Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластового флюида: На примере Самотлорского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Орлов, Дмитрий Геннадьевич

• Орлов, Дмитрий Геннадьевич
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Орлов, Дмитрий Геннадьевич

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ РАЗРАБОТКИ И ОСВОЕНИЯ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1 Краткие сведения по условиям залегания и разработки Самотлорского месторождения.

1.2 Анализ работы погружного оборудования.

1.3 Процессы, происходящие в околоскважинной зоне продуктивного пласта и их влияние на продуктивность (приемистость) скважины.

1.4 Теоретические предпосылки совершенствования методов освоения скважин и очистки приствольной зоны пласта

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

2 РАЗРАБОТКА (СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ) ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН МЕТОДОМ ПЛАВНЫХ РЕГУЛИРУЕМЫХ ДЕПРЕССИОННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ.

2.1 Исходные положения и требования.

2.2 Совершенствование конструкции струйных насосов.

2.3 Технические средства для освоения скважин методом плавных регулируемых депрессионных воздействий.

2.3.1 Пакер механический ЗПМС.

2.3.2 Лубрикатор

2.3.3 Сваб гидравлический

2.3.4 Клапан уравнительный КУ-112.

2.4 Усовершенствованная технология направленного депрессионного воздействия на продуктивный пласт при его освоении и дальнейшей эксплуатации скважин.

2.5 Методика расчета технологического процесса при освоении скважин струйным насосом.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДА ПЛАВНОВОЗРАСТАЮЩИХ ДЕПРЕССИОННЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН.

3.1 Результаты испытаний технологии плавновозрастающих депрессионных воздействий на околоскважинную зону пласта.

3.2 Результаты внедрения метода плавновозрастающих депрессионных воздействий при эксплуатации скважин.

3.3 Результаты испытаний беспакерной компоновки гидроструйного насоса.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СПОСОБА РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ.

4.1 Обоснование выбора точек заложения нагнетательных и эксплуатационных скважин.

4.2 Характеристика полей напряженности пласта Тальникового месторождения.

4.3 Способ разработки нефтегазовой залежи.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластового флюида: На примере Самотлорского месторождения»

Актуальность темы диссертации

На современном этапе разработки углеводородных месторождений значительно резко сократилось число фонтанирующих скважин при одновременном увеличении обводненности продукции. Новые месторождения имеют ухудшенную геолого-промысловую характеристику по сравнению с разрабатываемыми. Темпы прироста разведанных запасов отстают от темпов роста нефтедобычи. В этих условиях остро встает задача максимального использования возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта с участка залежи. Регулирование состояния околоскважинных зон пласта — один из основных вопросов повышения эффективности разработки месторождений.

В последние годы стратегическим направлением решения этих задач была разработка методов воздействия на пласт в целом, а развитию технологий воздействия на призабойную зону скважин оказывали недостаточное внимание. Вместе с тем имеющийся опыт показывает, что воздействие на призабойную зону скважин, сопутствующее воздействию на пласт, существенно увеличивает нефтеизвлечение. Эффект может быть получен как при целенаправленных обработках призабойной зоны на стадии освоения скважины, так и в качестве попутного эффекта при воздействии на пласт в целом гидродинамическими, тепловыми и физико-химическими методами.

Вероятность увеличения добычи пластового флюида из них значительно повышается при использовании новых высокоэффективных технических средств и технологий.

Среди многообразия способов освоения наиболее перспективными являются методы, которые позволят максимально решать проблемы по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивного пласта.

Цель исследований

Повышение эффективности освоения скважин и дальнейшей их эксплуатации путем разработки технологий и технических средств, обеспечивающих направленные регулирующие воздействия на фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи: провести анализ современного состояния существующих научно-технических решений по созданию депрессий на продуктивные интервалы; научно обосновать перспективность, эффективность, целесообразность разработки и использования методов плавных регулируемых депрессий при освоении и эксплуатации скважин; разработать технические средства для создания регулируемых депрессионных воздействий на пласт; опробовать их в промысловых условиях и оценить эффективность.

Научная новизна работы

Обоснованы и разработаны: метод ступенчатого плавновозрастающего депрессионного воздействия на вскрытый разрез в процессе освоения и эксплуатации скважины; способ разработки нефтегазовых залежей, включающий в себя определение зон с доминирующими фильтрационными каналами, определение их ориентации гидродинамическое регулируемое воздействие на них с целью увеличения их проницаемости (приемистости), отбор жидкости из пласта в режиме «набор - сброс». Размещение скважин осуществляется по зонам: в зоне с доминирующими фильтрационными каналами — эксплуатационные скважины; в зонах с пониженной флюидопроводимостью — нагнетательные скважины; режимы ступенчатого плавновозрастающего депрессионного воздействия на пласт при освоении скважин.

Осуществлена модернизация конструкций забойных струйных насосов и технологий их использования, а также комплектующего оборудования.

Практическая значимость полученных результатов

Применение разработанных методов и технических решений по ступенчатому плавновозрастающему и регулируемому депрессионному воздействию на околоскважинную зону пласта позволило: повысить качество проводимых работ по освоению скважин и интенсификации притока, что существенно уменьшило, а по ряду скважин, прекратило вынос из пласта твердых частиц; проводить исследования скважин на приток для построения индикаторных диаграмм, а также оперативно, на стадии испытания и освоения скважины контролировать фильтрационные свойства пород в околоскважинной зоне пласта; осуществлять с помощью беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом добычу нефти, на малодебитных скважинах, оперативно контролировать и определять оптимальный режим работы пласта путем замера динамических и статических уровней; уменьшить ремонтируемый фонд, оборудованный УЭЦН и УШГН, и снизить затраты на текущий ремонт скважин; без подъема НКТ переводить скважины в оптимальный режим эксплуатации или нагнетания рабочего агента для поддержания пластовой энергии. Разработанный комплекс технических средств и методических приемов успешно реализован при освоении и эксплуатации скважин на площадях ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «Лукойл-Бурение», ООО «Варьеган-Ремонт», ПО «Беларусьнефть», ООО «Лукойл-Западная Сибирь», ОАО «ТНК-Нягань» и др. Опытно-промышленные работы проведены на 926 скважинах различных регионов.

Апробация работ

Материалы и основные результаты диссертационной работы докладывались на: техническом совещании СНГДУ-1 ОАО «ТНК» (Нижневартовск, 2002); Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003); научно-техническом совещании «Проблемы строительства и эксплуатации скважин Западно-Сибирского нефтегазового комплекса» (Тюмень, 2004), техническом совещании ООО «Югсон-Сервис» (Тюмень, 2004); региональной научно-практической конференции, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 8 работ, в т.ч. 6 статей в научных журналах, получено 2 патента РФ на изобретение.

ВВЕДЕНИЕ

Геолого-технологические условия разработки многих месторождений нефти и газа Западной Сибири в настоящее время характеризуются увеличением доли трудно извлекаемых запасов, что обусловлено геологическими причинами, быстрым обводнением скважин, потерями гидродинамической связи по участкам разрабатываемых месторождений в условиях деформации коллекторов, ростом фонда бездействующих скважин, повышением требований к охране недр, окружающей среде и безопасности работ на нефтегазовых месторождениях и т.д.

Увеличение добычи нефти в этих условиях возможно только при использовании на месторождениях новых высокоэффективных технических средств и технологий освоения скважин, интенсификации притока нефти при дальнейшей их эксплуатации.

За последнее время, в условиях высоких мировых цен на нефть, ряд российских нефтегазовых компаний резко увеличили скорость отбора запасов. Означает ли это, что достигается вовлечение в разработку максимального объема извлекаемых запасов, соответственно повышение коэффициента извлечения нефти (КИН)? Наблюдается тревожная тенденция увеличения доли неработающих скважин во многих компаниях. Происходит ускоренный, выборочный отбор активных запасов нефти с рассогласованием системы разработки месторождений и нарушением ее целостности. Любые заметные отклонения от принятых показателей на практике, несомненно, несут повышенную вероятность недостижения утвержденного КИН, соответственно ведут к потерям извлекаемых запасов и в конечном итоге неполучению государством возможных доходов с конкретного объекта [1,2, 3].

Компании резко увеличили применение методов интенсификации добычи, и сохранение этой тенденции просматривается в перспективе. Это относится к гидроразрыву пласта (ГРП), кислотным обработкам околоскважинных зон пласта, зарезки боковых стволов, горизонтального бурения и др., которые до недавнего времени применялись в основном для восстановления производительности «старых» скважин. В последнее время, пока сохраняется благоприятная рыночная конъюнктура и стремление увеличить скорость отбора запасов, эти методы все шире используются в качестве заканчивания новых, в том числе высокопроизводительных скважин. Вместе с тем отмечается, что число научных исследований, направленных на совершенствование методов и технических средств освоения скважин, значительно сокращается.

Качество освоения и результаты последующей эксплуатации скважины зависят от того, насколько удается восстановить фильтрационные характеристики продуктивных пластов-коллекторов на стадии вторичного вскрытия пласта, вызова притока, применения различных методов интенсификации притока из пласта. Качество освоения, по существу, определяет темпы и характер разработки месторождений.

Нефтегазоносный пласт в отличие от других пород, слагающих геологический разрез нефтяных и газовый месторождений, представляет собой горную породу, насыщенную нефтью, газом и водой под высоким давлением. Как правило, он разобщается от непродуктивных пород разреза почти непроницаемой кровлей и подошвой.

Для нефтегазоносного пласта характерны фациальная изменчивость по площади, изменение мощности по разрезу, макронеоднородность, т.е. существенные изменения проницаемости пласта по зонам и от слоя к слою и, наконец, микронеоднородность, т.е. неоднородность фильтрационных путей, образующих в пласте всеобщую связь, аккумуляцию и миграцию.

Важнейшими физическими свойствами, которыми характеризуются коллекторы нефти и газа, являются их пористость, проницаемость, структура порового пространства, нефтегазонасыщенность, содержание связанной воды, удельное электрическое сопротивление и ряд других.

Скважина, околоскважинная зона и межскважинная часть пласта это — взаимосвязанные и взаимодействующие элементы единой техноприродной системы. В процессе сооружения скважины наиболее существенные изменения фильтрационных свойств пласта происходят в околоскважинной зоне. Известно, что даже в окончательный период функционирования скважины изменение ее фильтрационных свойств в призабойной или околоскважинной зоне оказывает влияние на ее продуктивность. Поэтому ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) на начальной стадии эксплуатации скважины оказывает влияние не только на ее производительность, но и темпы разработки месторождения и конечный коэффициент нефтеизвлечения.

В зонах ухудшенной проницаемости теряется значительная часть пластовой энергии. В связи с особенностями потерь давления в околоскважинной зоне при фильтрации флюидов среднюю проницаемость техногенной системы скважина - околоскважинная зона - межскважинная часть пласта определяет именно проницаемость околоскважинной области, несмотря на ее незначительные размеры. Известно, что ухудшение проницаемости околоскважинной зоны в 5 раз приводит к снижению производительности скважины в 3,5 раза, а уменьшение проницаемости в 50 раз может вызвать потерю производительности в 15 раз [4].

Эта статистика определяет сегодня и основную стратегию регулирования ФЕС в околоскважинной зоне — сведение к минимуму ухудшения проницаемости путем подбора современных технологий вскрытия пласта, освоения и эксплуатации скважин. Если во время бурения невозможно обеспечить сохранение природных ФЕС, то необходимо восстановить их на стадии освоения скважины путем направленного и регулируемого воздействия на призабойную зону пород-коллекторов нефти и газа.

Научные основы этой проблемы решались в работах В.А. Амияна, А.И. Булатова, Г.И. Баренблатта, B.C. Войтенко, Ю.В. Вадецкого, A.A. Гайворонского, Т.Д. Голф-Рахт, В.М. Добрынина, Ю.П. Желтова, A.M. Киреева, Р.И. Медведского, В.П. Овчинникова, Г.Т. Овнатанова, H.H.

Светашова, Е.М. Смехова, M.JI. Сургучева, М.Е. Стасюка, В.Н. Щелкачева, P.C. Яремийчука и др.

Показано, что проблема направленных, регулируемых воздействий на околоскважинную зону пласта применительно к задачам строительства скважин и обработки пласта является многогранной. Она предполагает разработку научных основ и методов влияния на напряженно-деформированное состояние горного массива не только с целью сохранения пласта при проводке скважины, но и, что самое главное, для создания благоприятных условий получения и интенсификации притоков нефти и газа, длительного поддержания гидродинамической связи фильтрационных путей в околоскважинной зоне с удаленными участками пласта на всем этапе эксплуатации скважины. И в этой связи представляет интерес выявить основные причины снижения ФЕС и возможные технико-технологические решения их сохранения и восстановления с использованием методов регулируемых депрессионных воздействий на пласт на примере сложного и разнообразного по условиям залегания и разработки Самотлорского месторождения.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Орлов, Дмитрий Геннадьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обеспечение потенциальных возможностей разработки нефтяных и газовых залежей в значительной степени зависит от полноты устранения негативных последствий в структуре порового пространства продуктивного пласта, произошедших при их вскрытии, разобщении либо при проведении различных методов воздействия на пласт для интенсификации притока пластового флюида.

2. Поступление мехпримесей из пласта приводят к износу рабочих органов насосных установок, к их разбалансировке, возникновению вибраций. Число аварий насосного оборудования по Самотлорскому месторождению составляет 39 % от общего количества аварий, в 90 % случаях которых причиной вибраций послужило значительное содержание мехпримесей в добываемой жидкости.

3. Установлено, что при плавных циклических снижениях давления непосредственно в приствольной зоне поддерживается довольно высокий уровень максимальных градиентов давления, и они значительно выше таковых при однократном снижении давления; максимальное значение градиентов давления в момент снижения направлено из пласта в сторону ствола скважины, в этом случае совпадение снижения давления и максимальных градиентов давления способствует увеличению сил сдвига в каналах пласта и снижению сил трения на поверхности контакта частиц с поверхностью канала в породе. При внезапном снятии давления происходит кратковременное растяжение дисперсной среды материала, находящегося в приствольной зоне, за счет чего снижается их статическое напряжение сдвига (эффект пружины). Увеличивается степень очистки приствольной зоны пласта.

4. Основным недостатком эжекторных многофункциональных струйных насосов, является то, что способ подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса серии УГИС 1-10 обязательно только по НКТ, а серии УГИС 11-20 — обратная, по межтрубному пространству и невозможность выполнять многоцикловые гидродинамические исследования от больших депрессий к меньшим, при обязательных плавных ступенчатых возрастающих, регулируемых депрессионных воздействиях на ОЗП.

5. Предложена усовершенствованная технология и технические средства регулируемого воздействия на продуктивный пласт при его освоении и дальнейшей эксплуатации, техническим результатом которых является расширение функциональных возможностей освоения скважин путем прямой и обратной промывками при одном спуске скважинной насосной установки (струйного насоса СН-ЗМ) и одном технологическом процессе с дальнейшим переводом скважины в эксплуатацию, без глушения скважины и подъема НКТ.

6. Разработан и успешно прошел испытания в различных горногеологических условиях ряд технических решений, предназначенных для освоения скважин с использованием струйных насосов: пакерующий элемент (пакер ЗПМС), лубрикатор, сваб, клапан уравнительный, транспортный узел УТГ-3-114, УТГ-4-62.

7. Ступенчатое плавновозрастающее депрессионное воздействие на пласт с помощью предложенной конструкции струйного насоса позволило создавать регулируемый перепад давления на стенки скважины и фильтрационные каналы различной ориентации, что позволило существенно уменьшить, а по большинству скважин прекратить вынос мехпримесей и закрепляющего агента (проппанта) на весь период эксплуатации скважин Самотлорского месторождения.

8. Совершенствована технология ступенчатого плавновозрастающего депрессионного воздействия на продуктивный пласт при его освоении и дальнейшей эксплуатации разработкой и применением беспакерной компоновки гидроструйного насоса с двухрядным лифтом, что обеспечило на скважинах Самотлорского месторождения: вести добычу нефти без подъема продукции скважины по эксплуатационной колонне; оперативно контролировать режим работы скважины и пласта путем замера динамических и статических уровней; выявить истинные добывные возможности скважин гидроструйного фонда; существенно повысить надежность эксплуатации и резко снизить затраты на капремонт скважин гидроструйного фонда.

9. Фильтрационные каналы развиваются в той плоскости, где отмечаются наименьшие силы сопротивления, т.е. наименьшее горное давление. Их направление также обусловлено и тектоническими явлениями. Разработана математическая модель прогнозирования зон (участков) повышенной проницаемости, как в пределах эксплуатирующихся месторождений, так и новых, находящихся на стадии разведки. Направление развития трещин на деформированных антиклинальных складах Западной Сибири преимущественно совпадает с направлением короткой оси.

10. Обоснован и разработан способ освоения нефтегазовой залежи, который включает в себя определение зоны с доминирующими фильтрационными каналами и их ориентации, проведение гидравлического разрыва пласта с закреплением каналов, оборудование скважины струйным насосом с вымываемой вставкой, осуществление очистки фильтрационных каналов с плавным возрастанием направленных регулируемых депрессионных воздействий на пласт, которые в эксплуатационной скважине регулируются по стабилизации уровня жидкости или/и забойного давления на каждом этапе депрессионного воздействия, а в нагнетательной скважине по уменьшению приемистости пласта на каждом этапе воздействия. Размещение скважин осуществляют по зонам: в зоне с доминирующими фильтрационными каналами размещают эксплуатационные скважины, а в зонах с пониженной флюидопроводимостью размещают нагнетательные скважины. Регулируемое закачивание агента в скважины осуществляют в зависимости от ориентации фильтрационных каналов в околоскважинной зоне пласта, а отбор жидкости из пласта в режиме циклического отбора «набор - сброс». Общий экономический эффект от внедрения технологий и технических средств составляет 16,463 млн. долларов США в год по 171 скважине.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Орлов, Дмитрий Геннадьевич, 2005 год

1. Батурин Ю.Е. Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей низкопроницаемых коллекторов/Ю.Е. Батурин, Н.Я. Медведев, В.П. Сонич и А.Н. Юрьев//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 104-109.

2. Храмов P.A. Сырьевая близорукость//Нефтегазовая вертикаль. — 2004.—№12. —С. 20-25.

3. Кравец М.С. Кто пойдет в разведку?/М.С. Кравец, С.А. Рогинский//Нефтегазовая вертикаль. — 2002. — № 13. — С. 7-11.

4. Булатов А.И. Освоение скважин. Справочное пособие/А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко и P.C. Яремийчук. — М.: Недра, 1999. — 472 с.

5. Зубков М.Ю. Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования//М.Ю. Зубков, П.М. Бондаренко//Геология нефти и газа. — 1999. — № 11-12. — С. 31-39.

6. Сонич В.П. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород/В.П. Сонич, H.A. Черемисин, Ю.Е. Бабурин//Нефтяное хозяйство. — 1997. — № 9. — С. 52-57.

7. Медведский Р.И. Прогнозирование максимального извлечения нефти из природных резервуаров Западной Сибири. — М.: Недра, 1989. — 214 с.

8. Кудрявцев И.А. Особенности эксплуатации УЭЦН в условиях Самотлорского месторождения/И.А. Кудрявцев, Н.П. Кузнецов, И.В. Цыкин, H.H. Гутуев, И.А. Хабипов//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 62-64.

9. Проводников Г.Б. Основные направления совершенствования заканчивания скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаза»/

10. Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке/Доклады на научно-практической конференции 16-17 февраля 2000 г. — Часть III. — Тюмень: ОАО «СибНИИНП». — 2000 г. —С. 27-30.

11. Саунин В.И. Выбор конструкции забоя и технологии заканчивания скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири//Нефтяное хозяйство. — 2004. — № 12. — С. 64-66.

12. Джафаров И.С. Самотлорское месторождение: современные подходы к решению задач разработки/И.С. Джафаров, В.Н. Пьянков, В.Р. Сыртланов, Р.Г. Исмагилов//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 27-30.

13. Гузеев В.В. Результаты применения гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа/В.В. Гузеев, A.A. Поздняков, Г.С. Зайцев//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 116-119.

14. Иванов C.B. Результаты применения гидравлического разрыва пласта в эксплуатационных объектах с глинистой перемычкой небольшой толщины/С.В. Иванов, В.И. Саунин//Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 6. — С. 49-51.

15. Булатов А.И. и др. Проектирование конструкций скважин. — М.: 1979. —279 с.

16. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам, изд. 2-е перераб. и доп./В.С. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых. — М.: Недра, 1984. — 373 с.

17. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. — М.: Недра, 1979. —344 с.

18. Войтенко B.C. Прикладная геомеханика в бурении. — М.: Недра, 1990. —252 с.

19. Войтенко B.C., Киреев A.M., Первушин Г.Г. Проблемы устойчивости скважин на больших глубинах/Деформирование и разрушение горных пород: Сб.ст. Бишкек: Илим, 1989. — С.586-597.

20. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. — М.: Недра. — 1985. — 181 с.

21. Коротаев Ю.П. Расчет проникновения глинистого раствора в пласт/Ю.П. Коротаев, М.И. Швидлер//Газовая промышленность. — 1971. — №8. — С.3-5.

22. Свихушин Н.М. Влияние твердой и коллоидной фаз на снижение проницаемости призабойной зоны/Н.М. Свихушин, В.Д. Тур//Бурение. — 1965. —№ 1. —С.17-18.

23. Касперский Б.В. Исследование закупоривающей способности утяжеленных буровых растворов на щелевых моделях/Б.В. Касперский, Б.Д. Панов//Бурение. — 1971. — № 5. — С. 27-34.

24. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. — М.: Недра. — 1968.— 153 с.

25. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. — М.: Недра, 1970. —309 с.

26. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах. — М.: Недра. —1984. —210 с.

27. Мицевич В.И. Справочник инженера по бурению. — М.: Недра. — 1973. — Приложение 2. — 518с.

28. Гайворонский A.A. Крепление и разобщение пластов. — М.: Недра. — 1981. —367 с.

29. Орлов JI.H. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа/JI.И. Орлов, A.B. Ручкин, Н.М. Свихушин. — М.: Недра. — 1975. — 89 с.

30. Справочная книга по добыче нефти/Под ред. д-ра техн. наук Гиматудинова Ш.К. — М.: Недра. — 1974. — 704 с.

31. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. — :М: Недра. — 1972. — 336 с.

32. Мыслюк М.А. О выборе величины депрессии при испытании трещинных коллекторов в процессе бурения/М.А. Мыслюк, В.Г. Ясов, P.C. Яремийчук//Нефть и газ/Изв. высш. учеб. заведений. — 1983. — № 7. — С. 19-22.

33. Лабораторная установка по исследованию напряженного состояния горных пород и анизотропных коллекторов/А.М. Киреев, Б.И. Кравченко//Сборник трудов института Нефти и Газа. — Тюмень: Изд-во «Вектор Бук». — 2004. — С. 244-256.

34. Хоминец З.Д. Геолого-техническое обеспечение технологическихопераций при испытании, ремонте и освоении нефтяных скважин//Нефтяное хозяйство. — 2001. —№ И—С. 46-55.

35. Хоминец З.Д. Изучение состояния призабойной зоны терригенных пластов//Нефтяное хозяйство. — 1987. — № 7. — С. 18-22.

36. Храмов P.A., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть». — М.: Недра, 1999. — 327 с.

37. Коротенко В.А. Определение гидродинамических параметров в сложнопостроенных коллекторах/В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк. Физико-химическая гидродинамика. — Свердловск: УРГУ, 1989. — С. 66-71.

38. Ягафаров А.К. Геолого-геофизические основы технологий интенсификации притоков из терригенных коллекторов месторождений Западной Сибири. Автореф. дисс. на соиск. учен. степ. докт. геолого-минералогических наук. Тверь. — 1994. — 385 с.

39. Овчинников В.П. Анализ качества крепления скважин месторождений Уренгойской группы//Сборник трудов института Нефти и Газа. — Тюмень: Изд-во «Вектор Бук». — 2004 г. — С. 3-5.

40. Киреев A.M. Разработка и исследование технологий и технических средств управления горным давлением при строительстве скважин: Дис. канд. техн. наук; 25.00.15 — Защищена 13.12.2002; Утв. 14.02.2003; 088480 — М., 2003. — 195 с.

41. Овчинников В.П. Анализ свойств тампонажных материалов для цементирования скважин в криолитозоне/В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, A.A. Фролов, Ю.О. Газгиреев//Сборник трудов института Нефти и Газа. —

42. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук». — 2004 г. — С. 6-10.

43. Светашов H.H. Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков из сложнопостроенных коллекторов нефти и газа: Дис. канд. техн. наук; 25.00.15. — Защищена 12.04.2003; Утв. 06.06.2003; 098371. — М., 2003. — 170 с.

44. Федорцов В.К. Освоение и исследование разведочных скважин (на примере Западной Сибири)/В.К. Федорцов, В.Е. Пешков, Ф.К. Салманов. — М.: Недра, 1976.— 161 с.

45. Кравченко Б.И. Повышение эффективности освоения скважин, вскрывающих залежи нефти в баженовской свите/Б.И. Кравченко, Г.П. Корнев//Геология нефти и газа. — 1986. — № 10. — С. 43-47.

46. Хоминец З.Д. Освоение скважин с непрерывным контролем состояния призабойной зоны//Нефтяное хозяйство. — 1988. — № 4. — С. 20-22.

47. Сургучев M.JI. Влияние условий вскрытия пластов на продуктивность скважин и нефтеотдачу//Нефтяное хозяйство. — 1973. — №11.—С. 29-31.

48. Светашов H.H. Управление фильтрационными свойствами деформируемых коллекторов при освоении скважин и их эксплуатации//Бюллетень БГА. — 2001. —№ 1 (5). — С. 32-37.

49. Кривоносов И.В., Балакиров Ю.А. Освоение, исследование и эксплуатация многопластовых скважин. — М.: Недра, 1975. — 167 с.

50. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. — М.: Недра, 1986. — 608 с.

51. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра. — 1985. — 182 с.

52. Стасюк М.Е., Коротенко В.А. Выбор оптимального режима эксплуатации скважин в сложнопостроенных коллекторах//Изв. вузов. Нефть и газ. —2001. —№6. —С. 88-94.

53. Белов В.В. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты/В.В. Белов, А.Е. Чикин (часть 1)//Нефть, газ и бизнес. — 2003. — № 5. — С. 45-47.

54. Стрижов И.Н. Влияние методов интенсификации притока на динамику добычи нефти/И.Н. Стрижов, СЕ. Кочкин, Т.Р. Ибатуллин//Нефтяное хозяйство. — 2003. — № 9. — С. 65-67.

55. Чикин А.Е. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты (часть 1 и 2)//Нефтяное хозяйство. — 2003. — № 9. — С. 71-73, — 2003. — № 10. — С. 106-107.

56. Щелкачев В.Н. Сравнительный анализ нефтедобычи и разработки нефтяных месторождений по странам мира. — М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — 120 с.

57. Медведский Р.И. Прогнозирование максимального извлечения нефти из природных резервуаров Западной Сибири/Р.И. Медведский, А.Б. Кряквин, В.П. Балин. — М.: Недра, 1989. — 260 с.

58. Халимов Э.М., Мелик-Пашев B.C. О поисках залежей в аргиллитах баженовской свиты//Геология нефти и газа. — 1980. — № 6. — С. 16-19.

59. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нети и газа/ЛГеология нефти и газа. — 1979. — № 10. — С. 26-29.

60. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. — М.: Недра, 1976. — 214 с.

61. Сургучев M.JI. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах/M.JI. Сургучев, Ю.В. Желтов, Э.М. Симкин. — М.: Недра. — 1984. —212 с.

62. Мирзаджанзаде А.Х., Степанов Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. — М.: Недра. — 1977. — 228 с.

63. Оркин К.Г. Расчеты в технологии и технике добычи нефти/К.Г. Оркин, A.M. Юрчук. — М.: Недра, 1967. — 380 с.

64. Вадецкий Ю.В., Жучков А.А., Макаров Г.М. и Окунь Б.И. Особенности вскрытия, испытания и опробования трещинныхколлекторов. —М.: Недра, 1973. — 136 с.

65. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. — М.: Недра, 1975. —260 с.

66. Яремийчук P.C. Технология повышения продуктивности скважин с помощью струйных аппаратов/Р.С. Яремийчук, В.Р. Возный, Б.М. Кифор, В.Н. Лобовский. — М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1992. — 51 с.

67. Патент 2131541 РФ, МПК F 04 F 5/02. Скважинная насосная установка/В .В. Кислицын, H.H. Светашов, В.П. Сыропятов, A.M. Киреев (Россия). — № 97113169/09; Заявлено 24.07.97; Опубл. 10.06.99. Бюл. № 16.

68. Хоминец З.Д. Результаты исследований опорно-технологических скважин промыслово-геофизическими методами/3. Д. Хоминец, P.C. Яремийчук //Нефть и газ. — 1982. — № 10. — С. 30-33.

69. Хоминец З.Д. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений/3.Д. Хоминец, И.Н. Косаняк, B.C. Лисовский//Нефтяное хозяйство. — 1998. — № 5. — С. 72-75.

70. Киреев A.M. Особенности управления проявлениями горного давления при вызове и интенсификации притоков в сложных горногеологических условиях//Бюллетень БГА.— 2001. — № 1 (5). — С. 15-19.

71. Рабиа X. Технология бурения нефтяных скважин. — М.: Недра, 1989. —236 с.

72. Mader D. Hydraulis proppant fracturing and gravel packing. Developmentsin petroleum science. — Elsevier Science Publishers. — 1989. — V. 26. — 1240 p.

73. Добрынин В.M. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. — М.: Недра, 1970. — 315 с.

74. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. — М.: Недра, 1966. — 314 с.

75. Спивак А.И. Разрушение горных пород при бурении скважин/А.И. Спивак, А.Н. Попов. —М.: Недра, 1975. — 214 с.

76. Глоба В.Н. Результаты гидроразрыва пласта месторождения ОАО «Пурнефтегаз»/В.Н. Глоба, В.Н. Латышев//Нефтяное хозяйство. — 1996. — № 1. —С. 15-18.

77. Жданов С.А. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин/С.А. Жданов, C.B. Константинов//Нефтяное хозяйство. — 1995. —№9. —С. 24-25.

78. Economides M.J., Nolte K.G. Reservory Stimulation. — Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632, 1989. — 430 p.

79. Желтов Ю.П. Об определении ориентации трещин, образующихся при гидравлическом разрыве пласта//Нефтепромысловое дело. — 1961. — №10. — С. 21-25.

80. Дияшев И.Р. Супер-ГРП повышает рентабельность разработки Ачимовской свиты Ярайнерского месторождения (Западная Сибирь)/И.Р. Дияшев, А.И. Небесный, М.Р. Гиллард//Нефтегазовое обозрение. — 2002. — №1, том 7. —С. 80-93.

81. Дияшев И.Р. Супер-ГРП на Яранерском месторождении/И.Р. Дияшев, А.А. Смаровозов, М.Р. Гиллард//Нефтяное хозяйство. — 2001. —7. —С. 44-48.

82. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. —М.: Недра, 1972. — 184 с.

83. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. — М.: Недра, 1972. — 336 с.

84. Бабалян Г.Н., Леви Б.И. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. — М.: Недра, 1983. — 216 с.

85. Гадиев С.М., Лазаревич И.С. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин. — М.: 1996. — 170 с.

86. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1977. —360 с.

87. Светашов H.H., Кравченко Б.И. Разработка технологии оптимизации добычи нефти на скважинах Тальникового месторождения методом регулируемых депрессионных воздействий на пласт в режиме «набор сброс»//Методическое руководство. — Тюмень, 2001. — 111 с.

88. Кравченко Б.И., Корнев Г.П. Повышение эффективности освоения скважин. — М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. — 1985. — С. 14-19.

89. Механизм изменения забойных давлений в режиме «набор — сброс» при испытании анизотропных коллекторов/А.М. Киреев, Б.И. Кравченко, H.H. Светашов, Д.Г. Орлов//Сборник трудов института Нефти и Газа. — Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2004. — С. 244-256.

90. Орлов Д.Г. Необходимые параметры для оптимального проектирования ГРП//Сборник трудов института Нефти и Газа. Новые технологии для ТЭК Западной Сибири. Том 2. — Тюмень: Изд.-полигр. центр «Экспресс», 2005. — С. 143-150.

91. Орлов Д.Г. Совершенствование методики определения расчетных показателей гидроразрыва//Сборник трудов института Нефти и Газа. Новые технологии для ТЭК Западной Сибири. — Том 2. — Тюмень: Изд.-полигр. центр «Экспресс», 2005. — С. 151-164.

92. Кравченко Б.И., Светашов H.H. Методические аспекты выбора и перевода скважин на технологию вызова и интенсификации притока методом регулируемых депрессионных воздействий//Бюллетень БГА. — 2001. — № 1 (5). —С. 38-41.

93. Патент 2187698 РФ, МПК F 04 В 41/00. Передвижная азотно-компрессорная станция/Ю.Г. Антониади, A.M. Киреев, H.H. Светашов (Россия). — № 2001109583/06: Заявлено 09.04.2001; Опубл. 20.08.2002. Бюл. № 23.

94. Патент 2230890 РФ, МПК Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи/ М.Ш. Марданов, Р.В. Фафин, А.И. Иванов, И.М. Гимаев (Россия). — № 2003105170: Заявлено 21.02.2003; Опубл. 20.06.2004. БИПМ№ 17.

95. Патент 2230894 МПК Е 21 В 43/18. Способ разработки нефтяной залежи/Н.Г. Ибрагимов, Г.Г. Ганиев, М.Х. Фалеев, A.A. Сивухин, А.И. Иванов (Россия). — № 2003128908: Заявлено 29.09.2003; Опубл. 20.06.2004. БИПМ № 17.

96. Патент 35819 (на полезную модель) РФ, МПК Е 21 В 33/12. Якорь гидравлический/А.М. Киреев, М.А. Киреев, H.H. Светашов, В.Н. Светашов, Д.Г. Орлов, Х.К. Минулин (Россия). — № 2003129355; Заявлено 08.10.2003; Опубл. 10.02.2004.

97. Патент 47434 (на полезную модель) РФ, МПК Е 21 В 43/00. Клапан для скважинного оборудования/В.А. Афанасьев, В.А. Захаров, A.M. Киреев, H.H. Светашов, Д.Г. Орлов (Россия). — № 2005105404; Заявлено 25.02.2005; Опубл. 27.08.2005.