Разработка тонкой нефтяной оторочки в осложненных фациальных условиях за счет применения интеллектуального заканчивания горизонтальных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Соловьев Тимур Игоревич

• Соловьев Тимур Игоревич
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Соловьев Тимур Игоревич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

1.1 Особенности разработки запасы нефтяных оторочек в нефтегазоконденсатных и нефтегазовых залежах

1.2 Обзор опыта разработки нефтегазовых месторождений

1.3 Методы разработки нефтегазовых месторождений

1.4 Обзор современных методов моделирования разработки нефтегазоконденсатных залежей, подстилаемых водой

1.5 Выводы к главе

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ИССЛЕДУЕМОГО ОБЪЕКТА

2.1 Общие сведения

2.2 Фациальная обстановка осадконакопления пласта ПК1

2.3 Седиментологический анализ пласта ПК1 по керну скважин рассматриваемого месторождения

2.4 Петрофизические особенности пласта ПК1

2.5 Выводы к главе

ГЛАВА 3 ПРЕДМЕТ ИССЛЕДОВАНИЯ, ОБОСНОВАНИЕ ЦЕЛИ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

3.1 Предпосылки к применению АУКП на целевом объекте

3.2 Анализ технологии «устройства контроля притока»

3.3 Проектирование схемы заканчивания горизонтальной скважины с применением АУКП

3.4 Обоснование применения АУКП на численных моделях

3.5 Постановка задачи по созданию программного комплекса для оперативного формирования дизайна компоновки заканчивания горизонтальной скважины и оценки эффективности работы АУКП

3.6 Выводы к главе

ГЛАВА 4. СОЗДАНИЕ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ ОПЕРАТИВНОГО ФОРМИРОВАНИЯ ДИЗАЙНА КОМПОНОВКИ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИНЫ И ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЕЕ РАБОТЫ

4.1 Особенности программного комплекса

4.2 Исходные данные

4.3 Подготовка данных к расчету конкретной скважины

4.4 Алгоритм расчета

4.5 Верификация модуля на численной модели

4.6 Демонстрация типовых расчетов

4.7 Выводы к главе

ГЛАВА 5. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ И СПОСОБА МОНИТОРИНГА РАБОТЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ОБЪЕКТА

5.1 Необходимость и методы мониторинга работы горизонтальных скважин

5.2 Физические основы методов исследования горизонтальных скважин

5.3 Результаты исследований горизонтальных скважин и основные выводы

110

5.4 Ограничения методов исследования горизонтальных скважин

5.5 Выводы к главе

ГЛАВА 6. РАЗРАБОТКА УЛУЧШЕННОЙ СТРАТЕГИИ РАЗМЕЩЕНИЯ АУКП В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖНЕ

6.1 Предпосылки к улучшению стратегии размещения АУКП

6.2 Описание улучшенной методики размещения устройств контроля притока

6.3 Фактический эффект от внедрения улучшенной стратегии

6.4 Выводы к главе

ГЛАВА 7. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ АУКП И УЛУЧШЕННОЙ СТРАТЕГИИ ПО РАЗМЕЩЕНИЮ

7.1 Общие принципы методики оценки эффективности работы АУКП

7.2 Результаты оценки эффективности работы АУКП по скважинам

7.3 Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. АКТ ВНЕДРЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИССЕРТАЦИОННОГО ИССЛЕДОВАНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка тонкой нефтяной оторочки в осложненных фациальных условиях за счет применения интеллектуального заканчивания горизонтальных скважин»

Актуальность темы исследования

Основным источником прироста запасов нефти Российской Федерации являются залежи трудноизвлекаемых запасов, приуроченные к нефти высокой вязкости и тонким нефтяным оторочкам в подгазовых зонах и с подстилающей водой. В терригенных залежах сеноманского горизонта покурской свиты сосредоточено порядка 3 млрд. тонн трудноизвлекаемых геологических запасов нефти.

Основными проблемами при разработке пласта ПК1 являются высокая вязкость нефти, наличие газовой шапки и подстилающей воды, большой контраст проницаемости и неоднородности за счет различного гранулометрического состава слагающих пород и связанные с этим резкие прорывы воды и газа, активный вынос песка в связи с тем, что пласт слабоконсолидированный.

На сегодняшний день разработка пластов группы ПК осуществляется на Русском, Северо-Комсомольском, Восточно и Западно-Мессояхском, Тазовском, Ван-Еганском месторождениях. Пласты группы ПК в целом схожи на перечисленных месторождениях, при этом наибольшими отличиями являются вязкость нефти и мощность нефтяной оторочки.

При этом, в различных работах исследуются в основном термические и нетермические методы разработки месторождений.

Тонкие нефтяные оторочки (ТНО) относятся к трудноизвлекаемым запасам. При их залегании в осложнённых геологических условиях и повышенной вязкости нефти проблемы освоения таких запасов ещё более усложняются. Для разработки трудноизвлекаемых запасов необходимо внедрение и применение новых технологий и высокотехнологичных подходов для эффективной и экономически целесообразной добычи. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин является доминирующей

тенденцией на текущий момент и активно развивающейся технологией разработки трудноизвлекаемых запасов.

Вместе с тем, этапы заканчивания горизонтальных скважин являются неотъемлемой частью разработки ТНО, особенно в осложнённых геологических условиях [61].

Обоснование эффективного применения интеллектуального заканчивания является важной и актуальной задачей, требующей создания новых методик и подходов к формированию схемы интеллектуального заканчивания горизонтальных скважин при разработке нефтяной оторочки с целью снижения негативного влияния прорывов воды и газа [61].

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности разработки залежи нефти высокой вязкости из сеноманских отложений покурской свиты пласта ПК1, представленных слабоконсолидированным песчаником с высокой неоднородностью и контрастом по проницаемости, в условиях тонкой нефтяной оторочки с газовой шапкой и подстилающей водой.

Задачи исследования

1. Критический анализ существующих технологий разработки трудноизвлекаемых запасов тонких нефтяных оторочек с неоднородными отложениями, высоким контрастом проницаемости по стволу и высокой вязкостью нефти;

2. Практическое применение фациальной модели отложений с высокой вероятностью прорыва газа и воды при эксплуатации тонкой нефтяной оторочки.

3. Обоснование применения высокотехнологичного заканчивания горизонтальных скважин для разработки тонкой нефтяной оторочки в осложненных фациальных условиях;

4. Разработка методики оптимизации работы автономных устройств контроля притока (далее - АУКП) в горизонтальных скважинах с целью снижения газового фактора и обводненности путем создания различных

режимов работы (депрессий) частей скважин для разных фациальных типов отложений;

5. Разработка методики оценки эффективности работы АУКП, позволяющей корректировать стратегию заканчивания, определять отказы устройств с целью разработки мероприятий, направленных на снижение газового фактора и обводненности по скважинам.

Объект исследований

Тонкая нефтяная оторочка, содержащая нефть высокой вязкости, находящаяся в нефтегазоконденсатной залежи с осложненными фациальными условиями, газовой шапкой и подстилающей водой.

Методология и методы исследования

Методология исследования строится на изучении влияния геолого-геофизических и фильтрационно-емкостных свойств различных фациальных типов отложений пласта ПК1. В работе проведен анализ результатов геофизических исследований и технологичных методов промыслово-геофизических исследований по скважинам в соответствии с мировым опытом и практикой.

Для оценки оптимизации и эффективности работы АУКП разработана методика с использованием программного комплекса, созданного на основе известных методик решения уравнения притока к горизонтальной скважине с учетом дополнительного перепада давления, создаваемого на устройстве (АУКП).

Научная новизна

1. На основе комплексного анализа керновых, геолого-промысловых и геофизических данных обоснована стратегия эффективной разработки нефтяной оторочки, опирающаяся на результаты фациального моделирования сложнопостроенной залежи.

2. Для изучаемого типа месторождений определены фациальные условия отложений «канал» и «пойма» по проницаемости, требующие

создания локальных щадящих депрессий для минимизации прорывов воды и газа в горизонтальную скважину.

3. Предложена методика формирования схемы заканчивания горизонтальной скважины с подбором количества устройств на участках с целью создания щадящих депрессий в зависимости от риска прорывов воды и газа.

4. В отличие от существующих подходов к разработке тонкой нефтяной оторочки, обоснована оригинальная технология, которая позволяет эффективно разрабатывать пласт ПК1 на исследуемом месторождении, что подтверждено результатами ее промыслового использования.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Разработанная методика проектирования схемы заканчивания горизонтальных скважин предназначена для решения взаимосвязанных задач, для оптимальной расстановки оборудования заканчивания (АУКП и пакера) и повышения эффективности разработки рассматриваемого промыслового объекта в целом.

2. Методика определения эффективности работы АУКП, при условии ограниченного времени на составление схемы размещения АУКП, позволяет в кратчайшие сроки провести расчеты и многовариантный анализ, что способствует формированию более эффективной схемы заканчивания и более рациональной выработке запасов.

3. Предлагаемая методика реализована в виде программного комплекса в среде VBA, позволяет исключить человеческий фактор и генерировать схему размещения заканчивания под оптимальные забойные давления для минимизации рисков прорыва воды и газа.

4. Проведенные аналитические расчеты и оценка эффективности работы АУКП на примере рассматриваемого объекта разработки показали возможность тиражирования для проектирования схемы заканчивания скважин и на других месторождениях с близкими геолого-физическими характеристиками.

5. Результаты данного исследования используются при разработке пласта ПК1 рассматриваемого месторождения и планируются к использованию при опытно-промышленных работах по применению высокотехнологичного заканчивания на других месторождениях в схожих геологических условиях.

Основные положения и результаты, выносимые на защиту

1. Обоснование применения сложной фациальной модели для залежи с тонкой нефтяной оторочкой с выделением двух принципиально разных типов отложений (фаций канала и поймы), позволяющей минимизировать риски прорыва газа и воды в скважину при ее эксплуатации.

2. Методические основы применения интеллектуального заканчивания (стратегия размещения АУКП, локальные депрессии и т.д.) горизонтальных скважин, обеспечивающих эффективную, экономически целесообразную и технологически безопасную эксплуатацию залежи с тонкой нефтяной оторочкой в осложненных фациальных условиях.

3. Выбор и обоснование технологических критериев эксплуатации горизонтальных скважин с интеллектуальным заканчиванием при разработке залежей с тонкой нефтяной оторочкой в осложненных фациальных условиях с созданием дифференцированных локальных депрессий на отдельных участках горизонтального ствола в соответствии с предлагаемой методикой.

Степень достоверности результатов исследования

Достоверность выводов и предлагаемых методических решений, предусматривающих подходы к применению интеллектуального заканчивания горизонтальных скважин, позволяющих повысить эффективность разработки нефтегазоконденсатной залежи с тонкой нефтяной оторочкой, осложненной фациальными и геологическими условиями, подтверждается применением современных численных исследований в области гидродинамического и аналитического моделирования, применением теоретических законов гидродинамики и движения флюидов в скважине, а

также положительной практической апробацией на месторождении. (Приложение №1).

Апробация результатов исследования

Результаты диссертационного исследования опубликованы в научных работах [50, 61, 62, 63, 64, 65, 66] и представлены автором на следующих всероссийских и международных научных и научно-практических конференциях:

- Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (22-24 октября

2019, Москва);

- Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (26-29 октября

2020, онлайн);

- XXVII Международная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов» (10-27 ноября 2020, Москва);

- XXVIII Международная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов» (12-23 апреля 2021, Москва);

- 4-я научно-практическая конференция EAGE Горизонтальные скважины

2021, Проблемы и перспективы (г. Астрахань 24-28 мая 2021 г.);

- Российская нефтегазовая техническая конференция SPE (12-15 октября 2021, 8 г. Москва. Онлайн);

- Всероссийская научная конференция с международным участием «Фундаментальный базис инновационных технологий нефтяной и газовой промышленности» ИПНГ РАН, 19.10.2022 г. Москва

Результаты диссертационного исследования внедрены при разработке Северо-Комсомольского месторождения: что подтверждено актом внедрения результатов диссертационного исследования (Приложение №1) Т.И. Соловьева на предприятии ООО «СевКомНефтегаз» (дочернее общество ПАО «НК «Роснефть»). Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 16 научных работ, в том числе 7 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобрнауки

России и международные реферативные базы данных и системы цитирования, а также 9 работ опубликованные других в изданиях.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, заключения и списка использованных источников из 145 наименований и приложения. Материал работы изложен на 165 страницах, содержит 128 рисунка и 11 таблиц.

Благодарность

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю, профессору, д.т.н. Н.Н. Михайлову за общее руководство, ценные советы, постоянное внимание, терпение и поддержку на всем пути при подготовке и защите диссертационной работы.

Автор искренне признателен всему коллективу блока Заместителя генерального директора - главного геолога ООО «СКН» за ценные консультации и помощь при проведении диссертационного исследования, в особенности - своему наставнику А.П. Шиляеву.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

1.1 Особенности разработки запасы нефтяных оторочек в нефтегазоконденсатных и нефтегазовых залежах

В данном диссертационном исследовании под тонкой нефтяной оторочкой (ТНО) определяется нефтяная часть газонефтяной залежи (газоконденсатнонефтяной), с мощностью до 20 метров и, в соответствии с правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений [57], с поровым объемом нефти, составляющим четверть от суммарного объема нефтяной и газовой части. При этом, в данной работе под тонкой нефтяной оторочкой подразумевается нефтяная часть газоконденсатнонефтяной залежи, мощностью до 10 м, в которой начальный объем нефти составляет менее двух от общего объема залежи. Автором приведены основные определения, классификация нефтегазовых (газонефтяных) залежей, их основные существующие системы разработки.

Для увеличения доли запасов общем объеме добычи нефти необходимо вовлечение запасов нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей. Добыча нефтегазоконденсатных залежей характеризуется более низким коэффициентом извлечения нефти (около 10%) по сравнению с традиционными месторождениями (около 30%).

В Российской Федерации в нефтяных оторочках нефтегазоконденсатных залежей содержится около 7 млрд. тонн нефти и примерно 7 трлн. м3 газа. Однако неэффективная разработка залежей нефти из тонких оторочек затрудняет разработку запасов газа (газовой шапки).

Объект, рассматриваемый в данной работе, относится к нефтегазовым месторождениям, которые характеризуются геологическими осложнениями, такими как образование газовых и водяных конусов или прорывов, а также высокой степенью неоднородности пласта. Особую сложность представляют тонкие нефтяные оторочки с вязкой нефтью, широко распространенной

газовой шапкой и подстилающей водой. Согласно классификации, нефтегазовые или газонефтяные залежи являются сложными объектами разработки и достаточно распространены как в Российской Федерации, так и в мировой практике. В работе [21] указывается, что в Российской Федерации на текущий момент открыто примерно 300 схожих месторождений, на которых выявлено около 400 газонефтяных залежей.

Одна из основных проблема разработки подобных залежей связана с проблемами в виде конусообразования или резких прорывов воды и газа. При использовании скважины вертикального типа нефтяная оторочка вскрывается перфорируется подстилающей воды (ВНК) и ниже газовой шапки (ГНК).

Как правило, проводка горизонтальных скважине 2/3 мощности оторочки от ГНК и 1/3 мощности нефтяной оторочки от ВНК (Рис 1.1.1). Данная стратегия проводки горизонтальной скважины подразумевает снижение риска преждевременного прорыва газа из-за более высокой его подвижности.

шшшмшшшж ттшшштшшшт

а 6

Рисунок 1.1.1 - Схематичное изображение конусов воды и газа при эксплуатации нефтяной оторочки скважинами вертикального (а) и

горизонтального (б) типов [66] Пониженное давление вблизи интервалов перфорации характерно для разработки подобных залежей с использованием вертикальных или горизонтальных скважин. Это приводит к прорыву газа газовой шапки и подошвенной воды к интервалу перфорации, что приводит к образованию конусов или прорывов воды и газа. В результате увеличивается газовый

фактор и обводненность добываемой продукции по эксплуатационным скважинам, что может снизить дебит нефти до нерентабельного уровня или привести к бездействию скважин, что определенно несет в себе снижение коэффициента извлечения нефти и наблюдается низкая выработка запасов нефти.

Наличие и влияние «косой» слоистости пласта являются одной из важных проблем разработки нефтяных оторочек и месторождений в целом. Обычно продуктивные пласты характеризуются небольшими углами наклона пласта (от 1 до 3 градусов). В некоторых случаях можно пренебречь углом наклона пласта, особенно при вытеснении нефти водой в слоистых, горизонтальных продуктивных пластах

В большем масштабе представим часть нефтяной оторочки (0). В данной оторочке имеются две скважины - эксплуатационная и нагнетательная. Эксплуатационная скважина дренирует только определенную часть оторочки, которая обозначена вертикальной штриховкой. Закачиваемая вода не влияет на запасы нефти в оторочке, поскольку не вытесняет нефть в сторону эксплуатационной скважины. Вместо этого, закачка воды вызывает перемещение нефти в газовую шапку и в водонасыщенную зону пласта (показано стрелками), что приводит к расформированию нефтяной оторочки. Запасы нефти, находящиеся в зоне оторочки с горизонтальной штриховкой, а также незаштрихованные, не подвергаются дренированию или заливанию водой.

Рисунок 1.1.3 - Нефтяной оторочки с добывающей и нагнетательной

скважинами [66]

Низкая проницаемость слоистых неоднородных продуктивных отложений может негативно влиять на значение КИН. Опасность чрезмерных

депрессий и репрессий на пласт в добывающих и нагнетательных скважинах является третьим важным фактором, затрудняющим разработку нефтегазовых месторождений. Кроме образования конусов, повышенные депрессии приводят к истощению запасов газа в газоконденсатной шапке. Например, слишком высокие темпы закачки воды вызывают смещение нефтяной оторочки в газонасыщенный коллектор и, следовательно, приводят к потерям нефти при ее добыче.

1.2 Обзор опыта разработки нефтегазовых месторождений

В области разработки нефтегазоконденсатных залежей как в нашей стране, так и за рубежом проведено множество исследований. Было разработано значительное количество способов, методов и технологий, направленных на повышение эффективности добычи тонких нефтяных оторочек, которые осложнены наличием подошвенной воды. Важный вклад в развитие этих технологий внесли отечественные ученые, такие как Закиров С.Н., Закиров Э. С., Грачев С.И., Телков А.П., Желтов Ю.В., Шандрыгин А.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Лысенко В.Д., Афанасьева А.В., Зиновьева Л.А., Мищенко И.Т., Максимов В.М., Жданов С.А. и другие.

Исследования, как отечественные, так и зарубежные [4, 7, 8, 19, 20, 25, 26, 28, 29, 33, 34, 36, 37, 38, 39, 40, 42, 43, 45, 49, 52, 60, 71, 72, 74, 79], показывают, что последовательность разработки запасов газа и нефти является важным фактором:

Опережающая разработка нефтяной оторочки с применением методов «борьбы» с конусообразованием газа и воды и консервацией запасов газовой шапки;

Опережающая разработка нефтяной оторочки с организацией обратной закачки добываемого прорывного газа в газовую шапку через сайклинг-процесс.

Наиболее эффективным способом является совместная разработка

нефтяной оторочки и газовой шапки. Для этого предусматривается контролируемый отбор газа из газовой шапки и/или воды из подстилающего водоносного горизонта, чтобы обеспечить заданное положение газонефтяного и/или водонефтяного контактов. Также можно организовать барьерное заводнение, которое предусматривает разрезание нефтегазовой залежи на блоки самостоятельной разработки. Важно отбирать нефть и газ таким образом, чтобы не произошло смещения ГНК, иначе возможна потеря запасов нефти.

Консервация запасов газовой шапки и опережающая разработка нефтяной оторочки с применением методов «борьбы» с конусообразованием газа и воды, повышение фильтрационного сопротивления призабойной зоны (пена, эмульсия, гели), ограничение депрессии, применение горизонтальных скважин и другие являются наиболее распространенными способами разработки нефтегазоконденсатных залежей на месторождениях, где отсутствует система сбора, подготовки и транспорта газа.

Применение подобных подходов, позволяющих достичь высокой нефтеотдачи, предусматривает первоочередную разработку нефтяной оторочки и длительную консервацию значительных запасов газовой шапки в условиях отсутствия поверхностной инфраструктуры для сбора, подготовки и транспорта газа. Однако не всегда такой подход является целесообразным с экономической точки зрения [3, 11, 12, 32, 55, 59, 68, 70, 80, 89, 94, 107, 109, 117, 128, 131, 136, 142].

Рисунок 1.2.1 - Современные способы разработки нефтяной залежи с газовой шапкой и подстилаемой водой

1.3 Методы разработки нефтегазовых месторождений 1.3.1 Последовательность разработки месторождения

Методы разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений подразделяются на два типа:

1. Разработка в режиме истощения пластовой энергии.

2. Разработка с поддержанием пластового давления.

Если речь идет о однородных высокопроницаемых пластах, то можно достичь очень высоких Коэффициентов Извлечения Нефти (КИН), используя запас упругой энергии в газовой шапке. Для этого необходимо осуществить опережающую разработку нефтяной оторочки [62, 63].

Однако в большинстве случаев после прорывов газа давление в газовой шапке быстро падает. Это приводит к смещению нефтяной оторочки в газовую область, ее распределению и разрушению. Снижение давления также может вызывать выпадение ретроградного конденсата в пласте.

В России основным способом разработки газонефтяных месторождений является режим истощения пластовой энергии с опережающей разработкой газовой или газоконденсатной шапки. Это означает, что в процессе

разработки месторождения акцент часто делается на добыче газа и конденсата, а нефтяные запасы игнорируются [63]. Но стоит отметить, что такая стратегия разработки нефтегазоконденсатных месторождений является самой неэффективной [61]. Интересно отметить, что в нефтегазовых месторождениях в газонасыщенных интервалах остаточная нефтенасыщенность может достигать 20-40%.

1. Существует метод разработки залежи, который предусматривает следующий порядок действий.

2. На первом этапе залежь вводится в эксплуатацию в режиме истощения, при этом газ отбирается из газовой шапки.

3. Снижение давления в залежи приводит к перемещению нефтяной оторочки в газовую шапку.

4. В результате этого перемещения, нефтяная оторочка увеличивается за счет приобщения рассеянной и остаточной нефти.

5. После смещения нефтяной оторочки вверх до уровня добывающих скважин, начинается добыча нефти.

1.3.2 Барьерное заводнение

При разработке нефтегазовых пластов стремятся разделить газовую и нефтяную часть месторождения на два разных объекта и разрабатывать их независимо друг от друга [11, 12, 142], с этой целью ГНК создается барьер из воды или раствора полиакриламида, т.е. осуществляется так называемое барьерное заводнение.

Барьерное заводнение наиболее эффективно, если проводится с самого начала разработки месторождения или на начальной стадии разработки, пока давление в газовой шапке снизилось не более чем на 20-30 % [21]. Барьерное заводнение наиболее эффективно в условиях краевых нефтяных оторочек. В случае подошвенных нефтяных оторочек вода может «проваливаться» в нефтяную оторочку, вызывая ее расформирование [21, 41].

Создание барьера воды над ГНК с помощью нагнетательных скважин

отделяет нефтяную оторочку от газовой шапки. Применение барьерного заводнения для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи имеет положительные результаты и было успешно применено на Самотлорском месторождении [11].

Этот метод позволяет одновременно добыть нефть и газ из недр без консервации газовой шапки на длительное время. Барьерное заводнение наиболее эффективно в случае относительно однородного строения и небольших углов падения пластов, а также применяется в основном для краевых нефтяных оторочек.

Однако, в случае с подошвенной оторочкой создать надежный барьер между нефтью и газом крайне сложно, и закачиваемая вода достаточно быстро поступает в сторону наиболее сжимаемой фазы [12, 142].

Ограничения широкого применения барьерного заводнения включают слабую эффективность, значительные капитальные затраты, необходимые для создания инфраструктуры для подготовки закачиваемой воды, а также затраты на бурение отдельного фонда нагнетательных скважин.

1.3.3 Изоляционные экраны

Прорывы воды и газа являются теми факторами, которые определяют низкие КИН и экономику при разработке нефтегазоконденсатных залежей. Теория разработки нефтяных месторождений показывает, что возможен такой дебит по нефти, при котором прорыв газа происходит через длительный период эксплуатации скважины, т.е. разработку запасов нефти можно вести в безгазовом режиме (или при небольшом газовом факторе). Зачастую дебит скважины при отсутствии газа режиме настолько мал, что это экономически неоправданно в том числе и при применении горизонтальных скважин.

Замедлить прорыв газа и/или увеличить безгазовые дебиты скважин можно с помощью водяных барьеров и гелевых экранов в области ГНК.

Создание экранов на уровне ГНК не всегда оправдывает себя, т.к. если

неподвижный экран (барьер) не проницаем для газа, то газ рано или поздно прорывается к забою эксплуатационной скважины, обойдя экран.

В работе [66] предложен следующий подход к разработке нефтегазовых месторождений, который объединяет достоинства плотного экрана и водяного барьера, т.е. создается прочный экран на уровне ГНК и, затем, значительный по размерам водяной барьер.

1.3.4 Обратная закачка нефти

На многих месторождениях наблюдается рост газовых факторов из-за прорыва газа из газовых шапок. Для снижения газового фактора согласно [41] можно использовать периодическую закачку нефти выше интервала отбора нефти. Механизм действия данного технологического приема заключается в снижении фазовой проницаемости для газа. В работе [44] для борьбы с прорывным газом предполагается использовать закачку гелеобразующего состава в призабойной зоне пласта (ПЗП) добывающих скважин. Следует отметить, что проблема восстановления работы нефтяных скважин после прорыва газа является очень актуальной, однако малоизученной.

При разработке водонефтяных зон возможно использовать образование обратного нефтяного конуса [50]. При данной технологии скважина имеет двойное заканчивание - в нефтяной и водной зонах. Наличие пакера между зонами перфорации позволяет осуществлять отбор воды с целью формирования обратного конуса [10].

1.3.5 Применение горизонтальных скважин

Исследования отечественных ученых (Шандрыгин А.Н., Колбиков С.В., Телков А.П., Закиров С.Н. и другие) подтверждают, что использование горизонтальных скважин является наиболее эффективным способом добычи нефти. Особенно это актуально в случае наличия подошвенной воды в пласте.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Соловьев Тимур Игоревич, 2024 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абдуллаев А. Оптимизация извлечения нефти с использованием интеллектуальных систем заканчивания на интеллектуальных промыслах, SPE-188993-RU 2017.

2. Алексеев В.П. Атлас субаквальных фаций нижнемеловых отложений Западной Сибири (ХМАО-ЮГРА), Екатеринбург - 2014.

3. Алиев З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты / Алиев З.С., Шеремет В.В. - М.: Недра, 1995. -131 с.

4. Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений / Алиев З.С., Бондаренко В.В. - Печора: Печорское время, 2002. - 895 с.

5. Антониади, Д.Г., Гилаев, Г.Г., Джалалов, К.Э. Проблемы разработки залежи высоковязкой нефти Исследуемого месторождения/Д.Г. Антониади, Г.Г. Гилаев, К.Э. Джалалов // Интервал. - 2003, N4(51) / - C.38-41.

6. Антониади, Д.Г., Гилаев, Г.Г., Джалалов, К.Э. Проблемы разработки залежи высоковязкой нефти Исследуемого месторождения/Д.Г. Антониади, Г.Г. Гилаев, К.Э. Джалалов // Интервал. - 2003, N4(51) / - C.38-41.

7. Афанасьева A.B. Влияние очередности выработки запасов нефти и газа на эффективность разработки нефтегазовых залежей / Афанасьева A.B., Боксерман A.A., Розенберг М.Д. - М.: Недра, 1964. - С. 219-239.

8. Афанасьева A.B. Опыт разработки нефтегазовых залежей за рубежом. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 55 с.

9. Афанасьева A.B. Разработка нефтяных месторождений при одновременном отборе газа из газовой шапки / Афанасьева A.B., Зиновьева Л.А. // Нефтяное хозяйство. - 1957. - №10. - С. 44-50.

10. Батлер Р.М., Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов - М. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - с. 124

11. Брехунцов A.M. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин / Брехунцов A.M., Телков А.П., Федорцов В.К. - Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2004. - 290 с.

12. Габриелян А.Г. Применение барьерного заводнения при разработке нефтегазовых залежей / Габриелян А.Г., Якунин И.А., Булаткин И.К. - М.: ВНИИОЭНГ, 1974. - 44 с.

13. Гашимов Р.Р. и др. Оценка эффективности применения технологии интеллектуальных индикаторов притока при разработке тонких

нефтяных оторочек на примере Исследуемого месторождения// SPE-187746-RU.

14. Гилаев Г.Г., Развитие теории трудноизвлекаемых запасов углеводородов месторождениях, Тюмень 2004.

15. Гилаев Г.Г., Развитие теории трудноизвлекаемых запасов углеводородов месторождениях, Тюмень 2004.

16. Данильченко, О.Н., Душейко, Д.П., Тытянок, В.Н. Исследование процессов конусообразования (газ-вода) при установке изолирующих экранов, оптимизация их местоположения и размеров на трёхмерной трёхфазной модели / О.Н. Данильченко, Д.П. Душейко, В.Н. Тытянок // Интервал. - 2003. - N6-7(53-54)/ - а 37-47.

17. Денисламов И.З. Многофункциональные нефтедобывающие скважины / Денисламов И.З., Ишбаев Р.Р. // Технологии. - 2016. - № 4. - С. 44-50.

18. Дубив И.Б., Исследование и обоснование технологий разработки сложнопостроенных залежейвысоковязкойнефти, Тюмень 2013.

19. Желтов Ю.В. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений/ Желтов Ю.В., Мартос В.М., Мирзаджанзаде А.Х. - М.: Недра, 1979. - 254 с.

20. Желтов Ю.В. Возможные способы разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений: фильтрация, теплоперенос и нефтеотдача в сложных пластовых системах. / ИГиРГИ. - М.: Наука, 1979. -С. 108-111.

21. Закиров, С.Н., Брусиловский, А.И., Закиров, Э.С. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, А.И. Брусиловский, Э.С. Закиров; под общ. ред. С.Н. Закирова. - М.: «Грааль», 2000. - 643 с.

22. Закиров, С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С.Н. Закиров. - М.: Струна, 1998. -628 с.

23. Закиров, С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С.Н. Закиров. - М.: Струна, 1998. -690 с.

24. Закиров И.С. Индикаторные линии при совместном притоке флюидов к скважине. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений // ВНИИЭгазпром. - 1982. - № 1. - С. 6-9.

25. Закиров С.Н. Моделирование процессов эксплуатации скважин

и практики добычи

на сложнопостроенных

и практики добычи

на сложнопостроенных

при наличии подошвенной воды / Закиров С.Н., Колесникова С.П., Коршунова Л.Г. - М.: ВНИИЭгазпром, 1979. - 41 с.

26. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1989. - 402 с.

27. Закиров С.Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С. - М.: Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. Ч. 2 - 484 с.

28. Закиров С.Н. Новое в технологии добычи нефти из оторочек месторождений природного газа / Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Перепеличенко В.Ф., Козлов Н.Ф. / ЕНИИОЭНГ, 1982 - (О.И. "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", № 2).

29. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998. - 628 с.

30. Закиров С.Н., Рощина И.В., Индрупский И.М., Рощин А.А. Закиров С.Н. и др. Разработка месторождений нефти и газа с суперколлекторами в продуктивном разрезе — Москва: Контент-пресс, 2011. — 248 с.

31. Закиров С.Н., Рощина И.В., Индрупский И.М., Рощин А.А., Разработка месторождений нефти и газа с суперколлекторами в продуктивном разрезе. — Москва: Контент-пресс, 2011.

32. Закиров Э.С. Горизонтальные скважины в слоисто-неоднородных коллекторах// Газовая промышленность. - 1996. - № 5. - С. 30-40.

33. Закиров Э. С. Прогнозирование, анализ и регулирование разработки месторождений нефти и газа в трехмерной многофазной постановке: диссертация доктора технических наук: 25.00.17. - М., 2001. -298с.

34. Зиновьева Л.А. Особенности разработки нефтегазовых залежей с активной подошвенной водой. Добыча нефти (теория и практика). - М.: Недра, 1964, - С. 239-255.

35. Исследование процессов притока высоковязких нефтей в слабосцементированных коллекторах, Сидоров И.В., Тюмень 2015.

36. Колбиков С.В. Правила разработки месторождений углеводородного сырья. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Нормативно-методическая документация. - М.: ЕСОЭН, 2016, - 320 с.

37. Колбиков С.В. Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Нормативно-методическая документация. - М.: ЕСОЭН, 2016, - 320 с.

38. Колбиков С.В. Особенности разработки нефтяных оторочек с небольшой толщиной // Нефтесервис. - 2012. - № 3. - С. 55-58.

39. Коротаев Ю.П. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений / Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. - М.: Недра, 1981. - 294 с.

40. Косачук Г.П. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений с нефтяными залежами и оторочками / Косачук Г.П., Сагитова Д.З., Титова Т.Н.// Газовая промышленность. - 2005. - №3. - С. 2730.

41. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов // М. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. Стр. 53

42. Красовский А. В., Комплексное геолого-технологическое моделирование крупного газового месторождения на примере Заполярного НГКМ // Вестник ЦКР Недра. - 2010. - №1. - С. 27-31.

43. Крылов В.А. Особенности конусообразования при разработке месторождений нефти и методы борьбы с ними: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17. - М., 2003. - 178с.

44. М.С. Кувакина «Варьеганнефтегаз»: Интеллектуальные системы заканчивания скважин для увеличения эффективности выработки контактных запасов // ROGTEC 2010.

45. Ланина О.В. Реализация барьерного заводнения на Самотлорском месторождении / Ланина О.В., Чусовитин А.А., Радыгин С.А., Яровенко И.В. // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 10. - С. 22-25.

46. Лидер М.Р 1986; Обстановки..., 1990.

47. Лидер М.Р. Седиментология. МИР, Москва, 1986 г., 439 стр., УДК: 551.

48. Малолетко А.М. «Эволюция речных систем Западной Сибири в мезозое и кайнозое», Томск. 2008.

49. Мартос В.Н. Анализ разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. ТНТО. «Нефтепромысловое дело». М, ВНИИОЭНГ, 1976 г.

50. Миклашевский Д.Е., Скочеляс Р.Я., Шако В.В, Егоров А.С., Соловьев Т.И., Солтанов Д.К., Полевой опыт интеграции данных распределенной термоанемометрии в комплексную интерпретацию промыслово-геофизических исследований // SPE-196957-RU 2019 г. стр.

51. Мишин А.С., Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов сеноманского горизонта, Москва 2019.

52. Мищенко И.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудно- извлекаемыми запасами / Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. - М.: Нефть и газ, 1996. -190 с.

53. Мордвинов А. А. Газлифтная эксплуатация нефтяных и газовых скважин / Мордвинов А. А., Миклина О. А. / Минобрнауки России / Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический университет» (УГТУ) УХТА, УГТУ, 2013, - 39 с.

54. Мухаметшина Р.Ю, Обоснование длины проектных горизонтальных скважин с учетом опыта эксплуатации существующих скважин на примере Энтельской площади Мамонтовского месторождения, Нефтегазовое дело - 2005.

55. Нестеренко А. Н. Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек неокомских нефтегазоконденсатных залежей: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17 - Тюмень, 2013. - 173 с.

56. Пономарев А.И. Многофункциональные скважины для разработки залежей высоковязкой нефти / Пономарев А.И., Денисламов И.З., Владимиров И.В., Минидияров Ф.Ф., Шаяхметов А.И. // Нефтепромысловое дело. - 2017. - № 8.- С. 20-24.

57. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Госты и нормативы. [Электронный ресурс] 15.08.2016 http://gostrf.eom/normadata/1/4293832/4293832569.html.

58. Сафронов C.B. Экспериментальные исследования совместного притока нефти и воды к несовершенным скважинам / Сафронов C.B., Аллахвердиева P.A. Тр./ ВНИИ, 1957. вып. №10, - С. 131-140.

59. Свентский С.Ю. Комплексное проектирование геолого-технологических систем добычи газа крупных месторождений: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17 - Тюмень, 2016. - 135 с.

60. Северов Я. А. Повышение эффективности разработки месторождений углеводородов при наличии явления конусообразования: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17: - М., 2006. - 157с.

61. Н.Н. Михайлов, Т.И. Соловьев., от дизайна заканчивания до анализа работы устройств контроля притока: Комплексная методика применения АУКП для повышения эффективности разработки тонкой нефтяной оторочки SPE-206413-RU 2021 г. https://doi.org/10.2118/206413-MS

62. Соловьев Т.И. Михайлов Н.Н., Новые технологии для решения задачи повышения эффективности разработки тонких нефтяных оторочек в осложненных геологических условиях. Сборник трудов Всероссийской научной конференции с международным участием, посвященной 35-летию

ИПНГ РАН. Москва, 2022, стр. 26-29, https://elibrary.ru/item.asp?id=50134858

63. Соловьев Т.И., Солтанов Д.К., Галимзянов А.Р., Найденский К.Н., Нухаев М.Т., Мухаметшин И.Р. Мониторинг работы горизонтальных скважин Исследуемого месторождения с помощью интеллектуальных индикаторов притока // Нефть.Газ.Новации №10 (227) 2019 г. стр. 7.

64. Соловьев Т.И., Повышение эффективности разработки высоковязкой нефти с применением автономных устройств контроля притока АУКП на примере месторождения в Западной Сибири // SPE-196851-RU 2019 г. стр.

65. Соловьев Т.И., Опыт применения автономных устройств контроля притока (АУКП) на примере месторождения высоковязкой нефти с тонкой нефтяной оторочкой в Западной Сибири // Нефть.Газ.Новации №2 (231) 2020г., стр.

66. Соловьев Т.И., Иванов А.Ю., Солтанов Д.К., Камалов А.З., Мешков В.Ю., Нагимов В.М., Трусов А.В., Асланян И.Ю., Макаров Д.В. Оптимизация работы интеллектуального заканчивания в горизонтальных скважинах по результатам расширенного комплекса ПГИ. // SPE-201896-RU 2020 г. стр.

67. Солтанов Д.К., Соловьев Т.И., Галимзянов А.Р., Найденский К.Н., Нухаев М.Т., Мухаметшин И.Р., Опыт применения интеллектуальных индикаторов притока в системе нижнего заканчивания для мониторинга работы горизонтальных скважин Исследуемого месторождения // SPE-196831-RU 2019.г 12-14 октября 2021 г. Москва онлайн конференция.

68. Строганов, В.М., Гарушев, А.Р., Мочульский, В.М., Сахань, А.В., Гилаев, Г.Г., Кошелев, А.Т., Строганов, А.М., Лузин, С.Н. К вопросу о ликвидации водо-, газоперетоков в скважинах Исследуемого месторождения. Сборник докладов 4-й Международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей». г. Анапа, Краснодарский край, 2004. - Краснодар: «Эдви», 2004 -230 с.

69. Султанов Р. А. Моделирование процессов вытеснения нефти водой и растворами химреагентов из неоднородных пластов: диссертация кандидата технических наук: 01.02.05: - Казань, 1994. - 111 с.

70. Суслова, А.А. Газоизоляция в пластах нефтегазовых месторождений: диссертация на соискание ученой степени кандидата наук:

71. Телков А.П. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений / Телков А.П., Грачев С.И. // ч. 2. 2009. - 353 с.

72. Телков А.П. Особенности разработки нефтегазовых месторождений / Телков А.П., Грачев С.И., Сохошко И.Б. // Тюмень: ООО

«НИПИКБС-Т», ч. 2. 2001. - 482 с.

73. Телков А.П. Образование конусов вода при добыче нефти и газа / Телков А.П., Стклянин Ю.И. - М.: Недра, 1965. - 163 с.

74. Телков В.П. Разработка технологии водогазового воздействия на пласт путем насосно-эжекторной- и насосно-компрессорной закачки водогазовых смесей с пенообразующими ПАВ: Автореферат дис. канд. тех. наук. - Москва, 2009. - 20 с.

75. Тер-Саркисов Р.М. Разработка и добыча трудноизвлекаемых запасов углеводородов, - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2005. - 407 с.

76. Тимонов Е.Г. и др. Анализ применения устройств контроля притока как способ эффективного заканчивания на Юрубчено-Тохомском месторождении Красноярского края // Территория Нефтегаз № 4 апрель 2011

77. Хруленко, А.А., Золотухин, А.Б., Подход для моделирования и оптимизации работы высокотехнологичных скважин в рамках полномасштабных гидродинамических моделей // SPE-149926 РГУ Нефти и газа имени И.М. Губкина

78. Хруленко, А.А., Золотухин, А.Б., Оценка эффективности применения высокотехнологичных скважин в условиях арктического подводного нефтяного промысла. // SPE-138072 РГУ Нефти и газа имени И.М. Губкина

79. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 396 с.

80. Шандрыгин, А. Н. Повышение эффективности разработки газовых, газоконденсатных и нефтегазовых залежей с трещиновато-пористыми и неоднородными пористыми коллекторами: диссертация доктора технических наук: - Москва, 1993. - 460 с.

81. Шелягин Е.В. О зарубежном и отечественном опыте применения полимерного заводнения // Интервал. Науч.-техн. журнал. - 2003. - №7. - С. 24-30.

82. Aakre, Haavard et al. Smart Well with Autonomous Inflow Control Valve Technology // 164348-MS SPE Conference Paper - 2013.

83. Aakre, Haavard et al. Autonomous Inflow Control Valve for Heavy and Extra-Heavy Oil // SPE-171141-MS SPE Conference Paper - 2014.

84. Abdullatif A. Al Omair Economic evaluation of smart well technology // Texas A&M University May 2007.

85. Adekunle, olajide aderemi, b. Eng Intelligent Well Applications in Production Wells // University of Aberdeen dissertation September, 2012.

86. Ahmad, Fazeel et al, rejuvenating a High GOR, Light Oil Reservoir Using AICD Completion Technology for Gas Control // 183486-MS SPE

Conference Paper - 2016.

87. Akhmadeev, R. Justification of using inflow control devices for the effective development of oil rims //Oil Industry Journal 12 - 2021.

88. Alali, Zainab et al., Gas Production Optimization Using AICV Technology // 20195-ABSTRACT IPTC Conference Paper - 2020.

89. Alejandro Andrade et al. Production Performance of Multiple Completion Designs: Openhole, Slotted Liner, ICD, and AICD: A Case Study for Water Control in Villano Field, Ecuador // SPE-191635-MS 2018.

90. Aziz K. Tranzient flow behavior of horizontal wells pressure drawdown and bildup/ Azizs K, Odeh A., Babu D. // SPE Formation Evalution, -1990. - C.7-15.

91. Babu D. K. and Odeh Aziz S. Productivity of Horizontal Well: Apendices A and B // Society of Petroleum Engineers (SPE 18334). - 1989

92. Banack Ben et al. Characterization of Flow Control Device Performance with Distributed Fiber-Optic Sensors // 195869-MS SPE Conference Paper - 2019.

93. Bann, K.L. and Fielding, C.R., 2004, An integrated iconological and sedimentological comparison of non-deltaic shoreface and subaqueous delta deposits in Permian reservoir units of Australia, in McIlroy, D., ed., The Application of Ichnology to Paleoenvironmental and Stratigraphic Analysis: Geological Society of London, Special Publication 228, p. 273-310.

94. Bellarby J. Well Completion Design // Elsevier, 2009. — Xiii, 711 p.

95. Boyun Guo. A general solution of gas/water coning problem for horizontal wells / Boyun Guo, Molinard J.E., Lee R.E. // SPE. - 1992. - № 25050.

96. Bryony Youngs et al, Multisegment well modeling optimize inflow control devices / WorldOil May 2010 pgs 37-42.

97. Cao, Mengjing et al. A Novel Inflow Control Device Design Philosophy of Optimizing Horizontal Well Performance // 180286-MS SPE Conference Paper - 2016.

98. Carvajal G., Maucec M., Cullick S. Intelligent Digital Oil and Gas Fields: Concepts, Collaboration, and Right-Time Decisions // Gulf Professional Publishing, 2018. — 365 p.

99. Das, Omprakash, A Novel Workflow for Intelligent Well Inflow Control Valve Design by Integrating Reservoir Dynamics to Facilitate Proactive Reservoir Management in Minagish Field, West Kuwait // 170803-MS SPE Conference Paper - 2014.

100. Dowlatabad, Mojtaba Moradi Novel Integrated Approach Simultaneously Optimising AFI Locations Plus Number and (A)ICD Sizes // 174309-MS SPE Conference Paper - 2015

101. Economides Michael J., Hill A. Daniel, Ehlig-Economides Christine, Zhu Ding. Petroleum Production Systems // 2nd edition. — Pearson Education, 2012. — 430 p.

102. Eltaher Eltazy et al. Performance of Autonomous Inflow Control Completion in Heavy Oil Reservoirs // 17977-MS IPTC Conference Paper - 2014.

103. Eltazy Mohammed Khalid Eltaher Modelling and Applications of Autonomous Flow Control Devices // Heriot-Watt University 2007.

104. Elverhey, Anita B, Autonomous Inflow Control for Reduced Water Cut and/or Gas Oil Ratio // 28860-MS OTC Conference Paper - 2018.

105. Faisal Turki Manee Al-Khelaiwi A Comprehensive Approach to the Design of Advanced Well Completions // Heriot-Watt University 2013.

106. Golloway, W. Bureau of economic geology. Austin, Texas - 1975.

107. Ghosh, Baijayanta et al. Optimisation of Smart Well Completion Design in the Presence of Uncertainty // 166008-MS SPE Conference Paper - 2013

108. Giger F.M. The reservoir engineering aspects of horisontal wells // SPE. - 1984. -№ 13024.

109. Goda, H.M.; Behrenbruch, P. Using a Modified Brooks-Corey Model to Study Oil-Water Relative Permeability for Diverse Pore Structures. Paper SPE-88538-MS Presented at SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Perth, Australia. - 2004.

110. Goode P.A. Inflow performance for horizontal wells / Goode P.A., Kuchuk F.J. // SPE Reservoir Engineering. - 1991. - C. 319-323.

111. Gualdrón, M. B. Gómez et al. Autonomous Inflow Control Devices (AICD) Application in Horizontal Wells Completions in Rubiales Area, Heavy Oil Reservoir // 176752-MS SPE Conference Paper - 2015.

112. Hang B.T. Horizontal wells in the water zone: the most effective way of tapping oil from thin oil zones? / Hang B.T., Ferguson W.I., Kudland T. // SPE. - 1991. - № 22929.

113. Hans-Emil Bensnes Torbergsen Application and Design of Passive Inflow Control Devices on the Eni Goliat Oil Producer Wells // University of Stavanger 2010.

114. Hill A.D., Zhu Ding, Economides Michael J. Multilateral Wells // Society of Petroleum Engineers, 2008. — 146 p.

115. Jalan, Shiv Narayan et al., Advanced Inflow Control Device in Horizontal Well Extends Economic Field Life: A Case Study and Technological Overview // 181403-MS SPE Conference Paper - 2016.

116. Jeanette Gimre Efficiency of ICV/ICD systems // University of Stavanger 2012.

117. Joshi, Sada D. Horizontal well technology, Pennwell Books, 1991. -

552 p.

118. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells // SPE. - 1986. - № 15375.

119. Joubran Jonathon, Intelligent Completions: Design and Reliability of Interval Control Valves in the Past, Present, and Future // 28917-MS OTC Conference Paper - 2018.

120. Kare Langaas et al. Combining Passive and Autonomous Inflow-Control Devices in a Trilateral Horizontal Well in the Alvheim Field // 2018 SPE Production & Operations SPE-187288-MS.

121. Konopczynski, Michael, et al. Improving the Performance of EOR in Unconventional Oil Reservoirs Using Advanced Completion Technology // 190260-MS SPE Conference Paper - 2018.

122. Least, Brandon et al., Autonomous ICD Installation Success in Ecuador Heavy Oil: A Case Study // 166495-MS SPE Conference Paper - 2013.

123. Lien, Andreas et al. // AICD Implementation on Oseberg H Vestflanken// 195617-MS SPE Conference Paper - 2019.

124. Maalouf, Christophe Bassem et al., Responsive Design of Inflow Control Devices Completions for Horizontal Wells // 188794-MS SPE Conference Paper - 2017.

125. Mohd Ismail, Ismarullizam et al., Increased Oil Production in Super Thin Oil Rim Using the Application of Autonomous Inflow Control Devices // 191590-MS SPE Conference Paper - 2018.

126. Moradi, Mojtaba et al., Production Optimisation of Heavy Oil Wells Using Autonomous Inflow Control Devices // 193718-MS SPE Conference Paper - 2018.

127. Nugraha, Ikhsan et al., Optimizing Reservoir Performance through Utilization of Autonomous Inflow Control Valve - Lessons Learnt from the World's First Installation // 182755-MS SPE Conference Paper - 2016.

128. Odeh Aziz S. and Babu D. K. Transient Flow Behavior of Horizontal Wells: Pressure Drawdown and Buildup Analysis // Society of Petroleum Engineers (SPE 18802). - 1990.

129. Peaceman D.W. Representation of a horizontal well in numerical reservoir simulator// SPE. - 1991. - № 21217.

130. Pemberton, S.G., The use of trace fossils in sequence stratigraphy, exploration and production geology. Applied Ichnology - 2001, Short Course, p. 60.

131. Prakasa, Bona et al., Rapid Design of an Inflow Control Device Completion in Heterogeneous Clastic Reservoirs Using Type Curves // 175448-MS SPE Conference Paper - 2015.

132. Renard G.I. Influence of formation damage on the flow efficiency of horizontal wells technology / Renard G.I., Dupuy J.M. // SPE. - 1990. - № 19414.

133. Schlumberger Petrel Reservoir Engineering Training and Excerise Guide // 2015 p. 492.

134. Shirman E.I. More Oil with Less Water Using Downhole Water Sink Technology / Shirman E.I., Wojtanowicz A.K. // New Orleans, Louisiana, 1998. -

C. 215-225.

135. S0rheim, Ivar Leander et al., Performance Prediction for Dynamic Autonomous Flow Control Valves // 190816-MS SPE Conference Paper - 2018

136. Stian Háland Modelling and Analysis of Autonomous Inflow Control Devices // NTNU 2017.

137. Suprunovich P. Vertical confined water drive to horizontal well. Water and oil of equal densities / Suprunovich P., Battler R.M. // - J. of Canadian Petrol. Jechnol. - 1992, - № l. - С. 32-38.

138. Temizel C. et al. Formulas and Calculations for Petroleum Engineering // Gulf Professional Publishing, 2019. — 145 p.

139. S. Todman (Petroleum Experts) et al. Modelling and Optimizing Inflow Control // SPE-188012-MS Devices (здесь есть экономидеса картинки)

140. Tor Ellis, Alpay Erkal, Gordon Goh et al., Inflow Control Devices -Raising Profiles // Schlumberger Oilfield Review Winter 2009/2010:21, no 4.

141. Valestrand, Randi, Khrulenko, Alexey, Smart Wells for Improved Water Management in the Presence of Geological Uncertainty // 169223-MS SPE Conference Paper - 2014.

142. Vasily Mihailovich Birchenko Analytical Modelling of Wells with Inflow Control Devices// Heriott-Watt University 2010.

143. Weldge H.J. A Simplified method for computing Oil recovery by Gas or water drive. Trans. AIME, 1970.

144. Yu.S.Maslennikova, V.V.Bochkarev, A.V.Savinkov and

D.A.Davydov. Spectral Noise Logging Data Processing Technology. Society of Petroleum Engineers. SPE-162081-MS. 2012.

145. Zubarev Denis et al. Feasibility Study and Selection Process for ICD Applications in an Offshore Niger Delta Field // SPE-193511-MS 2018.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. АКТ ВНЕДРЕНИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ДИССЕРТАЦИОННОГО ИССЛЕДОВАНИЯ

А

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «СЕВКОМНЕФТЕГАЗ»

(ООО «СКН»)

Почтовьй адрес Российская Федорами, 629830, ЯНАО, г.ГуЕжиждий, мкр-н 10, д.З Юридический адрес: Российская Федерация, 629030, ЯНАО, г.Губкинский, мкр-н 10, д.З Телефон: [phone], e-mail: ¡[e-mail] ОКПО 61444604, ОГРН 1124101001Я17, ИНН(КПП4101150169У891101001

АКТ

О внедрении результатов диссертационного исследования Соловьева Т.П.

«Разработка тонкой нефтяной оторочки в осложненных фацнальных условиях за счет применения интеллектуального заканчивания горизонтальных скважин» в ООО «СКН».

ООО «СКН» в лице заместителя генерального директора - Главного геолога Шиляева Александра Петровича, подтверждает, что результаты диссертационной работы Соловьева Тимура Игоревича «Разработка тонкой нефтяной оторочки в осложненных фацнальных условиях за счет применения интеллектуального заканчивания горизонтальных скважин», представленной на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений были используются при формировании схемы заканчивания горизонтальных скважин и для оптимизации системы разработки СевероКомсомольского месторождения пласта ПК 1.

Под руководством Т.П. Соловьева был разработан новый подход к формированию схемы заканчивания горизонтальных скважин и алгоритм оценки работы автономных устройства контроля притока, а также принципиально новый инструмент в виде программного модуля (Excel VBA) позволяющий оперативно производить расчеты для всего фонда скважин.

Реализация результатов диссертационного исследования в комплексе с анализом проведенных промыслово-геофизических исследований позволила скорректировать и оптимизировать стратегию заканчивания скважин, что в свою очередь позволило минимизировать потери по продуктивности скважин и снизить риски прорывов воды и газа.

Считаю, что полученные результаты диссертационного исследования, несомненно, несут в себе научную и практическую ценность для предприятия и нефтяной отрасли в целом.

Заместитель генерального директора - Главный геолог ООО «СКН»