Совершенствование методов обоснования и расчета предельно допустимых депрессий и дебитов при эксплуатации газовых скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Ефимов Сергей Игоревич

• Ефимов Сергей Игоревич
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Ефимов Сергей Игоревич

Введение

1 Анализ проектных решений и промыслового опыта по обоснованию предельных возможностей газовых скважин по добыче

1.1 Краткая характеристика месторождений Западной Сибири

1.2 Анализ проектных решений по выбору допустимой депрессии на пласт ПК-1 Южно-Русского месторождения

1.3 Анализ проектных решений по выбору допустимой депрессии на пласт сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона

1.4 Анализ проектных решений по выбору допустимой депрессии на Амангельдинском газоконденсатном месторождении

1.5 Анализ проблемы обоснования рационального технологического режима эксплуатации газовых скважин

Выводы к разделу

2 Лабораторные исследования прочностных характеристик и изменений фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью обоснования предельных возможностей скважин по добыче

2.1 Геомеханический анализ процессов добычи природных углеводородов

2.2 Моделирование изменения фильтрационно-емкостных свойств образцов керна

2.3 Исследование прочностных характеристик горной породы на основе лабораторных экспериментов

2.4 Построение паспорта прочности образцов горной породы

2.5 Исследование влияния процесса гидратообразования на фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора

Выводы к разделу

3 Математическое моделирование процессов эксплуатации скважин с целью обоснования их предельных возможностей по добыче

3.1 Краткая характеристика математических моделей деформационных процессов в призабойной зоне скважин

3.2 Анализ предшествующих методик определения предельной депрессии

3.3 Разработка методов определения максимально допустимой депрессии на пласт

3.4 Математическое моделирование процессов эрозионного износа оборудования устья скважины и выкидных шлейфов

3.5 Оценка предельного дебита из условий обеспечения режима «безгидратной» эксплуатации скважин

3.6 Методика выбора и обоснования предельных депрессий при эксплуатации газовых скважин

Выводы к разделу

Основные выводы и результаты

Список использованных источников

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Проблема обеспечения условий эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных залежей, направленных на снижение риска разрушения их призабойной зоны и абразивного износа скважинного оборудования возникла одновременно с началом промышленной добычи газа и до сих пор остается одной из ключевых проблем, преодоление которых позволяет значительно повысить эффективность газодобывающих предприятий. В первую очередь, это касается скважин, эксплуатирующих продуктивные сеноманские залежи газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР), на долю которых приходится 80% добычи российского природного газа.

Основными средствами предотвращения разрушения пласта и сопутствующих этому негативных явлений при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин являются:

- выбор и обоснование технологических режимов эксплуатации газовых скважин (ТЭГС), снижающих разрушения призабойной зоны;

- применение технологий, ограничивающих приток воды и поступление твердых примесей в скважину (закачка смол, применение забойных и устьевых фильтров).

В данной работе основное внимание уделяется первому из приведенных направлений.

При добыче газа из пластов, приуроченных к несцементированным

породам, к которым относятся сеноманские горизонты, наличие песка в

скважинной продукции характерно практически при любом режиме эксплуатации

скважины, а вынос частиц породы может начаться и продолжаться при скоростях

движения пластовых флюидов 1^10 м/с. При эксплуатации газовых скважин

технологический режим их работы должен обеспечивать скорость газового потока

не ниже минимально допустимой величины для выноса твердых частиц с забоя на

устье скважины. Однако при этом скорость не должна превосходить максимально

допустимое значение, чтобы не вызывать заметное разрушение призабойной зоны

и недопустимый абразивный износ фонтанной арматуры, устьевого оборудования

и элементов газосборной сети. Таким образом, при выборе и обосновании

4

наиболее целесообразных режимов эксплуатации газовых скважин обязательно решается задача определения диапазона допустимых значений депрессии на пласт. Под предельными (предельно допустимыми) значениями депрессии на пласт и дебита скважин понимаются её значения, превышение которых приводит к разрушению призабойной зоны и износу скважинного оборудования выше допустимых норм.

Следует отметить, что неоправданное занижение предельных значений, так и их необоснованное завышение ведут, соответственно, либо к снижению производительности скважин, либо к сокращению сроков их эксплуатации. Это, в конечном итоге, оказывает негативное влияние на технико-экономическую эффективность процессов добычи природного газа.

Данная диссертация посвящена развитию методических подходов к обоснованию предельных депрессий и дебитов, основанных на учете различных, но взаимосвязанных условий сохранения пласта и скважинного оборудования от недопустимых разрушений при эксплуатации газовых скважин. Также диссертация ориентирована на разработку методических решений по выбору и обоснованию предельных возможностей по добыче газовых скважин, основанных на сочетании результатов теоретических и экспериментальных (промысловых и лабораторных) исследований, что предопределяет актуальный характер настоящей диссертации.

Разработанность темы диссертации. Разработкой и совершенствованием методов обоснования технологических режимов эксплуатации газовых скважин занимались советские, российские и зарубежные ученые и специалисты, с целью совершенствования существующих и разработки новых методов обоснования. Результаты данных исследований, базируются на основополагающих работах, выполненных З.С. Алиевым, Е.Ф. Афанасьевым, В.С. Жуковым, М.Д. Зобаком, Г.А. Зотовым, Ю.П. Коротаевым, Б.Б. Лапуком, Е.В. Левыкиным, Дж. Ли, К. Макфи, Е.М. Минским, А.И. Пономаревым, М.В. Пятахиным, Дж. Ридом, В.А. Черных, А.И. Ширковским.

Анализ и обобщение основных результатов, полученных советскими, российскими и зарубежными исследователями и актуальных достижений в

области совершенствования методов обоснования предельных депрессий позволили сформулировать цель и задачи диссертационной работы.

Объектом исследований в данной работе является технологический режим работы газовых скважин, эксплуатация которых подвержена интенсивному пескопроявлению и износу поверхностного оборудования.

Целью исследований является разработка методики обоснования предельных значений депрессии на пласт и дебитов, направленной на обоснование технологических режимов эксплуатации газовых скважин, снижающих риски разрушения их призабойной зоны и недопустимого износа технологического оборудования.

Достижение поставленной цели основано на согласовании и сочетании результатов промысловых, лабораторных и вычислительных экспериментов, позволяющих анализировать влияние геомеханических и фильтрационных свойств продуктивных пластов, а также прочностных характеристик скважинного оборудования на предельные возможности по добыче газовых скважин.

К основным задачам настоящих исследований, решение которых направлено на достижение поставленной цели, относятся:

1) анализ существующих методик оценки предельных депрессий на пласт и дебитов газовых скважин;

2) разработка комплекса и методики проведения лабораторных исследований керна сеноманских отложений, необходимых для формирования исходных данных и зависимостей, используемых при оценке предельной депрессии на пласт;

3) выполнение лабораторных и промысловых исследований для оценки влияния различных факторов на предельные значения депрессии и дебита скважин;

4) разработка алгоритмов определения предельных депрессий на пласт и дебитов газовых скважин.

Научная новизна предлагаемых решений определяется следующим.

1. Предложены и обоснованы зависимости предельных значений депрессии и дебита от прочностных и фильтрационно-емкостных параметров, исходя из

условий сохранения пласта от разрушений. По сравнению с существующими

6

подходами, подобными по назначению, предложенные зависимости включают меньшее число параметров и, соответственно, их применение требует меньший объем исходных данных и проведения меньшего объема лабораторных исследований, что позволяет подвергнуть исследованиям керн большего числа скважин в тех же временных ограничениях.

2. Выполнен и обоснован комплекс необходимых промысловых и лабораторных исследований, позволяющий сформировать исходную информацию для определения предельных значений депрессии и дебита, согласованный с предлагаемыми зависимостями предельных значений депрессии и дебита от прочностных и фильтрационно-емкостных параметров.

3. Предложены зависимости скорости износа элементов устьевого оборудования и обвязки скважин от скорости газового потока в скважинном оборудовании и доли мех. примесей в потоке. Построенные зависимости позволяют определить предельно допустимые депрессию и дебит, исходя из требований к допустимому эрозионному износу металла, не ограничивая при этом конфигурацию, компоновки и типы скважинного и промыслового оборудования, что отличает предлагаемые решения от существующих методов, аналогичных по целям.

Теоретическая и практическая значимость результатов работы состоит в повышении степени обоснованности оценок предельных значений депрессии на пласт и дебита скважин, что обусловлено учетом различных условий и факторов (прочностных, фильтрационных, механических) и взаимосвязи элементов в системе «пласт - скважина». Это, во-первых, позволяет уточнить закономерности процессов разрушения ПЗС и эрозионного износа скважинного оборудования, и, во-вторых, обеспечивает их корректное применение для более широкого множества геолого-промысловых условий, технологий эксплуатации скважин и компоновок скважинного оборудования.

Комплекс разработанных подходов, включающий промысловые испытания,

лабораторные исследования и математическое моделирование для оценки

предельных депрессии и дебита, представляет собой методику, основным

отличием которой от существующих является учет и взаимовлияние различных

условий и факторов (прочностных, фильтрационных, механических) стабильной

7

эксплуатации газовых скважин. Методика может быть использована как для решения задач выбора и обоснования рациональных технологических режимов работы скважин, так и геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности процессов эксплуатации газовых скважин.

Практическая ценность полученных результатов также подтверждается их использованием при выполнении научно-исследовательских работ, выполненных по заказу газодобывающих предприятий:

- НИР «Обоснование предельных дебитов эксплуатационных газовых скважин Южно-Русского месторождения с разработкой методики нормирования, определения фракционного и количественного состава выносимых мехпримесей» (договор № 78-18 от 18.04.2018);

- НИР «Подбор оптимальных технологических режимов работы скважин и методов воздействия на призабойную зону пласта туронской газовой залежи» (договор № 77-18 от 12.04.2018).

Методы исследования. При решении поставленных задач использовались лабораторные и вычислительные эксперименты, методы теории упругости и пластичности, методы теории прочности, модели подземной гидрогазодинамики.

Достоверность и обоснованность предлагаемых решений определяется следующим.

Наряду с использованием известных расчетных методов и методик проведения экспериментальных исследований, проверенных многолетней практикой разработки залежей нефти и газа, достоверность и обоснованность предлагаемых решений базируются на сравнении результатов с промысловым опытом, их проверке в лабораторных исследованиях, на привлечении программных средств по моделированию процессов износа технического оборудования, подтвердивших свою работоспособность широким практическим применением.

Защищаемыми положениями и результатами являются:

1) перечень и методика проведения лабораторных исследований для определения предельно допустимой депрессии на пласт и ее апробация с использованием керна сеноманских отложений газовых месторождений;

2) методика оценки предельных возможностей газовых скважин по добыче, включающая алгоритмы определения предельных депрессий на пласт и дебитов газовых скважин, использующих результаты лабораторных и промысловых исследований, а также математического моделирования процессов абразивного износа скважинного оборудования;

3) результаты лабораторных и вычислительных экспериментов по оценке предельных депрессий на пласт и дебитов газовых скважин.

Личный вклад автора состоит:

- в анализе проблем существующих подходов к оценке предельных технологических параметров процессов эксплуатации газовых скважин;

- в разработке методики, проведении, обработке и анализе результатов лабораторных и промысловых экспериментов, необходимых для формирования исходных данных для определения предельных добычных возможностей скважин;

- в разработке алгоритмов определения предельных технологических параметров процессов эксплуатации газовых скважин и выполнении всех расчетов с применением предлагаемых алгоритмов и известных методик.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов обоснования и расчета предельно допустимых депрессий и дебитов при эксплуатации газовых скважин»

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и результаты апробации докладывались на следующих научно-технических конференциях: 2-й Международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем» (Москва, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 19-21 сентября 2018 г.); XIII-й Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)» (Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 22- 25 октября 2019 г.); Региональной научно-технической конференции «Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России» (Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 24-26 сентября 2019 г.); 6th Scientific Conference EAGE - Tyumen 2019 (Tyumen; Russian Federation; 25 March 2019 до 29 March 2019; Код 148135); 73-я международная молодежная научная конференция «Нефть и газ - 2019» 22-25 апреля 2019 г.

(Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 22-25 апреля 2019 г.);

9

Региональная научно-техническая конференция «Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России» (Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 22-23 октября 2020 г.; 9-й Международной конференции EAGE «Санкт-Петербург 2020. Геонауки: трансформируем знания в ресурсы» (Санкт-Петербург, 16-19 ноября 2020 г.).

Основные результаты настоящих диссертационных исследований опубликованы в работах [21, 24-29, 83].

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе 3 статьи в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ и 1 статья, в журнале, входящем в международную реферативную базу данных и систему цитирования.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, основных выводов и результатов, списка использованных источников (100 наименований). Работа изложена на 133 страницах, содержит 44 рисунка и 10 таблиц.

Результаты данных исследований, базируются на основополагающих работах, выполненных З.С. Алиевым, Е.Ф. Афанасьевым, В.С. Жуковым, М.Д. Зобаком, Г.А. Зотовым, Ю.П. Коротаевым, Б.Б. Лапуком, Е.В. Левыкиным, Дж. Ли, К. Макфи, Е.М. Минским, М.В. Пятахиным, Дж. Ридом, В.А. Черных, А.И. Ширковским.

Автор считает своим долгом выразить искреннюю признательность научному руководителю диссертации д.т.н., проф. А.И. Ермолаеву, сотрудникам кафедры Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Губкинского университета, а также к.т.н. А.А. Соколову за помощь и всестороннюю поддержку при выполнении исследований, результаты которых представлены в настоящей диссертации.

1 АНАЛИЗ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ И ПРОМЫСЛОВОГО ОПЫТА ПО ОБОСНОВАНИЮ ПРЕДЕЛЬНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО ДОБЫЧЕ 1.1 Краткая характеристика месторождений Западной Сибири

В 60^70 годах прошедшего столетия на Крайнем Севере России в сеноманских залежах были открыты крупнейшие в мире запасы газа [73], сосредоточенные в газовых месторождениях, с благоприятными с точки зрения добычи фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) продуктивных пластов (месторождение Медвежье, Уренгойское и Ямбургское месторождения). До сих пор из сеноманских залежей этих месторождений добывается основной объем природного российского газа [63, 70].

Практически все сеноманские газовые залежи являются массивными или пластово-массивными, водоплавающими, т.е. подстилаются подошвенной водой по всей площади газоносности.

Географическое расположение, наличие многолетнемерзлых пород и уникальные продуктивные характеристики потребовали создания новых технологий разработки месторождений и конструкций скважин, отличных от используемых ранее. К таким решениям, прежде всего, можно отнести использование скважин, оборудованных лифтовыми колоннами больших диаметров (114^168 мм), кустовое размещение скважин (3^8 газовых скважин в кусте [12]).

В условиях нарушения устойчивости прискважинной зоны пласта надежная эксплуатация скважин обеспечивается технологическим режимом работы, при котором исключается образование песчаных и жидкостных пробок в подъемнике и газосборном коллекторе (ГСК) [36,69]. При проектировании разработки крупнейших месторождений Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР) для стабильного выноса механических примесей и воды, а также предотвращения опасности абразивного износа оборудования рекомендовалась эксплуатация газовых скважин сеноманских отложений, обеспечивающая скорости

восходящего потока в подъемниках в диапазоне 4^12 м/с [11], [71].

11

К числу стратегических месторождений природного газа НПТР следует отнести и Южно-Русское нефтегазоконденсатное месторождение (ЮРНГКМ), которое по своим природным (геолого-физическим) характеристикам подобно указанным выше месторождениям природного газа. В связи с этим концепция проектирования разработки сеноманских залежей ЮРНГКМ во многом совпадает с принятыми ранее проектными решениями по освоению запасов природного газа сеноманских залежей основных месторождений НПТР. Краткий анализ этих решений для ЮРНГКМ представлен в следующем разделе.

1.2 Анализ проектных решений по выбору допустимой депрессии на

пласт ПК1 Южно-Русского месторождения

На Южно-Русском нефтегазоконденсатном месторождении ведется освоение и эксплуатация двух залежей сухого газа, приуроченных к пластам ПК1 (сеноманские отложения) и Т1-2 (туронские отложения). Залежи других пластов Южно-Русского месторождения находятся на стадии доразведки.

Пласты ПК1 и Т1-2 характеризуются различными фильтрационно-емкостными свойствами коллектора, термобарическими параметрами, глубиной залегания, поэтому совместная их эксплуатация единой сеткой скважин не предусматривается.

В проектном документе для пласта ПК1 (сеноманская залежь) предполагается эксплуатация существующим фондом с зарезкой пяти боковых стволов из фактических скважин при их обводнении. При этом необходимо учитывать, что показатели эксплуатации скважин туронской залежи Южно -Русского месторождения будут оказывать влияние на показатели эксплуатации скважин сеноманской залежи, так как для данных объектов предусмотрена единая система сбора и подготовки газа.

В качестве граничных значений скоростей газового потока в скважинах приняты:

- минимальная скорость на забое скважины 5 м/с (для обеспечения выноса жидкой фазы);

- максимальная скорость на устье скважины 20 м/с (для предупреждения абразивного износа устьевой обвязки при наличии механических примесей в составе потока).

В процессе эксплуатации при снижении пластового давления до 3 МПа диапазоны допустимых дебитов варьируются в следующих пределах:

- для установки лифтовой колонны диаметром 73 мм: 37,4 - 44,9 тыс.

м3/сут;

- для установки лифтовой колонны диаметром 89 мм: 44,7 - 82,0 тыс.

м3/сут;

- для установки лифтовой колонны диаметром 114 мм: 51,3 - 141,9 тыс.

м3/сут.

В соответствии с базовым проектным вариантом срок разработки составляет 23 года. К концу расчетного периода накопленный отбор газа по пласту ПК1 - 431,12 млрд. м3. Коэффициент извлечения газа (КИГ) по данному варианту для пласта ПК1 - 0,668 д. ед. Пластовое давление в эксплуатационной зоне снизится 3,17 МПа по пласту ПК1, что составляет 34,4 % от начального давления (9,2 МПа), соответственно. Средний дебит газа на начало прогноза по пласту ПК1 - 487 тыс. м3/сут. Средний дебит скважин на конец проектного периода (2039 г.) составит 44 тыс. м3/сут. по пласту ПК1.

Кроме базового варианта в Технологической схеме разработки [97] были проанализированы иные варианты, которые в части технологических решений соответствуют действующему и утвержденному в ОАО «Севернефтегазпром» на данный момент проектному документу. В таблице 1.1 приведены сводные технологические параметры по всем предложенным вариантам разработки пласта ПК1.

Основные технологические показатели разработки на 01.01.2017 имеют некоторые отклонения от проектных величин:

- фонд действующих скважин - 142 ед. (по проекту 142 ед.);

- накопленная добыча - 215,55 млрд. м3 (по проекту 215,30 млрд. м3);

- средний дебит скважин - 519,00 тыс. м3/сут (по проекту 543,40 тыс. м3/сут);

- средняя депрессия в зоне отбора - 0,20 МПа (по проекту 0,26 МПа);

- среднее устьевое давление - 4,66 МПа (по проекту 5,04 МПа);

- пластовое давление в эксплуатационной зоне - 5,69 МПа (по проекту 6,12 МПа);

- коэффициент эксплуатации - 0,99 (по проекту 0,95).

Для газовой залежи пласта ПК1 приняты следующие рекомендации и ограничения:

- максимальная депрессия на пласт - 0,4 МПа;

- минимальное устьевое давление - 0,5 МПа;

- максимальная скорость газожидкостной смеси на устье скважины - 20

м/с;

- минимальный дебит скважины - 10 тыс. м3/сут.

Данные значения были приняты, исходя из опыта эксплуатации сеноманских залежей месторождений Западной Сибири, и, конечно, для снижения риска принятия неоправданных технико-технологических решений желательно иметь обоснование, подкрепленное теоретическими и экспериментальными исследованиями, на ориентированы результаты настоящей работы.

Таблица 1.1 - Сводная таблица технологических показателей разработки сеноманской залежи ЮРНГКМ

Показатели Предложенные варианты разработки [100]

0 1 2 2а 3 4

Конструктивные особенности проектных скважин - - - - - -

Проведение интенсификации притока методом ГРП - - - - - -

Максимальный уровень годового отбора пластового газа, млрд. м3/год 24,80 24,80 24,80 24,80 24,80 24,80

Максимальная депрессия за период разработки после полного ввода фонда, МПа 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4 0,4

Продолжительность периода постоянной добычи*, лет 2 2 6 6 6 6

Фонд добывающих скважин, шт. 142 142 142 142 142 142

Ввод кустов эксплуатационных скважин, шт. - - - - - -

Накопленная добыча газа на конец расчетного периода, млрд. м3 431,12 561,37 560,86 560,55 562,38 560,47

Коэффициент извлечения газа, д.ед. 0,668 0,869 0,869 0,868 0,871 0,868

Средний дебит скважин после полного ввода фонда, тыс. м3/сут 487 487 487 487 487 487

Ликвидация скважин к концу периода разработки, ед. 30 117 117 117 118 117

Пластовое давление к концу периода разработки, МПа 3,17 0,74 0,74 0,74 0,73 0,74

Устьевое давление к концу периода разработки, МПа 3,0 0,5 0,5 0,5 0,5 0,5

1.3 Анализ проектных решений по выбору допустимой депрессии на пласт сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского региона

1.3.1 Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение Основным объектом добычи на Заполярном месторождении является сеноманская газовая залежь, которая содержит основные запасы газа месторождения. Залежь - водоплавающая, массивного типа. Этаж газоносности более 250 м. Площадь газоносности составляет 50x32 км. Залежь вскрыта на глубинах 1113-1377 м. Пласты имеют сложное геологическое строение со значительной изменчивостью литологического состава горных пород. Коллектора газоносных пластов имеют пористость до 38%, проницаемость до 8 дарси, газонасыщенность до 85%. Начальное пластовое давление 12,87 МПа, пластовая температура изменяется от 21оС в куполе залежи и до 27оС у ГВК. Газ состоит на 99% из метана с незначительным содержанием (до 0,15 г/м3) конденсата плотностью 870 кг/м3.

Разведка залежи осуществлялась на основе данных по 20 скважинам. Испытывались в основном нижние приконтактные части разреза залежи. При испытании газонасыщенных интервалов дебиты составили 300^844 тыс. м3/сут, на шайбе 22^25 мм, при депрессиях 0,024^1,74 МПа.

Пористость изменяется от 17,1^22,2% в плотных алевролитах и слабо сцементированных мелкозернистых песчаниках и до 30,0^37,5% в слабосцементированных песчаниках и алевролитах. Наиболее часто встречаемые значения пористости: 30^36%. Среднезвешенное значение пористости по керну равно 32,2%.

Продуктивная толща сеномана представлена хаотичным переслаиванием песчано-алеврролитовых и глинистых пород различной толщины. Для определения коллекторских свойств из сеноманских отложений отобрано 838,94 м керна.

Сеноманская газовая залежь Заполярного НГКМ введена в промышленную

разработку в сентябре 2001 г. пуском скважин УКПГ-1С. Введены в

16

эксплуатацию все 446 запроектированных эксплуатационных газовых скважин месторождения. С начала разработки на 01.01.2006 г. отобрано более 300 млрд. м3 газа, что составляет 11,5% от начальных балансовых запасов. Среднее пластовое давление за этот период с 13,3 МПа снизилось на 1,4 МПа, что составляет 11,2 % от начального давления газа в залежи и соответствует темпам отбора газа из залежи.

В качестве граничных величин скоростей приняты:

- минимальная скорость на забое скважины 4 м/с - для обеспечения выноса жидкой фазы;

- максимальная скорость на устье скважины 12 м/с - для предотвращения абразивного износа устьевой обвязки при наличии механических примесей в составе газового потока.

В проекте разработки Заполярного НГКМ для сеноманской залежи приняты следующие рекомендации и ограничения:

- максимальная депрессия на пласт - 0,4 МПа;

- минимальное устьевое давление - 0,5 МПа.

1.3.2 Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение Проектом разработки залежи Ямбургского НГКМ в 1984 г. предусматривалось достижение годовой добычи газа в объеме 185 млрд. м3 на шестой год отбора запасов. Период нарастающей добычи газа - 5 лет, период постоянной добычи - 13 лет. К концу периода постоянной добычи газа предполагалось отобрать из залежи 66 % от начальных запасов газа.

На период постоянной добычи средний рабочий дебит - 1 млн. м /сут. В начальный период проектом приняты следующие рекомендации и ограничения:

- допускается эксплуатация скважин с рабочими дебитами до 1,5 млн. м3

/сут;

- рабочая депрессия на пласт не должна превышать 0,5^0,6 МПа;

- рекомендуется равномерное дренирование залежи с кустовым

расположением наклонно-направленных скважин

- диаметр лифтовых колонн 168 мм.

Все скважины концентрируются в кустах по 4^8 единиц. Расстояние между забоями эксплуатационных скважин куста - 130 и 144 м. Общее число кустов составило 106. Фонд эксплуатационных скважин с учетом 20 % резерва составил 673. С целью предотвращения обводнения скважин проектом рекомендуется оставлять забой скважин выше ГВК на 25 - 30 м.

При наличии выдержанных глинистых экранов в зоне ГВК это расстояние может быть уменьшено до 10^15 м. Число УКПГ на основной Ямбургской площади равняется 7.

Неравномерное дренирование залежи в целом привело к образованию значительного количества локальных депрессионных воронок. Неравномерный подъем ГВК и, как следствие, разрушение призабойных зон вызвали вертикальное конусное подтягивание пластовой воды в зонах «литологических окон». Присутствие пластовой воды и механических примесей в продукции ряда скважин привели к необходимости внесения корректив в проект разработки (1997 г.), пересмотру технологических показателей разработки.

В результате в 1998^1999 годах несоответствие целого ряда показателей проектным становится менее заметным. В 2000 году суммарный годовой отбор из сеноманской залежи составил 101 % от проектного. По зонам УКПГ годовые отборы нигде не соответствовали проектным и составили от 90,7 % до 121,9 % от проектных показателей. По УКПГ - 1, 6, 7 они ниже проектных; по УКПГ - 2, 4, 5 - выше проектных, на УКПГ - 3 и 8 близки к проектным значениям. Такое перераспределение добычи между УКПГ связано, прежде всего, с отставанием ввода ДКС, фактическим состоянием фонда скважин (с количеством бездействующих скважин на каждом УКПГ и числом скважин, работающих с различными осложнениями).

Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами. На основании многочисленных специальных исследований было подтверждено, что предельно допустимая депрессия на пласт

для «сухих» скважин не должна превышать 0,6 МПа.

18

В случае присутствия на забое скважин конденсационной или пластовой воды рабочая депрессия должна снижаться с целью сохранения пласта-коллектора от разрушения.

Так, в начальный период эксплуатации газодинамические исследования скважин показали, что для обеспечения проектного дебита 1 млн.м/сут достаточно поддерживать депрессию на пласт, равную 0,26 МПа для центральной зоны.

По северным зонам дебиты от 800 до 1000 тыс. м /сут были получены при депрессии 0,41^1,1 МПа. Продолжительное время фактические рабочие дебиты превышали проектные, а в начальный период эксплуатации достигали 1,5 млн. м3 /сут. С выходом месторождения на проектный уровень годовой добычи дебиты приближались к проектным значениям.

1.3.3 Уренгойское газовое месторождение

В связи с уникальными размерами месторождения продуктивная характеристика эксплуатационных газоконденсатных скважин изменяется в широком диапазоне. Рабочие дебиты по скважинам при сопоставимых условиях варьируются от 76 до 651 тыс.м3/сут [20, 34].

Фактические дебиты скважин при их сопоставимости в целом по месторождению имеют значительные отличия по объектам эксплуатации в пределах различных зон месторождения. Данное обстоятельство связано с несоответствием проектного и фактического фонда скважин и их продуктивных характеристик [60].

Принятый в предшествующих проектных документах технологический режим эксплуатации скважин, который устанавливался, исходя из ограничения по депрессии на пласт, не превышающей 10 % от начального пластового давления, нарушался только по скважинам II объекта на УКПГ-2В и УКПГ-5В. Среднее пластовое давление по залежи 13-14 МПа, соответственно, максимально допустимая депрессия в среднем по месторождению 1,3-1,4 МПа.

Однако это нарушение являлось вынужденной мерой для обеспечения работы остальных скважин в условиях, когда к одному кусту подключены скважины других объектов, и газ от которых транспортировался до УКПГ по одному газосборному коллектору [19].

Работа скважин при повышенных депрессиях наблюдалась практически на протяжении всего предшествующего периода разработки и не вызвала каких-либо пагубных последствий. Напротив, по отдельным скважинам увеличение депрессии на пласт, а, следовательно, и дебита скважин благоприятно сказывается на их работе с точки зрения температурного режима и обеспечения скорости потока газа, необходимых для непрерывного выноса жидкости с забоя.

Многолетний опыт эксплуатации скважин, вскрывших различные объекты, показал, что отдельные скважины нельзя рассматривать вне системы, включающей внутрипромысловый сбор и подготовку газа. Эта система в любой момент времени находится в равновесии и любые изменения в ней приводят к перестройке параметров работы отдельных её звеньев.

Так эксперимент, проведенный в 2003 г. на месторождении по увеличению депрессии на пласт, а, соответственно, и дебита скважин, мог вызвать и увеличение добычи попутной воды за счет перетока из других водоносных горизонтов и разрабатываемых пластов.

Учитывая изложенное выше, сложившийся технологический режим работы скважин рассматривается как оптимальный и рекомендованный к дальнейшей разработке залежи.

В целом, как и предусматривалось проектным документом, исследованиями охвачено 30 % действующего фонда скважин. Указанные исследования проводились для решения задач эксплуатации, таких как установление технологического режима при вводе скважин в эксплуатацию после капитального ремонта, уточнение продуктивной характеристики и параметров работы действующего фонда и др. Поэтому, из-за неполного охвата действующего фонда, выполненные исследования не могут характеризовать среднюю фильтрационную

характеристику эксплуатационных объектов, принятые скорости движения ГЖС, максимально допустимую депрессию на пласт.

При известных средних фактических параметрах работы скважин рабочее давление на устье, дебит газа и пластовое давление на определенную дату, значения коэффициентов фильтрационного сопротивления рассчитываются, исходя из решения уравнения притока газа с учетом корреляционной зависимости между искомыми значениями фильтрационных параметров.

Учитывая погрешность в определении устьевых давлений и дебитов в работающих скважинах, пластовых давлений, а также изменение действующего фонда скважин, более корректно проанализировать указанные расчёты за несколько лет.

Для определения параметров «средней скважины» целесообразно принять осреднённые значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений за рассматриваемый период.

1.4 Анализ проектных решений по выбору допустимой депрессии на

Амангельдинском газоконденсатном месторождении

Амангельдинское газоконденсатное месторождение (республика Казахстан) находится в 165 км от города Тараз. Продуктивные пласты месторождения располагаются на глубине от 0,45 до 2 км. Состав пластового газа, рассчитанный по каждой скважине, практически одинаков по всем пробам. Содержание углеводородов составляет: метана - 77.88^79.90 % мол., этана -8.80^10.42 % мол., С3+в - 5.38^6.71 % мол. Из неуглеводородных компонентов присутствуют азот и углекислый газ, доли которых составляют: азота - 5.67^5.73 % мол., углекислого газа - 0.11^0.17 %мол., соответственно.

Расчет технологических параметров разработки эксплуатационного объекта месторождения осуществляется, исходя из принятого режима работы залежи. В проекте разработки приведены доводы в пользу газового режима, как ожидаемого режима работы залежи, при котором не изменяется во времени газонасыщенный

объем, и в процессе разработки контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь.

Согласно данным «для всех продуктивных пластов месторождения Амангельды характерно развитие коллекторов в пределах газоносных полей и их выклинивание в зоне ГВК за счет вторичного цементирования порового пространства гранулярных пород с потерей ими проницаемостей». Поэтому принимаем, что в период промышленной разработки месторождения проявления водонапорного режима не ожидается.

Выбор технологического режима работы скважин был сделан, исходя из условия потребления газа, давления в начале существующего магистрального газопровода, значение которого устанавливает режим заданного давления на устье скважины (поддержание заданного во времени дебита скважин или заданного давления на устье). Определяющим критерием

технологических режимов скважин месторождения Амангельды является условие постоянства устьевого давления.

Годовая потребность в газе определена Заказчиком в 400 млн.м3. До введения турбодетандера и дожимной компрессорной станции (ДКС) устьевое давление должно поддерживаться на уровне не ниже 5 МПа, исходя из фактических устьевых давлений (5.1^5.4 МПа) месторождения Амангельды на дату анализа. Это позволяет обеспечить нормальную работу УКПГ. Исходя из этого, основным ограничением, принятым в проекте разработки, является минимальное значение устьевого давления - 5 МПа.

Депрессии на месторождении Амангельды достигают 20 МПа со средним дебитом 50-80 тыс.м3/сут. В согласии с авторским надзором такие незначительные дебиты при значительных депрессиях связаны с низкой проницаемостью пластов, а также геологическим строением залежи.

1.5 Анализ проблемы обоснования рационального технологического режима эксплуатации газовых скважин

Оценка предельных (максимально возможных) значений депрессии и дебита необходима, прежде всего, для обоснования технологического режима эксплуатации газовых скважин (ТРЭС) в течение всего «жизненного цикла» скважины [57]. Обоснованию ТРЭС посвящено достаточно большое число работ, основными из которых являются исследования С.Н. Закирова, Г.А. Зотова, Ю.П. Коротаева, Б.Б. Лапука, Е.В. Левыкина, Е.М. Минского, А.И. Ширковского и др.

Решение проблемы обоснования ТРЭС имеет на только технологический, но

и экономический характер [59]. В данной работе рассматриваются

технологические аспекты решения указанной проблемы.

Понятие ТРЭС было введено в практику разработки газовых

месторождений Б.Б. Лапуком [51] как «возможные условия отбора газа»,

например, эксплуатация скважины при постоянном градиенте давления,

депрессии, забойном давлении, дебите и т.п. При этом рассматриваются две

ситуации с условиями устойчивой работы эксплуатационных скважин: к первой

относятся условия, определяемые геолого-промысловой характеристикой объекта

добычи газа, а ко второй - определяемые технологией добычи (коррозионно-

эрозионные явления в стволе скважины, удаление жидкости из ствола, давление

на устье скважины и др.).

В первом случае ТРЭС фактически сводился к режиму постоянной

депрессии, обеспечивающей работу скважины без разрушения призабойной зоны

пласта или продвижения газоводяного контакта к интервалам перфорации

скважин в виде образования конусов подошвенной воды. Если теория

образования конусов имела достаточно надежное теоретическое обоснование на

основе подземной гидрогазодинамики [52], то условия разрушения призабойной

зоны не имели серьезной теоретической или экспериментальной базы. Основные

усилия были направлены на создание средств определения в потоке газа

механических примесей и проведения промысловых исследований [26]. Первые

работы в области исследования устойчивости газовой скважины как горной

23

выработки показали, что для предотвращения разрушения призабойной зоны режим постоянной депрессии не пригоден, т.к. в большинстве случаев при падении пластового давления предельная депрессия также уменьшается [35].

В этих условиях в практике проектирования получил широкое распространение прагматический подход, когда добывные возможности скважин устанавливались не на основе определения "предельных условий отбора" (ТРЭС), а на основе экспертных оценок по созданию заданных резервов. В этом случае отпадала необходимость прогнозирования изменения предельных дебитов при падении пластового давления, что является главной целью научного метода.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Ефимов Сергей Игоревич, 2021 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абасов, М.Т., Джалилов К.Н. Вопросы подземной гидродинамики и разработка нефтяных и газовых месторождений. Баку: Азернешр, 1960. 255 с.

2. Аббасов, Ч.И. К вопросу определения допустимой депрессии на слабосцементированные пласты // Азерб. Нефт. Хоз-во. 1968. № 2. С. 29-32.

3. Абрашов, В.Н., Жонин, В.В., Имашев, Р.Н. и др. Методика проведения испытаний материалов промыслового оборудования на газоабразивный износ// Нефтяное хозяйство. - № 3, 2020. - с. 78-82.

4. Алиев, З.С., Андреев, С.А., Власенко, А.П., Коротаев, Ю. П. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. - 279 с.

5. Алиев, З.С., Мараков, Д.А. Разработка месторождений природных газов. - М.: МАКС Пресс, 2011. - 340 с.

6. Амиян, А.В. Повышение производительности скважин. М.: Гостоптехиздат, 1961. 303 с.

7. Андреев, О.Ф. Влияние песка и воды, накапливающихся на забое и в призабойной зоне скважин, на их производительность // Разработка газовых месторождений и бурение газовых скважин: Тр. ВНИИГАЗ. М.: Недра, 1964. Вып. 19/27. С. 66-67.

8. Афанасьев Е.Ф., Гриценко А.И., Требин Ф.А. Скорость абразивного износа газонефтяного оборудования// Нефтяное хозяйство, 1970, № 3. - с. 4852.

9. Байдюк, Б.В. Механические свойства горных пород при высоких давлениях и температурах. М.: Гостоптехиздат, 1963. 101 с.

10. Барон, Л.И., Логунцов, Б.М., Позин, Е.З. Определение свойств горных пород. М.: Гостоптехизжат, 1962. 332 с.

11. Басниев, К.С., Будзуляк, Б.В., Зиновьев, В.В и др. Повышение надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - 391 с.

12. Бекиров, Т.М., Шаталов, А.Т. Сбор и подготовка к транспорту природных газов. - М.: Недра, 1986.

13. Георгиев, Г.Д. Характер коллекторов Чиренского газоконденсатного месторождения (Болгария) и возможности интенсификации добычи газа // Газовое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1966. № 1. С. 34-38.

14. Голф-Рахт, Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: Пер. с англ. Н. А. Бардиной, П. К. Голованова, В. В. Власенко, В. В. Покровского/Под ред. А. Г. Ковалева. — M.: Недра, 1986.—608 с.

15. Добрынин, В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. - М.: Недра. - 1970. - 239 с.

16. Демидович, Б.П., Марон, И.А. Основы вычислительной математики. -М.: Наука, 1966. - 664 с.

17. Дейк, Л.П. Практика инжиниринга нефтяных пластов. — Ижевск, АНО «Ижевский институт компьютерных исследований», 2007, 651 с.

18. Динков А.В., Афанасьев Е.Ф. Исследование оптимального режима эксплуатации скважин с учетом выноса песка и износостойкости колонн//Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, вып. 121, 1978. - с. 122-127.

19. Динков, А.В., Ланчаков, Г.А., Способ эксплуатации скважин, вскрывающих коллектора, сложенные песками и слабосцементированными песчаниками/Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. -М.: Недра, 1998. - с. 330-342.

20. Динков, А.В., Ли, Г.С., Кузнецов, А.С., Пономарев, А.И. Газогидродинамические исследования скважин сеноманской залежи Уренгойского месторождения в условиях обводнения и разрушения коллектора призабойной зоны/ Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. - М.: Недра, 1998. - с. 317-322.

21. Дубницкий, И.Р., Ермолаев, А.И., Ефимов, С.И., Соколов, А.А. Исследования условий образования гидратов на образцах керна низкопроницаемых коллекторов с высокой остаточной водонасыщенностью при воздействии на породы растворами глушения, освоения и

интенсификации / И.Р. Дубницкий, А.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, А.А. Соколов //Газовая промышленность № 1 (795) 2020, стр. 50-56

22. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В., Чугунов Л.С., Эксплуатация газовых скважин. - М.: Наука, 1995. - 359 с.

23. Ермилов, О.М., Ремизов, В.В., Ширковский, А.И., Чугунов, Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. - М.: Наука, 1996. - 541 с.

24. Ермолаев, А.И., Ефимов, С.И., Миронов, Е.П. Методика расчета максимально допустимой депрессии на пласт с целью ограничения процессов пескопроявления в газовых скважинах / А.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, Е.П. Миронов // ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2-ая Международная научно-практическая конференция «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем» 19-21 сентября 2018 г.

25. Ермолаев, А.И., Ефимов, С.И., Миронов, Е.П., Легай, А.А. Обоснование предельных дебитов газовых скважин сеноманских залежей с целью предотвращения разрушения призабойной зоны и абразивного износа устьевого оборудования / А.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, Е.П. Миронов, А.А. Легай // Наука и техника в газовой промышленности № 2(78) 2019 стр.38-45.

26. Ефимов, С.И. Метод определения предельно допустимой депрессии при эксплуатации газовых скважин с использованием данных исследования керна / С.И. Ефимов // XIII Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности (газ, нефть, энергетика)» 22- 25 октября 2019 г.

27. Ефимов, С.И. Методика комплексной оценки предельной депрессии на пласт при эксплуатации газовых скважин / С.И. Ефимов // Наука и техника в газовой промышленности № 3 (83) - 2020, стр. 19- 25.

28. Ефимов, С.И., Ермолаев, А.И., Пятибратов, П.В. Исследование влияния

выноса механических примесей на процессы разрушения устьевого

оборудования газовых скважин / С.И. Ефимов, А.И. Ермолаев,

П.В. Пятибратов // Региональная научно-техническая конференция

125

«Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли России» 24-26 сентября 2019 г.

29. Ефимов, С.И., Миронов, Е.П., Ермолаев, А.И., Соколов, А.А., Кильмаматова, Э.Т. Численное исследование процессов эрозии элементов фонтанной арматуры и трубопровода на основе программных средств / С.И. Ефимов, Е.П. Миронов, А.И. Ермолаев, А.А. Соколов, Э.Т. Кильмаматова // Нефтепромысловое дело №6 (606)-2019, стр.61-64.

30. Жуков, В.С. Лабораторное моделирование снижения пластового давления при разработке месторождений нефти и газа / В.С. Жуков // Бурение и нефть 2006, № 01, с.8-9.

31. Жуков, В.С. Динамика физико-механических свойств горных пород (динамическая петрофизика) / В.С. Жуков // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2002. - № 9. - С. 59 - 63.

32. Жуков, В.С. Оценка изменений физических свойств коллекторов, вызванных разработкой месторождений нефти и газа / В.С. Жуков // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2010. - № 6. - С. 341-349.

33. Жуков, В.С., Семёнов, Е.О., Кузьмин, Ю.О. Динамика физических свойств коллекторов при разработке месторождений нефти и газа / В.С. Жуков, Е.О. Семёнов, Ю.О. Кузьмин // Научно- технический сборник вести газовой науки, 2018 № 5(37), с. 82-99.

34. Жуковский, К.А., Ахметов, А.М., Шарипов, В.Н., Хозяинов, В.Н. Причины пескопроявления при добыче газа и методы их ликвидации, применяемые на Уренгойском месторождении. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. - М.: Недра, 1998. - с. 323-329.

35. Зотов, Г.А. Геомеханические принципы установления предельных добывных возможностей газовых скважин // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Ч.3. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - с. 52-71.

36. Зотов, Г.А., Динков, А.В., Черных, В.А. Эксплуатация скважин в

неустойчивых коллекторах. - М.: Недра, 1987. - 172 с.

126

37. Изюмченко, Д.В., Мельников, С.А., Дорошенко, Ю.Е., Вобликов, В.В., Баранов, А.А. Основные результаты геолого-технических мероприятий на фонде скважин сеноманской залежи месторождений большого Уренгоя. Научно-технический сборник вести газовой науки. Изд-во ООО «Газпром ВНИИГАЗ» - №2 (26), 2016, с. 61-67.

38. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин под редакцией Зотова, Г.А., Алиева, З.С. М. - Недра, 1980. - 301 с.

39. Истомин, В.А., Изюмченко, Д.В., Лапшин, В.И., Косачук, Г.П., Буракова С.В., Буточкина С.И. О возможной гидратонасыщенности пористых сред низкотемпературных газовых залежей/ В сб. «Эффективность освоения запасов углеводородов». Часть 2 «Разработка и эксплуатация месторождений. Комплексные исследования нефтегазоконденсатных пластовых систем», Ухта, «Газпром ВНИИГАЗ», 2010. - с. 32- 45.

40. Истомин, В.А., Квон, В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.

41. Истомин, В.А., Квон, В.Г., Юнусов, Р.Р., Грицишин, Д.Н. Производство, регенерация и утилизация метанола в промысловых условиях: Обзорная информация. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002 - (Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений).

42. Карев, В. И. Влияние напряженно-деформированного состояния горных пород на фильтрационный процесс и дебит скважин: автореф. дисс.....докт.техн.наук: / Карев В.И.. - СПб., 2010. - 34 с.

43. Карев, В.И., Королев, Д.С., Коваленко, Ю.Ф., Устинов, К.Б. Геомеханическое и физическое моделирование деформационных процессов в пластах подземного хранилища газа при циклическом изменении пластового давления / Карев, В.И., Королев, Д.С., Коваленко, Ю.Ф., Устинов, К.Б. // Газовая промышленность, 2020 № 4 (808), с. 56-62.

44. Кобранова, В.Н. Физические свойства горных пород. М.: Гостоптехиздат, 1962. 490 с.

45. Коротаев, Ю.П. Избранные труды: в 3 т./ под ред. Р.И. Вяхирева. - М.: Недра, 1999. - Т. 2. - 476 с.

46. Коротаев, Ю.П. Методы исследований пластов и скважин и проектирования разработки газовых месторождений: Докторская дис. -ВНИИГаз, 1966.

47. Коротаев, Ю.П., Киреев, В.А., Храменков, Е.Н Особенности освоения и эксплуатации скважин в условиях Севера// Газовое дело/ ВНИИОЭНГ. -1972, №2.

48. Коротаев, Ю.П., Кривошеин, Б.Л. Определение допустимых дебитов скважин при опасности образования гидратов// Газовое дело/ВНИИОЭНГ. -1968. №7.

49. Коротаев, Ю.П., Ширковский, А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. - М.: Высшее образование, 1984. - 488 с.

50. Кэрролл, Джон. Гидраты природного газа. М. - ЗАО «Премиум Инжиниринг». 2007 - 316 с.

51. Лапук, Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. - 296 с.

52. Лапук, Б.Б., Щелкачев, В.Н. Подземная гидравлика. - НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Москва-Ижевск, 2001 г., 736 стр.

53. Макфи, К., Рид, Дж., Зубизаретта, И. «Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам». М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. - 924.

54. Марк Д. Зобак. Геомеханика нефтяных залежей. - Нефтегазовый инжиниринг. - ИККИ - 2018 г. - 480 с.

55. Механические свойства горных пород при вдавливании и их практическое использование / Под ред. Л.А. Шрейнера. М.: ВНИИОЭНГ, 1966. 272 с.

56. Мирзаджанзаде, А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и

вязких жидкостей. Баку: Азернешр, 1959. 402 с.

128

57. Мирзаджанзаде, А.Х., Кузнецов, О.Л., Басниев, К.С., Алиев, З.С. Основы технологии добычи газа. - М.: ОАО «Издательство Недра», 2003. -880 с.

58. Назаров, С.Н., Качалов, О.Б. Приток газа к скважине с песчаной пробкой на забое // Изв. Вузов. Нефть и газ. 1966. № 2. С. 51-55.

59. Николаевский, В.Н., Басниев, К.С., Горбунов, А.Т., Зотов, Г.А. Механика насыщенных пористых сред. - М.: Недра, 1970. - 339 с.

60. Нифантов, В.И., Мельникова, Е.В., Мельников, С.А. Повышение продуктивности скважин. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. - 242 с.

61. Панов, В.Д., Бакулин, В.Г. Совершенствование технологии вскрытия и опробования продуктивных пластов в скважинах. - М.: Недра, 1973. 233 с.

62. Петинов, С. В., Сидоренко, В. Г. Обзор методов дефектоскопии при обследовании трубопроводов // Молодой ученый. — 2016. — №2. — С. 194199. — URL https://moluch.ru/archive/106/25262/ (дата обращения: 28.06.2018).

63. Перспективные направления развития Уренгойского комплекса: Сб. научных трудов/ ООО «Газпром добыча Уренгой». — М.: Недра, 2018. — 355 с.

64. Попов, С.Н. Определение условий нагружения для лабораторных испытаний цилиндрических образцов керна на основе численного моделирования напряженно-деформированного состояния// Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2013. - № 5. - С. 40-44.

65. Попов, С.Н., Мазанов, С.В., Жариков, М.Г. Разработка геомеханической модели для прогноза изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов трещинно-порового типа в процессе снижения пластового давления (на примере ачимовских отложений месторождений нефти и газа Крайнего Севера)// Перспективные направления развития Уренгойского комплекса: Сб. научных трудов/ ООО «Газпром добыча Уренгой». — М.: Недра, 2018. — с.49-60.

66. Протодьяконов, М.М., Ильницкая, Е.Н., Карпов, В.Н. Методы исследования механических свойств горных пород в условиях напряженного состояния // Механические свойства горных пород. М.: Изд-во АН СССР, 1963. С. 38-56.

67. Пятахин, М.В. Геомеханические проблемы при эксплуатации скважин. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. - 266 с.

68. Пятибратов, П.В. Гидродинамическое моделирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Изд-во РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2015. - 167с.

69. Сантарелли, Ф.Ж., Детьян, Ж.Л., Зюндель, Ж.П. Определение механических свойств глубокозалегающих пластов для оценки вероятности добычи песка // Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. М.: Мир, 1994. - с.166-175.

70. Скоробогатов, В.А. Изучение и освоение газового потенциала альб-сеноманского комплекса Западно-Сибирской мегапровинции// Перспективные направления развития Уренгойского комплекса: Сб. научных трудов/ ООО «Газпром добыча Уренгой». — М.: Недра, 2018. — с.124-133.

71. Съюмен, Д., Эллис, Р., Снайдер, Р. Справочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах. - М.: Недра, 1986. - 176 с.

72. Хасанов, М.М., Жуков, В.В., Овчаренко, Ю.В., Тимофеева, Т.Н., Лукин, С.В «Геомеханическое моделирование для решения задачи ограничения пескопроявления», Нефтяное хозяйство, декабрь 2016, С. 48-51

73. Ходанович, И.Е. Добыча газа. - Ижевск: ИКИ. - 2003 - 276 с.

74. Чувилин, Е.М., Гребенкин, С.И. Экспериментальная оценка газопроницаемости газонасыщенных пород при гидратообразовании и замораживании /Е.М. Чувилин, С.И. Гребенкин // Криосфера Земли, 2015, т. XIX, № 2, с. 67-74.

75. Черных, В.А. Математическая гидрогеомеханика пластов и скважин. -М.: Нефть и газ, 2012. - 332 с.

76. Шахназаров, А.А. Определение допустимой депрессии на пробкообразующие пласты // Нефт. Хоз-во. 1957. № 4. - с. 35-37.

77. Эксплуатация скважин в осложненных условиях / Под ред. С.С. Алескеров, Б.И. Алибеков, С.М. Алиев и др. М.: Недра, 1971. 199 с.

78. Якушев, В.С., Гафаров, Н.А., Карнаухов, С.М., Рыбальченко, В.В., Огородников, И.В. «Газовые гидраты в Арктике и Мировом океане: особенности залегания и перспективы освоения» - М.: ООО «Издательский дом Недра», 2014. 251 с.

79. Bandis, S.N., Lumsden, A.C., Barton, N.R. Fundamentals of rock joint deformation// Int. J.Rock Mech. - 1983. - № 6. - p. 249-268.

80. Barton, N.R., Bandis, S.N., Bakhtar, K. Strength deformation and conductivity coupling of rock joint// Int. J.Rock Mech. - 1985. - № 36. - Pp. 121140.

81. Chuvilin, E.M., Guryeva, O.M., Istomin, V.A., Savonov, S.S. Experimental Method for Determination of the Residual Equilibrium Water Content in Hydrate-Saturated Natural Sediments. Proceedings of the 6th International Conference on Gas Hydrates (ICGH 2008), Vancouver, British Columbia, Canada, July 6-10, 2008, 8.

82. Chuvilin, E., Bukhanov, B. Effect of Hydrate Formation Conditions on Thermal Conductivity of Gas-Saturated Sediments//Energy & Fuels. - March, 27, 2017.

83. Efimov, S.I. «Numerical study of the processes of erosion of the elements of the X-mas tree and pipeline based on the Ansys fluent software». Tyumen 2019: 6th Conference 2019 6th Scientific Conference - Tyumen 2019; Tyumen; Russian Federation; 25 March 2019 до 29 March 2019; Код 148135.

84. Fatt, I. The effect of overburden pressure on relative permeability // Petrol. Technol. 1953. Vol. 5, N 10. P. 15-16.

85. Fatt, I, Davis D.H. Reduction in permeability with overburden pressure // Ibid. 1952. Vol. 4, N 12. P. 16.

86. Geertsma J. The effect of fluid pressure decline on volume changes of porous rocks. — „Trans. AIME", 1957, vol. 210, p. 331—33.

87. Hamed, A.; Tabakoff, W. Wenglarz, R. Erosion and Deposition in Turbomachinery // Journal of Propulsion & Power. 2006. Vol. 22. № 2. Р. 350360.

88. Hall H. N. Compressibility of reservoir rock. — „J. Petrol. Technology AIME", 1953, vol. 149, p. 309—311.

89. Morita, N., Whitfill, D.L., Fedde, O.P., Lovik, T.H.: "Parametric Study of Sand-Production Prediction: Analytical Approach". - SPE PE, February 1989, pp.25-33.

90. Tortike, W.S. Farouk Ali S.M.: "Reservoir Simulation Integrated with Geomechanics" . - JCPT, 1993, Vol. 35, N5, pp 28-37.

91. Morita, N.: "Field and Laboratory Verification of Sand-Production Prediction Models". - SPE Drilling & Completion, December 1994, pp.227- 235.

92. Sloan, D. Phase equilibria of natural gas hydrates. Paper Presented at the 1984 Gas Producers Associatin Annual Meeting, New Orleans, LA, Mar.- pp. 1918.

93. The geology of geomechanics: petroleum geomechanical engineering in field development planning, M. A. ADDIS, Geological Society, London, Special Publications, Volume 458, 2017, Geomechanics and Geology.

94. Y.I. Oka and T. Yoshida, "Practical Estimation of Erosion Damage Caused by Solid Particle Impact. Part 2: Mechanical Properties of Materials Directly Associated with Erosion Damage." Wear, Vol. 259, pp. 102-109, 2005.

95. ГОСТ 12248-2010 Грунты. Методы лабораторного определения характеристик прочности и деформируемости (с Поправкой). - М.: Стандартинформ, 2011 - 78 с.

96. ГОСТ Р 51365-2009 Нефтяная и газовая промышленность. Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования. - М.: Стандартинформ, 2011 - 58 с.

97. Инструкция по расчету оптимального расхода ингибиторов гидратообразования (утверждена генеральным директором НПО «Союзгазтехнология» 03.06.1987 г.).

98. СТО Газпром 3.1-3-010-2008 Методика расчета норм расхода химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром».

99. Атлас текстур и структур осадочных пород, ГОСГЕОЛТЕХИЗДАТ, Москва, 1962 г.

100. Технологическая схема разработки сеноманской и туронской газовых залежей Южно-Русского месторождения, ООО «Газпром проектирование», Тюмень, 2017.