Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Повышение эффективности и эксплуатации скважин на многозалежных объектах нефтегазоконденсатных месторождений

Диссертация: Повышение эффективности и эксплуатации скважин на многозалежных объектах нефтегазоконденсатных месторождений
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

На основе обнаруженных в результате анализа закономерностей поступления флюидов с верхних и нижних горизонтов в скважину предложены технологии ликвидации прорывов к забою добывающих скважин флюидов вышеи нижележащих горизонтов. Рекомендуется геометрические характеристики гидродинамических экранов устанавливать в зависимости от анизотропии и толщины пласта, конструкции скважины и степени выработки… Читать ещё >

Содержание

  • ВВЕДЕНИЕ
  • 1. АНАЛИЗ ХАРАКТЕРА ОБВОДНЕНИЯ СКВАЖИН И ВНЕДРЕНИЯ ПЛАСТОВЫХ ВОД В ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ ЗАЛЕЖИ УРЕНГОЙСКОГО ГКМ
    • 1. 1. Краткий анализ состояния разработки газоконденсатных залежей Уренгойского ГКМ
    • 1. 2. Анализ источников обводнения газоконденсатных скважин по данным гидрохимических и геофизических исследований
      • 1. 2. 1. Сущность гидрохимических методов определения источников обводнения скважин
      • 1. 2. 2. Применение гидрохимических методов определения источников обводнения газоконденсатных скважин на Уренгойском ГКМ
      • 1. 2. 3. Определение источников обводнения геофизическими методами
      • 1. 2. 4. Методика определения интервалов водопритока в скважины Уренгойского НГКМ на основе комплексных промысловых исследований
    • 1. 3. Критерии диагностики характера обводнения газоконденсатных скважин
  • 2. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ ПО МАТЕРИАЛАМ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ И ЗАРУБЕЖНОЙ ПРАКТИКИ
    • 2. 1. Тенденции и направления развития технологий изоляции водопритоков в скважинах
    • 2. 2. Основное назначение ремонтно-изоляционных работ
    • 2. 3. Особенности селективной изоляции водопритоков и условия применения водоизолирующих материалов
    • 2. 4. Методы изоляции и ограничения водопритоков с применением органических полимерных материалов
    • 2. 5. Методы ограничения водопритоков с применением неорганических водоизолирующих материалов
    • 2. 6. Методы изоляции водопритоков с применением кремнийорганических соединений
  • 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ СТАТИЧЕСКОГО КОНУСООБРАЗОВАНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
    • 3. 1. Общие представления о статическом конусообразовании
    • 3. 2. Приближенные методы расчета предельных депрессий и дебитов несовершенных скважин
    • 3. 3. Решение статических задач конусообразования с учетом изменения газонасыщенной толщины пласта
    • 3. 4. Методика расчета предельных депрессий при нелинейном законе фильтрации в условиях устойчивого положения границы раздела газ-вода
    • 3. 5. Методика расчета предельных безводных дебитов при нелинейном законе фильтрации в условиях предельно-устойчивого положения границы раздела «газ-вода» и при наличии экрана
    • 3. 6. Определение зоны пространственного притока газа к несовершенной скважине при нелинейном законе фильтрации.,
    • 3. 7. Определение оптимального интервала вскрытия пласта в газоконденсатных залежах
    • 3. 8. Определение анизотропии пласта

    4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ДИНАМИЧЕСКОГО КОНУСООБРАЗОВАНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ 106 4.1 Расчет безводного периода эксплуатации несовершенной газовой скважины с учетом неполноты вытеснения при нелинейном законе фильтрации.

    4.2 Расчет безводного периода эксплуатации несовершенной скважины с произвольным расположением жесткого экрана на забое в газовой залежи с подошвенной водой.

    4.3 Оценка характера обводнения сеноманской залежи

    Уренгойского месторождения и динамика продвижения ГВК.

    4.4 Изменение формы поверхности газоводяного контакта в наклонном пласте.

    4.5 Определение анизотропии газоносного пласта по промысловым данным о фактическом времени безводной эксплуатации скважины.

    4.6 Математическое моделирование процесса двухфазной 126 фильтрации.

    4.7 Характеристика математической модели по прогнозированию 128 обводнения газоконденсатных скважин.

    4.8 Алгоритм расчета предельных безводных дебйтов, депрессий и безводного периода работы газоконденсатных скважин с подошвенной водой.-.

    4.9 Программа расчета времени безводной эксплуатации газоконденсатной скважины с подошвенной водой.

    4.10 Исследование процесса осаждения стационарного конуса воды после остановки газовой скважины.

    5. ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ФОНДА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ 146 СКВАЖИН С ВОДОПРИТОКАМИ И РАЗРАБОТКА ПРОГРАММ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ.

    5.1 Состояние фонда газоконденсатных скважин с водопритоками

    5.2 Оценка объемов ремонтно-изоляционных работ и программа основных мероприятий по резкому сокращению количества простаивающих из-за обводнения газоконденсатных скважин

    5.3 Экспериментальное исследование рабочей жидкости для изоляции водоотдающих интервалов.

    5.3.1 Физико-химические свойства рабочих агентов тампонажной смеси.>.

    5.3.2 Методика исследования изоляционной способности составов

    5.3.3 Результаты лабораторных исследований изоляционной способности составов.

    5.3.4 Исследование проникающей способности разрабатываемых составов.

    5.3.5 Определение краевого угла избирательного смачивания с целью оценки капиллярного давления при фильтрации исследуемых растворов.

    5.3.6 Совершенствование состава рабочей жидкости.

    5.4 Результаты промысловых работ по устранению водопритоков и негерметичности эксплуатационной колонны.

Повышение эффективности и эксплуатации скважин на многозалежных объектах нефтегазоконденсатных месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

В настоящее время добыча газа из Уренгойского и Ямбургского месторождений составляет приблизительно 70% от всей добычи в РФ, а добыча конденсата и нефти из валанжинских залежей этих месторождений является приоритетной задачей развития нефтегазового комплекса севера Тюменской области. Поэтому вопросы, связанные с эксплуатацией газовых, газоконденсат-ных и нефтяных скважин, имеют важное значение.

Уже с первых лет эксплуатации газовых, газоконденсатных, газонефтяных скважин Уренгойского месторождения отмечались случаи подтягивания к забоям конусов газа к нефтяным и подошвенных вод к газовым, газоконден-сатным и нефтяным скважинам. По мере разработки месторождения фонд скважин, продуцирующих и пластовую воду, увеличивался, также наблюдалось в нефтяных скважинах увеличение газового фактора, связанное с прорывом газа верхних горизонтов. В связи с этим актуальной является разработка технологических режимов работы скважин, обеспечивающих безводный и безгазовый режим эксплуатации.

В случаях конусообразования ставится весьма важная для практики задача: при каких режимах работы скважин возможно предупредить преждевременный прорыв подошвенной воды и продлить безводный период эксплуатации. По разным причинам часто приходится осуществлять разработку газоводяных зон при дебитах, значительно превышающих их предельные значения, что приводит к интенсивному обводнению скважины и, как правило, к уменьшению газоконденсатоотдачи. В связи с этим возникают серьезные проблемы: увеличение безводного периода и текущей газоотдачиразработка методов расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пластаразработка методов прогнозирования газоконденсатоотдачи залежей с подошвенной водой. Решение данных проблем весьма актуально, поскольку для большинства газоконденсатных месторождений прорыв подошвенной воды является одним из основных факторов, осложняющих ра7 боту скважин и занижающих конечный коэффициент газоконденсатоотдачи. Задачами и целями работы являются: построение математической модели по прогнозированию обводнения газоконденсатных скважинразработка теоретических положений по расчету предельных безводных дебитов и депрессийобоснование радиуса контура питания для несовершенных скважин и радиуса пространственного притока при линейном и нелинейном законах фильтрацииобоснование оптимальной величины, вскрытия пласта и расположения интервала перфорацииизучение влияния непроницаемого экрана и анизотропии на предельный безводный дебит и депрессиюразработка методики расчета продолжительности безводного периода работы скважин и изучение факторов, влияющих на продолжительность этого периодаразработана методика расчета процесса расформирования водяного конуса после остановки газовой скважины.

Основные выводы и рекомендации.

Многообразие условий обводнения скважин обусловило разработку большого числа методов ограничения водопритоков в скважины, направленные как на избирательную (селективную), изоляцию обводненных интервалов пласта при сохранении продуктивности нефтегазонасыщенных интервалов, так и на изоляцию подошвенных, вод, поступающих за счет конусообразования и негерметичности цементного кольца за обсадной колонной. Анализ методов изоляции и ограничения водопритоков показал, что практически все они основаны на применении нескольких химических реагентов, выполняющих различные функции. Это вызвано как сложностью промыслово-геолого-физических условий, так и необходимостью достижения наиболее оптимальных технологических показателей за счет использования композиционных составов.

Для условий Уренгойского месторождения методы селективной изоляции водопритоков интегрируют наиболее ценные свойства гидрогелей и кремнийорганических соединений (закачка в водогазоконденсатонасыщенный пласт гидрогеля и последующая продавка КОС).

Из методов изоляции водопритоков, основанных на закачке в пласт органических полимерных материалов, несомненный интерес представляет и использование стиромали. Перспективность метода доказана, внедрением на Уренгойском ГКМ рекомендуемый в работе раствор, содержащий стиромаль и ПАВ.

На основе анализа состояния фонда газоконденсатных скважин с водопритоками выявлены основные причины обводнения и остановок скважин. Показана необходимость проведения специальных газодинамических исследований по определению влияния водопритоков на работку скважин. Предложена программа работ по изоляции водопритоков в скважины Уренгойского ГКМ, предусматривающая различные виды.

175 изоляционных работ в зависимости от причин и источников водопроявления (Приложение 1).

На основе обнаруженных в результате анализа закономерностей поступления флюидов с верхних и нижних горизонтов в скважину предложены технологии ликвидации прорывов к забою добывающих скважин флюидов вышеи нижележащих горизонтов.

Рекомендуется геометрические характеристики гидродинамических экранов устанавливать в зависимости от анизотропии и толщины пласта, конструкции скважины и степени выработки запасов в зоне дренирования.

Обоснованный выбор технологического режима скважин позволяет осуществлять эксплуатацию скважин, не допуская прорыва флюидов из вышеи нижележащих горизонтов.

Временную остановку скважин как способ борьбы с конусообразованием рекомендуется применять для скважин с большой начальной водонасыщенной толщиной.

Успешно апробированная на скважинах сеноманских и валанжинских залежей Уренгойского месторождения изолирующая жидкость рекомендуется к использованию на других месторождениях севера Тюменской области.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Авторский надзор за реализацией проекта и технологических схем разработки газоконденсатных залежей и нефтяных оторочек Уренгойского ГКМ. отчет о НИР по теме № 511−90/91.- Тюмень: ТюменНИИГипрогаз, 1990.- 65с.
  2. Анализ и обобщение результатов промыслово-геофизических исследований скважин по контролю за разработкой Уренгойского месторождения.-Отчет тематической партии за 1990−1991 гг.- Н. Уренгой: Севергазгеофи-зика, 1991, — с.93
  3. О.Ф., Темин JI.C. Комплексные наблюдательные скважины для контроля за разработкой. Газовая промышленность, 1988, № 5- с. 50−51.
  4. Ахмадиев Г, Лерман Б. Л. Эффективность централизации капитального ремонта скважин.- Нефтяное хозяйство, № 4, 1982.- 50 с
  5. С.А. Анализ результатов исследования стационарной фильтрации нефтегазоконденсатных смесей./ Сборник научных трудов ВНИИ -1976.-Вып. 55.
  6. Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа.- М.: Недра, 1989.- 288 с.
  7. А.У. и др. Применение тампонирующих составов на основе полиуретанов для изоляционных работ на скважинах. ОИ Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1986, вып 21.
  8. Л.У., Рахимкулов Р. Ш. Технология приготовления и закачки гипано-формалиновых смесей. Нефтяное хозяйство, № 2, 1932, с. 60−63.
  9. Ю.Блажевич В. А. Геолого-физические основы ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Нефтяное хозяйство, № 5, 1982, с. 58 — 60.
  10. П.Блажевич В. А. и др. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М., Недра, 1981, 232 с.
  11. В.А., Умрихина E.H. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М, Недра, 1974,108 с.
  12. В.А., Умрихина E.H. О продолжительности эффекта изоляции при ремонтно-изоляционных работах с применением смолы
  13. С.Н., Чарный И. А. 0 движении скачков насыщенности при фильтрации двухфазной жидкости // Изв. АН СССР, ОТН, 1957, № 7.
  14. Р.Т., Газизов А. Ш. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М., Недра, 1976, 176 с.
  15. Г. Р., Круглинский H.H. и др. Разработка тампонажных кремнезо-лей для ремонтно-изоляционных работ.- Нефтяное хозяйство, № И, 1983, 27 с.
  16. П.Вершинин Ю. Н. Совершенствование методов ограничения водопритоков в скважинах для условий сложно-построенных месторождений Западной Сибири.- Автореф.диссер., 1990 (Фонды Тюменского государственного нефтегазового университета).
  17. Ю.Н., Возмитель В. М., Кошелев А. Г., Маляренко A.B., Него-медзянов В.Р., Бриллиант JI.C. Состояние и пути совершенствования во-доизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири-М., ВНИИОЭНГ, 1992. Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело, 64 с.
  18. Ю.Н., Маринин Н. С. Инженерные проблемы эффективности разработки месторождений Западной Сибири. Нефтяное хозяйство, 1986, № И, с. 24−27.
  19. Влияние пластовых вод на разработку Уренгойского ГКМ.- / Отчет по договору 28−51/10 М.: Научно-производственная фирма «Корунд», 1992, — 72 с.
  20. Временная инструкция по применению гелеобразующих составов. (ГОС) для ограничения водопритоков в нефтяных скважинах и выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах. ВНИИКр-нефть-ВНИИ, Краснодар, 1987.
  21. А.Ш., Габдуллин Р. Г. Применение ионогенных полимеров для ограничения притока вод в добывающие скважины. ЭИ Сер. Нефтепромысловое дело. И., ВНИИОЭНГ, 1982, вып. И, с. 16−17.
  22. Гелеобразный состав для закупорки пластов. A.c. 1 263 813 СССР МКИ Е 21 В 33/138
  23. И.Ф. Применение нефтесернокислотной смеси для ограничения притока вод в добывающих скважинах. ОИ Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1985, вып. 14,42 с.
  24. В.И. Изоляция водопритоков в добывающих скважинах. РНТС Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 10, с. 20−21.
  25. C.B., Кирсанов А. Н., Маслов В. Н. Геолого-промысловые аспекты разработки сеноманских газовых залежей Западной Сибири.- М., ВНИИЗгазпром- Обзор инфор Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1986, 39 с.
  26. Ю.А., Акульшин А. И., Семкин Б. Н. Новые методы ограничения водопритоков в скважины на месторождениях Украины.- М., ВНИИОЭНГ, 1986, Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело, вып. 9.
  27. Звягин В. В" Балин В. П. Учет влияния проницаемостной неоднородности пласта при проектировании разработки на режим растворенного газа.-СНТ «Управление гидродинамическими процессами при разведке и эксплуатации месторождений нефти». ЗапСибНИГНИ, 1986.
  28. Н.Ф. К вопросу эксплуатации пластов с подошвенной водой. Изв. Казанского филиала АН СССР, Серия физико-математических и технических наук, 1955, N 8.
  29. Изучение влияния пластовых вод на разработку Уренгойского ГКМ / Отчет по теме 122.01.67. М., ВНИЙГаз, 1990, 152 с.
  30. Инструкция по промышленному внедрению методов регулирования разработки и повышения нефтеотдачи месторождений путем воздействия на призабойную зону пласта вязкоупругими составами. РД39−148 311−209−86, ПО Сургутнефтегаз.
  31. Интерпретационные модели нефтяной залежи на стадии разработки /А.П.Телков, А. КЛгафаров, А. У. Шарипов, И. И. Клещенко // -М.: ВНИИОЭНГ, 1995, 72 с.
  32. Использование гидрохимического метода контроля за работой газовой скважины на примере месторождения Газли /О.Н.Марков, И. Б. Розенберг и др. Газовое дело, 1967, № 8, с. 3−6.
  33. Исследование гипана с целью изоляции пластовых вод на месторождениях Западной Сибири/В.А. Турбин, Б. К. Золин, В. И. Овчинников, И. А. Мельникова, В. Нурбаев// Тр. ЗапСибНИГНИ «Проблемы нефти и газа Тюмени» 1974, вып.22, с. 46−48.
  34. К оценке систем, применяющихся для ремонтно-изоляционных работ в скважинах/В.И.Гусев, Н. М. Шерстнев, Я. М. Расизаде и др. М., CHT ВНИИ «Интенсификация добычи нефти». 1978, вып. 66, с. 53−59.
  35. Ю.В., Сливнев B.JI. Динамика осаждения водяного конуса после остановки газовой скважины // Тез. докл. междунар. научн. конф. «Методы кибернетики химико-технологических процессов» .- Уфа, 1999.-Т.2.- кн. II,-С. 214−215.
  36. Н.Д., Телков В. А. Оценка анизотропии пласта по данным гидропрослушивания в несовершенных реагирующих скважинах.- Тр. ЗапСибНИГНИ, 1984, вып.65.
  37. П.В., Сливнев B.JI., Ахметов A.A., Шарипов A.M. Новый пластовый изолятор Газовая промышленность, 1993, № 8, с.20−21.
  38. A.JI., Тердовидов A.C. и др. Гидрогеологический контроль за разработкой газовых месторождений, — Научн.-техн. обзор. Серия: «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, — М., ВНИЭгазпром, 1987, 48 с.
  39. Композиция для изоляции притока вод в скважине. A.c. 162. 9480 Е 21 В 33/138./Р.Усманов, И. Н. Ягофаров, А.Эшмазаров. ПО «Таджикнефть».
  40. Контроль за эксплуатацией газовых месторождений /С.Н.Закиров, А. Жолдасов и др.- Газовая промышленность, 1987,№ 7,с.50−52.
  41. Г. К., Корн Т. К. Справочник по математике, (пер. с англ.) М.: Наука, 1984
  42. Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых местороро-ждений.- М., Недра, 1968,428 с.
  43. В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов.- М., Недра, 1991, 418 с.
  44. B.C., Хокинс М. Ф. Прикладной курс технологии добычи нефти (пер. с англ.) -М.: ГТТИ, 1963, 460 с.
  45. Г. Б. Современная разработка нефтяных месторождений, проблемы моделирования. Пер. с англ.- М.: Недра, 1974.- 200 е.
  46. А.К., Горбунов А. Т. Определение проницаемости анизотропного пласта по данным исследования скважин.- НТС по добыче нефти, ВНИИ, 1965, вып. 26.
  47. А.К., Куранов И. Ф. Влияние смачиваемости на процесс вытеснения нефти водой.- НТС по добыче нефти, ВНИИ. М.: Недра, 1964, № 24.
  48. А.К., Садчиков П. Б. Оценка коэффициента анизотропии пласта с подошвенной водой и газовой шапкой. ВНИИ, 1965, вып. 19, с. 25−28.
  49. .Б. и др. 0 конусах подошвенной воды в газовых скважинах. Газовая промышленность, 1961, № 2.
  50. .Б. и др. 0 конусах подошвенной воды в нефтяных и газовых месторождениях. Нефтяное хозяйство, 1965, № 9.
  51. Р.З., Некозырева Т. Н. Состав для селективной изоляции скважин // Обл. научн. конф. «Химические проблемы отраслей народного хозяйства Тюменского, и пути их решения»: Тез. докл. Тюмень, 1991, с. 16.
  52. Г. А. Состояние работ по ограничению притоков воды на месторождениях Белоруссии. М., Нефтяное хозяйство, № 5,1982, 59 с.
  53. A.B. Инструкция по приготовлению и применению для изоляционных работ в скважинах водорастворимых тампонажных составов ВТ С-1, ВТС-2-Сургут, П7 Сургутнефтегаз, СТО 62−03−212−86,1986.
  54. A.B., Земцов Ю. В. Методы селективной изоляции водопри-токов в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири.- М., ВНИИОЭНГ, 1987, Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело, вып. 1.
  55. М. Движение однородной жидкости в пористой среде (пер. с англ.).- Гостоптехиздат, 1949.- 628 с.
  56. М. Физические основы технологии добычи нефти, (пер. с англ.) -М., Гостоптехиздат, 1953.- 607 с.
  57. Е.М. О турбулентной фильтрации газа в пористых средах // ВНИИ сб. «Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов», — М.: Гостоптехиздат, 1951.
  58. М.Н. Расчеты в добыче нефти, — М., Недра, 225 с.
  59. Модифицированная эпоксидная смола для изоляции и крепления скважин. A.c. 1 629 479 Я 21 В 33/138./Л.Я.Калде, Э. А. Лаагер Н.И. Исланцев и др.
  60. И.А., Палий А. О. Перспективная технология ограничения водо-притоков в добывающие скважины. -Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993, 8, с. 45−48.
  61. В.В. Решение задачи о нестационарной фильтрации газированной жидкости в пористой среде.- Теория и практика разработки нефтяных месторождений (Материалы межвуз.конф.). Казанский университет, 1964, с. 99−101.
  62. Т.Н. Совершенствование физико-химических методов воздействия на призабойную зону пласта. Автореф. дис., 1993 (Фонды Тюменского нефтегазового университета).
  63. Новый пластовый изолятор /П.В. Коваленко, B.JI. Сливнев, A.A. Ахме-тов, A.M. Шарипов. Газовая промышленность, 1993, № 8,с.20−21.
  64. .А., Турбин В. А. Применение смолы ТС-10 для ремонтно-изоляционных работ в скважинах на Правдинском месторождении.
  65. Ограничение водопритоков составами ЛКОР/ Д. В. Хосроев, Ю. А. Янковский и др. Нефтяное хозяйство, 1989, № 9, с. 71−72.
  66. Определение гидрогазодинамических параметров укрупненной скважины / А. П. Телков, Б. Р. Элимелах, И. А. Сафаров, Н. Н. Востров // СНТ За-пСибНИГНИ «Новые направления и методы геологоразведочных работ Западно-Сибирского экономического района.- Тюмень: 1984, вып
  67. Определение интервалов водопритока в скважинах Уренгойского НГКМ/В.Л.Сливнев, Л. Д. Нитипин, А. М. Свечников и др. Газовая промышленность, 1993, № 4, с. 10−11.
  68. Особенности разведки и разработки газовых месторождений Западной Сибири /О.Ф.Андреев, К. С. Басниев, Л. Б. Берман, А. И. Гриценко и др. М., Недра, 1984,212 с.
  69. В.И. Разработка способов повышения производительности обводняющихся скважин на основе применения релаксирующих систем. Автореф. диссер., 1988, 17 с (Фонды Уфимского государственного нефтяного университета).
  70. А.О., Молчан И. А. О возможности использования псевдопластиков для ограничения водопритоков в нефтедобывающие скважины. -Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1993, № 1, с. 36−39.
  71. В.И., Рассохин Г. В., Леонтьев И. А. Контроль за обводнением газоконденсатных скважин с помощь наблюдений за минерализацией пластовых вод.- Газовое дело, 1966, № 2, с. 10−16.
  72. Н.С. Об извлечении нефти из нефтяных пластов с подошвенной водой. Труды ВНИИ, вып. X. Гостоптехиздат, 1957.
  73. Повышение выработки обводненных слоисто-неоднородных пластов /Н.Н.Кубарева, Б. П. Доброскок, В. Д. Гирник, Л. А. Петрова.- М Недра, Нефтяное хозяйство. 1987, № 3, с. 36−38.
  74. О.В., Глушенко В. Н. Ограничение водопритоков в скважины обратными латекснефтяными эмульсиями пенами. ОИ Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1989, вып. 5, с. 40.
  75. Полимерный тампонажный раствор. A.c. 1 150 345 НКИ Е 21 В 33/38. ВНИИКБ.
  76. Применение водоизолирующих материалов на промыслах Краснодарского края/В.С.Свиридов, JL А. Скородневская и др. М., Нефтяное хозяйство, № 2, 1980, с.21−22.
  77. Прогнозирование избирательного обводнения месторождений и скважин /С.Н. Закиров, В. М. Булейко, М. Гафурова, А. И. Пономарев. -М., НТО, сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. 1978, 64 с.
  78. Прогнозирование обводнения нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения
  79. Проект разработки сеноманской залежи Медвежьего месторождения.-ТюменНИИГипрогаз, 1987.
  80. Промысловый опыт селективной изоляции водонасыщенных прослоев порового коллектора/ В. И. Сердюк, Н. Н. Блинков, Л. Г. Маслова и др. М., ЭН сер. Техника и технология добычи нефти и обустройств нефтяных месторождений, — 1990, с. 16−19.
  81. Разработка пакета прикладных программ по расчету особенностей деформации и продвижения ГВК на Медвежьем газовом месторождении -Отчет по теме 6−89. Этап 2.-Тюмень:Штаб труд.объед.молодежи «ЦМЖС», 1989 (фонды Надымгазпром).
  82. Р.Ш. и др. Ограничение притока пластовых вод растворами ПЛА. М., Нефтяное хозяйство, № 1, 1982, с. 51−54.
  83. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири /А.И.Гриценко, Е. М. Нанивский, О. Ермилов, И. С. Немировский.-Н., 1991, 304 с.
  84. Т.Д., Столяров H.A. Использование гранулированного магния для ограничения притока пластовых вод. ЭИ Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 3, с. 16−18.
  85. В.В. Об одной задаче расчета формы газоводяного контакта, образующегося при поступлении воды в газовую залежь // В сб.: Новое в теории разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.- М. ВНИИОЭНГ, 1966.
  86. В.В., Степанов Н. Г., Царев В. А. Анализ разработки Ленинградского газоконденсатного месторождения Краснодарского края // НТО.- М: ВНИИЭГазпром, 1972, 66 с.
  87. В.М. Характерные особенности ремонта скважин в НГДУ При-азовнефть/ЭИ ВНИИОЭНГ, сер. «Нефтепромысловое дело». -М., 1986, с. 5−8.
  88. И.А., Поддубный Ю. А., Кан В.А. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды, — М., ВНИИОЭНГ, 1984, Обз.инф.Сер. Нефтепромысловое дело, вып. 1.
  89. B.JI. Математическое моделирование процессов конусообразо-вания при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 1995. Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.
  90. ЮО.Сливнев B. J1. Оптимизация ремонтно-изоляционных работ на газоконденсатных скважинах Уренгойского ГКМ. //Проблемы нефтегазового комплекса России: Международная конференция, посвящ. 50-летию УГНТУ, 13−15 мая 1998 г.
  91. ЮГСливнев В. Л. Основные программы изоляции водопритоков при разработке газоконденсатных залежей Уренгойского ГКМ. // Проблемы нефтегазового комплекса России: Международная конференция, посвящ. 50-летию УГНТУ, 13−15 мая 1998 г.
  92. В.Л. Проблемы эксплуатации и ремонта скважин на Уренгойском месторождении. // Вопросы интенсификации и разработки газоых и газоконденсатных месторождений: Межвузов, сборник научных трудов. -Уфа: 1994.-С. 166−171.
  93. ЮЗ.Сливнев В. Л., Нитипин Л. Д., Свечников A.M. и др. Определение интервалов водопритока в скважинах Уренгойского НГКМ Газовая промышленность, 1993, № 4, с. 10−11.
  94. В.Л., Нитипин Л. Д., Свечников A.M., Шарипов A.M. и др. Комплексная методика определения притока воды в скважины Уренгойского месторождения в связи с проведением ремонтно-изоляционных работ
  95. Совершенствование изоляции пластовых вод на Самотлорском и Меги-онском месторождения/В.В.Гольдпггейн, А. Г. Кошелев, В. У. Литваков и др.- НТО «Проблемы нефти и газа Тюмени», 1974, с.32−35.
  96. Юб.Создание водонепроницаемых пропластков с использованием 4-гипана. Ю. Юмазилов, А. Ш. Газизов, И.Г.Юсупов) и др.- М., ВНИИОЭНГ, реф. НТС «Нефтепромысловое дело», 1973, № 6, с.21−25.
  97. Состав для изоляции водопритоков в скважине A.c. 1 679 031 Е 21 В 33/138. ВНИИКБ.
  98. Состав для изоляции водопритоков в скважине. A.c. 1 666 682 Е 21 В 33/138. Кубанский государственный университет/ Е.М.Покровская-Духненко и др.
  99. Состав для изоляции водопритоков в скважине. A.c. 1 677 260 Е 21 В 33/138./В.И.Рогозы и др. КазНИПИнефть.
  100. Состав для изоляции обводненных интервалов нефтегазового пласта. A.c. 1 256 478 МКИ Е 21 33/138. Кубанский государственный университет.
  101. Состав для изоляции пластовых вод в скважинах. A.c. 1 102 895 СССР, МКИ Е 21 В 33/138.
  102. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах. A.c. 1 049 654 МКИ Е 21 В. СибНИИНП.
  103. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах. A.C. 1 680 949 Е 21 В 33/138. СибНИИНП.
  104. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину/Г.М. Швед, Г. К. Лобжанидзе, У. З. Хагулашвили и др. A.c. 1 006 712 ЫКИ Е 21 В 33/13.
  105. Состав для изоляционных работ в скважине. A.c. 1 629 483 Е 21 В 33/138. БашНИПИнефть.
  106. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта. A.c. 1 513 131 Е 21 В 43/27, — /А.М.Шарипов, П. В. Коваленко и др. Волго-Уральский НИПИ по добыче и переработке сероводородсодержащих газов.
  107. Состав для селективной изоляции газопритоков. A.c. 1 657 615 Е 21 В 33/138. Институт проблем глубокого бурения АН АзССР.
  108. Состав для селективной изоляции пластовых вод и нефтяных и газовых скважинах. A.c. 10Ж036, МКИ Е 21 В 43/22.
  109. Состав для селективной изоляции скважин. Положительное решение по заявке № 4 909 337/03/95 667 от 13.05.91/ Р. З. Магарил. Т. Н. Некозырева, О. И. Воротилин, Р. Х. Лотфуллин.
  110. С.К., Толков А. П. Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах. Патент № 1 694 876. Приоритет изобретения 30.03. 1989.
  111. Способ изоляции водонасыщенных интервалов нефтяного пласта, а.с. 1 640 364, Е 21 В 33/138, НижневартовскНИПИнефть, Вайгель Л. Л. и др.
  112. Способ изоляции пластовых вод в скважине /В.И.Павлюченко, В. И. Мархасин, Р. Г. Магиев и др.// а.с.829 872 СССР, МКНЕ 218 43/32. Бюлл.изобр.-1981,№ 18.
  113. Способ изоляции подошвенных вод в нефтяных скважинах, а.с. 1 645 477, Е 21 В 43/32, Мазитов К. Г., Старшов М. И.,. Нуриахметов Л. Г., Рудаков Л.М.
  114. Способ изоляции притока воды в скважину, а.с. 1 663 182, Е 21 В 33/138.
  115. Способ изоляции притока пластовых вод в скважине, а.с. 1 362 122 Ж-1 Е 21 В 43/32, СибНИИНП и НГДУ «Лянторнефть».
  116. Способ изоляции притока пластовых вод в скважины, а.с. 1 627 667, Е 21 Б 33/13, Сулейманов А. Б., Геокчаев Т.Б.
  117. Способ изоляции притока пластовых вод. а.с. 1 207 224 МКИ Е 21 В 43/32, СибНИИНП.
  118. Способ селективной изоляции пластовых вод, а.с. 1 016 486 МКИ Е 21 В 33/13, Кубанский государственный университет.
  119. А.Б., Асад-Заде А.И. Ограничение водопритоков в скважинах месторождения Сангачалы-Дуванный. РИТС Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1984, вып. 5, с 18−20.
  120. Тампонажный состав «Гикос-Г. A.c. 1 170 119 СССР, МКИ Е 21 В 33/138.131 .Тампонажный состав. A.c. 1 527 982 КИ Е 21 В 33/138. ВНИИ-КБ.
  121. Тампонирующий состав для гидроизоляции пласта, включающий смесь полимеров, аС1, воду. A.c. 1 758 209 Е 21 В 33/138, 1990.
  122. Г. И. Эффективность ремонта скважин за рубежом. ЭИ Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1984, вып.5, 58 с.
  123. А.П. Некоторые особенности эксплуатации нефтяных залежей с подошвенной водой.- НТС, М.: ВНИИОЭНГ, 1972, 136 с.
  124. А.П. Подземная гидрогазодинамика.- Уфа.: Башиздат, 224 с.
  125. А.П. Промысловые методы определения вертикальной проницаемости и анизотропии нефтеносных и водоносных пластов.- Тр. УНИ «Физико-химия и разработка нефтяного пласта». 1970, вып. 4, с. 144−152.
  126. А. П. Русских В.Н. Оценка анизотропии пласта по промысловым данным и определение предельных безводных дебитов. Татарская нефть, 1965, № 5.
  127. А.П. Установившийся приток реального газа к несовершенной скважине в ограниченном пласте // НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени».- 1978, — Вып. 57, — с. 54−54.
  128. А.П., Стклянин Ю. И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа,— М.: Недра, 1965.- 165 с.
  129. А.П., Федорцов В. К. Приток к несовершенной скважине и выбор плотности перфорации // Тр. ЗапСибНИГНИ «Управление гидродинамическими процессами при разведке и эксплуатации месторождений нефти», — 1986, с. 61−68.
  130. Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений /А.Х.Мирзаджанзаде, А. Г. Ковалев, А. Г. Дурмишьян, А. А. Кочешков. -М., Гостоптехиздат, 1962, 230 с.
  131. И.Г., Шешуков Н. Л., Нанивский Е. М. Управление процессами добычи газа.- М., Недра, 1981, 248 с.
  132. Технология добычи природных газов /А.Х.Мирзаджанзаде, И. М. Аметов, К. С. Басниев и др М., Недра, 1987, 414 с.
  133. Технология ограничения подошвенных вод в скважинах ПО Юганскнефтегаз/Ю.М.Матвеев, В. А. Стрижнев и др.- ЭИ Сер. Нефтепромысловое дело, — М., ВНИИОЭНГ, 1985, вып. Н, с. 14−19.
  134. А.Н. Разработка технологии изоляции притока пластовых вод в трещиновато-пористых коллекторах.- Автореферат диссер., Уфа, 1984, 19 с. (Фонды БашНИПИнефть).
  135. Нб.Ткачук Р. Ф» Гиммер Р. Ф., Солецкий Е. В. О выборе оптимальных интервалов вскрытия продуктивных горизонтов в газовых скважинах с подошвенной водой.- Газовое дело, 1967, № 4.
  136. М.Г., Одноус М. Д. Ограничение водопритоков пенами на месторождениях НГДУ Черниговнефтегаз. ЭИ Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1985, вып. 2, с. 13−16.
  137. Н.Е., Земцов Ю. В. Некоторые результаты водоизо-ляционных работ на Западно-Сургутском месторождении. Нефтяное хозяйство, 1989, № 5, с. 68−70.
  138. У совершенствованный метод изоляции вод пеноцементом/Т.М. Гаса-нов, Б. Б. Гулиев, А. А. Коджанов, К. Г. Мехтиев.-М., ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. 1987, вып., с. 15−17. 60.
  139. K.M., Зубков П. Т. Формирование высоковязких барьеров в неоднородных нефтяных пластах// Итоги исследований, тр. Института механики многофазных систем СО РАН Тюмень, 1993, вып. 4, с. 104−106.
  140. И.М. Подземная гидрогазодинамика.- М.: ГТТИ, 1965.- 596 с.
  141. А.У., Лукманов P.P., Поляков В. Н. Селективная изоляция пластовых вод при вскрытии продуктивного горизонта. М., Нефтяное хозяйство, № 1, 1980, с. 21−22.
  142. Н.Л. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений в условиях Крайнего Севера.- Тюмень, Тюм-ГУ, 1983, 99 с.
  143. А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, — М./ Недра, 1987, 309 с.
  144. П.Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.-М., Недра, 1967, 260 с.
  145. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой / З. С. Алиев, А.П.Вла-сенко, Ю. П. Коротаев,
  146. Е.С.Абрамов, С. А. Андреев. // ВНИИЗГазпром, НТО. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,
  147. Энергосберегающий режим надежной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин /В.В.Савченко, Г. Г. Жиденко, Ю. П. Коротаев и др. -М., ВНИИЭгазпром- Обзор.инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1989,30 с.
  148. Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем.- Л.: ГТТИ, 1965.-552 с.
  149. Д.А., Аллахвердиева Р. А. Расчет дебитов скважин, расположенных в водонефтяной зоне и определение анизотропии пласта по промысловым данным.- НТС по добыче нефти, ВНИИ, 1959, вып.9.
  150. Bucley J. and Leverett М. Mechanism of Fluids Displacement in Sands. Trans. AJME, Vol., 146, 1942.
  151. Craig F.F. The reservoir Engeneering Aspects of Waterfleoding. Society of Petroleum Engrineers of AIME. New York-Dallos, 1971.
  152. Gillund G.N. Kamal M. Incorporation of Vertical Permeability Tect Results in Vertical Miscible Flood Design and Operation. J. Canad. Petr., March-Apr. 1984.
  153. Guerrero E.T. Practial Reservoir Engineering. The Petr. Publishing Co. 21 ISocheyenne. Tulsa, oklahoma. U.S.A., 1971.
  154. Meyer H.J., Garder A.O. Mechanics of Two Immiseble Fluids in Porous Media. Appl. Physics. V. 25, № 11, 1954, p 1400−1406.
  155. Strickland R.F. Artijical Barriers May Control Water Coning. J. The Oil and Gas, Oct. 7, 1974.
  156. Telkov A.P. Oil and Gas Field Development Rangoon, Universities Text Publi. Commit., 1968, 151 p.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?