Разработка технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Скородиевский, Вадим Геннадиевич

• Скородиевский, Вадим Геннадиевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Скородиевский, Вадим Геннадиевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ С ПОДОШВЕННЫМ ЗАЛЕГАНИЕМ ВОДОНОСНОГО ПЛАСТА.

1.1. Актуальность проблемы обводнения скважин с подошвенным залеганием водоносного пласта.

1.2. Причины обводнения скважин и методы получения информации о механизме притока воды.

1.3. Опыт водоизоляционных работ в скважинах с близким расположением водоносного пласта.

1.4. Требования к составам и технологии водоизоляционных работ при подошвенном залегании водоносного пласта

1.5. Цель работы, задачи исследований и пути их решения.

ВЫВОДЫ ПО 1 -й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ АКРОН

И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ИХ СВОЙСТВ

2.1. Постановка задачи разработки составов на основе кремнийорганического эфира с активной дисперсной добавкой.

2.2. Обоснование выбора аэросила в качестве активной добавки.

2.3. Определение оптимального количества катализатора в составе.

2.4. Влияние рН на процессы отверждения составов.

2.5. Экспериментальные исследования реологических характеристик составов, регулирование времени их отверждения.

2.6. Изучение тампонирующих свойств водоизолирующих составов АКРОН.

2.7. Определение гидролитической и химической стойкости отвержденных составов АКРОН, их коррозионной активности.

ВЫВОДЫ ПО 2-й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ

РАБОТ В СКВАЖИНАХ С ПОДОШВЕННЫМ ЗАЛЕГАНИЕМ ВОДОНОСНОГО ПЛАСТА.

3.1. Теоретические основы формирования водоизолирующего экрана в условиях близкого расположения водоносного пласта.

3.2. Основные положения технологии водоизоляционных работ.

3.3. Технология установки водоизолирующего экрана в скважинах с подошвенным видом обводнения, в том числе при поступлении воды по заколонным каналам.

3.4. Определение возможности закачки разработанных составов с использованием колтюбинговых установок, расчет гидравлических потерь давления.

ВЫВОДЫ ПО 3-й ГЛАВЕ.

ГЛАВА 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ

ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ.

4.1. Промысловые испытания технологии водоизоляционных работ при подошвенном залегании водоносного пласта.

4.2. Экономическая оценка применения технологии.

ВЫВОДЫ ПО 4-й ГЛАВЕ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта»

В настоящее время отмечается увеличение месторождений со сложными геолого-физическими условиями, в их числе и залежи, подстилаемые подошвенной водой. Значительная часть запасов нефти (от 20 до 50 %) нефтяных месторождений сосредоточена в водонефтяных зонах. Отличительной особенностью разработки водонефтяных зон заключается в том, что течение нефти и воды носит сложный пространственный характер, практически с начала эксплуатации добывается обводненная нефть. Малорентабельная или нерентабельная эксплуатация обводненных скважин, простаивание по этой причине добывающего фонда приносит большие убытки предприятиям. По многим месторождениям рост обводненности продукции превышает степень выработанности запасов и, не смотря на различные геолого-технические мероприятия (ГТМ), направленные на увеличение коэффициента извлечения нефти, обводненность продукции также неуклонно растет.'

Ликвидация или ограничение водопритоков в скважинах с подошвенным залеганием воды является непростой проблемой, особенно при малой толщине разделяющих перемычек и их прерывистости. Чрезвычайно остро стоит вопрос в скважинах с контактным залеганием нефти и воды, в которых, как правило, отмечается непродолжительный безводный период или же его отсутствие. Снижение пластового давления в нефтенасыщенной части пласта в ходе ее эксплуатации при постоянном давлении в водонасыщенной части следует считать основной гидродинамической особенностью разработки водоплавающих залежей. Эта проблема усугубляется подъемом водонефтяного контакта (ВНК) и образованием конуса воды, а также наличием заколонных перетоков по некачественному цементному камню. Исследованиями установлено, что до 30 % скважин водонефтяных зон обводняются за счет заколонной циркуляции.

Увеличение отборов нефти ускоряет процессы прорыва воды. И если прорыв произошел, то даже последующим снижением дебитов трудно или, что чаще, невозможно вернуться к первоначально низкому содержанию воды в продукции. Подтягивание конуса воды резко снижает показатели добычи, требует незамедлительного проведения мер, часто многократных, по изоляции притока воды. Во многих скважинах прорыв подошвенной воды происходит еще на этапе первичного вызова притока, и в дальнейшем они эксплуатируются ниже своих добывных возможностей.

Для повышения эффективности работы скважин с подошвенным залеганием водоносного пласта, продления срока их рентабельной эксплуатации и наиболее полной выработке нефтяного пласта требуются мероприятия по формированию защитного экрана между водоносным и нефтеносным пластами. Необходима разработка новых технологий, обоснованное использование водоизоли-рующих составов для определенных геолого-технических условий.

Традиционные методы проведения водоизоляционных работ не обеспечивают их достаточную эффективность, которая в большинстве случаев составляет 30-40 %, редко превышая 50 %. В таких сложных условиях следует предъявлять повышенные требования к технологическим приемам изоляции водопритоков, свойствам водоизолирующих материалов, расчетам закачиваемых объемов и режимов закачки с целью формирования в пласте протяженного и неподвижного экрана. Составы должны отвечать в первую очередь таким требованиям, как хорошая фильтруемость в пласт, полнота отверждения, высокая адгезия к породе, возможность использования в широком интервале пластовых температур, в т.ч. при низких зимних температурах, и др. Всем этим требованиям в полной мере соответствуют составы на основе кремнийорганических соединений (КОС).

Проблема повышения качества водоизоляционных работ в условиях подошвенного залегания водоносного пласта лежит в основе настоящей диссертационной работы. Решение поставленных в ней задач позволит увеличить продолжительность рентабельной эксплуатации скважин, обеспечить более полную выработку нефтяного пласта, уменьшить простаивающий фонд скважин.

В процессе работы разработаны новые водоизолирующие составы на основе КОС, проведены их экспериментальные исследования по регулированию времени отверждения, фильтрационные, тампонирующие способности и другие характеристики. Разработанные составы обеспечивают формирование протяженного экрана в пласте при сохранении коллекторских свойств нефтяного интервала, технологичность операций, выполнение экологических требований и др.

Предложены технологические приемы водоизоляционных работ, позволяющие повысить эффективность работ на скважинах. Успешно проведенная апробация разработанной технологии на обводненных скважинах подтверждает правильность всех изложенных в диссертационной работе положений и исследований.

Практическое назначение результатов разработки - промышленное внедрение технологии водоизоляционных работ в нефтяных скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта. Кроме того, использование разработанных составов и технологических приемов в скважинах при заканчивании их строительства в условиях близкого расположения водоносных пластов позволит снизить риск преждевременного обводнения скважин.

В настоящее время низкие показатели эффективности водоизоляционных работ в рассматриваемых условиях свидетельствуют о важности решения поднятой в диссертационной работе проблемы и ее актуальности.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Скородиевский, Вадим Геннадиевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработаны и защищены патентом РФ композиции полимерных составов АКРОН на кремнийорганической основе, в том числе с активной дисперсной добавкой для увеличения прочности отвержденного продукта и более полного тампонирования высокопроницаемых пород. Составы сертифицированы и организовано их промышленное производство.

2. Установлены диапазоны рН стабильного и изменяющегося состояния водных растворов АКРОН и АКОР МГ, позволяющие управлять скоростью отверждения растворов и определения совместимости с различными реагентами.

3. Установлен селективный характер отверждения разработанных составов и поступления их в пористые среды с различным насыщением: при одинаковых условиях скорость фильтрации в водонасыщенную породу в 3,5-4 раза больше, чем в нефтенасыщенную, что позволяет рассчитать необходимый объем состава для установки экрана в водоносном пласте при максимальном сохранении продуктивности по нефти

4. Разработана технология водоизоляционных работ в скважинах с подошвенным видом обводнения, в том числе при поступлении воды по заколонным каналам. Предложен метод "напластования" экрана, позволяющий максимально увеличить радиус экрана при одном и том же исходном объеме составов.

5. Незначительные потери давления в циркуляционной системе колтю-бинговой установки (до 7-12 МПа при расходах 3-4 л/с) позволяют производить закачку составов АКРОН и АКОР МГ с использованием колтюбинговой техники, что подтверждено на практике.

6. Данные теоретических и экспериментальных исследований подтверждены результатами промысловых испытаний разработанных составов и технологии на высокообводненных скважинах с подошвенным залеганием водоносного пласта, находившихся в простое или бездействии.

7. Экономический эффект от внедрения разработанной технологии на 6 скважинах ООО "Уренгойгазпром" и ООО "РН-Краснодарнефтегаз" составил 3,2 млн. руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Скородиевский, Вадим Геннадиевич, 2007 год

1. Нефтяной рынок России и стран СНГ. Приложение к справочнику "Нефтяная промышленность Российской федерации 1998", 1999. - М.: ВНИИО-ЭНГ, 2000.-236 с.

2. Трахтман Г.И. Эффективность насосной эксплуатации высокодебит-ных сильнообводненных нефтяных скважин / Обзор зарубежной литературы. Сер. Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ, 1977. - 49 с.

3. Гумерский Х.Х, Шахвердиев А.Х. Новые технологии повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки залежей нефти. Интервал, 2002, № 3 (38), с. 11-16.

4. Мухаметзянов Р.Н. Состояние и перспективы разработки месторождений ОАО "Газпром нефть". Нефтяное хозяйство, 2006, № 12. - С. 10-12.

5. Бриллиант J1.C., Заров А.А., Малышев О.Г. Применение технологий изоляционных работ в скважинах Аганского месторождения. Нефтяное хозяйство, 2000, № 9, с. 69-71.

6. Шумилов В.А., Горбачев В.М., Вагнер Г.Р. Повышение эффективности изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. М, ВНИИОЭНГ. -ОИ, Сер. Нефтепромысловое дело, 1979. - 59 с.

7. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 562 с.

8. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2006. - 295 с.

9. Арушанов М.П., Ковалев А.Г., Мамедов Ю.Г и др. Вопросы разработки нефтяных месторождений и добычи нефти. ОИ, ВНИИОЭНГ, 1981, 65 с.

10. Петров Н.А., Юрьев В.М., Селезнев А.Г. и др. Ограничение водопри-тока в нефтяные скважины / Обзорная информация. Ноябрьск: Эридан-Экспо, 1995.-65 с.

11. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. Москва-Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2005. - 688 с.

12. Поддубный Ю.А., Кан В.А., Сидоров И.А., и др. Повышение эффективности работ по ликвидации заколонных перетоков воды в нагнетательных скважинах. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985, № 12, с. 16-18.

13. Методическое руководство для первичного освоения эксплуатационных скважин после окончания бурения в различных геолого-технических условиях. РД 39-0147009-513-85. Краснодар, ВНИИКРнефть, 1985.

14. Булатов А.И., Качмар Ю.Д., Макаренко П.П., Яремийчук Р.С. Освоение скважин. Справочное пособие / Под ред. проф. Р.С. Яремийчука. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.-472 с.

15. Рябоконь С.А., Усов С.В., Дадыка В.И. и др. Влияние качества строительства скважин да возникновение осложнений при эксплуатации и ремонте. -М., ВНИИОЭНГ, 1991. 55 с.

16. Уметбаев В.Г., Павлычев В.Н., Прокшина Н.В., Стрижнев В.А. Проблемы в области технологий ремонтно-изоляционных работ, направления и результаты их исследований. Нефтяное хозяйство, 2001, № 11, с. 32-34.

17. Ашрафьян М.О. Разобщение пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989.-228 с.

18. Салимов М.Особенности водоизоляции скважин на поздней стадии разработки. Обзорная статья, Интернет, 2002 г.

19. Габдуллин Р.Г., Ибатуллин Р.Х., Чепик С.К., Хайретдинов Ф.М. Основные направления борьбы с преждевременным обводнением скважин. Нефтепромысловое дело, 1985, № 10, с.10-14.

20. Wojtanowicz А.К., Hui XU, Basiouni Z. Segregated production method for with active water coning. J of Petrol. Science and Engineering. - 1995, III, p.21-35.

21. Гноевых A.H. Повышение надежности технологических процессов и качества заканчивания скважин / Дис. докт. М., 2000. - 89 с.

22. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков / Петров Н.А., Идиятуллин Д.Н., Сафин С.Г., Валиуллин А.В. / Под ред. проф. JI.A. Алексеева. М.: Химия, 2005. - 172 с.

23. Медведев Н.Я. Результаты опытно-промышленной эксплуатации Лян-торского газонефтяного месторождения. Нефтяное хозяйство, 1986, № 4, с. 4246.

24. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976. - 175 с.

25. Стрижнев К.В., Стрижнев В.А. Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтно-изоляционных работ. Нефтяное хозяйство, №9, 2006, с. 108-111.

26. Адаптация технологии изоляции водопритоков с применением водо-набухающего полимера для условий месторождений Западной Сибири / Черепанова Н.А., Галимов И.М., Курочкин Б.М., Залевский О.А. // Бурение и нефть. -2005.-№2.-С. 34-36.

27. Опыт применения ВНП типа АК-639 для ликвидации водопритоков / Курочкин Б.М., Вакула А.Я., Гимазов И.Н., Максимов В.Н., Луконин A.M. // Нефтепромысловое дело.- № 7. 2000. С. 31-33.

28. Яковлев А.С., Яковлев С.С. Курочкин Б.М. Совершенствование технологических свойств тампонажных составов на основе водонабухающих полимеров. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 8, 2006, с. 61-64.

29. Кадыров P.P., Хасанова Д.К. Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину. Нефтяное хозяйство, № 3,2006, с. 62-63.

30. Курочкин Б.М. Хисамов Р.С., Ахметов Н.З и др. Применение водона-бухающего полимера АК-639 при очаговом заводнении на Нурлатской площади. Нефтяное хозяйство, № 1,2006, с. 68-70.

31. Аносов Э.В. Разработка технологии водоизоляционных работ при за-канчивании строительства нефтяных и газовых скважин в условиях близкого залегания водоносных пластов / Дис. канд. Краснодар, 2003. - 176 с.

32. Рябоконь С.А., Скородиевская Л.А. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ. Нефтяное хозяйство, 2002, № 7.-С. 120-124. '

33. Н.А. Черепанова, И.М. Галимов, О.А. Залевский, Д.В. Сахаров, Б.М. Курочкин. Проведение водоизоляционных работ с применением водонабухающего полимера (ВНП) на месторождениях Когалымского региона. Нефтепромысловое дело, 2006, № 2, с. 41-45.

34. Уметбаев В.Г., Павлычев В.Н., Прокшина Н.В., Стрижнев В.А. Проблемы в области технологий ремонтно-изоляционных работ, направления и результаты их исследований. Нефтяное хозяйство, 2001, № 11, с. 32-34.

35. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1984, № 6, с. 11-15.

36. Пат. 4034811 (США). Method for sealing a permeable subterranean formation / Sparlin Derry D., Crumb Robert E. Опубл. 12.07.77.

37. Курочкин Б.М., Хисамов P.C., Ахметов Н.З. и др. Применение водона-бухающего полимера АК-639 при очаговом заводнении на Нурлатской площади. Нефтяное хозяйство, № 1. 2006, с. 68-70.

38. Каушанский Д.А. Технология "Темпоскрин" путь снижения обводненности нефтяных месторождений. - Нефтегаз, 2003, № 2, с. 93-94.

39. Патент 2187622 Россия. Способ изоляции пластов / Р.Ш. Рахимкулов, Н.З. Гибадуллин, A.M. Попов, В.Ф. Хайруллин Опубл. 20.08.2002.

40. Патент РФ 2277573 / Уваров С.Г., Танеева З.М., Абросимова Н.Н. и др. -Опубл. 10.06.2006.

41. Кадыров P.P. Исследование водоизолирующих свойств полимеров. -Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ, 1983, № 12.

42. Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Кольчугин И.С. Деструкция сшитых полимерных систем в условиях месторождений Западной Сибири. Нефтепромысловое дело, 1998, № 4-5, с.37-40.

43. Курочкин Б.М., Гилязетдинов З.Ф., Карпов Ю.И. и др. К вопросу о подготовке продуктивной толщи с наличием водоносных пластов к креплению скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин, 1998, № 7, с. 29-34.

44. Глущенко В.Н. Латекссодержащие обратные эмульсии. Бурение и нефть, 2005, № 1, с. 46-47.

45. Шарафутдинова Р.З. Совершенствование технологии водоизоляционных работ на основе использования силиката натрия. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 7,2006, с. 43-45.

46. Анализ литературных и патентных источников по технологиям селективной изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков / М.Э. Хлебникова, В.Х. Сингизова, В.Н. Чукашов и др. // Интервал-2003. № 9. - С. 4-22.

47. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976. - 175 с.

48. Шарафутдинова Р.З. Совершенствование технологий водоизоляционных работ на основе использования силиката натрия Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 7, 2006, с. 43-45.

49. Горбунов А.Т. Стратегия добычи нефти. Нефтепромысловое дело, 1999, №6, с. 19-22.

50. Кадыров P.P., Хасанова Д.К. Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину. Нефтяное хозяйство, №3,2006, с. 62-63.

51. Кан В.А., Подцубный Ю.А., Сидоров И.А., Чекалина Г. Гидрогели из растворов силиката натрия. Нефтяное хозяйство, № 10,1984

52. Патент РФ 2280757 / Маринин В.И., Бердин Т.Г., Москвичев В.Н. -Опубл. 27.07.2006.

53. Патент РФ № 2244819, Е 21 В 43/32. Состав для изоляции водоприто-ков в скважину / Р.Г. Ханнанов, P.P. Кадыров. Д.К. Хасанова и др. Б.И. 2003. -№2.

54. Софонов Е.Н. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦАНК "Башнефть", 1997. - С . 36-40.

55. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой Нефтяное хозяйство, 1995, № 4, с. 36-38.

56. Курочкин Б.М., Ханнанов С.Н., Саитгареев Р.З. и др. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой. Нефтяное хозяйство, 1997, № 1, с. 18-20.

57. Курочкин Б.М., Сафиуллин Р.А., Гилязов Ш.Я. и др. Применение гидрофобного полимерного тампонажного состава (ГПТС) при изоляционных работах в скважинах Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1998, № 12, с. 15-18.

58. Дубина Н.И., Шарипов A.M. Совершенствование технологии изоляции водопритоков на Уренгойском месторождении. М.: ИРЦ Газпром. Обзорная информация. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1999. - 15с.

59. Гилязов P.M., Рахимкулов Р.Ш. Проблемы заканчивания скважин с боковыми стволами. Нефтяное хозяйство, 2001. № 11, с. 10-12.

60. А.с. 1694876 (СССР). Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах / С.К. Сохошко, А.П. Телков. Опубл. в Б.И., № 44,1991.

61. Патент 5862863 США. Duel completion method for oil/gas wells to minimize water corning /M.D. Swisher. Опубл. 26.01.1999.

62. Смирнов В.И. Анализ возможностей и схем обводнения водоплавающих рифовых залежей по прикровельным интервалам. Нефтепромысловое дело, 2000, №3, с. 10-14.

63. Курочкин Б.М., Федоров В.А., Сафиуллин А.А. и др. Применение каучуковой крошки в цементных растворах при ремонтно-изоляционных работах. -Нефтепромысловое дело, 1995, № 11-12, с. 34-35.

64. Абдрашитов Д.А., Земцов Ю.В., Хасаншин Р.Н., Лядов Б.С. Проблемы водоизоляционных работ в условиях водоплавающих залежей нефти. Интервал, 2001, №6 (29), с. 3-5.

65. Скородиевская Л.А. Необходимость проведения водоизоляционных работ на этапе заканчивания скважин при близком расположении водоносного пласта. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 1999, № 6, с. 30-32.

66. Аносов Э.В., Лысенков Е.А. К вопросу предупреждения раннего обводнения скважин. Нефтяное хозяйство. 2003, № 10.

67. Аносов Э.В. Необходимость проведения мероприятий на этапе заканчивания скважин с целью предупреждения их обводнения. Тр./ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2003, вып. 9, с. 218-222.

68. Немков А.С. Эффективность геолого-технических мероприятий в поздней стадии разработки нефтяных залежей при заводнении Тр./Институт "Гипровостокнефть". - Куйбышев, 1985, с. 55-59.

69. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М., Ижевск, 2005, 543 с.

70. Вайншток С.М., Молчанов А.Г., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. М.: Издательство Академии горных наук, 1999. - 224 с.

71. Кочетков JI, Журба В., Мороз В, Бурдин К. Технологии от "Сургутнефтегаза". Время колтюбинга, 2002, № 1, с. 12-17.

72. Алексеев П.Д. Повышение эффективности, изоляционных работ на основе геолого-математического обоснования выбора скважин. М., ВНИИОЭНГ. - ОИ, Сер. Нефтепромысловое дело, вып. 23,1982. -65 с.

73. Вагнер Г.Р., Детков В.П., Круглицкий Н.Н. Тампонажный раствор / А.с. № 492246. Опубл. 1976, Бюл. 43.

74. Гюнтер X. Введение в курс спектроскопии ЯМР. М.: Мир, 1984,с. 478.

75. Драго Р. Физические методы в химии. М.: Мир, 1981.

76. Лавриненко П.Н. Некоторые возможности использования ЯМР для изучения тампонажного состава / Тезисы конференции молодых ученых и специалистов. М., 1988.

77. Воронков М.Г. и др. Гетеросилоксаны. Новосибирск, 1984, с. 265.

78. Кисельман Г.С., Попов А.А. Борьба с коррозией подземного оборудования скважин при кислотных обработках. М.: ВНИИОЭНГ, 1975.

79. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1973.

80. Амикс Дж., Басс Д., Уайинг Р. Физика нефтяного пласта. - М., 1962. - 572 с.

81. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. М., 1963. - 708 с.

82. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1990. - 427 с.

83. Элланский М.М. Инженерия нефтегазовой залежи. Т.1. Нефтегазовая залежь и ее изучение по скважинным данным. М.: Издательство "Техника". ООО "ТУМА ГРУПП", 2001. - 288 с.

84. Рабинович. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. -М., Недра, 1989 г.-270 с.

85. Ситдиков Р.Д., Сайфуллина Г.Р. Определение анизотропии пласта из условия совместного притока воды и нефти. Тез. докл. конференции при кафедре РЭГМ ИНиГ ТюмГНГУ. - Электронный научный журнал "Исследовано в России", 2006 г.

86. Сагдеев Ш.Х., Левкин В.Т., Гриневский И.Н., Цырин Ю.З. О возможности селективной изоляции пластов при креплении скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин, 1994, № 1, с. 34-36.

87. Краснова Т.Л., Телков А.П. Расчет безводного периода работы безводной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования. Нефтепромысловое дело, 1997, № 8-9, с. 8-11.

88. Краснова Т.Л. Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997, № 4 , 38-43.

89. Чарный' И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963-396 с.

90. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Телков А.П. Приближенный способ расчета времени безводной эксплуатации несовершенной скважины с экраном на забое в нефтяной залежи с подошвенной водой. Нефтепромысловое дело, 1998, №3, с. 21-23.

91. Сливнев. В.Л., Нитипин Л.Д., Свечников A.M., Шарипов A.M., Севастьянов О.М., Захарова Е.Е., Креч С.А. Определение интервалов водопритока в скважинах Уренгойского НГКМ. Газовая промышленность, № 4, 1993.

92. Бугрий О.Е., Кучеров Г.Г., Нанивский Е.М., Пономарев В.А. Разработка нефтяных оторочек нефтегазовых месторождений. Газовая промышленность, № 1,1997. '

93. Ахметов А.А. Рахимов Н.В., Хадиев Д.Н. Виды ремонтно-изоляционных работ при капитальном ремонте скважин на Уренгойском месторождении. Тр./ ОАО НПО "Бурение". Краснодар, 2000, вып. 5. - С. 197-201.

94. Отчет НИОКР по теме "Разработка и усовершенствование методов интенсификации притока, водоизоляции эксплуатационных скважин". ООО "Уренгойгазпром"., Новый Уренгой, 2004. - 160 с.

95. Скважина эксплуатирует IV горизонт Анастасиевско-Троицкого месторождения. Небольшой по мощности нефтяной коллектор с объемной газовой шапкой сверху, снизу активная подошвенная вода. Возможности переноса фильтра вверх нет.

96. Коллектор представлен тонкозернистыми и слабоуплотненными песчаниками проницаемостью 740 мД. Пластовая температура 55 °С.

97. Вид водопритока подъем конуса воды до зоны перфорации

98. Способ эксплуатации фонтанный. Перед проведением РИР скважина находилась более 1 года в простое по причине полного обводнения (прекращение фонтанирования).

99. Интервал перфорации 1507,1-1507,9 м, ВНК - 1509,0 м, т.е. расстояние от ВНК до нижний отверстий интервала перфорации всего 1,1 м. Текущий забой -1508,3 м.

100. Дата проведения РИР 07.10.1999 г.1. Примененная технология:

101. Водный раствор АКОР МГ готовился в мерниках агрегата ЦА-320М порционным вводом воды.

102. ОЗС 24 ч. Нерез сутки скважина освоена компрессором и пущена в эксплуатацию в фонтанном режиме.

103. Параметры работы скважины после РИР:

104. Q* 2,5 м3/сут, QH - 1,9 м3/сут, обводненность - 24 %.

105. Данные для расчета экономического эффекта от применения технологии приведены в таблице.