУ.-- 2009. - 24 с.

7 Кучумов Р.Я., Моделирование системы технического обслуживания и ремонта скважиниого оборудования в осложненных условиях эксплуатации / Р.Я. Кучумов, P.P. Кучумов, Ю.В. Пчелинцев. - Тюмень, «Вектор Бук».-2000.-170с.

8 Кучумов Р.Я. Выбор законов распределения отказов скважин по причине отказов установок ЭЦП, ШСН, нарушением водоизоляции и негерметичности труб / Р.Я. Кучумов , A.B. Ревнивых, C.B. Наместников // В кн. : «Моделирование технологических процессов нефтеотдачи».- Тюмень, ТюмГНГУ.-2006.-С 53-65.

9 Клещенко И.И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К.

Ягафаров. - Тюмень, ТюмГНГУ.- 2010. - 340 с.

10 Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика. - СПб.: Недра.- 2010. - 560 с.

11 Пат. 2246605 РФ МПК7 Е 21 В 33/138. Состав для повышения нефтеотдачи пласта./ Демичев Сер.С., Баздуков К.А., Багров А.И., Демичев Сем.С. и др. Заявлено 13.02.2003. Опубл. 20.02.2005. Бюл. № 5.

12 Демичев Сем.С. Полимерные композиции «Геотерм» для ограничения и ликвидации водо- и пескопроявлений. - Тюмень, ТюмГНГУ.- 2011. - 4 с.

13 Демичев Серг.С. Полимерные композиции «Геотерм-01», «Геотерм-02», «Геотерм-03». / Серг.С. Демичев, A.B. Климов, H.H. Паршуков, JI.T. Васильева, Е.В. Евдокимова //Технические условия ТУ 2257-075-26161597 - 2007. - Тюмень - 2007.- 16 с.

14 Демичев Сем.С. Ограничение выноса песка в ствол скважин на Федоровском месторождении / Сем.С. Демичев, О.Г. Отрадных, В.А. Чернов, H.A. Могутов. -Тюмень, ТюмГНГУ.- 2005.- С.

15 Демичев Сем.С. Ограничения водопритоков в нефтяных скважинах / Сем.С. Демичев, О.Г. Оградных, Э.Ю. Тропин, В.А. Короленко и др. // Сб. тр. ИНИГ ТюмГНГУ «Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газо-нефтяных и нефтяных месторождений».-Тюмень. ТюмГНГУ.-2007 - С. 73-76.

16 Демичев Сем.С. Газоизоляционные работы в нефтяных скважинах / Сем.С. Демичев, О.Г. Отрадных, Ю.М. Варварук, В.А. Короленко // Сб. тр. ИНИГ ТюмГНГУ «Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газо-нефтяных и нефтяных месторождений».-Тюмень.- ТюмГНГУ.-2007- С. 77-80.

17 Демичев Сем.С. Выбор технологии водоизоляционных работ/ Сем.С. Демичев, О.Г. Отрадных, Ю.М. Варварук, В.А. Короленко / Сб. тр. ИНИГ ТюмГНГУ «Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газо-нефтяных и нефтяных месторождений».-Тюмень.- ТюмГНГУ.-2007 -С. 81-85.

18 Демичев Сем.С. Методы ликвидации межплаетовых перетоков и ремонта эксплуатационных колонн на месторождениях Пуровского района / Сем.С. Демичев, О.Г. Отрадных, Ю.М. Варварук, В.А. Короленко // Сб. тр. ИНИГ ТюмГНГУ «Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газо-нефтяных и нефтяных месторождений».-Тюмень.- ТюмГНГУ.-2007 -С. 86-92.

19 Демичев Сем.С. Актуальность работ по ограничению пескопроявлений в нефтяных скважинах / Сем.С. Демичев, О.Г. Отрадных, В.К. Бочкарев, В.А. Бульба и др. // Сб. тр. ИНИГ ТюмГНГУ «Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений».-Тюмень.- ТюмГНГУ.-2007 - С. 93-98.

20 Клещенко И.И. Восстановление фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и интенсификация притоков углеводородов в скважинах с аномально высоким пластовым давлением / И.И. Клещенко, В.Ф. Штоль, С.К. Сохошко, H.A. Шестакова. В.В. Паникаровский, Сем.С. Демичев // Сб. научн. тр. «Геолого-промысловое и технико-экономическое обоснование при разработке газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири».-Тюмень: ООО «ГюменНИИгипрогаз»; СПб.: Недра, С-Петерб. отделение.-, 2007. - С. 160-167.

21 Демичев Сер.С. Экспериментальные исследования по закреплению проппантов в трещинах ГРП / Демичев Сер.С., Отрадных О.Г., Демичев Сем.С., Могутов H.A., Клещенко И.И., Хайрулин A.A. // ВНИИОЭНГ, НТЖ «Бурение и нефть».- 2008.- С. 19-21.

22 Демичев Сем.С. Разработка новых ремонтно-изоляционных композиций с повышенными свойствами / Сем.С. Демичев, H.A. Могутов // « Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» : Сб. трудов ИНиГ ТюмГНГУ и материалов Межрегиональной научно-технической конференции с Международным участием (часть II) - Тюмень.- ТюмГНГУ. -2010-С. 18-21.

23 Демичев Сем.С. Экспериментальные исследования по закреплению

<311>«/ г „

< \ и - '<:•'

| ' Ч ^ «

„*г

k I«

А'.:

проппантов при проведении ГРП/ Сем.С. Демичев, H.A. Могутов // «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (часть I) -Тюмень.- ТгомГНГУ. -2010.- С. 125-128.

24 Клещенко И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко, A.B. Григорьев, А.П. Телков- М.: Недра, 1998. - 267 с.

25 Демичев Сем.С. Оценка эффективности закрепления слабосцементированных коллекторов в нефтяных и газовых скважинах / Сем.С. Демичев, И.И. Клещенко, B.C. Смирнов, П.С. Демичев, И.В. Лесь // НТЖ «Бурение и нефть». - М.: 07-08/2013 - С. 44-47.

26 Клещенко И.И. Технология изоляции притока пластовых вод в горизонтальных нефтяных и газовых скважинах с помощью колтюбинговой установки / И.И. Клещенко, С.К. Мифтахова, С.К. Сохошко, В.К. Бочкарев, Сем.С. Демичев //Нефть и газ. Известия высших учебных заведений.- Тюмень.- ТюмГНГУ, №6.- 2007.- С. 66-69.

27 Клещенко И.И. Ограничения водопроявлений в литологически однородных пластах /И.И. Клещенко, К.А. Пилат, Сем.С. Демичев // Инновационные технологии для нефтегазового комплекса/ Сб. научн. тр. ИНиГ ТюмГНГУ, посвященный 45-летию кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин».-Тюмень.- ТюмГН) У .-2010.-С. 121 -123.

28 Клещенко И.И. Состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Инновационные технологии для нефтегазового комплекса/ И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров, М.В. Листак, Ж.С. Попова, Демичев Сем.С. // Сб. научн. тр. ИНиГ ТюмГНГУ, посвященный 45-летию кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин».- Тюмень.- ТюмГНГУ.-2010.-С.252-253.

29 Кристеа Н. Подземная гидравлика. - М.: Госгоптехиздат.- т. 1, 1961. -344 с.

30 Дьячков В.Н. Исследование и разработка методов предупреждения выноса песка при строительстве и освоении водозаборных скважин (на примере

месторождений Сургутскою района). Дисс. на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Тюмень.- ТюмГНГУ.- 2000.

31 Пат. 2352604 РФ, МПК С 09 К 8/44 Состав для повышения нефтеотдачи пласта. / Серг.С. Демичев, В.К. Бочкарев, О.Г. Отрадных, В.А. Короленко, Демичев Сем.С., H.A. Могутов и др. (Россия). - №2007116902; Заявлено 04.05.2007; Опубл. 20.04.2009, Бюл. №11.

32 Якубов Б.М. Обработка экспериментальных данных по псевдосжижению зернистого материала вязкопластичной средой / Б.М. Якубов, P.M. Хасаев // Нефть и газ. - 1968. - № 8. - С. 28-31.

33 Мирзаджанзаде А.Х. Методическое руководство по эксплуатации скважин при интенсивном пескопроявлении и откачке неньютоновских жидкостей / А.Х. Мирзаджанзаде, A.M. Пирвердян, О.В. Чубанов и др. // - Уфа. - 1977. - 182 с.

34 Зозуляк М.И. О критических депрессиях при опробовании трещиноватых и песчаноглинистых пластов / М.И. Зозуляк, В.А. Федяшин // Нефтяная и газовая промышленность.- № 2. - 1987. - С. 33-37.

35 Коротаев Ю.П. Фильтрация газов в трещиноватых коллекторах / Ю.П. Коротаев, Л.Г. Г еров, С ЛI. Закиров и др. // - М.: Недра. - 1979. - 223 с.

36 Яремейчук P.C. К оценке напряженно деформированного состояния призабойной зоны, ослабленной трещиной гидроразрыва. // Нефть и газ, № 4.- 1980.-С. 40-43.

37 Байдюк Б.В. Расчет устойчивости горных пород при бурении. / Б.В. Байдюк, Л.А. Шрейнер // В кн.: Вопросы деформации и разрушения горных пород при бурении Сер.: Бурение. -М.: ГОСИНТИ.- 1980. - С. 48-74.

38 Горбунов В.Е и др. Экспериментальные исследования процесса пробкообразования и его влияния на производительность газовых скважин. // Реф.сб. ВНИИЭгазпрома.- 1977, вып. 4.- С. 21 - 27.

39 Басков Б.Н. К вопросу образования песчаных пробок в водозаборных скважинах, эксплуатируемых на месторождениях НГДУ «Нижнесуртымскиефть» ОАО «Сургутнефтегаз» / Б.Н. Басков, В.Н.

11

X't'i *

it I

ц I* 1 ,

% k л I

4 Ii

К Ц

' I <

116

i !

jf 41

1.1

I tu

Ji

I >4

Дьячков // НТИС. Сер.: «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ.-1966,№8, 9.-С. 14-19.

40 Черепанов Г.П. Механика хрупкого разрушения. - М.: Наука.- 1974. - 640 с.

41 Черепанов Г.П. Механика разрушения / Г.П. Черепанов, JI.B. Ершов. - М.: Машиностроение.- 1977. - 224 с.

42 Регель В.Р. Кинетическая природа прочности и твердости тел/ В.Р. Регель, А.И. Слуцир, Э.И. Гомашевский. - М.: Наука.- 1974. - 560 с.

43 Отчет о НИР: «Научно-техническое обоснование параметров конструкций противопесочных фильтров и расстановка их в продуктивном пласте горизонтальных скважин Федоровского и Лянторского месторождений» ОАО «Роснефть-Термнефть», Краснодар.- 1994. - 166 с.

44 Джавадян А.А. Совершенствование вскрытия и освоения нефтяных и газовых скважин / Сб. трудов ВНИИ «Добыча недр». М.: ВНИИнеф.-, 1977, вып. 62.

45 Заканчивание глубоких скважин за рубежом. // Обз. информ. Сер.: Бурение. -М.: ВНИИОЭН.-. 1972.

46 ZobackV.D. Permeabilityand effective stress. AAPG Bull, 1975, - vol. 59,n l,pp. 154-158.

47 Xapp M.E. Основы теории механики грунтов. - М.: Стройиздат, 1971. - 300 с.

48 Janes F.A. Laboratory stady of the effects and storage capacity in carbonate racks. J. Petrol, lechnol., 1975.- vol. 27, pp. 21-27.

49 Remson D. Applying sail mechanics to well repair completions. // Oil and gas, 1970. -vol.9, n 10, pp. 54-57.

50 Suman G.O. Sand control, World Oil, 1975, vol. 180, n 2, pp. 33-39.

51 Ибрагимов Э.М. Методика прогнозирования состояния призабойных зон эксплуатационных скважин по заданному режиму работы / Э.М. Ибрагимов, Л.С. Мелик-Асланов // Тр. АзНИИДН, Баку, 1972, вып. 18.- С. 399-408.

52 Съюмен Д., Эллис Р., Снайдер Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах/ Д. Съюмен, Р. Эллис, Р. Снайдер. -Перевод с англ. / Псрев. и редакция Цайгера М.А. - М.: Недра.- 1986 .- 116 с.

53 CoberlyC.J.

SelectionofsereenopcningsforuinconsolidatedsandsAPJDrillingandProductionPra ctice, 1937.

54 Цайгер М.А. Эксплуатация газовых скважин и ПХГ в условиях рыхлых пород / М.А. ЦаГпер, Б.В. Арестов, С.И. Назаров // Газовая промышленность. 1992, № 3 . - С. 30-31.

55 Stein N. Designing gravel packs for unconsolidated sands. World Oil, Feb. 1, 1983.

56 Sparlin D.D. Sand and gravel - a study of their permeabilities. Paper SPE 4772, Symposium of Formation Damage, New Orleans, La, Feb. 7-8, 1974.

57 Maly George P. Minimasing formation. Damage J. Proper fluid selection helps avoid damage. // Oil and gas J., 1976. - vol. 74, n 12, pp. 68-70; 75-76.

58 Klotz F.A., Krueger R.F. Effect of perforation damage on well productivity. J. Petrol. Technol., 1974, vol. 26, n 11, pp. 1303-1314.

59 Гаврилко B.M. Фильтры буровых скважин/ B.M. Гаврилко, B.C. Алексеев. -М.: Недра, 1996.-333 с.

60 Королев С.И. Высокоэффективная технология глушения скважин с применением блокирующих жидкостей на углеводородной основе / С.И. Королев, А.А. Бояркин. - М.: Бурение и нефть, № 2.- 2006.

61 Пат. 2213762 РФ. CI С09 К 7 / 06, Е 21 В 43/12. Эмульсионный состав для глушения газовыч, газоконденсатных и нефтяных скважин / И.И. Клещенко, С.К. Сохошко, Н.Е. Юшкова и др. (Россия). - № 200205033; Заявлено 26.02.2002; Опубл. 10.10.2003.

62 Бояркин А.А. Повышение эффективности глушения газовых и газоконденсатных скважин в условиях АНПД. // Нефтяное хозяйство, № 5. - 2005. - С. 49.

63 Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. - М.: Недра, 1969.

64 Cinco - Ley, H.. Presendoskin Factors for Partialey Penetrating Directionally Drilled Wells, SPL paper 5589, 1975.

65 Тагиров K.M. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями / K.M. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин. -М.: Недра.- 1996.- С. 3-39.

66 Клещенко И.И., Бочкарев В.К., Демичев Сем.С. и др. Технологическая жидкость для глушения нефтяных и газовых скважин. // Известия вузов «Нефть и газ». - Тюмень.- ТюмШГУ. № 1.2009. - С. 14-17.

67 Пат. 2352603 РФ, С 1 МПК С 09 К 8/42. Состав для глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин / Сер.С. Демичев, О.Г. Отрадных, И.И. Клещенко. Сем.С. Демичев и др. (Россия). - № 2007132047/03; Заявлено 23.08.2003; Опубл. 20.04.2009, Бюл. №11.

68 Демичев Сем.С. Актуальность работ по ограничению пескопроявлений в нефтяных скважинах / Сем.С. Демичев, О.Г. Отрадных, В.К. Бочкарев и др. //В кн.: Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. - Тюмень. - ТюмГНГУ, № 2. -2005.-244 с.

69 Малышев А.Г. и др. Состояние и совершенствование работ по проведению гидроразрыва пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 2.

70 Шишлов О. Спрос на проипанты задается развитием технологий ГРП // Нефтегазовая вертикаль. - 2008. - № 8.

71 Акимов О.В. и др. Потенциал технологий закрепления проппанта для повышения эффективности гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство.-2008.-№ 11.

72 Гайворонский H.H. и др. Обеспечение эффективной гидродинамической связи скважины с пластом при вторичном вскрытии // Каротажник, вып. 10 - 11.-Тверь. -2006.

73 Косад Ч. Выбор стратегии перфорирования // Нефтегазовое обозрение. -1998.

74 AndersonJ.,SimpbonM. And BosinskiP. Producing Natural Gas from Coal. Oilfield Review, Autumn. - 2003.

75 Reducing Produced Water Volumes from Coal Bed Natural Gas in the Powder River Basin. ALL. - 2005.

76 Хейз С. Грамотный подход к перфорационным работам // Новатор/Innovator. - 2006. - № 12.

77 Гидроразрыв пласта. Как его рассчитать? // Бурение и нефть. - 2006. - № 78.

78 Судо P.M. Разрабо j ка низкопроницаемых пластов на месторождениях ОАО «РИТЭК» с применением гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. -2007.-№3.

79 Фахретдинов Р.Н. Результаты применения гидроразрыва пласта для разработки южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения / P.I I. Фахретдинов, А.В. Бровчук // Нефтяное хозяйство. -2007. -№3.

80 Vreeburg R-J, Roodhart LP, Davies DR and Penny GS: "Prop-pant Backproduction During Hydraulic Fracturing—A New Failure Mechanism for Resin-Coated Proppants," Journal of Petroleum Technology46 (October 1994): 884-889.

81 Кроуи К. Тенденции в кислотной обработке матрицы / К. Кроуи, Ж. Масмонтейл, Р. Томас // Нефтяное обозрение. - 1996. - №1 - С. 20-37.

82 Гусаков В.Н. Мониторинг и выбор технологий ОПЗ на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»/В.Н. Гусаков, А.Г. Телин, А.Г. Пасынков и др. // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 11. -с. 57-61.

83 Амстронг К. Усовершенствование рабочей жидкости для ГРП и улучшение экономических показателей скважин / К. Амстронг, Р. Кард, Р. Наваррет, Э. Нельсон, К. Нимерик, М. Самуэльсон, Н. Василисиа, Ж. Дюмон, М. Приаро, Д. Коллипс, Г. Слашер // Нефтегазовое обозрение. - 1999.- С. 59-61.

84 Card RJ, Howard PR and Feraud J-P: "A Novel Technology со Control Proppant

120

I, у . i' I >

Л > ' I

Back producción," paper SPE 31007, SPE Production SFacilitieslO, no. 4 [1995): 271-276.

85 M. Paflar, Schlumbewer Dowell, S.A. Ali et..al. New Chemistry and Improved Placement Practiccs Enhance Resin Consolidation: Case Histories From the Gulf of Mexico. SPEPaper 39435.

86 Клещенко И.И. К вопросу увеличения коэффициента извлечения нефти./ И.И. Клещенко, А.А. Яворский, А.Н. Коротченко, И.А. Егорин, С.К. Сохошко, Сем.С. Демичев //В кн. : «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (часть 1).-Тюмень. -ТюмГНГУ. -2008.- С. 50-53.

87 Паникаровский Е.В. Оценка влияния проникновения технологической жидкости в трещинно-поровые коллекторы /Е.В. Паникаровский, И.И. Клещенко, Сем.С. Демичев // В кн. : «Подготовка кадров и современные технологии для 1 ЭК Западной Сибири» (часть 1).-Тюмень. - ТюмГНГУ. -2008.-С. 122-126.

88 Губский А. Технология концевого экранирования на месторождениях Западной Сибири. // Нефтегазовое обозрение. - 2000 - С. 4-9.

89 Economides M.J. and Nolte K.G. (eds): Reservoir Stimulation, 3rd ed. NewYork, USA: JohnWiley&Sons. 2000.

90 Тронов O.A. Анализ внедрения физико-химических методов интенсификации добычи нефги в ОАО "РН-СМНГ" и разработка рекомендаций по повышению эффективности работ. - Южно-Сахалинск. -2001.

91 Малышев А.Г Состояние и совершенствование работ по проведению гидроразрыва пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / А.Г Малышев, В.П. Сонич., В.Ф. Седач, J1.M. Кочетков. // М.: Нефтяное хозяйство. - 2004. - №2.

92 Некрасов В.И. Гидроразрыв пласта: внедрения и результаты, проблемы и решения / В.И. Некрасов, А.В. Глебов, Р.Г Ширгазин, В.В. Вахрушев // Лангепас-Тюмень, ГУII Информационно-издательский центр ГНИ по РБ. -

2001.-240.

93 Паникаровский В.В. Определение проницаемости и пористости расклинивающих материалов / В.В. Паникаровский, Е.В. Паникаровский. // Актуальные проблемы строительства и эксплуатации газовых скважин, промыслового обустройства месторождений и транспорта газа - Сб. науч. тр. ООО «ТюменНИИгипрогаз» // Недра. - 2002. - С. 66-77