Развитие теории и практики добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на сложнопостроенных месторождениях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор технических наук в форме науч. доклада Гилаев, Гани Гайсинович

• Гилаев, Гани Гайсинович
• доктор технических наук в форме науч. доклада
• 2004

Оглавление диссертации доктор технических наук в форме науч. доклада Гилаев, Гани Гайсинович

Актуальность проблемы. В «Основных положениях энергетической стратегии России на период до 2020 года» намечается увеличение добычи нефти с 379 млн. тонн в 2002 году до 490-590 млн. тонн в 2020 году, а добыча газа за этот же период должна возрасти с 395 млрд.м3 до 680-730 млрд.м3.

Вместе с тем, анализируя состояние сырьевой базы и перспективы развития нефтегазовой отрасли, нельзя не отметить, что к началу XXI века в силу объективных и субъективных причин в отрасли сложилась следующая ситуация:

- доля крупных месторождений, вовлекаемых в разработку, снизилась до 8-10 %, а 70-80 % всего добывающего фонда скважин приходится на старые месторождения, выработанность активных начальных извлекаемых запасов которых составила 54 %;

- доля трудноизвлекаемых запасов непрерывно растет и достигла 55-60 % от общих запасов всех категорий;

- обводненность добываемой продукции на старых месторождениях достигла 80-85 %, а вводимые в эксплуатацию сложнопостро-енные месторождения содержат, как правило, активную воду уже на начальных этапах разработки;

- бездействующий и простаивающий фонд скважин возрос до 28-30 % от общего эксплуатационного фонда, а для некоторых предприятий с хорошо развитой инфраструктурой достиг уже 60-65 %.

Возникшая к настоящему времени ситуация в нефтегазовом комплексе России определяет актуальность опережающего развития теории и практики вовлечения в разработку трудноизвлекаемых осоздания и со-риемов, обес

В перепл. един, соедин дин. шедин №№ ВЫП.

КНИГА ИМЕЕТ

•гчество научных на реше-тредлагаемых ;й или место-:о их распро-ий позволяет ения с целью менения.

Цель работы. Повышение эффективности выработки трудно-извлекемых запасов углеводородов на сложнопостроенных месторождениях путем создания и совершенствования технологий, технических средств и методических принципов управления эксплуатационными характеристиками добывающих и нагнетательных скважин.

Основные задачи исследований

1. Анализ, систематизация и научное обоснование приоритетных технологий при заканчивании, эксплуатации и ремонте скважин на сложнопостроенных месторождениях.

2. Аналитические и экспериментальные исследования фильтрационных потоков в прискважинной зоне горизонтальных скважин (ГС).

3. Теоретическое обоснование, экспериментальные исследования и опытно промышленное внедрение технологических схем и способов ограничения пескопроявлений и водопритоков в добывающих и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах.

4. Совершенствование системы проектирования и строительства скважин, технологий и технических средств при термических методах добычи высоковязких нефтей.

Методы исследования. Теоретические, экспериментальные, опытно-промышленные исследования технологических процессов повышения нефтегазодобычи. Вероятностно-статистические и детерминированные методы анализа накопленного опыта работ в области ограничения и ликвидации водопритоков и пескопроявлений.

Научная новизна

1. На основе кинетической концепции прочности твердых тел разработаны детерминированные и вероятностно-статистические модели, позволяющие прогнозировать рост прочности цементного камня во времени и его долговечность, оперативно оценивать срок службы скважины.

2. Научно обоснован единый подход к решению задач выбора режимов вскрытия продуктивных пластов, эксплуатации скважин и воздействия на призабойную зону, основанный на построении гидродинамических (расходных) характеристик системы «скважина -пласт».

3. На основе статистических критериев Фишера и Пирсона установлено, что применяемые тампонирующие системы и технологии изоляции водопритоков с вероятностью 0,95 не различимы по уровню успешности, а критерием их выбора должны быть технологичность и стоимость. Разработаны новые технологичные рецептуры тампонажных систем на основе гелеобразующих составов (ГОС) и адаптивно изменяющаяся технология их применения при ремонтно-изоляционных работах (РИР) и установке потокоотклоняющих экранов (пат. РФ №2131022, № 2196222).

4. Развита и экспериментально подтверждена теория длительной устойчивости закрепленной прискважинной зоны пласта под действием притока, воздействующего как массовая сила, пропорциональная градиенту давления. Дано объяснение механизма увеличения концентрации взвешенных частиц (КВЧ) при остановках и пусках скважины.

5. Научно обоснованы критерии выбора конструктивных параметров фильтров для ограничения пескопроявлений в нефтяных и водозаборных скважинах, разработаны принципы их расстановки в горизонтальных стволах и мощных водоносных интервалах. Доказано, что при спуске противопесочных фильтров в ГС происходит их разрушение в зонах набора кривизны и дано научное объяснение появлению в выносимом песке фракций с размерами выше щелевых зазоров.

6. Теоретическими и экспериментальными исследованиями гидродинамики ГС установлено, что боковой приток жидкости увеличивает гидравлические сопротивления основному потоку, что приводит при малых перепадах давления к «отключению» начального от забоя участка ГС.

7. Установлено, что в термических скважинах осевые деформации возрастают с увеличением толщины стенок обсадных труб. Дано обоснование технологической схемы и принципа генерации тепла непосредственно на забое, что исключает разогрев вышележащих, в том числе и многолетнемерзлых пород.

Практическая ценность и реализация. Результаты выполненного комплекса исследований вошли в нормативные документы, инструкции и методики (СТП 39-003-98, СТП 39-004-98, СГП 39-009-99, СТП 39-001-2000, СТП 39-002-02), использование которых позволяет:

- оперативно оценивать срок службы скважин;

- управлять забойным давлением при вскрытии пластов на депрессии;

- ограничить номенклатуру применяемых материалов и технологий РИР в добывающих и нагнетательных скважинах;

- исключить субъективизм при сравнении эффективности конкурирующих технологий РИР, МУН и ОПЗ;

- проектировать технологические параметры, количество и расстановку противопесочных фильтров в горизонтальных и водозаборных скважинах;

- проектировать технологические процессы и выбор оборудования при строительстве и эксплуатации термических скважин.

Основные результаты работы внедрены на производстве путем:

- включения в проекты на строительство нефтяных, водозаборных и термических скважин в ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК «Роснефть»;

- использования при подготовке ТЭО и разработки технологий РИР на Тепловском, Кудринском, Ефремовском, Петелинском, Зыбза - Глубокий Яр, Лянторском и Харампурском месторождениях;

- использования в учебных пособиях для студентов нефтегазовых специальностей КубГТУ.

Учтенный экономический эффект - более 30 млн. руб.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: координационных совещаниях НК «Роснефть» (1999-2003 гг.), научно-технических советах ОАО «Сургутнефтегаз» (2000-2003 гг.); научно-техническом совете ОАО «Юганскнефтегаз» (2002 г.); Ученых советах ОАО «РосНИПИтермнефть» (2003, 2004 гг.); технических советах НГДУ «Черноморнефть» (2003, 2004 гг.); международных конференциях «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Анапа, 1999-2003 гг.), научно-практической конференции «Нефтегазовая геология Кубани на рубеже веков: итоги и перспективы» (пос. Джубга, 2000г.); 2-ом международном Европейском симпозиуме (г. Амстердам, 2001 г.); Ученом совете «СургутНИПИнефть» (2000 г.); научно-технических советах ОАО «Кубаньгазпром» (2001 г.) и ДАО «Кубаньбургаз» (2002 г.); научно-техническом совете ОАО «Ставропольнефтегаз» (2003 г.); совместном заседании кафедр «Прикладная математика», «Гидравлика и гидравлические машины» и «Нефтегазовый промысел» Кубанского государственного технологического университета (2003, 2004 гг.); Международной научно-практической конференции, посвященной 40-летию ОАО «СевКав-НИПИгаз», «Газовой промышленности новые технологии и новая техника» (г. Ставрополь - 2002 г.).

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 38 печатных работах, в их числе: 2 монографии, 2 научно-технических обзора, 5 патентов РФ на изобретения.

Структура и объем работы. Доклад состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка работ автора. Изложен на 64 страницах, включает 10 рисунков и 3 таблицы.

Автор благодарит своих коллег Антониади Д.Г., Бекуха И.И., Бурштейна М.А., Вартумяна Г.Т., Кошелева А.Т., Лукьянова В.Т., Лядова Б.С., Орлова Г.И., Саркисьяна Б.Р., Сташка Ю.И., Щавелева Н.Л. и др. за участие в проведении и обсуждении результатов лабораторных и промысловых экспериментов, а также полезные дискуссии в процессе подготовки диссертации.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Развитие теории и практики добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на сложнопостроенных месторождениях»

В основу настоящего доклада положены научно-исследовательские, лабораторные и опытно-промышленные работы, выполненные за период научно-производственной деятельности автора. В диссертации развит концептуальный подход к разработке новых и совершенствованию традиционных технологий, основанный на создании адаптивных и информационно обеспеченных моделей процессов. Эти модели, именуемые по образному выражению Закирова С.Н. «. основой интеллектуальных технологий XXI века», по своей сложности и управляемости должны быть адекватными сложности и многообразию геолого-технической и гидродинамической ситуации в системе «скважина-пласт-группа скважин-месторождение».

1. АНАЛИЗ И СИСТЕМАТИЗАЦИЯ ПРИОРИТЕТНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН [3,5,9,17,30,31,32]

Анализ исследований и научно-технических разработок последних лет, включая монографии, патенты, обзоры, авторефераты диссертационных работ, научные статьи, методические указания и регламенты, показал их устойчивую тенденцию группироваться вокруг ключевых направлений, которые можно ранжировать в следующем порядке:

1. Заканчивание скважин, в том числе вторичное вскрытие продуктивных пластов.

2. Ограничение водопритоков к добывающим и выравнивание профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин.

3. Предупреждение и ограничение пескопроявлений механическими, химическими и комбинированными методами в скважинах с неустойчивыми коллекторами.

4. Разработка (доразработка) и эксплуатация месторождений боковыми горизонтальными стволами (БГС), горизонтальными и разветвленно-горизонтальными скважинами (ГС и РГС).

5. Интенсификация добычи, выработки слабодренируемых и высоковязких запасов углеводородов за счет применения различных геолого-технологических мероприятий (МУН, ОПЗ и др.), увеличение нефтеотдачи пластов термическими, волновыми, вибрационными и термовибрационными методами.

6. Планирование и управление состоянием добывающего, резервного и простаивающего фонда скважин.

7. Природоохранные и ресурсосберегающие проблемы строительства, эксплуатации и ремонта добывающих и водо-паронаг-нетательных скважин.

Все указанные направления работ хорошо коррелируются, во-первых, с характерными особенностями гидродинамического состояния углеводородных залежей на поздней и завершающих стадиях разработки: снижение текущей добычи нефти и газа; неконтролируемые изменения пластового давления по разрезу и площади; изменение градиентов давления между эксплуатационными и изолированными водогазонасыщенными пластами; нарушение герметичности заколонного пространства большинства скважин; увеличение фонда простаивающих скважин и др., а во вторых, с аномальными геолого-промысловыми характеристиками ранее открытых и разрабатываемых месторождений: сложное построение продуктивных пластов, их расчлененность, изменчивость проницаемости коллекторов по толщине и простиранию; высокая вязкость нефти; высокое давление насыщения нефти газом; низкое пластовое давление, близкое к давлению насыщения; повышенное содержание парафинов и селикогеле-вых смол; слабая сцементированность пород-коллекторов; наличие газовых шапок, подошвенной воды и др.

Неоценимый вклад в разработку, развитие и решение многих теоретических и практических задач по указанным выше направлениям внесли работы институтов АзИНЕФТЕХИМ, ГАНГ им. И.М. Губкина, ИФИНГ, УГНТУ, ТюмГНГУ, БашНИПИнефть, ВНИИБТ, ВНИИ-нефть, ВНИИКРнефть, ВолгоградНИПИнефть, СибНИИНП, Сургут-НИПИнефть, РосНИПИтермнефть, ТатНИПИнефть и др., а также производственные объединения «Башнефть», «Беларуснефть», «Главтю-меннефтегаз», «Краснодарнефтегаз», «Куйбышевнефть», «Перм-нефть», «Ставропольнефтегаз», «Татнефть», «Союзтермнефть» и др.

Вместе с тем, многие важные вопросы ключевых направлений настоятельно требуют дальнейших исследований, развития теории и практики добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Часть из них рассмотрена в данной работе.

2. ТЕОРЕТИКО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ И ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ОГРАНИЧЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ВОДОПРИТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ И ВПП В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

2.1. Повышение качества и эксплуатационной надежности крепи скважин [7, 9,10,11,13,16,31, 34]

Проблеме повышения качества крепи скважины посвящены работы Булатова А.И., Добрянского В.Г., Юпосова A.A., Кошелева А.Т., Кузнецова Ю.С., Куксова А.К., Мавлютова М.Р., Медведского Р.И., Ново-хатского Д.Ф., Овчинникова В.П., Овчинникова П.В., Полякова В.Н., Фролова A.A. и др. В их исследованиях показано, что при вытеснении бурового раствора цементным, гидратации и твердении цементного раствора возникают потенциальные очаги нарушения целостности крепи скважин, связанные с образованием глинистой корки, кон-тракционными, усадочными и другими эффектами.

Вместе с тем, сложная гидродинамическая ситуация на поздней и завершающей стадии разработки месторождений ставит все более жесткие требования к промысловым и экологическим характеристикам скважин, как вводимых из бурения, так и действующего фонда. Поэтому необходимы новые подходы по управлению качеством крепи, основанные на прогнозных характеристиках возможных статических и динамических нагрузок при вызове притока, проведении стимулирующего ОПЗ, физико-химических воздействиях при проведении МУН и РИР.

Рассматривая проблемы долговечности крепи скважин с позиций экологической безопасности и охраны окружающей среды, естественным является желание создать однородный непроницаемый цементный камень высокой прочности и долговечности, не менее срока разработки месторождения.

В этой связи вопросы прогнозирования долговечности и «времени жизни» цементного камня весьма актуальны и проблематичны.

Многочисленные экспериментальные исследования показывают, что свойства тампонажного раствора и камня в локальных точках отбора проб из общей массы твердеющего цемента различны, а законы распределения показателей свойств близки к нормальному. Это обстоятельство невозможно объяснить на базе современных экспериментальных исследований, которые практически себя исчерпали. Назрела необходимость развития аналитических методов исследования, способных выявить более тонкие физико-структурные свойства раствора и камня и установить те физические характеристики, которые остаются для них постоянными при твердении и при разрушении. В этой связи нами рассмотрены кинетическая концепция прочности твердых тел и вероятностные модели описания свойств гетерогенных систем.

Кинетический подход к твердению и разрушению твердых тел развит в ФТИ им. А. Иоффе под руководством акад. С.М. Журкова. Основная идея этой концепции строится на подходе к твердому телу не как к единой системе взаимосвязанных атомов, а как к системе частиц, находящихся в непрерывном тепловом колебательном движении. Особая роль здесь отводится флуктуационным процессам, когда отдельные атомы получают кинетическую энергию, превышающую среднюю энергию или тепловой фон их хаотического теплового колебательного движения. Роль внешней нагрузки оказывает двоякое влияние. Во-первых, наличие внешних нагрузок увеличивает вероятность возникновения флуктуаций, достаточных для разрыва межатомных связей. Во-вторых, внешние нагрузки вызывают в теле напряжения, не позволяющие рекомбинировать нарушенные связи атомов, отделяя разъединенные частицы друг от друга.

Указанная идея была опробована в 1975 году в трудах «БашНИПИ-нефти» Поляковым В.Н., Хамидуллиным Я.Н., Клявиным P.M., Шари-повым А.У. и др. Однако не получила дальнейшего развития.

Между тем сравнение экспериментальных данных Булатова А.И. и др. по набору прочности цементного камня при твердении с результатами исследований по разрушению камня при коррозии позволили выдвинуть гипотезу о взаимной симметрии процессов твердения и статического разрушения. При этом в качестве постоянной характеристики цемента нами принята средняя энергия тепловых флуктуаций Uо, которая при наборе прочности остается постоянной для данного типа цемента, а для потери прочности при температурной коррозии она равна - 2U0, т.е. максимальной энергии флуктуации. Такой подход позволил нам использовать модель С.М. Журкова для прогнозирования прочности и долговечности цементного камня где aub- коэффициенты, равные: а = Uoly.b = КТ/у; т- время работы камня, с; т0- постоянная величина, связанная с периодом собственных колебаний атомов, т0 & МТ13 с;

Uo - начальная средняя энергия активации (тепловой флуктуации), ккал/моль; . ккал-мм2 у- структурно-чувствительный коэффициент,--; моль • кг а- среднее напряжение от внешней нагрузки, кг/мм2; К - постоянная Больцмана, равная 1,98-10"3 ККйЛ -¡г;

2)

О) моль-К 0

Т - абсолютная температура, К

Для определения а и Ъ были использованы многочисленные экспериментальные данные, полученные в работах Булатова А.И., Новохатского Д.Ф., Гольдштейна В.В., Гамзатова С.М. и др. по набору прочности цементов при твердении и разрушению в результате воздействия температурной коррозии.

Расчеты для различных условий твердения и разрушения показали, что средние значения энергии активации для портландце ,, ккал мента при изгибе и сжатии соответственно равны ии = 24,3 моль ккал и ис = 25,4 моль > а среднеквадратичные отклонения составляют

5„ = 1, 16 и Эс = 1,29. Эти средние статистически не различимы по критерию Стьюдента (Чр = 0,91; = 2,31).

Следовательно, можно принять, что они равны ии = 1/с = и0 = ккал 24,8-и не зависят от условий эксперимента (давление и теммолъ пература). При температурной коррозии среднее значение С/ = 2С/0 = 48,5^. моль

Высокая степень корреляции полученных моделей исходным данным указывает, что формулы (1) и (2) можно использовать для прогнозирования набора прочности и долговечности цементного камня при заданном значении действующих напряжений.

Сказанное выше приобретает особо важное значение для цементного камня, который образуется в реальных условиях скважины, где по стволу воздействуют различные нагрузки, температура и агрессивные среды. Причем, эти воздействия начинаются с момента закачивания раствора в скважину и продолжаются в процессе твердения и далее. Поэтому цементный камень, имеющий предел прочности а, может быть разрушен через промежуток времени х под статическим напряжением, значительно меньшим предела прочности.

Таким образом, при исследованиях набора прочности цементного камня во времени можно определять единственный параметр и0, который позволяет прогнозировать и прочность, и долговечность цементного камня.

Многочисленные исследования показателей свойств растворов (структурная вязкость, предельное напряжение сдвига, плотность раствора и др.) показали, что они имеют большой разброс относительно среднего значения. Среднее значение, например, вязкости г] =38,0 спз; среднеквадратичное отклонение 5 = 5,0 спз, а законы распределения получились нормальными.

Неоднородность свойств тампонажного камня (прочность, пористость, проницаемость) в лабораторных условиях объективно обусловлена неоднородностью свойств раствора.

Очевидно, что в реальных условиях скважины эта неоднородность будет еще большей под воздействием окружающей среды. Следовательно, закачивая тампонажный раствор в скважину, необходимо знать, что половина объема затрубного пространства займет раствор со свойствами ниже (или выше) среднего значения.

Анализ промыслового статистического материала показывает, что основные геолого-физические параметры пород по глубине и по простиранию также подчиняются некоторым статистическим закономерностям (пластовое давление, температура, проницаемость, неф-теводонасыщенность, глинистость и др.). На рисунке 1 приведены примеры законов распределения проницаемости (к) продуктивных пластов по некоторым месторождениям. Приведенные законы распределения проницаемости относятся к теоретическим логонормаль-ным распределениям, известным в нефтяной литературе как распределение Максвелла-Сатгарова.

В этой связи ориентирование на средние значения показателей геолого-физических свойств пород по разрезу скважин является одной из главных причин нарушения целостности и долговечности крепи скважин.

Специфика процесса создания крепи и условия ее формирования в скважине отличны от процессов создания строительных конструкций в виде бетонных плит, опор и фундаментов, представляющих собой крупные монолиты. Для таких конструкций средние значения показателей свойств действительно характеризуют их как единое целое. Цементный же раствор и камень в скважине в связи с малой толщиной, соизмеримой с размерами неоднородностей, характеризовать средними значениями показателей свойств нельзя, так как он (раствор и камень) воспринимает не среднее значение пластовых воздействий, а всю гамму случайных свойств пластов по длине интервала цементирования (давления флюидов или глин). Следовательно, по длине колонны возможны участки, в которых «худшие» свойства раствора и камня встретятся с «экстремальными» пластовыми воздействиями. Длина таких участков при вероятностной оценке составит 25 % от интервала цементирования. к и ч а> о, в а

Си >в в о о

0,45

0,30

0,15

Л „1 , <"2

1, у 3 у 4 / 0

100 200 300 400 500 600 700

Проницаемость, к, мкм2-10'3

Рисунок 1 - Распределение проницаемости по продуктивным пластам: 1 - пласт В1 Шпаковского месторождения; 2 - пачка Ю\ Ачимовского месторождения; 3 - IV горизонт месторождения Кюрсангя; 4 - пласт А9.п Лянторского месторождения

В таких конструкциях, как крепь скважины, все расчеты параметров цементного камня необходимо вести в предположении наименее благоприятного сочетания внешних воздействий и показателей свойств камня, т.е. с позиций теории «слабого звена» многосвязной цепи. Предложенный подход опробован для известных параметров (средние значения и среднеквадратичные отклонения) прочности камня и воздействия пласта.

Полученные нами результаты показывают, что вероятностный подход позволяет дать научное обоснование выбора требуемых свойств тампонажного раствора и камня. Более того, задаваясь различным уровнем вероятности: 0,05; 0,01; 0,001 и т.д., можно определить коэффициенты запаса или меру «разумной перестраховки».

Из сказанного выше следует, что и при подборе свойств водо-изолирующих систем с целью надежной изоляции скважин, нельзя ориентироваться на средние значения геолого-физических показателей пластов и показателей свойств системы и образовавшегося из нее изоляционного экрана. В таких случаях также необходимо выбирать все показатели свойств тампонажной системы и образовавшегося в пласте экрана в предположении наименее благоприятного сочетания внешних воздействий и показателей свойств системы.

Пусть, например, среднее значение вязкости X закачиваемой системы ц, среднее значение проницаемости дренированного пласта к, а среднеквадратичные отклонения - и^ и о* . Выше было показано, что проницаемость по вертикали имеет нормальное распределение и вязкость системы распределена по нормальному закону. Так как фильтруемость жидкости в пласт зависит от двух этих показателей при заданном перепаде давления, то проникновение жидкости по высоте пласта будет различным. Эти две случайные величины /и и к взаимно независимы, их взаимная встреча по высоте пласта будет случайной и можно определить вероятность неблагоприятного сочетания, когда жидкость с «плохой» вязкостью будет встречаться с породой, имеющей проницаемость ниже среднего значения, т.е.

Рх,к = Р(Х>ц) ■ Р(К<к) я 0,25. В этом случае 25 % от всего участка изолируемого пласта будет находиться в неблагоприятных условиях и туда не проникнет нагнетаемая система. Поэтому желательно при выборе свойств тампонажных систем ориентироваться на «худшие» геолого-физические свойства пласта.

В связи с тем, что свойства коллекторов переменны и по площади не представляется возможным выполнить две или три одинаковых изоляционных работы, то есть воспроизвести эксперимент и повторить в точности условия конкретной скважины на площади. Поэтому, проводя изоляционные работы в рядом стоящих скважинах, мы должны получать различные результаты операций, т.к. имеем дело совсем с другими объектами. И оценка успешности, как и оценка эффективности изоляционных работ должна базироваться на вероятностно-статистических методах.

В заключении данного пункта следует отметить, что при определении показателей свойств тампонажных систем, изоляционных экранов и тампонажного камня необходимо вводить «коэффициенты запаса» к ним, учитывающие принципы «наиболее слабого звена» и обеспечивающие 90-95 % успешность реакции системы на воздействие внешней среды.

2.2. Проблемы вскрытия продуктивных пластов и технологий предупреждения водопритоков в добывающих скважинах р, 10, 11, 12, 27, 31, 34]

Анализ зарубежных и отечественных научных публикаций показал, что российская нефтегазовая отрасль владеет всем арсеналом тех

Таким образом, проводимую технологическую операцию на скважине можно рассматривать или с позиций сохранения, восстановления и повышения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны или с позиций изменения гидродинамических характеристик канала связи эксплуатационного объекта с устьем скважины.

Рассмотрим блок «Вскрытие продуктивного пласта» (рисунок 2) и покажем, какие качественно новые возможности открываются при использовании расходных характеристик системы «скважина - пласт» в случае вскрытия продуктивного пласта на депрессии.

При этом знание пластового давления Рт и скорости бурения на равновесии (Р„л = Рз) в процессе бурения пласта является определяющим фактором успешности заключительных работ на скважине.

Основные теоретические предпосылки и допущения при разработке технологий вскрытия продуктивного пласта на депрессии рассмотрены нами совместно с Антониади Д.Г., Ковалевым Н.И. и др. в приведенных выше работах.

Для формулировки задачи управления депрессией представим скважину в виде двух вертикальных участков: бурильные трубы - за-трубное пространство с промежуточным гидравлическим сопротивлением между ними (долото). Будем считать, что расход насоса Qo выбран из условий обеспечения выноса породы с забоя скважины. Примем также, что сопротивления в циркуляционной системе пропорциональны квадрату расхода. Тогда динамика изменения гидравлических параметров скважины и призабойной зоны (системы «скважина -пласт») описывается системой двух, полученных нами уравнений

Л* -Р,+Ю1н* ЯР* - ■ я,

Яо+чГ е„Ь+с|.£ о) л. ] 2т г

Р заб ~ Р пл ~ Ч "с где Рзаб - забойное давление, МПа;

Ру - давление на выходе бурового раствора, МПа; 4 - коэффициент гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве;

2о - подача бурового раствора, м3/сут; тервала перфорации, м; Х5 - толщина непроницаемых перемычек между ВНК и интервалом перфорации, м; Х6 - интервал перфорации, м; Х7 - объем тампонажного состава, м3; Xs - тип (вид) тампонажного состава, куда были включены: 1 - вязкоупругая система ВУС (ПАА + + гелеобразователь); 2 - ВУС + КОС (ВУС с докреплением кремне-органическим составом); 3 - ВУС + цемент (ВУС с докреплением цементом); 4 - JICT + КОС (лигносульфонаты с докреплением крем-неорганическим составом); 5 - ГВУС + цемент (глиновязкоупругая система с докреплением цементом); 6 - КОС (кремнеорганический состав типа АКОР, ВТС, продукт 119-204 и др.); 7 - КОС + цемент (кремнийорганический состав с докреплением цементом).

В рамках исследованного массива ни один из перечисленных геолого-технических факторов не является определяющим в эффективности изоляционных работ в добывающих скважинах. Все коэффициенты корреляции ниже критического значения, который при N=92 равен гкр = 0,30.

С целью более детального анализа данных была выбрана наиболее представительная выборка по изоляционным работам с применением ВУС + КОС в количестве N = 42. Эти данные были разбиты на четыре группы по величине дополнительно добытой нефти У/: I группа - эффективность - от 500 т и более; II группа - эффективность - от 100 до 500 т; III группа - эффективность - от 1 до 100 т; IV группа - безэффективные скважины.

Для каждой из перечисленных групп определялись средние значения всех факторов X, среднеквадратичные отклонения о;-.

Сравнение средних значений по группам для каждого из приведенных факторов Xi - Х7 проводилось по критерию Стьюдента. Попарное сравнение средних значений по группам показало, что все расчетные значения критерия оказались ниже табличных {tp < tma6 ) для уровня вероятности 0,95 и расчетных степеней свободы, т.е. ни один из приведенных факторов X; -Ху не влияет на величину эффекта при одной и той же изоляционной системе.

Аналогично проводились сравнения средних по критерию Стьюдента для успешных операций по технологиям ВУС + КОС и ВУС + цемент. Проведенные расчеты показали, что по геолого-техническим показателям эти технологии не различимы по эффективности и их выбор не оказывает влияния на объем дополнительно добытой нефти.

Н- глубина скважины, м; р - плотность бурового раствора, кг/м3; g - ускорение силы тяжести, м/с2; q - переменный дебит несовершенной скважины, м3/сут; Г - газовый фактор, м3/м3; Рш- пластовое давление, МПа; Рк- радиус контура питания, м; Лс- радиус скважины, м; С - коэффициент несовершенства скважины; /г - мощность пласта, м; кк - гидропроводность, м3/сут- МПа. М

В представленной модели «скважина - пласт» управляемыми переменными являются Рт6 и q, а. управляющим воздействием - давление на выходе из скважины Ру.

Для построения расходной характеристики системы «скважина - пласт» используется зависимость скорости бурения от «дифференциального давления», которая получена нами на основании теории размерностей и обработки лабораторных и промысловых данных Мавлютова М.Р., Ван-Лигнена и др.

Разработка алгоритма решения задачи вскрытия продуктивного пласта на депрессии предполагает: скважина обсажена до кровли продуктивного пласта; известны состав и свойства промывочной жидкости для вскрьггия продуктивного пласта; известны гидравлические потери для выбранной подачи бурового насоса, которые могут бьггь определены по известным формулам или по специальным измерениям до вскрытия продуктивного пласта при заданном расходе ()0; известны состав и свойства пластового флюида.

Положив Ру = 0, по первому уравнению системы (3) строятся кривые изменения забойного давления при дебитах скважины: q = (0; 0,5; 1,0; 1,5 и т.д.) л/с. Начальной точкой для Ру = 0 будет д' = 0 и Рзаб~Рщт = \ 0О2# + /«Й

Аналогично рассчитываются расходные характеристики скважины при Ру = 0,5 МПа, Ру = 1,0 МПа и т.д. Таким образом, получается семейство кривых 1 на рисунке 3, которые построены для условий месторождения Лесное (Ставропольский край). Расходная характеристика пласта строится по второму уравнению системы (3).

Нами был проведен анализ опубликованных статистических данных по многим новым системам, которые внедрялись взамен старых тампонажных систем, где оценка эффективности применения различных систем и технологий РИР проводилась путем сопоставления процентов (долей) успешности ремонтов. Расчеты по критериям Фишера и %2 показали, что многие новые системы и технологии не превосходят ранее применяемые.

Проведенный анализ для Самотлорского месторождения (пласты А+Вз+г, БВ10, БВ8, БВ4.5, АВ, А6+7) по семи применяемым изоляционным системам: АКОР, ГОС, КОС, Ремонт-1, цемент + ГОС, цемент на углеводородной основе и цемент без добавок показал, что успешность применения шести из них по критерию Фишера и критерию Пирсона статистически не различима и составляет 30 %. Исключение составляет цемент, успешность применения которого по ликвидации водопритоков составляет 25 %. Однако стоимость и технологичность операций различимы.

По данным концерна «Тюменьгеология» выполнено 511 операций по ограничению водопритоков. Из них 277 операций по изоляции проведены цементным раствором, 27 операций цементным раствором с добавлением химических агентов, 117 - системой СаС12 + ЭТС + СВК и 90 - модификатор + ГКЖ (или ЭТС + ГКЖ). Обработка данных показала, что все три системы (цемент с добавками и две на основе КОС) с вероятностью 0,95 не различимы по уровню успешности. Исключение составляет цементный раствор.

Аналогичные расчеты по 92 добывающим скважинам (пласт АС9.ц) показали, что все применяемые системы (технологии); ГВУС + + цемент; ВУС; ВУС + КОС; КОС; КОС + цемент, имеют одинаковую успешность - 34 %. Для нагнетательных скважин Лянторского месторождения (пласт AC9.11) успешность составляет 67 % и для всех применяемых систем: ВУС; ГВУС; ВУС + цемент; ВУС + КОС; ВУС + + ПАВ, одинакова.

Исходные данные по 92 добывающим скважинам пласта АС9.ц Лянторского месторождения, на которых проведены РИР были подвергнуты статистической обработке. В качестве исследуемых факторов приняты: V/ - дополнительно добытая нефть, т; У2 - продолжительность действия эффекта, сут.; Х2 — толщина продуктивного пласта в перфорированной зоне, м;Хз~ толщина «хорошего» коллектора в интервале перфорации (апс> 0,7), м; Х4 - расстояние от ВНК до ин

Оценка уровня успешности по предложенной нами методике сравнительной оценки эффективности 4-х применяемых технологий (ВУС + КОС), (ВУС + цемент), ВУС и КОС показала также, что для Лянторского месторождения успешность операции не зависит от выбора технологии и практически одинакова. Вычисленные значения критерия %2 оказались равными О,И; 1,30; 0,27 и 1,85, что значительно ниже табличного значения критерия, равного 3,84.

Аналогичному анализу подвергнуты 148 скважино-обработок по выравниванию профилей приемистости по пласту AC9.11 Лянторского месторождения. Рассматривалось влияние геолого-технических факторов на эффективность ВПП (дополнительно добытая нефть и продолжительность длительности эффекта) для шести тампонажных систем: ВУС; ГВУС; ВУС + цемент; ВУС + КОС; ВУС + ПАВ; КОС. В исследования были включены все учитываемые факторы.

Подробный анализ влияния комплекса факторов на технико-экономическую эффективность технологий РИР и ВПП на пластах АС9.ц Лянторского месторождения показал, что:

- ни один из исследованных геолого-технологических факторов не оказывает существенного влияния на объем дополнительно добытой нефти;

- успешность РИР и ВПП, по-видимому, зависит от неучтенных или ненаблюдаемых факторов, которые не включены в анализ (пористость, проницаемость, водонасыщенность, пластовое давление);

- выбор технологий проведения РИР и ВПП на многих скважинах осуществлялся «эвристически» без достаточного научного обоснования и привязки технологий к геолого-физическим особенностям конкретной скважины.

В то же время анализ показал, что все применяемые технологии по уровню успешности и эффективности различимы для добывающих и нагнетательных скважин, т.е. эффективность операции для нагнетательных скважин выше, чем для добывающих скважин. Рассчитанное значение %2 - 20,8 при числе степеней свободы V = 1 значительно выше табличного, равного %2тае - 3,84.

Таким образом, на данном этапе развития техники и технологии РИР и ВПП можно с высокой степенью вероятности считать, что все селективные методы одинаковы по своей эффективности.

В этой связи в настоящее время более перспективным является не расширение номенклатуры селективных композиций, а совершенствование технологии их приготовления и закачки. Необходимо более тонко осуществлять подбор рецептур этих систем в соответствии с геологическими условиями конкретной скважины или изменять ее оперативно в процессе проведения изоляционных работ на скважине по косвенным показателям реакции дренированного пласта и скважины. В этом состоит главный резерв повышения эффективности изоляционных работ. При этом предпочтение должно отдаваться материалам недорогим и технологичным в применении.

2.3. Разработка и внедрение базовых рецептур гелеобразующих составов и технологий водоизоляционных работ /У, 2,6,11,25, 34]

В отечественной и зарубежной практике водоизоляционных работ в скважинах широко и успешно применяются различные гелеоб-разующие составы (ГОС) на водной основе. В качестве вяжущих обычно используют водорастворимые полимеры, например, полиак-риламид.

Технология применения ГОС предусматривает предварительное растворение полимера с последующей добавкой, также предварительно растворенного, гелеобразователя и перемешивание смеси перед закачкой состава в скважину.

Более технологичным, как показано в совместных работах с Ан-тониади Д.Г., Лядовым Б.С. и др. является ГОС на основе полиакрила-мвда (ПАА) с гелеобразующей системой бихромат-восстановитель. Использование систем бихромат-восстановитель основано на переходе шестивалентного хрома в трехвалентный, являющийся гелеобразовате-лем. Шестивалентный хром, входящий в состав аниона бихромата СГ2О7"2, не участвует в реакции гелеобразования. Варьированием активности восстановителя в подобной системе можно в широких пределах менять скорость образования трехвалентного хрома и, таким образом, регулировать скорость гелеобразования ГОС без ущерба для прочностных и других физико-химических свойств образующего геля. Кроме того, поскольку в момент смешения всех реагентов с водой в растворе нет сшивателя, можно применять технологию приготовления таких ГОС путем непосредственного ввода порошкообразной смеси реагентов в водный поток в процессе закачки его в скважину с помощью простейших эжекторных устройств. Таким образом, решается не только проблема увеличения сроков гелеобразования полимерных составов, но и упрощается технология их применения на скважине. гелеобразования состава в относительно широком диапазоне температур (от 15 до 120 °С).

Для изоляции воды в добывающих скважинах НГДУ «Черно-морнефть» мы использовали товарное калий-натриевое жидкое стекло со следующими показателями 68,0 % 8Ю2, 23,2 % К20, 7,1 % Иа20, окислы алюминия, железа и др., плотность 1,38 г/см3. Содержание товарного жидкого стекла в гелеобразующем составе было 10 % по объему. В качестве гелеобразоватеяя использовали техническую соляную кислоту. Для пластовых температур около 40 °С применяли щелочной золь (рН > 11), а для пластовых температур около 100 °С -кислый золь (рН < 4).

Эффективность технологий водоизоляционных работ в скважинах и, в частности, ВПП в нагнетательных скважинах, повышается при адаптации основных параметров технологии к реальным геолого-физическим условиям конкретного месторождения, участка и каждой скважины.

Следует отметить, что эта геофизическая реальность изменчива во времени и, следовательно, технология должна «отслеживать» эти изменения, т.е. обладать достаточной гибкостью к адаптации. Процесс выбора технологий происходит при промысловых испытаниях, по результатам анализа которых судят об их относительной эффективности и определяют границы геолого-физических условий применимости. Далее, используя изменения отдельных параметров выбранной технологии (объем, порционность закачки, концентрация тампонирующего элемента, модифицирующие добавки и т.п.), стараются повышать ее эффективность.

При планировании ВПП нагнетательных скважин пласта АС,0 Лянторского месторождения с использованием ГОС мы исходили из целесообразности порционных закачек гелеобразующего состава, причем в двух стратегических направлениях:

1. Последовательное отключение высокопроницаемых фрагментов пласта в призабойной или в переходной зоне пласта.

2. Ликвидация «языковых» прорывов нагнетаемых вод на большую глубину.

Технологически указанные направления отличаются прежде всего тем, что в первом случае последующие порции гелеобразующего состава закачивают после гелирования предыдущих, а во втором -время гелеобразования каждой предыдущей порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС и продавочной жидкости. Возможны комбинации обеих стратегий.

Стратегия 1 использовалась нами также при ограничении водопротоков в добывающих фонтанных скважинах НГДУ «Черномор-нефть» с использованием ГОС на основе «жидкого стекла».

В 2001 году нами совместно со специалистами КРС ОАО "Когалымнефте-Прогресс" и ООО "КогалымНИПИнефть" проведены ремонтно-изоляционные работы на обводненных закачиваемой водой добывающих скважинах Тевлинско-Русскинского месторождения. Для проведения промысловых испытаний была предложена базовая композиция ГОС на основе ПАА с фенолоспиртом в качестве гелеоб-разователя. Поскольку данный состав рассчитан на температурный режим от 80 до 130 °С, а пластовая температура эксплуатационного горизонта БСю составляет 83 °С, для ускорения гелеобразования использовали добавки бихромата калия. Данный высокотемпературный гелеобразующий состав получил наименование ГОС-ВТ.

В заключение настоящего подраздела важно отметить следующее:

1. Технология РИР по ограничению водопритоков в добывающие скважины при минимуме технологических элементов (звеньев) должна иметь широкий спектр регулируемых свойств: реологических, физико-механических конечного продукта (геля, твердого тела), времени перехода из начального в конечное состояние, причем в широком температурном интервале от 20 до 110 °С и более.

2. Реагенты, используемые в технологиях РИР, должны быть недефицитны, желательно отечественного производства, относительно низкой стоимости и приспособленными к условиям хранения и применения технологическим оборудованием нефтедобывающей отрасли.

3. Наилучшими показателями в практике РИР обладают технологии, использующие сочетание тампонажных составов с неньютоновскими и ньютоновскими реологическими характеристиками.

4. Проведенные аналитические, экспериментальные и опытно-промышленные исследования позволили разработать управляемые технологии РИР с применением порошкообразных ГОС, которые отличает: низкая стоимость и технологичность; высокая степень механизации технологических процессов транспортировки, хранения, погрузки - разгрузки при проведении операций; возможность управления дозировкой вводимых реагентов в тампонажную систему и оперативного регулирования реологических характеристик системы, времени начала гелеобразования; возможность формирования в пласте как неподвижных изоляционных экранов, так и подвижных оторочек; возможность обратимого воздействия на пласт.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ОГРАНИЧЕНИЮ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ И ВОДОЗАБОРНЫХ СКВАЖИН. ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА [7,8,26,28, 29,31,32,37]

Предотвращение разрушения слабосцементированных нефтега-зосодержащих коллекторов и выноса диспергированной твердой фазы - песка и глины, представляет собой сложнейшую и до настоящего времени нерешенную проблему нефтяной промышленности.

Здесь среди многочисленных исследований отметим работы Ги-ринского В.А., Маслова И.И., Мелик-Асланова Л.С., Юготца Д. и др.

Устойчивость прифильтровой зоны скважин тесно связана с геолого-петрографической характеристикой разрабатываемых пластов и технологическим режимом добывающих скважин.

Нами совместно с Бурштейном М.А., Кошелевым А.Т., Щавелевым Н.Л. и др. рассмотрены основные факторы, влияющие на устойчивость горных пород к разрушению в период эксплуатации скважин, среди которых выделяются геолого-эксплуатационные условия разработки месторождения и физико-механические свойства пород, слагающих продуктивные пласты.

Приведены теоретические основы расчета гидравлических параметров щелевых противопесочных фильтров.

Выполнены оригинальные стендовые исследования системы «пласт-фильтр», позволяющие выявить оптимальные условия сохранения суффозионной устойчивости пород в прифильтровой зоне и устойчивые фильтрационные характеристики потоков при эксплуатации скважин.

На основе численного моделирования притока жидкости в горизонтальные стволы получены формулы, отражающие изменения внешнего и внутреннего фильтрационных сопротивлений кусочно-перфорированной скважины и позволяющие определить оптимальную протяженность поверхности фильтроэлементов и их расстановку по стволу горизонтальных скважин.

Проведен анализ динамики пескопроявлений по фонду ГС на примере пласта АС4.8 Федоровского месторождения и выявлены причины нарушения целостности противопесочных фильтров. Разработана методика прогнозирования состояния системы «проволочный фильтр - гравийная обсыпка» в пескопроявляющих скважинах.

Определенное внимание уделено * выбору конструкций забоев скважин, вскрывающих слабосцементированные коллектора, технологии и техническим средствам для их реализации.

Показаны особенности проектирования пескозащитных технологий в водозаборных скважинах, эксплуатирующих водоносные пласты с большой толщиной.

3.1. Обоснование технологической схемы расстановки фильтров в горизонтальных скважинах (ГС)

На этапе проектирования важна оценка влияния системы фильтров на производительность скважины в зависимости от общей длины ствола Ь, количества п и протяженности I перфорированных участков, перепада давления и др. При близко расположенных в продуктивном разрезе водогазонапорных горизонтов возникает и вторая задача, связанная с конусообразованием. Например, для условий пласта АС4.8 Федоровского месторождения с подошвенной водой и газовой шапкой.

Для этих условий, вместо сложной системы уравнений многофазной фильтрации в трехмерном пространстве, для оценочных расчетов дебита ГС нами использована модифицированная формула Джоши, представленная в виде

2х-К.-Н {Рк-Рс) х (6) д =----1 ,-—--- ' в Г7Т1У ь+с1 п е п-е (¡+р)гс \Кн где р = I--показатель анизотропии;

V К„ а =

0,5+ ^ 0,25 +

0,5

Кн, Ку - проницаемость в горизонтальном и вертикальном направлении;

Як - радиус контура питания; (РК - Рс) - депрессия; гс - радиус скважины;

X - переводной коэффициент для системы единиц; В - объемный коэффициент нефти; д. - расстояние между фильтрами.

Первое слагаемое в знаменателе отражает внешнее сопротивление в области, где поток к скважине является сплошным, второе слагаемое - сопротивление в непосредственной близости от фильтров, когда общий поток разделяется на потоки к отдельным фильтрам, третье слагаемое - внутреннее фильтрационное сопротивление скважины с учетом влияния перфорации.

Отметим, что при и=1, й = 0 имеем случай сплошного открытого ствола и формула (6) автоматически переходит в известную формулу Джоши.

Решение задачи об определении количества фильтров и и их длины í находится по результатам просчетов вариантов, удовлетворяющих технологическому критерию (например, заданному дебиту). С этой целью нами предложена следующая схема расчета:

- отрезок ствола в разбивается на п частей по количеству фильтров (рисунок 5);

- для каждой области при известных исходных данных по формуле (6) при га = 1,^=/,,ий? = 0 определяем дебиты

- суммируются <у/ и получается общий дебит кусочно-перфорированной горизонтальной скважины - д:

- выбирается число интервалов п и длины фильтров Ь1 по заданному дебиту ^ и общей длине скважины Ь.

Расчетная схема разбиения длины скважины на п параллелепипедов - к приведена на рисунке 5.

Рисунок 5 - Расчетная схема определения дебита горизонтальной скважины

На рисунке 6 приведен пример расчета дебита горизонтальной скважины в зависимости от длины горизонтального участка Ь в зоне «газ - нефть - вода» при следующих исходных данных: проницаемость К/, = 0,770 Дарси; проницаемость К* = 0,044 Дарси; вязкость ¡х = 5,470 сп; перепад давления = 10,0 атм; толщина нефтяного слоя А = 8,9 м.

Отношение длины фильтра к длине горизонтального участка скважины

Рисунок 6 - Зависимость дебита от длины перфорированного участка

Аналогичные расчеты выполнены для фиксированных длин перфорированного участка, т.е. при заданном количестве фильтров.

Таким образом, по построенным графикам можно при заданном дебите скважин определить необходимую длину фильтровой части и количество фильтров.

3.2. Анализ динамики и причин пескований горизонтальных скважин

Как обобщенный пример рассмотрен пласт АС4.8 Федоровского месторождения, характеризующийся четырьмя типами нефтенасы-щенных толщин, выделенных по признаку контактности нефти с газом и водой (НГ, НВ, НГВ).

Недостаточная сцементированносгь пород коллектора повсеместно проявляется выносом песка с различной интенсивностью практически по всему фонду ГС, оснащенных стационарными проволочными противопесочными фильтрами.

Выбор основных параметров щелевых проволочных фильтров -размера щели и скважности, основывался на базовой гранулометрии нефтенасыщенных пород коллектора и составили соответственно, 0,3 мм и 8-9 %. Такие параметры фильтроэлементов должны обеспечить задержание части песка с размером зерен больше 10-15 мкр, что составляет 0,95-0,97 массовой доли частиц породы нефтенасыщенно-го коллектора.

Между тем, многочисленные замеры количества взвешенных частиц (КВЧ) в выносимой жидкости, выполненные НГДУ «Федо-ровскнефть», показали существенное превышение указанных величин, достигающих в залповых единичных замерах 2000 мг/л и более, что в сотни раз превышает наличие тонких пилитовых фракций.

Для определения влияния зоны расположения скважин на их дебит и обводненность продукции проведена группировка данных по зонам и определены средние значения и среднеквадратичные отклонения параметров по группам (таблица 1).

По вычисленным характеристикам (Х- среднее значение и ах-среднеквадратичное отклонение) проведено сравнение средних значений по критерию Стьюдента, позволяющего определить при заданной вероятности 0,95 различие между средними значениями параметров по зонам.

Анализ результатов расчетов позволяет утверждать, что различие между дебитами по зонам не наблюдается, т.к. вычисленные значения меньше табличного 1,96. Аналогичный результат получен и для КВЧ в сравниваемых зонах, что объясняется небольшой дисперсией значений средних дебитов жидкости в этих зонах.

Таблица 1 - Эксплуатационные показатели скважин по зонам расположения на месторождениях

Зона Кол-во Среднее значение, Среднеквадратичное п/п расположения скважин X отклонение, ах скважин <2ж, м3/сут КВЧ, млг/л <2ж, м3/сут КВЧ, млг/л

1 Н 58 119,4 61 96,5 120,5

2 НГВ 123 136,5 65 103,3 135,2

3 нв 102 134,5 64 109,5 128,3

4 нг 50 112,8 53 88,6 116,0

Итого 333 127,8 61 101,6

Дальнейшие исследования по определению причин пескования скважин с различными сроками эксплуатации, включая начальный ее этап и период освоения после бурения, выявили наличие крупных фракций песка в два-три раза превышающих величины межвитковых зазоров. Такое непродолжительное время воздействия пескосодер-жащих флюидов с линейными скоростями потоков, не превышающих 2-3 см/с, исключает возможность их разрушения в результате эрозионного или коррозионного износа.

Массовый характер осложнения позволил предположить с высокой степенью вероятности, что первичной причиной поступления песка в ГС, является нарушение целостности фильтроэлементов, в основном, на стадии строительства скважин.

Для оценки напряжений на поверхности эксплуатационных колонн, оснащенных противопесочными фильтрами при спуске в ГС типовой конструкции нами поставлена и решена задача устойчивости низа колонны труб при спуске в зонах набора кривизны и получены расчетные формулы.

По расчетам суммарное сопротивление при оснащении горизонтального ствола фильтрами составляет 20 кН, а с учетом применявшихся в компоновках расстояний между центраторами равными 8 м суммарный прогиб достигает приблизительно 40 мм, что больше зазора в межтрубном пространстве. Расчет показали, что уменьшение расстояния между центраторами до 4-4,5 м позволит уменьшить прогиб до 5 мм и, тем самым избежать прижимных усилий о стенку скважин.

Указанные результаты легли в основу изменения конструкций противопесочных фильтров с размещением центраторов на расстоянии 4,5 м друг от друга. Эксплуатация новых скважин, оснащенных этими фильтрами, показала существенное уменьшение КВЧ и отсутствие в их продукции частиц с размерами более 0,15 мм.

Новая конструкция фильтров совместно с Ванифатьевым В.И., Щавелевым Н.Л. и др. освоена производством на заводе Рязаньтяж-маш в 2003 году.

3.3. Прогнозирование состояния системы «проволочный филыпр - естественная гравийная обсыпка» в пескопроявляю-щих скважинах и совершенствование конструкций забоев ГС

Конструктивные особенности противопесочных фильтров исключают возможность использования геофизических или других методов косвенного или прямого контроля состояния фильтроэлемен-тов и гравийной обсыпки.

Очевидно, что единственным источником доступной информации в этом случае является концентрация и гранулометрический состав выносимых из пласта частиц.

Возможны следующие состояния системы «фильтр-гравийная обсыпка».

Вариант 1. Целостный (без повреждений) фильтр и плотная естественная обсыпка по всему периметру фильтроэлемента.

Вариант 2, Целостный фильтр и частичная естественная гравийная обсыпка по периметру фильтроэлемента.

Вариант 3. Целостный фильтр без естественной гравийной обсыпки.

Вариант 4. Фильтр с локально поврежденной поверхностью и отсутствием отсортированной обсыпки в местах повреждений.

Вариант 5. Фильтр с повреждениями по всей поверхности фильтроэлементов преимущественно в зонах, примыкающих к технологическим отверстиям в несущем корпусе фильтра и пластовой породой за фильтром.

Для диагностики состояния системы «фильтр-гравийная обсыпка» разработан упрощенный метод сравнения соотношения размера частиц песка с1„ и межвитковых зазоров, позволяющий оценить вероятностные причины неудовлетворительного экранирования фильтрами поступления песка в скважины (таблица 2).

Таблица 2 - Диагностирование системы «фильтр-гравийная обсыпка»

Размеры частиц песка, поступающих в скважину Прогнозное состояние противопесоч-ного фильтра Прогнозное состояние естественной гравийной обсыпки Вероятная причина неудовлетворительного экранирования фильтрами поступления песка в скважины

1. <1„< Ь

1.1. с1„ =ёпф Размеры межвитковых зазоров соответствуют расчетным, заложенным в конструкцию фильтра Существует по всему периметру и длине каждого фильтроэле- мента

1.2.ёп><1пф Размеры межвитковых зазоров соответствуют расчетным, заложенным в конструкцию фильтра Охватывает часть периметра и длины фильтроэле- мента Отсутствие равномерной наружной гравийной обсыпки фильтро-элементов; несоответствие меж-виткового зазора гранулометрическому составу песка; несоответствие режимов отбора жидкости на стадии освоения и эксплуатации скважин условиям формирования гравийной обсыпки

2. <1„>Ь Произошло разрушение профилированной проволоки и (или) увеличение межвитко-вого зазора Отсутствует на участках, примыкающих к разрушенным или увеличенным межвитковым зазорам Отсутствие равномерной наружной гравийной обсыпки из-за разрушения фильтроэлементов; высокие скорости фильтрации флюидов и пластового песка (например, за счет поступления природного газа из газовой шапки); несоответствие межвиткового зазора гранулометрическому составу песка или его принудительное расширение

Примечание: с1„ - максимальный медианный размер частиц песка, поступивших через фильтр в скважину, мм; <1пф— средний медианный размер пилитовых фракций песка, мм; Ь - ширина щели фильтра, мм.

Важнейшим элементом диагностики и принятия технологических решений является также количественное сопоставление концентрации и общего количества выносимого песка по скважинам, эксплуатирующих один и тот же слабосцементированный пласт.

Для скважин, вскрывающих малые по мощности нефтенасы-щенные породы с близкими зонами ВНК и ГНК к интервалам перфорации необходимо предъявлять особые требования, исключающие нарушения целостности коллектора и последующие газо-водо-пескопроявления. Типовым примером являются пласты ПК1 СевероКомсомольского месторождения.

Проектная конструкция наклонно-направленных скважин предусматривала одновременное вскрытие газовой, нефтяной и водной части разреза, спуск 168 мм эксплуатационной колонны и двухступенчатое цементирование ее до устья.

Между тем, анализ результатов освоения и эксплуатации 12 скважин свидетельствует о наличии серьезных (так и нерешенных) проблем заколонных перетоков и поступления в скважину песка и глины, первопричинами которых является малая (до 5-6 м) общая толщина нефтяной части пласта, высокая вязкость нефти, наличие подстилающей воды и газовой шапки, большая (до 50-60 %) общая глинистость и чрезвычайно низкая механическая прочность горных пород. Попытки создания искусственных непроницаемых экранов в зоне ГНК в уже построенных скважинах не дали положительных результатов.

В течение 2002 года на ОПУ построены и введены в эксплуатацию 3 ГС с горизонтальными стволами протяженностью от 82 до 290 м, проведенными параллельно контактам и цементированием начального участка ствола от 15 до 50 м.

-Учитывая микрослоистую неоднородность пласта, прорывы газа из газовой шапки и подошвенной воды при отсутствии заколонных перетоков возможны только через зоны выклинивания непроницаемых пропластков. При этом оценочная величина анизотропии составляет 100, что обусловило низкие дебиты ГС.

Для условий горизонта ПК1 с точки зрения гидродинамического совершенства и возможности дренирования каждого нефтенасы-щенного пропластка полого-наклонные стволы существенно превышают возможности ГС. Поэтому конструкция забоя в таких условиях должна сочетать достоинства вертикальных, наклонных и горизонтальных стволов и минимизировать их недостатки.

Изложенное позволяет рекомендовать для многослойных неф-тенасыщенных пластов типа ПК1 скважины с начальным горизонтальным участком в кровле нефтяной части пласта длиной 35-40 м с переходом на наклонную часть ствола, не пересекающую зону ВНК. Горизонтальный участок цементируется, а наклонный оснащается противопесочными фильтрами с обязательной обсыпкой кольцевого пространства гравием (рисунок 7).

Рисунок 7 - Конструкция забоя и профиль горизонтально-наклонной скважины, рекомендуемые для пласта ПК 1 Северо-Комсомольского месторождения

3.4. Особенности проектирования пескозащитных технологий в скважинах, эксплуатирующих продуктивные водоносные пласты большой толщины

Данная часть доклада посвящена проблеме защиты водозаборных скважин от поступления песка на примере Покурской свиты, представленной частыми переслаиваниями песчаников, алевролитов и глин общей толщиной более 1000 м.

В процессе работы противопесочных проволочных фильтров для пластов большой мощности определяющим фактором стабильности естественных гравийных фильтров являются вертикальные потоки флюидов в затрубном пространстве. Крупные частицы обрушенных пород оседают в нижней части колонны, а мелкие переносятся в верхнюю часть. Учитывая большие величины проектных дебитов

500-3000 м3/сут) можно считать, что скорость по вертикали неравномерна: в нижней части она меньше, чем в верхней. Гравийная набивка образуется, в основном, горизонтальным потоком частиц, поэтому в верхних этажах проволочных фильтров мелкие частицы, мигрирующие из нижних зон, могут проникать в образовавшиеся арочные зоны и засорять их. Это может привести к снижению проницаемости верхних участков фильтра, т.к. образуется песчаная пробка. Поэтому размеры щелей верхней части фильтров желательно делать большими (Ьщ - 0,2 - 0,3 мм), чем в нижней части фильтра (6«, = 0,15 мм).

Для ствола скважины с размером фильтра 219 мм скорость восходящего потока составляет 0,15-0,91 м/с. Эти скорости значительно превышают критические для размеров песчинок с медианным диаметром 0,08 мм и гарантировать намывку естественного гравийного фильтра по всей мощности пласта нельзя. Следовательно, необходимо исключить длительное вертикальное перемещение песка в за-трубном пространстве с тем, чтобы на этапе формирования гравийной обсыпки обеспечить радиальную фильтрацию воды в скважину. С этой целью целесообразно оснащать хвостовики эксплуатационной колонны заколонными пакерами на расстояниях 40-50 м для малоде-битных скважин (500 м3/сут) и 150-170 м для высокодебитных скважин (2000-3000 м3/сут).

Другим методом обеспечения радиальной фильтрации может стать разработка схемы расстановки фильтров по эксплуатируемой мощности пласта. Задача расстановки фильтров по высоте продуктивного пласта большой мощности формулируется так.

Найти минимальную общую длину фильтровой части скважины L при заданных мощности пласта h, перепаде давления АР = Рк - Рс = - const, радиусе скважины гс, радиусе контура питания RK и геолого-физических параметрах пласта (проницаемость - К, пористость - т, вязкость флюида - /х), обеспечивающую заданный дебит скважины q = const.

Наиболее эффективный прием решения задачи заключается в следующем:

- используя формулу Дюпюи для совершенной скважины определяется потенциально возможный дебит

2nKh ДР

Qmax ---

M In^ rc

- задаваясь проектным дебитом q по формуле для несовершенной скважины по степени вскрытия находят дополнительное фильтрационное сопротивление

27tKh др R, С =--— (8) и q гс

- по формуле, предложенной Пирвердяном A.M. для фильтрационного сопротивления, записывается уравнение h

С =

2nKh АР . Rk

-tn^-, (9) Ъ 1ъ где имеем два неизвестных гс и Ь\

- задаваясь значениями гс методом итерации, рассчитывают значение Ь, удовлетворяющее данному уравнению (9);

- по величине Ъ определяют необходимую долю вскрытия пласта (. = ЬЛг.

Указанная процедура внедрена при проектировании водозаборных скважин Конитлорского и Тянского месторождений, для которых длина фильтровой части составляет лишь 5-12 % от эффективной мощности пласта, равной §00 м.

В случае, если пласт состоит из N пропластков различной толщины и проницаемости (А/, к2, к2; . к„, кп),распределение фильтров по разрезу скважины при заданном дебите q можно реализовать различными способами:

- распределить фильтры по пропласткам пропорционально гид-ропроводности, т.е.

- вскрыть фильтрами лишь основные высоконапорные пласты;

- вскрыть самый мощный пласт в нижней части продуктивного горизонта, а остальные пласты эксплуатировать через него и т.д.

Первый способ дает однозначное решение и процедура расчета аналогична вышеизложенной:

- определяется для каждого пропластка доля общего дебита д

- определяется дополнительное фильтрационное сопротивление каждого пропластка по формуле (8);

- из каждого ьго уравнения (9) находят Сг;

- определяется величина фильтровой части по пропласткам и N общая толщина вскрытия 6 = ; I

- определяется относительное вскрытие I = Ь/к.

Изложенная схема оснащения водозаборной скважины фильтрами может быть применима в том случае, если предусматривается искусственная обсыпка фильтров гравием извне или используются в компоновке колонн затрубные разобщители. В противном случае для недопущения снижения производительности скважины в период ее эксплуатации из-за возможной кольматации поверхности фильтро-элементов глинистыми составляющими пород целесообразно увеличить общую расчетную протяженность фильтрующих поверхностей на 20-25 %, что приводит к соответствующему увеличению необходимой глубины вскрытия эффективной толщи Покурской свиты, а координата нахождения последнего по счету фильтроэлемента является рекомендуемой глубиной вскрытия водозаборной скважины без учета необходимого углубления ее под зумпф.

4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО УПРАВЛЕНИЮ ФИЛЬТРАЦИОННЫМИ ПОТОКАМИ В ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН [4,19,22,31]

В настоящее время все нефтегазовые компании имеют современную технику, технологии, оборудование, специалистов и принципиально могут бурить ГС, РГС и БС различной конфигурации и достаточной протяженностью горизонтального участка. Однако проблема выбора длины горизонтального участка, геометрии и взаиморасположения перфорационных отверстий и т.д. пока не имеет единого теоретического обоснования.

Существует ряд формул для определения дебита ГС в зависимости от длины горизонтального участка (Чарный И.А., Маскет М., Борисов Ю.П., Джоши С., Ренард К., Пилатовский В.П., Меркулов В.П., Ибрагимов А.И. и др.).

Вместе с тем, анализ статистических данных по более чем 400 ГС на Кущевском, Оренбургском и Федоровском месторождениях показывает, что корреляция между дебитом ГС и длиной горизонтального участка составляет всего KgL » 0,2-0,3. Более половины скважин дали дебит, равный дебиту вертикальных скважин или оказались не эффективными.

Следовательно, моделирование гидродинамической системы «горизонтальная скважина - пласт», включающей цилиндрический канал с пористыми или перфорированными стенками, как «линии равных стоков», приводит к большим погрешностям в установлении зависимости дебита ГС от геолого-физических параметров пласта и геометрии горизонтального участка. Об этом в отечественной литературе впервые указано Черныхом В.А., Ибрагимовым А.И. и Некрасовым A.A.

Анализ опубликованных работ и последние исследования, выполненные нами в ОАО «РосНИПИтермнефть» совместно с Арутю-няном A.C., показали, что одним из существенных недостатков в области гидродинамики ГС является недоучет потерь напора по длине горизонтального участка и дополнительных сопротивлений, возникающих при притоке «боковых» струй в основной поток. Поэтому основное внимание было сосредоточено на двух направлениях:

- теоретико-экспериментальные исследования движения жидкости и газа в перфорированных (или пористых) трубах под действием переменного по длине давления;

- управление фильтрационными потоками в прискважинной зоне горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин.

Была разработана специальная экспериментальная установка, которая содержала длинную стеклянную горизонтальную трубу; по периметру в трех сечениях на равных расстояниях вводились разноцветные жидкости. Скоростная и цветная видео съемка позволила наблюдать картину смешивания основного потока в горизонтальной трубе с боковыми притоками через отверстия. На фотографиях хорошо видны процессы смешивания входящих струй, картины образования «завес», обратных течений и застойных зон.

Выполненные нами исследования по визуализации процессов взаимодействия струй с основным потоком позволили нам сформулировать ряд допущений, положенных в основу постановки и решения задачи о неравномерном установившемся движении несжимаемой жидкости в горизонтальной скважине. При этом нами совместно с Вартумяном Г.Т., Арутюняном A.C. и др. рассмотрены два подхода:

1 - основанный на уравнении движения жидкости с переменным расходом вдоль горизонтального участка;

2 - основанный на приближенных уравнениях Навье-Стокса в рамках теории пограничного слоя и методов осреднения, предложенных Слезкиным Н.А. и Таргом С.М.

Для длинных горизонтальных труб, имеющих отношение длины к диаметру более 200 калибров, первая задача сводится к движению жидкости в плоской щели между двумя пористыми стенками, расположенными перпендикулярно кровле пласта на расстоянии 2Ь = Б (где Б - диаметр скважины).

Расчетная схема и расположение координат приведены на рисунке 8.

Рисунок 8

Расчетная схема гидродинамики ГС:

1 - профиль скорости для непроницаемых стенок;

2 - то же для проницаемых стенок

Второй подход для малых скоростей притока и условий их постоянства привел к линейному неоднородному дифференциальному уравнению вида

К,

10)

У'+Ш'-с граничными условиями

У'= 0 при т] = 0 и У(+1) = У(-1) = 0 при 7 = 1, (11) где V' и V" - первая и вторая производные скорости по радиальной безразмерной координате т] = у/к;

К- постоянная величина, равная К = Лрк2 / ¡лЬ; Ар - перепад давления на участке Ь; к - полуширина щели; /а - динамическая вязкость жидкости;

Я - параметр Рейнольдса для вдува через перфорационные отверстия, равный Я = 2¥ок/у,

V- кинематическая вязкость жидкости;

У0 = (¿012пМ - равномерно распределенная скорость вдува в основной поток.

Приближенные решения задач позволили оценить предельную длину горизонтального участка Ьтт и изменение гидравлических сопротивлений в перфорированной трубе при различных параметрах Я.

В таблице 3 приведены расчеты гидравлических сопротивлений при притоке и оттоке жидкости через перфорированные стенки (Ло -коэффициент гидравлических сопротивлений в непроницаемом канале), а на рисунке 8 приведены профили скорости потока.

Таблица 3 - Расчет гидравлических сопротивлений в плоском проницаемом канале при оттоке и притоке

Значения Параметр Коэффициент гидравличе- критерия ских сопротивлений

Рейнольдса отток приток

1 1,52 0,705 0,67Х.о 1,41^0

2 2,41 0,527 0,42X0 1,90Х.о

3 4,53 0,413 0,22А.о 2.44А.0

4 9,90 0,333 0Д0А.О 3,01Хо

Из рисунка 8 видно, что для непроницаемых стенок (Я = 0) получаем параболический профиль скорости жидкости в щели (кривая 1). При притоке Яе ф 0 имеем профиль скорости (кривая 2).

При закачке воды в нагнетательные скважины (ГС) образуется неравномерный фронт движения жидкости в пласте. Это связано с тем, что на начальном участке ствола скважины расход жидкости Q и давление нагнетания выше, чем на конечном участке. Чем длиннее горизонтальный участок, тем выше неравномерность движения фронта вытеснения. Обратная картина наблюдается для добывающих ГС, т.е. на конце участка напор выше, чем в зоне перехода к вертикальному участку. Чтобы обеспечить равномерную подачу жидкости в пласт (нагнетательные ГС) или равномерный отбор нефти (добывающие ГС) из пласта по всей длине горизонтального участка необходимо проектировать горизонтальный участок с неравномерной по длине плотностью перфорационных отверстий и щелей.

Если давление в начале горизонтального участка Р0, а расход равен @о> то при равномерном распределении «уноса» жидкости по

О0 длине трубы на отрезке (¡х в пласт нагнетается жидкости в единицу времени. Обозначая через / сумму площадей всех отверстий (подобных друг другу) на единице длины, а перепад давления в трубе над пластовым через /г, мы получаем условие где juo - коэффициент истечения жидкости через отверстия перфорации; q - ускорение свободного падения, м/с2;

Qo, h и/- расход, напор и сумма площадей на единицу длины.

С учетом гидравлических сопротивлений для случая квадратичного закона движения жидкости окончательно находим изменение площадей отверстий по длине горизонтального участка где А - обобщенный коэффициент гидравлических сопротивлений;

Х- переменная координата по длине трубы.

Таким образом, выражение (13) дает распределение площадей отверстий или щелей по длине ГС. В этом случае фронт движения вытесняющей жидкости, закачиваемой в пласт, будет равномерным. Очевидно, что в случае добывающей скважины на забое ГС площадь перфорационных отверстий должна быть больше, чем в начале трубы, в той же пропорции. Это позволит создать в прискважинной зоне горизонтального участка равномерную выработку пласта.

Исследования, выполненные в данном разделе, позволили установить, что:

- рассмотрение горизонтального участка ГС как линии «равномерного стока» не имеют теоретического и экспериментального обоснования, а модели зависимости дебита от длины ГС, построенные на этой основе, дают большие погрешности;

12) = во

13)

- входящие по периферии струи в ГС приводят к увеличению потерь энергии основного потока на их разворачивание и разгон, снижают проходное сечение основного канала и увеличивают местные и общие гидравлические сопротивления движению основного потока;

- для выравнивания профиля притока (оттока) жидкости необходимо распределение площадей перфорации делать неравномерным, что обеспечивает равномерную выработку пласта для добывающих скважин и выравнивает фронт вытеснения для нагнетательных скважин.

5. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН, ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ПРИ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДАХ ДОБЫЧИ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ [3, 5,14,15,17,18, 20, 21, 22, 23,24,33, 35,36,38]

5.1. Состояние и перспективы развития термических методов нефтедобычи

Известно, что запасы тяжелых нефтей и природных битумов в несколько раз превышают запасы средних и легких нефтей. По оценкам эти запасы достигают одного триллиона тонн. Учитывая это, мировая наука и сообщество наций (ООН) считают их основным сырьем энергетики XXI века.

Россия обладает значительными запасами тяжелых нефтей, что позволяет рассматривать их как важный резерв увеличения сырьевой базы (около 9 млрд. т запасов промышленных категорий), залежи которых в основном сосредоточены на малых глубинах - до 1200 метров, а около 50 % запасов приурочено к 11 крупным месторождениям.

В бывшем СССР внедрение термических методов добычи осуществлялось на 42 объектах, в том числе процессы паротеплового воздействия (ПТВ) реализовались на 16 объектах, внутрипластового горения (ВГ) - на 11, термозаводнения - на 15. Добыча нефти за счет этих методов достигала 3,9 млн. тонн в год. Суммарная добыча в 1991 году с применением термических методов составляла 6,5 млн.т.

После распада СССР в России работы велись на 8 промысловых объектах: 5 объектов ПТВ (Усинское, Гремихинское, Ярегское,

Охинское и Катангли) и 3 горячего заводнения (Харьягинское, Жир-новское и Мишкинское).

Суммарно за весь период реализации термических методов в России дополнительно добыто за счет термических методов 130,6 млн. т нефти.

В 1999 году институтом «РосНИПИтермнефть» подготовлена технологическая схема разработки залежи тяжелой нефти ПК 1 Севе-ро-Комсомольского месторождения, построен крупномасштабный опытно-промышленный участок, в качестве основной технологии принята закачка теплоносителя (горячая вода Т = 220 °С).

Подготовлены технологические схемы еще для 2-х крупных Западно-Сибирских месторождений тяжелой нефти - Русскому и Ван-Еганскому. Однако работы на этих месторождениях пока не ведутся.

В заключение отметим следующие позиции в мировой стратегии и тактике развития добычи тяжелых нефтей.

1. Ресурсы и запасы тяжелых нефтей и природных битумов, по оценкам экспертов превышающие триллионы тонн, рассматриваются в развитых промышленных странах не только как резерв нефтедобычи, но и как основная база ее развития на ближайшие годы.

2. В странах, добывающих значительные количества тяжелой нефти и обладающих большими ее запасами (Венесуэла, Канада, США, Китай, Индонезия и др.), реализуются широкие программы научных и опытно-промышленных проектов, направленных на разработку новых технологий добычи и переработки тяжелой нефти и природных битумов, в результате применения которых достигается снижение себестоимости добываемой нефти, возникают рынки новых привлекательных продуктов из нефти (например, «орэмульсия»).

3. При добыче тяжелых нефтей и природных битумов преимущественно используют постоянно совершенствуемые термические методы, следом идут газовые, в несравненно меньших объемах применяются химические и другие методы.

4. Для реализации работ по развитию добычи тяжелых нефтей в России необходимо создание экономического механизма, который позволил бы предприятиям, ведущим освоение и разработку таких месторождений, получать реальную прибыль, сравнимую с получаемой при добыче легких нефтей. Такой механизм может быть основан на льготном налогообложении для нефтедобывающих предприятий в части объемов добываемых тяжелых нефтей.

5.2. Проблемы проектирования, строительства и эксплуатации скважин для термических методов добычи

Учитывая перспективы добычи высоковязких нефтей термическими методами основное внимание исследователей и проектировщиков направлено на выявление и учет особенностей проектирования качества строительства скважин, разработки и эксплуатации месторождений (Антониади Д.Г., Бекух И.И., Гарушев А.Р., Джалалов К.Э., Жданов С.А., Малофеев Г.Е., Хисметов Т.В., Федоров К.Н. и др.). Особенности эксплуатации месторождений термическими методами накладывают наиболее жесткие требования к конструкциям скважин и их техническому состоянию, так как от этого во многом зависит эффективность разработки месторождений в целом.

При нагнетании высокотемпературных теплоносителей в пласт в элементах скважинной крепи возникают температурные напряжения, превосходящие силовые напряжения. Эти напряжения могут вызвать нарушения герметичности резьбовых соединений колонны обсадных труб и целостности колонны, а термоциклические воздействия способствуют ползучести и термической усталости.

К настоящему времени термическими методами добычи нефти освоены глубины до 1500-1600 м. В скважинах такой глубины естественные нагрузки, действующие на обсадную колонну (силы собственного веса, изгибающие моменты сил, внутренние и наружные избыточные давления), и вызываемые ими напряжения незначительны по сравнению с термическими напряжениями, возникающими при закачке пара в продуктивный пласт.

Обычно температура нагрева крепи скважины не превышает 350 °С. При такой температуре относительная температурная деформация стали составляет всего 0,42 %, тогда как относительное удлинение трубных сталей, при котором происходит их разрыв, достигает 12-20 %. Тем не менее, в практике (Усинское, Гремихинское месторождения, Каражанбас и др.) были достаточно частыми случаи нарушения герметичности и целостности обсадных колонн при закачке в скважины пара. Следовательно, в паронагнетательных скважинах действуют некоторые дополнительные причины снижения прочности труб, связанные с взаимодействиями внутри сложной системы ее крепи. Причем эти причины связаны с доминирующим влиянием температурного напряжения.

Основные общепринятые и подтверждаемые практикой допущения при расчете крепи состоят в следующем:

1. Общая деформация крепи от силового и прессового воздействия остается упругой.

2. Термическая усталость материалов всех элементов крепи не учитывается ввиду малого числа циклов нагружения.

3. Обсадная колонна имеет контакт с цементом, а цемент с породой, что обеспечивает их совместную деформацию.

Проведенные совместно с Бекухом И.И., Лукьяновым В.Т., Ко-шелевым А.Т. и др. исследования позволили учесть в расчетах еще один возможный фактор. Суть его заключена в том, что, казалось бы, разумная перестраховка в утолщении стенки колонны приводит к росту термических деформаций. Трубы с толщиной стенки 10,59 мм при термическом расширении развивают усилие в радиальном направлении на 15 %, а в осевом - на 20 % выше, чем трубы с толщиной стенки 8,94 мм.

Теоретические исследования, анализ промысловых материалов по месторождениям Усинское, Гремихинское, Каражанбас, СевероКомсомольское легли в основу впервые созданной в России «Инструкции по расчету обсадных колонн скважин для термических методов добычи нефти» в ОАО «НК «Роснефть», которая вошла в «Регламент проектирования и строительства скважин для термических методов добычи нефти».

Опытно-промышленная эксплуатация залежи тяжелой, высоковязкой нефти в верхней части покурской свиты сеноманского яруса Северо-Комсомольского месторождения решением НТС ОАО «НК «Роснефть» производится с использованием термического метода воздействия на пласт.

Первые три куста скважин опытно-промышленного участка расположены на южном блоке месторождения, где толщина водоплавающей, с газовой шапкой нефтяной залежи составляет всего (6-12 м). Непроницаемых перемычек в зонах ГНК и ВНК или нет совсем, или они весьма малой (1-2 м) толщины. Таким образом, при бурении на первых кустах имеет место практически весь возможный набор природных факторов, ухудшающих качество строительства и эксплуатации скважин.

Принимая во внимание эти обстоятельства и то, что температура закачиваемого пара должна составлять до 350 °С при давлении на устье до 16 МПа, на стадии проектирования возникла необходимость решения следующих основных проблем.

Первая - обеспечение надежности скважин как инженерного сооружения путем снижения уровня напряженности в трубах обсадных колонн, применение стойкого к высокой температуре тампонаж-ного материала и создания высокопрочной крепи скважин в зоне многолетнемерзлых пород (ММП).

Вторая - получение полного заполнения кольцевого пространства и подъема цементного раствора высокой плотности (до 1,90 г/см3) до устья за всеми обсадными колоннами.

Третья - надежное разобщение газовой, нефтяной и водяной частей продуктивного пласта.

Четвертая - ограничение выноса песка из пласта в скважину.

Исходя их этого, в ОАО «РосНИПИтермнефть» с участием автора была разработана и успешно реализована на практике методика расчета и выбора обсадных труб, создания в них предварительного натяжения для обеспечения допустимого уровня напряженности в крепи скважин при термических методах добычи нефти. Из-за сложности протекания деформационных процессов при создании математической модели были приняты вышеприведенные допущения.

На основе методики был разработан «Регламент проектирования и строительства паронагнетательных скважин на СевероКомсомольском месторождении», на базе которого составлен рабочий проект на строительство скважин.

И в заключение отметим, что построенные в соответствии с проектом паронагнетательные скважины показали высокую эксплуатационную надежность при нагнетании теплоносителя в пласт. Проведенные после нагнетания исследования подтвердили целостность эксплуатационных колонн и цементного камня.

5.3. Совершенствование технологий и технических средств для термических методов добычи нефти

Предполагая, что такие крупные месторождения как Русское и Северо-Комсомольское будут в дальнейшем разрабатываться тепловыми методами воздействия на пласт, большое внимание нами уделено разработке термостойкого оборудования: теплоизолированных обсадных труб; запорной аппаратуры; высокотемпературных внутри-скважинных и наземных паропроводов и др.

Нами совместно с Королевым С.И., Орловым Г.И. и Матвеевым Н.К. проведено исследование теплофизических характеристик высокоэффективной экранно-вакуумной теплоизоляции (ЭВТИ) в конструкциях транспортных паропроводов. Теоретические и экспериментальные результаты на модельном образце паропровода в условиях естественной конвекции с наружной поверхностью при температуре внутренней стенки Т0 = 350 °С показали возможность использования свободномолекулярной модели теплообмена до давления вакуума Рвак = Ю Па.

Одной из актуальных задач с позиций энергосбережения является задача создания скважинного парогазогенератора. Это связано с тем, что с увеличением глубины залегания объектов разработки увеличиваются тепловые потери и полезный расход тепла снижается.

В порядке исторического развития паротепловых методов можно выделить два основных этапа: генерация пара на поверхности земли и генерация пара непосредственно в призабойной зоне, каждый из которых обладает своими преимуществами и недостатками.

В первом случае процесс генерации пара достаточно прост, поскольку может осуществляться в стационарных условиях по принципу, отработанному во многих паросиловых установках. Однако вследствие значительных тепловых потерь при транспортировке пара с поверхности к нефтяному пласту, а также крайне нежелательного теплового воздействия на обсадную колонну и некоторые геологические структуры, через которые проходит скважина (например, ММП), даже при большой производительности установок навряд ли можно будет применить указанный метод к глубоким залежам нефти. Попутно отметим, что в этом случае недостаточно эффективно используется тепло продуктов сгорания топлива, которые значительно загрязняют атмосферу и требуют дополнительного дорогостоящего оборудования для защиты окружающей среды.

При генерации пара непосредственно там, где он необходим, т.е. в пласте на большой глубине, тепловые потери при транспортировке пара практически отсутствуют и по имеющимся оценкам экономичность таких устройств по эффективности сжигания топлива будет примерно на 30 % выше, чем у наземных установок. Однако эксплуатация устройств представляет значительные трудности, связанные со спуском и подъемом генератора, отсутствием визуального контроля за его работой, созданием устройств, обеспечивающих дистанционное управление запуском и работой генератора на заданном режиме.

На основе появившихся в последнее время в печати материалов можно выделить два основных направления в развитии парогенери-рующих забойных устройств. Первое направление заключается в минимизации парового котла, имеющего камеру для сжигания топлива и теплообменник, в котором происходит нагрев воды до требуемых температур. При этом продукты сгорания топлива отводятся на поверхность, а теплоноситель поступает в пласт, что в свою очередь не исключает проблемы утилизации дымовых газов.

В генераторах второго направления теплоноситель образуется в результате непосредственного контакта воды и продуктов сгорания топлива. В этом случае в нефтяной пласт нагнетается гидрогазовая смесь - смесь продуктов сгорания топлива с водой. Парогаз оказывает на пласт комбинированное воздействие: тепловое, химическое и газодинамическое, так как в его состав входят, помимо водяного пара, азот, углекислый газ и оксиды углерода и азота. Таким образом, в парогазогенераторах имеет место практически полное использование энергии топлива, нет выброса отработанных газов в атмосферу, а тепловое воздействие на пласт дополняется химическим и газодинамическим.

Совместно с Антониади Д.Г., Орловым Г.И. и Сиротко В.А. разработаны требования к установке со скважинными парогазогене-раторами, обоснованы критерии оценки эффективности и оптимизации режимов работы установки.

В качестве критерия оценки выбрано отношение дополнительно добытой нефти к суммарным энергетическим затратам к -А0"

Лт — —-.

Г ИЪ

Энергозатраты при термическом воздействии на пласт состоят из расходов энергии на получение теплоносителя - И^теш и подачу в пласт - 1У„од, где каждое из слагаемых может быть представлено через затраты энергии в соответствующем агрегате. Проведем на этой основе сравнительный анализ двух конкурирующих объектов - наземного парогенератора (рисунок 9) и установки со скважинным па-рогазогенератором (рисунок 10). В первом случае количество тепла, поступающего в пласт Штегт, отличается от выработанного установкой \У„од на величину потерь е по стволу скважины глубиной Н.

Wв

Wкo

Насос подачи воды

Парогенератор

Компрессор

Вентилятор Насос подачи воды О пгг У о

Уг

Насос подачи горючего

Насос подачи горючего

Рисунок 9 - Принципиальная схема наземной парогенераторной установки \¥В) \УГ, Wкo - затраты энергии на подачу воды, топлива и окислителя соответственно

Парогаз

Рисунок 10 - Принципиальная схема установки с забойным (скважин-ным) парогазогенератором \УВ, - затраты энергии на подачу воды, горючего и воздуха

Количество дополнительно добытой нефти составит

Я, (14)

АО^^и!еН л

100 где д- количество дополнительно добытой нефти на 1 кДж подведенного тепла.

Для установки со скважинным парогазогенератором характерным является отсутствие тепловых потерь и комбинированное тепловое и химическое воздействие на пласт. В этом случае лапг - ши где ёслЭ}~ содержание С02 в теплоносителе, кг/т;

С - количество дополнительно добытой нефти на 1 кг С02.

Затраты энергии на подачу теплоносителя в пласт в общем случае суммируются из затрат на компремирование (если один из подаваемых компонентов - газ) горючего, воды и преодоление гидравлических сопротивлений

Код = кко + + 1¥соир = (16)

Тогда с учетом (14) и (15) получим: шо С- £Н тегш у юоу для пара: К? =-^-^^— (17) тегш 1 -¿-1" I I тгП ^тегш'Ч' ёсО,'^ ,,0\ ипарогаза: К',' =-„--—. (18) тепл 1 ¿-¡" I I

Полученные результаты позволяют сделать три основные вывода. Во-первых, до глубин 500-600 м технологические показатели двух установок сравнимы, а затем имеет место резкое увеличение эффективности применения парогазовых теплоносителей, что связано с увеличением тепловых потерь по стволу скважины для наземного парогазоге-нератора. Во-вторых, так как температура, теплосодержание и химический состав парогаза могут быть существенно изменены за счет применения различных топлив или изменения соотношения между исходными компонентами у = Мокис/Мто„ и Кв — Мв0ды/ Мтот, то в зависимости от условий конкретного месторождения может быть усилена тепловая и химическая часть воздействия на пласт, что открывает широкие возможности для оптимизации режимов работы установки. В-третьих, достоверность полученных результатов во многом определяется точностью задания коэффициентов # и С, которые могут быть определены лишь после обобщения соответствующих опытно-промысловых испытаний. Однако главным преимуществом скважин-ных парогазогенераторов является генерация тепла непосредственно на забое, что исключает разогрев обсадных труб и окружающего массива в том числе, что исключительно важно, многолетнемерзлых пород.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В диссертационной работе развит концептуальный подход к разработке гибких, информационно обеспеченных, управляемых технологий, обеспечивающих эффективное заканчивание и эксплуатацию скважин в сложной и быстро изменяющейся гидродинамической ситуации «пласт-скважина- группа скважин-месторождение» за счет:

- методического, информационного обеспечения технологий повышения нефтеотдачи пластов;

- научно-методического обеспечения разработки технологий ограничения и ликвидации водопритоков подошвенных и чуждых вод при заканчивании и эксплуатации скважин, ограничения и ликвидации пескопроявлений в нефтяных и водозаборных скважинах;

- прогнозирования результатов РИР и сравнительной оценки эффективности тампонажных систем и технологий, повышения долговечности крепи скважин;

- заканчивания горизонтальных и боковых скважин и управления фильтрационными потоками при эксплуатации ГС;

- регламентирования проектирования и строительства скважин для термических методов добычи нефти, развития технологий и технических средств для внутрискважинного производства теплоносителей.

2. Разработана научно обоснованная методика оперативной оценки срока службы скважин, позволяющая определить показатели надежности на любом этапе эксплуатации.

3. Теоретически обоснованы и разработаны методы управления забойным давлением в процессе вскрытия продуктивных пластов при депрессии, обеспечивающие безаварийную проводку скважины и сохранение естественных фильтрационно-емкостных свойств приза-бойной зоны.

4. Разработана методика оценки сравнительной эффективности конкурирующих многофункциональных и многопараметрических систем, применяемых при РИР, ОПЗ и МУН, на основании критериев Фишера и Пирсона по одному или нескольким определяющим признакам (параметрам), позволяющая: исключить волюнтаризм при принятии решений о превосходстве одной из систем; ограничить промышленное внедрение технологий, не скоррелированных с геолого-физическими параметрами объектов воздействия; сократить номенклатуру применяемых материалов и технологий при проведении операций.

5. На основе теоретических и экспериментальных исследований и опытно-промышленных испытаний разработаны и внедрены новые рецептуры тампонажных систем на основе ГОС и технологии гибкого реагирования при РИР в добывающих и ВПП в нагнетательных скважинах, отличающихся: высокой эффективностью (успешностью) операций по сравнению с конкурирующими системами; возможностью формирования в пласте как неподвижных изоляционных экранов, так и подвижных оторочек; увеличением зон дренирования и подключением в работу малопроницаемых коллекторов; управляемой дозировкой реагентов в тампонажную систему и возможностью оперативного регулирования реологических характеристик и времени гелеобразования закачиваемых систем; высокой степенью механизации технологических процессов транспортировки, хранения, приготовления и закачки; низкой стоимостью и технологичностью и возможностью обратимого воздействия на пласт.

6. Аналитическими исследованиями устойчивости низа эксплуатационной колонны, оснащенной проволочными противопесоч-ными фильтрами, установлено, что в зонах набора кривизны возможно их соприкосновение со стенками скважин, приводящее к их затиранию, разрушению и увеличению межвитковых зазоров. Этим объясняется появление уже в начале эксплуатации в продукции скважины фракций песка, превышающих межвитковые зазоры. Для обеспечения сохранности фильтров при спуске рекомендована установка на корпусе фильтра дополнительного центратора, расстояние между которым и концевыми центраторами не должно превышать расчетную величину.

7. На основе анализа зависимостей дебита ГС от длины горизонтального участка и модифицированной формулы Джоши для случая дискретного притока по длине участка, разработаны и внедрены научно-обоснованные технологические решения по ограничению песко-водогазопроявлений при заданном дебите скважины. Для ограничения пескопроявлений и обеспечения требуемого дебита добывающих и водозаборных скважин, вскрывающих мощные водоносные пласты, научно обоснованы: конструктивные параметры и количество фильтров, принципы их расстановки на эксплуатационной колонне; длина горизонтального участка ствола или степень вскрытия

60 пласта. Для ГС, вскрывающих многослойные пласты с близко расположенными зонами ГНК и ВНК, рекомендовано цементирование входной части ГС и исключение ее из дальнейшего рассмотрения при оптимизации длины фильтровой зоны.

8. Теоретическими и экспериментальными исследованиями движения жидкости в перфорированных (пористых) горизонтальных трубах под действием внешнего или внутреннего перепада давления установлено, что: ввод бокового притока приводит к образованию «завес» основному потоку, обратных течений, застойных зон и увеличению местных сопротивлений; входящие боковые притоки увеличивают потери энергии основного потока, снижают скорость и увеличивают общие гидравлические сопротивления; незначительные притоки на начальных от забоя участках горизонтальной скважины приводят к значительным потерям напора и «отключению» этого участка от работы. Для выравнивания профиля притока жидкости в прискважинной зоне и равномерной выработки пласта по длине горизонтального участка рекомендованы расчетные формулы для определения площадей отверстий (щелей фильтров) по длине горизонтального участка ГС.

9. Разработана «Инструкция по расчету обсадных колонн скважин для термических методов добычи нефти» и на ее основе - «Регламент проектирования и строительства скважин для термических методов добычи нефти». Обоснована технологическая схема и принцип генерации тепла непосредственно на забое, что исключает разогрев обсадных труб и окружающих, в том числе многолетнемерзлых пород.

10. Результаты исследований легли в основу учебных пособий, методик, инструкций, регламентирующих технологические процессы при заканчивании, ремонте и строительстве скважин. Учтенный экономический эффект составляет более 30 млн. рублей.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Регулирование водных потоков при кинжальных прорывах нагнетаемых вод / Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Лядов Б.С. и др. // Нефтепромысловое дело. - 1998. - № 11-12. - С. 18-22.

2. Пат. 2131022 РФ. Способ обработки нагнетательных скважин / Б.С. Лядов, Г.Г. Гилаев, А.Т. Кошелев (Россия). Опубл. 27.05.1999 г., Бюл. №15; Приоритет 13.01.1998.

3. Итоги опытно-промышленных работ по термическим методам добычи нефти в Краснодарском крае и пути вовлечения в разработку новых объектов ВВН с применением теплового воздействия / Гилаев Г.Г., Дердуга B.C., Дрампов Р.Т. и др. // Освоение ресурсов трудноизвле-каемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 1-ой Междунар. конф., -Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 1999. - С. 18-28.

4. Требования к заканчиванию горизонтальных скважин / Гилаев Г.Г., Бекух И.И., Горбатов В.А. // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 1-ой Междунар. конф. - Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 1999. - С. 50-63.

5. Добыча высоковязких нефтей методом теплового воздействия на пласты на месторождении Оха / Думанский Ю.Г., Хлебников П.А., Мокропуло И.П., Гилаев Г.Г. // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 1-ой Междунар. конф. -Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 1999. - С. 142-165.

6. Технология «гибкого реагирования» при выравнивании профилей приемистости нагнетательных скважин / Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Лядов Б.С., Шешуков А.И. // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 1-ой Междунар. конф. - Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 1999. - С. 392-397.

7. Состояние и развитие работ в области крепления призабойной зоны пескопроявляющих скважин / Строганов В.М., Дадыка В.И., Гилаев Г.Г. и др. // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 2-ой Междунар. конф. - Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 2000.-С. 231-238.

8. Пат. 2222692 РФ. Способ извлечения фильтров из скважин / М.А. Бурштейн, Г.Г. Гилаев, В.И.Любушкин, С.А.Терентьев (Россия). Опубл. 27.01.2004г., Бюл. № 3; Приоритет 11.04.2002.

9. Проблемы повышения долговечности цементного камня в скважине / Отг В.И., Вартумян Г.Т., Гилаев Г.Г., Три1убова Е.А. - М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2001. - 57 с.

10. Вероятностные методы при выборе свойств тампонажного раствора и камня / Вартумян Г.Т., Гилаев Г.Г., Тригубова Е.А., Ott В.И. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2000. -№ 12.-С. 19-21.

11. Разработка и внедрение технологии изоляции водоносных горизонтов при строительстве скважин / Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Ко-шелев А.Т. и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2000. - № 4. - С. 9-11.

12: Сравнительная оценка эффективности тампонажных систем при РИР / Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Вартумян Г.Т. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.

2000. - № 3. - С. 32-33.

13. Прочность и долговечность цементного камня 1 Отг В.И., Вартумян Г.Т., Гилаев Г.Г., Тригубова Е.А. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2001. - № 11. - С. 23-25.

14. Stashok Y.I., Antoniadi D.G., Gilaev G.G., Lysenkov E.A. Thermal gas-dynamical technologies for recovery of viscous oils - application experience // II th European Symposium RAI, Amsterdam on Improved Oil Recovery The Netherlands 11-12 June 2001.

15. Особенности расчета обсадных колонн для нефтяных паронагнета-тельных скважин / Гилаев Г.Г., Бекух И.И., Лукьянов В.Т. и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.

2001.-№5-6.-С. 19-21.

16. Технологические потери тампонажного раствора при креплении скважин / Ипполитов В.В., Макарова А.И., Тригубова Е.А., Гилаев Г.Г., Вартумян Г.Т. // Бурение.-2001.-№ 12.-С.11-14.

17. Развитие технологий увеличения нефтеотдачи пластов / Антониади ДГ., Гилаев Г.Г., Гарушев А.Р., Валуйский A.A. // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 3-ей Между-нар. конф. - Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 2002. - С. 6-17.

18. Особенности строительства скважин для термических методов добычи нефти на Северо-Комсомольском месторождении / Бекух И.И., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т. и др. // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 3-ей Междунар. конф. -Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 2002. - С. 290-295.

19. К гидродинамике горизонтальных скважин / Гилаев Г.Г., Вартумян Г.Т., Кошелев А.Т. и др. II Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 3-ей Междунар. конф. - Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 2002. - С. 323-326.

20. Скважинный парогазогенератор для интенсификации добычи высоковязких нефтей / Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Орлов Г.И., Сиротко В.А. // Освоение и добьгчга трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 3-ей Междунар. конф. - Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 2002. - С. 450-451.

21. Технико-технологические показатели парогазодиклической обработки горизонтальной скважины / Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Цы-бин A.B. и др. // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 3-ей Междунар. конф. - Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 2002. - С. 465-471.

22. Проблемы разработки залежи высоковязкой нефти СевероКомсомольского месторождения / Антониади Д.Г., Гилаев Г.Г., Джалалов К.Э. // Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов: Сб. докл. 4-ой науч.-производствен. конф. -Самара, 2002. - С. 18-20.

23. Усилия и деформации в теплоизолированных трубах / Бекух И.И., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т. // Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов: Сб. докл. 4-ой науч.-производствен. конф. - Самара, 2002. - С. 51-53.

24. Усилия и деформации в теплоизолированных трубах / Бекух И.И., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т. // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №1 -С. 66-67.

25. Пат. 2196222 РФ. Способ обработки нагнетательных скважин / Д.Г. Антониади, Г.Г. Гилаев, А.Т. Кошелев и др. (Россия). - Опубл. 10.01.2003, Бюл. № 1; Приоритет 08.08.2000.

26. Оценка напряжений на поверхности эксплуатационных колонн, оснащенных противопесочными фильтрами, при спуске в горизонтальную скважину / Бурштейн М.А., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т. и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2003.-№ 2-С. 28-30.

27. Определение пластового давления и прогнозирование равновесной скорости бурения / Ковалев Н.И., Гилаев Г.Г., Вартумян Г.Т., Антониади Д.Г. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003. - № 2 - С. 31-33.

28. Анализ динамики и причин пескования горизонтальных скважин пласта АС4.8 Федоровского месторождения / Бурштейн М.А., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т. и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2003.-№ 1 -С. 11-15.

29. О возможности прогноза состояния системы «проволочный фильтр естественная гравийная отсыпка» в пескопроявляющих скважинах / Бурштейн М.А., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т. и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2003. —№ 1 —С. 17-19.

30. Пути модернизации телеметрической системы управления сетью объектов нефтегаздобычи / Гилаев Г.Г., Икаев В.К. // Современные средства автоматизации и компьютерно-интегрированные технологии: Сб. докл. Междунар. науч.-техн. конф. — Краматорск, 2003.

31. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти на сложнопостроенных нефтегазовых месторождениях / Гилаев Г.Г. - Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 2003. - 304 с.

32. Вопросы теории и практики ограничения пескопроявлений в нефтедобывающих и водозаборных скважинах 1 Гилаев Г.Г., Бурштейн М.А., Вартумян Г.Т., Кошелев А.Т. - Краснодар: Изд-во Советская Кубань, 2004. - 278 с.

33. Результаты строительства скважин для термических методов добычи нефти на опытном участке Северо-Комсомольского месторождения / Бекух И.И., Гилаев Г.Г., Лукьянов В.Т. и др. // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 4-ой Междунар. конф. - Краснодар: Изд-во ЭДВИ, 2004. - С. 16-25.

34. К вопросу о ликвидации водо- и газоперетоков в скважинах СевероКомсомольского месторождения / Гарушев А.Р., Гилаев Г.Г., Кошелев А.Т., Строганов В.М. и др. // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 4-ой Междунар. конф. -Краснодар: Изд-во ЭДВИ, 2004. - С. 122-127.

35. Оценка результатов циклической обработки парогазовым теплоносителем горизонтальной скважины / Гилаев Г.Г., Сташок Ю.И., Са-рычев Ю.А., Логунов A.M. // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 4-ой Междунар. конф.-Краснодар: Изд-во ЭДВИ, 2004. - С. 86-92.

36. О применении комбинированного способа воздействия на месторождении Оха / Гилаев Г.Г., Тронов O.A. // Нефтяное хозяйство. -2004. -№ 5. -С. 50-52.

37. Пат. 2222691 РФ. Фильтр поднасосный прсшшопесочный / М.А. Бурштейн, Г.Г. Гилаев, В.И. Любушкин и др. (Россия). Опубл. 27.01.2004, Бюл. № 3; Приоритет 11.04.2002.

38. Пат. 2234587 РФ. Головка колонная термостойкая / Д.Г. Антониади, А.Е. Власюк, Г.Г. Гилаев и др. (Россия). Опубл. 20.08.2004, Бюл. № 23; Приоритет 17.03.2003.

Соискатель

Г.Г. Гилаев