Бакалавр
Дипломные и курсовые на заказ

Теория и практика разработки нефтяных месторождений скважинами с горизонтальным окончанием

Диссертация: Теория и практика разработки нефтяных месторождений скважинами с горизонтальным окончанием
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Разработанные критерии по выбору объектов и принципы по применению горизонтального бурения использовались в НИР «Создание систем разработки нефтяных месторождений ГС с целью увеличения охвата пласта воздействием. Анализ влияния геолого-физических условий, технологических параметров и конструкции забоя на эффективность работы горизонтальных скважин» (договор № А.9.2−68/98, 2000 г… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ И СТАНОВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ
    • 1. 1. Основные этапы становления технологии бурения скважин с горизонтальным окончанием в России
    • 1. 2. Анализ и обобщение опыта использования скважин с горизонтальным окончанием по нефтегазодобывающим регионам России
    • 1. 3. Анализ и обобщение опыта использования скважин с горизонтальным окончанием за рубежом
    • 1. 4. Краткий анализ эффективности эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием ОАО «Татнефть»
      • 1. 4. 1. Анализ результатов строительства и освоения скважин с горизонтальным окончанием на объектах разработки ОАО «Татнефть»
      • 1. 4. 2. Анализ результатов строительства и освоения БС и БГС на объектах разработки ОАО «Татнефть»
      • 1. 4. 3. Анализ низкой продуктивности скважин с горизонтальным окончанием по промысловым данным
  • Выводы к главе 1
  • ГЛАВА 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ В РЕСПУБЛИКЕ ТАТАРСТАН
    • 2. 1. Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Республики Татарстан
      • 2. 1. 1. Отложения башкирско-серпуховского яруса и нижнего карбона
      • 2. 1. 2. Отложения верейского и каширского горизонтов
      • 2. 1. 3. Отложения тульского и бобриковского горизонтов
      • 2. 1. 4. Карбонатные отложения турнейского яруса
      • 2. 1. 5. Карбонатные отложения бурегско-семилукского, евлано-ливенского, данково-лебедянского и заволжского горизонтов
      • 2. 1. 6. Терригенные отложения верхнего девона пашийского и кыновского горизонтов
    • 2. 2. Геолого-физические критерии применения скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Татарстана
      • 2. 2. 1. Геологические критерии выбора участка для заложения скважин с горизонтальным окончанием
      • 2. 2. 2. Принципы обоснования заложения и проведения горизонтальных участков скважин с горизонтальным окончанием в Татарстане
      • 2. 2. 3. Принципы и критерии размещения скважин с горизонтальным окончанием на новых месторождениях и объектах
      • 2. 2. 4. Принципы и критерии размещения скважин с горизонтальным окончанием на старых месторождениях и объектах
    • 2. 3. Критерии обоснования направления, длины и траектории условно-горизонтального ствола скважин с горизонтальным окончанием в Татарстане
      • 2. 3. 1. Обоснование направления и длины условно-горизонтального ствола скважин с горизонтальным окончанием
      • 2. 3. 2. Обоснование траектории условно-горизонтального ствола в пределах объекта
  • Выводы к главе 2
  • ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ОСНОВНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ
    • 3. 1. Оценка влияния горно-геологических условий вскрытия продуктивной толщи на эффективность эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием
    • 3. 2. Исследование влияния основных параметров системы продуктивный пласт — скважина с горизонтальным окончанием на эффективность применения горизонтальных технологий
      • 3. 2. 1. Основные аналитические соотношения для определения дебита скважины с горизонтальным окончанием
      • 3. 2. 2. Оценка влияния толщины пласта и размещения УГС на эффективность эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием
      • 3. 2. 3. Оценка влияния анизотропии пласта на отношение коэффициентов продуктивностей скважин с горизонтальным окончанием и ВС
      • 3. 2. 4. Оценка влияния радиуса УГС на ее производительность
    • 3. 3. Аналитический метод определения дебита РГС
    • 3. 4. Исследование процессов конусообразования при эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием
      • 3. 4. 1. Аналитические методы определения предельного безводного дебита неф ВС и скважин с горизонтальным окончанием
      • 3. 4. 2. Оценка влияния размещения УГС между кровлей и подошвой пласта на процесс конусообразования у скважины с горизонтальным окончанием
      • 3. 4. 3. Исследования процесса конусообразования у скважины с горизонтальным окончанием (на примере Анзиркинского нефтяного месторождения)
    • 3. 5. Исследование влияния фильтрата бурового раствора на продуктивность скважин с горизонтальным окончанием
  • Выводы к главе 3
  • ГЛАВА 4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТОДОВ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ
    • 4. 1. Принципы математического моделирования разработки нефтяных месторождений с применением скважин с горизонтальным окончанием
      • 4. 1. 1. Двух- и трехмерная математическая модель двухфазной фильтрации для моделирования разработки нефтяных месторождений
    • 4. 2. Обоснование типа профиля и оптимального количества стволов у скважины с горизонтальным окончанием с использованием геолого-технологических 3D моделей
      • 4. 2. 1. Обоснование типа профиля скважины с горизонтальным окончанием
      • 4. 2. 2. Обоснование оптимального количества стволов у скважины с горизонтальным окончанием (на примере Сарапалинского нефтяного месторождения)
    • 4. 3. Обоснование системы ППД при разработке нефтяных месторождений с применением скважин с горизонтальным окончанием
    • 4. 4. Обоснование применения скважин с горизонтальным окончанием для разработки нефтяных месторождений при давлениях на забоях скважины ниже давления насыщения
    • 4. 5. Оценка влияния интерференции УГС СГО на эффективность их эксплуатации (на примере МЗС № 6159 и № 6160 Пионерского месторождения)
  • Выводы к главе 4
  • ГЛАВА 5. НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ МНОГОЗАБОЙНОГО ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН В ОАО «ТАТНЕФТЬ»
    • 5. 1. Основные этапы реализации технологии многозабойного заканчивания скважин
    • 5. 2. Практическая реализация технологии многозабойного заканчивания скважин
    • 5. 3. Анализ результатов эксплуатации многозабойных скважин в ОАО «Татнефть»
    • 5. 4. Основные методические подходы к определению экономической эффективности строительства и эксплуатации СГО
  • Выводы к главе 5
  • ГЛАВА. б. ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫХ И МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИН
    • 6. 1. Многоступенчатая классификация МЗС по уровню сложности
    • 6. 2. Классификации скважин сложной конструкции по типу профиля
      • 6. 2. 1. МЗС с горизонтальными и пологонаклонными стволами
      • 6. 2. 2. Многоярусные МЗС
      • 6. 2. 3. Радиально разветвленные МЗС
    • 6. 3. Оценка возможности разработки многопластовых и прерывистых залежей МЗС

    6.4. Обоснование применения многофункциональных скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере участка Са-банчинского месторождения) с использованием геолого-технологической модели.

    6.5. Поиск альтернативных подходов к повышению эффективности и конечной нефтеотдачи месторождения с использованием многофункциональных скважин.

    Выводы к главе 6.

Теория и практика разработки нефтяных месторождений скважинами с горизонтальным окончанием (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность темы

.

В настоящее время технологический уровень нефтедобычи рассматривается как стратегический фактор, определяющий конкурентные преимущества нефтяной компании. Это положение особенно важно для российских нефтяных компаний, в которых за последнее десятилетие накопилось серьезное технологическое отставание, прямо угрожающее потерями не только международных, но и внутрироссийских конкурентных позиций.

Прогрессирующее технологическое отставание отечественного нефтедобывающего производства при увеличении в добыче доли трудноизвлекаемой нефти может привести к углублению кризисных явлений, которые в той или иной степени имеют место практически во всех нефтяных компаниях и сопровождаются снижением рентабельности и конкурентоспособности.

Только те российские нефтяные компании, которые первыми успешно и экономически рентабельно освоят новейшие прорывные технологии, несомненно, смогут сохранить достигнутые уровни добычи нефти в условиях прогрессирующего обводнения нефтяных месторождений и опережающей выработки наиболее продуктивных пластов.

Поэтому для достижения запроектированных коэффициентов нефтеотдачи необходимо неотложное проведение эффективных мероприятий с одновременным тщательным контролем выработки остаточных запасов нефти. Наряду с хорошо апробированными гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи — циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков, среди других современных методов повышения нефтеотдачи широкое применение должна найти, так называемая, горизонтальная технология (ГТ) разработки месторождений углеводородов — бурение и эксплуатация разветвленно-горизонтальных скважин (РГС и др.), реанимация неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных боковых стволов (БС, БГС) с горизонтальным окончанием.

В настоящее время накопился огромный отечественный и зарубежный опыт применения горизонтальных технологий (ГТ) разработки месторождений углеводородов, который включает в себя бурение и эксплуатацию разветвленно-горизонтальных скважин (РГС), реанимацию неэффективного фонда скважин путем бурения дополнительных боковых стволов (БС) и стволов с горизонтальным окончанием (БГС) на залежах, содержащих различные продуктивные пласты: низкопроницаемые и неоднородныес развитой системой трещиноватостималой толщины. ГТ применяются на месторождениях со степенью выработанное&trade- 75−80%, с тупиковыми, периферийными и застойными зонами, с линзо-видными прослоями различной конфигурации, для разработки месторождений, находящихся под природоохранными зонами, водоемами, в местах, где ограничена возможность ведения буровых работ.

Скважины с горизонтальным окончанием (далее будем иметь ввиду ГС и РГС) имеют большую зону дренирования пластов, что способствует повышению дебитов скважин и увеличению нефтеотдачи залежи. При применении систем скважин с горизонтальным окончанием (СГО) вследствие увеличения степени охвата дренированием в разработку могут быть вовлечены месторождения с высокой геологической неоднородностью, расчлененностью, с наличием многочисленных зон замещения продуктивных пластов и зон выклинивания.

Вскрытие продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием — одна из ключевых промысловых технологий, появившихся за последнее десятилетие. Поэтому крайне важно при выборе той или иной конструкции скважины с горизонтальным окончанием учитывать состояние продуктивного пласта, требования, которые предъявляются к разработке месторождения, полную стоимость предстоящих работ и степень общего риска.

Республика Татарстан, в том числе и ОАО «Татнефть», являются одними из лидеров в области применения горизонтальных технологий. Поэтому 35-ти летний опыт эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием позволил выявить как преимущества таких скважин перед вертикальными, так и недостатки, которые заключаются в их низкой продуктивности. В случаях неудачного применения скважин с горизонтальным окончанием одна из причин — стереотипы, сложившиеся при проектировании систем разработки вертикальными скважинами. Скважины с горизонтальным окончанием, в отличие от вертикальных, имеют ряд существенных особенностей, выдвигающих дополнительные требования к обоснованию места их заложения, направлению их проводки и длины условно-горизонтального ствола (УГС).

В связи с этим, актуальным направлением работ в области бурения и эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием, наравне с созданием технических средств, технологий вскрытия и освоения продуктивных пластов, является разработка методических основ проектирования геолого-физических критериев применения и выбора направления, длины и траектории условно-горизонтального ствола скважины с горизонтальным окончанием.

Таким образом, совершенствование планирования, проектирования и надлежащего контроля над внедрением технологии разветвленно-горизонтального бурения является одной из важнейших и актуальных задач нефтяной отрасли.

Цель диссертационной работы заключается в создании научно-методических основ проектирования и совершенствования технологий и систем разработки месторождений нефти с применением СГО для их широкой промышленной реализации, а также в определении геолого-физических критериев применения СГО в условиях месторождений Татарстана.

Основные задачи исследований.

1. Анализ и обобщение опыта строительства и эксплуатации более 35 лет 589 СГО на нефтяных месторождениях Республики Татарстан и выявление путей их дальнейшего совершенствования (на примере месторождений ОАО «Татнефть»).

2. Разработка методических основ проектирования геолого-физических критериев применения и выбора направления, длины и траектории условно-горизонтального ствола РГС.

3. Установление зависимости эффективности применения ГТ от особенностей геологического строения продуктивного пласта — его расчлененности, анизотропии, характера трещиноватости, неоднородности, пористости, проницаемости, толщины.

4. Выделение категорий перспективности горизонтального бурения по эксплуатационным объектам разработки.

5. Обоснование типа профиля и оптимального количества стволов у ГС с использованием геолого-технологических моделей.

6. Оценка зависимости технологических показателей разработки месторождения с применением РГС от их конфигурации.

7. Выявление условий применения системы ППД и критериев по обоснованию эффективности системы заводнения при разработке нефтяных месторождений с применением ГТ на основе численного моделирования (на примере турнейской залежи Сиренев-ского нефтяного месторождения).

8. Оценка влияния конусообразования воды у РГС на эффективность ее эксплуатации.

9. Оценка влияния интерференции РГС на эффективность их эксплуатации на основании крупномасштабных математических экспериментов с использованием 30 геолого-математической модели участка месторождения (на примере РГС № 6159 и 6160 Пионерского месторождения).

10. Создание научно-методических аспектов практической реализации технологии многозабойного заканчивания скважин в ОАО «Татнефть».

11. Обоснование применения многофункциональных скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти (на примере участка Сабанчинского месторождения) с использованием геолого-технологической модели.

Научная новизна выполненной работы:

1. На основе анализа истории эксплуатации СГО разработана методика по выбору объектов для применения горизонтальных технологий на месторождениях Республики Татарстан.

Установлены три категории объектов по перспективности применения технологии горизонтального бурения: 1 — массивные залежи турнейского и башкирского яруса с нефтенасыщенной толщиной от 10 м и выше, пластовые залежи верейского и яснополянского объекта с нефтенасыщенной толщиной от 3 м и выше, 2 — объекты разработки многопластового типа башкирского яруса с высокорасчленными (расчлененностью более 2,1 и числом характерных прослоев более трех) карбонатными коллекторами толщиной до 2 м, с газоносным разрезом выше нефтяных залежей, 3 — объекты с водонефтяными зонами и подошвенными частями залежей, а так же высоко выработанные (более 90%) объекты карбонатных и терригенных отложений.

2. Получены зависимости, связывающие конечный коэффициент нефтеизвлечения, дебит нефти и водонефтяной фактор с параметром интенсивности системы заводнения (соотношением добывающих и нагнетательных скважин) при разработке нефтяных месторождений с использованием скважин с горизонтальным окончанием при одинаковых геолого-физических характеристиках продуктивных пластов и условий разработки.

Разработан комплексный критерий по оценке эффективности системы заводнения, в который входят коэффициент нефтеизвлечения, водонефтяной фактор, суммарный дебит скважин и способность системы заводнения обеспечивать поддержание пластового давления на начальном уровне.

3. С целью обоснования применимости теоретических формул расчета дебитов СГО для различных типов коллекторов месторождений Татарстана выделены три группы СГО: I — средние начальные дебиты скважин выше расчетных дебитовII — средние начальные дебиты находятся в диапазоне расчетныхIII — средние начальные дебиты скважин ниже расчетных дебитов. Выявлено, что в первую группу попадают 56,1% скважин, пробуренных на бобриковские отложения, 27,3% скважин второй группы относится к башкирскому ярусу, и 67,1% скважин турнейского яруса попадают в зону третьей группы скважин с горизонтальным окончанием. Значения начальных дебитов нефти скважин с горизонтальным окончанием имеют тенденцию к отклонению от расчетных дебитов в сторону уменьшения в зависимости от увеличения длины горизонтального участка ствола.

4. Для отложений бобриковского горизонта определена зависимость начального дебита нефти от работающей длины горизонтального ствола скважины с горизонтальным окончанием. Показано, что с увеличением работающей длины горизонтального ствола скважины с горизонтальным окончанием наблюдается тенденция к росту начального дебита нефти.

5. Созданы основные принципы проектирования горизонтального ствола для условий месторождений Республики Татарстан, характеризующихся структурой остаточных запасов нефти с преобладающей долей трудноизвлекаемых запасов в карбонатных и низкопроницаемых в терригенных коллекторах, водонефтяных и высокообводненных зонах, с нефтью повышенной вязкости. В частности, показано, что траекторию горизонтальных стволов в зоне ВНК необходимо проводить в карбонатных коллекторах не менее чем на 10 м выше гипсометрической отметки ВНК, в терригенных — не менее чем на 3 м. Получена зависимость дебита нефти и обводненности скважины с горизонтальным окончанием от расстояния горизонтального ствола до ВНК для терригенных и карбонатных отложений.

6. Впервые численно решена задача о совместном движении многофазного многокомпонентного флюида в пласте и в стволе скважины с горизонтальным окончанием. Показано, что при добыче нефти с вязкостью больше 90 мПахс при движении многофазного флюида по горизонтальному стволу скважины наблюдаются потери давления, соизмеримые с депрессией на пласт.

Практическая значимость полученных результатов:

1. Применительно к объектам разработки Республики Татарстан показано, что при выборе оптимальной конфигурации скважин с горизонтальным окончанием необходима оценка экономической жизнеспособности проекта, учитывающая факторы, которые могут оказать значительное влияние на финансовые результаты. Это — характеристики коллектора, способы и методы разработки, производственные возможности, наличие соответствующих технологий, а также опыт буровой компании и планирование.

2. По полученной зависимости начального дебита нефти от работающей длины горизонтального ствола скважины с горизонтальным окончанием к бурению на отложения бобриковского горизонта рекомендуются скважины с длиной горизонтального ствола более 200 м.

3. Разработанные критерии по выбору объектов и принципы по применению горизонтального бурения использовались в НИР «Создание систем разработки нефтяных месторождений ГС с целью увеличения охвата пласта воздействием. Анализ влияния геолого-физических условий, технологических параметров и конструкции забоя на эффективность работы горизонтальных скважин» (договор № А.9.2−68/98, 2000 г.), «Сопоставительный анализ горно-геологических условий, техники, технологии и эффективности строительства ГС И БГС в Республиках Удмуртия и Татарстан» (договор № А.6.2.66/01, 2001 г.), «Повышение эффективности и конечной нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекае-мыми запасами при разработке системой многофункциональных „интеллектуальных“ скважин» (2002 г.), «Анализ эффективности применения горизонтальных технологий (ГС, БГС) на нефтяных месторождениях ОАО Татнефть» (2003 г.), «Мониторинг применения горизонтальной технологии в ОАО «Татнефть» (договор № 05.2460.05, 2005 г.), «Мониторинг применения горизонтальной технологии в ОАО Татнефть» (2010 г.).

4. Авторские разработки использованы при составлении РД 39−147 585−214−00 (МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии, 2000 г.), РД 15 339.0−421−05 (МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по геолого-технологическому обоснованию бурения горизонтальных, многозабойных скважин и боковых горизонтальных стволов, 2005 г.), РД 153−39.0−426−05 (МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по расчету дополнительной добычи нефти от технологии «Бурение многозабойных скважин», 2005 г.), РД 153−39.0597−08 (МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО по технологии разработки слабовырабатываемых запасов (тупиковые зоны, линзы, водонефтяные зоны, целики в заводненных зонах, микроструктуры в заводненных зонах) с горизонтальными и наклонными скважинами, скважинами с горизонтальными и вертикальными боковыми стволами, 2008 г.).

5. Под научным руководством автора защищена диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Андреевым Д. В. на тему «Повышение эффективности разработки карбонатных трещинно-поровых коллекторов нестационарным гидродинамическим воздействием».

6. Результаты исследований, выполненных автором, применяются исследовательскими службами ОАО «Татнефть».

Апробация работы.

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на заседаниях технико-экономического Совета ОАО «Татнефть», а также на российских и международных конференциях, симпозиумах и форумах: межд. конф. «Разработка газоконден-сатных месторождений» (г.Краснодар, 1990 г.), International Conference «Flow throughout porous media: fundamentals and reservoir engineering applications» (Moscow, 1992), межд. конф. «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и битума» (г.Казань, 1994), совещании в АО «Татнефть» по проблемам повышения нефтеотдачи (г.Альметьевск, сентябрь 1995 г.), на семинаре-дискуссии «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения» (Бугульма, 27−28 мая 1996), науч.-техн. конф. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г.Москва, 2224.01.97), конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (15−20.06.1997, г. Туапсе, Роснефть-Термнефть), на Втором Международном Симпозиуме «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения» (Санкт-Петербург, 23−27.06.1997 г.), на науч.-практ. конф. VI Международной специализированной выставки «Нефть, газ — 1999» (Казань), на Юбилейной конф. «Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений» (Санкт-Петербург, 1999 г.), на семинаре-дискуссии «Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование» (р.п. Актюба, 2−3.12.1999 г.), на науч.-практ. конференции VII Межд. специализированной выставки «Нефть, газ — 2000» «Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений» (Казань, 5−8.09.2000 г.), на 3-й межд. науч.-практ. конф. «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 2428.09.2001 г.), 11th Oil/Gas & Petrochemical Congress & Exhibition (Upstream Oil Industry) (2931 October, Tehran, Iran), на науч.-практ. конф. «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения», посвященная 10-летию Академии наук Республики Татарстан (Казань, 29−30 ноября 2001 г.), VII Межд. конф. «Стр-во горизонтальных скважин» (Ижевск, 23−24 октября 2002 г.), Меж-рег. геолог, научн.-техн. конф. «Эффективность геологоразведочных работ и результаты опытно-промышленных работ по использованию новых технологий поиска залежей углеводородов» (г. Лениногорск, 23−25 апреля 2003 г.), A Forum to Discuss Field Work and Reservoir Management, through the use of Multilateral, Intelligent Completions, and Expandables by Russian and International Oil and Gas Companies (Radisson SAS Slavyanskaya Hotel. Moscow, Russia. June 24−26, 2003), IV Межд. науч.-практ. конф. «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 29.09−3.10.2003 г.), практ. конф. «Новые технико-технологические решения в области строительства наклонных и горизонтальных скважин» (Москва, «Renaissance Moscow Hotel», 16 июня 2004 г.), Московском Форуме Информационных Технологий Компании Landmark Graphics (Москва, 20−23 сентября.

2004г), XI Межд. конф. по разработке нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами (Ижевск, 2−3 ноября 2004 г.), OGJ Russia Petroleum Technology Forum «Downhole High-Tech Well Technologies» (Expocentr Moscow, Russia, 2005, 9−10 March), науч.-техн. конф. «О перспективах разработки карбонатных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти» (Лениногорск, 26 апреля 2007 г.), VII науч.-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 25−27.09.2007г.), науч.-техн. конф. «Техника и технология разработки нефтяных месторождений» посвященной 60-летию начала промышленной разработки Ромашкинского месторождения (Лениногорск, 15.08.2008 г.), III науч.-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг, 1618.09.2008г.), IX науч.-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Небуг, 15−17.09.2009г.), Юбилейной конференции, посвященная 60-летию ОАО «Татнефть» (Альметьевск, 28.05.2010 г.), X науч.-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (Геленджик, 2123.09.2010г.), 2-ой Межд. конф. ЭНЕРКОН. «Актуальные вопросы инновационного развития нефтегазовой отрасли» (Москва, 22−24 июня 2011 г.).

Публикации. По результатам проведенных исследований, и представленных в данной работе, опубликовано 67 научных работ, в том числе одна монография, шесть печатных работ в источниках, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ, получено одно авторское свидетельство. Выпущено четыре руководящих документа отраслевого и регионального значения.

Объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения и списка литературы. Работа содержит 388 страниц машинописного текста, 238 рисунков, 26 таблиц, 258 библиографических ссылок.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. По результатам анализа эксплуатации БС и БГС в ОАО «Татнефть» показано, что успешность мероприятий по проводке БС в основном зависит от точности определения величины и местоположения остаточных запасов. Технологическая эффективность проводки вторых стволов зависит от обоснованности ориентации ствола, целесообразность бурения определяется количеством экономически рентабельных остаточных запасов. При выборе скважин под проводку БС необходимо учитывать и степень охвата заводнением пластов, вскрывающихся в разрезе на момент проведения операции по проводке БС. В этой связи необходимо по каждой скважине провести детальный анализ разрезов соседних скважин и характера распространения коллекторов по пластам, которые являются объектами для проводки БС. При эксплуатации БС особую трудность представляет изоляция обводненных интервалов, в связи с этим, при составлении проекта на бурение БС необходимо предусмотреть меры по исключению быстрого прорыва воды.

2. По результатам 35-ти летней эксплуатации СГО в Республике Татарстан выявлены основные причины их низкой продуктивности: — различное распределение пластового давления в области дренирования скважины в связи с тем, что большинство СГО бурятся на уже разрабатываемых месторождениях- - извилистость ствола скважины- - неоднородность пласта по простиранию, особенно для длинных скважин- - наличие локальных зумпфов в стволе, в которых наблюдается скопления воды и газа- - наличие воды в стволе и в призабойной зоне скважины- - недостаточное качество вскрытия продуктивного пласта, качество бурового раствора (его высокая плотность) — - бурение на осложненных геологических условиях- - наличие плотных прослоев, высокая слоистость- - неудовлетворительное обеспечение системы ППД.

3. По широкому обзору теоретических исследований и по результатам строительства и эксплуатации десятков и сотен СГО получено, что ожидаемая высокая эффективность применения данной технологии бурения в большей степени зависит от особенностей геологического строения продуктивного пласта — его расчлененности, анизотропии, характера трещиноватости, неоднородности, пористости, проницаемости, толщины и т. д. Никакие, даже самые передовые технологии, по степени влияния на продуктивность скважин не могут конкурировать с природными свойствами пластов.

4. Показано, что все месторождения, находящиеся на территории республики Татарстан, сложнопостроенные, многопластовые, многозалежные и характеризуются структурой остаточных запасов нефти с преобладающей долей трудноизвлекаемых в карбонатных и низкопроницаемых в терригенных коллекторах, водонефтяных и высокообвод-ненных зонах, с высоковязкой нефтью.

5. Выделены основные задачи и критерии применения СГО на месторождениях и залежах республики: — выработка запасов нефти под населёнными пунктами и их сани-тарно-защитными зонами, природоохранными и курортными зонами- - форсирование ввода запасов нефти в разработку- - выработка запасов нефти тупиковых и линзовидных участков нерентабельных по запасам для размещения самостоятельной сетки вертикальных скважин- - уменьшение затрат на тонну добытой нефти за счёт уменьшения проектного фонда добывающих скважин и экономии на инфраструктуре- - выработка запасов нефти из алевролитов и глиносодержащих коллекторов- - выработка запасов нефти и создание систем заводнения в маломощных пластах с ограничением пласта по разрезу непроницаемыми породами- - создание систем поддержания пластового давления- -обеспечение избирательного заводнения по разрезу- - интенсификация добычи нефти путём увеличения дебита добываемой продукции- - выработка запасов нефти в водонефтяных зонах- - избирательная выработка запасов нефти по разрезу- - снижение интенсивности обводнения добываемой продукции.

6. По результатам бурения более 100 СГО на башкирско-серпуховских отложениях получены следующие критерии: — наиболее слоистую и неоднородную часть разреза че-ремшанского и мелекесского горизонтов при строительстве СГО целесообразно перекрывать колонной, оставляя её в качестве объекта возврата, который можно разрабатывать совместно с пластовыми залежами верейского горизонта- - траектория УГЧСС прокладывается в наиболее продуктивной части разреза, в отложениях прикамского и протвинско-го горизонтов- - при наличии нескольких пропластков траектории УГС проводятся ступенчато с избирательным вскрытием наиболее проницаемых пропластков с использованием их в качестве каналов дренирования.

7. По результатам 35-ти летнего опыта эксплуатации СГО в Республике Татарстан, выделены основные критерии по выбору объектов под горизонтальное бурение: геологический, технологический, технический и экономический.

8. По анализу эффективности эксплуатации всего фонда СГО, выделенного по тер-ригенным и карбонатным отложениям, установлена зависимость дебита нефти и обводненности от расстояния УГС до ВНК: 54% фонда скважин терригенных отложений с УГС выше 3 м от ВНК и 73% скважин карбонатных отложений с УГС выше 10 м имеют наилучшие технологические показатели. Поэтому при бурении СГО траекторию УГС в зоне с ВНК необходимо проводить: в карбонатных коллекторах не менее чем, на 10 м выше гипсометрической отметки ВНК, в терригенных — не менее чем, на В м.

9. Используя накопленные знания, полученные при исследовании результатов опытно-промышленных работ по использованию технологии разветвленно-горизонтального бурения в ОАО «Татнефть», все объекты разработки подразделены нами по перспективности и эффективности на три категории:

— первая категория: объекты с благоприятными геолого-физическими и технологическими критериями (массивные залежи турнейского и башкирского возраста с нефтена-сыщенными толщинами не менее 10 м и пластовые залежи верейского и яснополянского возраста с нефтенасыщенными толщинами не менее 3 м);

— вторая категория: объекты с повышенным геологическим и технологическим риском для разветвленно-горизонтального бурения, связанного с высокой расчлененностью нефтенасыщенных объектов, представленных пластами-коллекторами толщиной менее 2 м, наличием газоносного разреза выше нефтяных залежей, зональной ограниченностью залежей и высокой выработанностью запасов. К этой категории относятся почти все объекты разработки многопластового типа башкирского возраста с высокорасчле-ненными карбонатными коллекторами;

— третья категория: водонефтяные зоны и подошвенные части залежей, а также вы-соковыработанные объекты, для которых геологически, технологически и экономически разветвленно-горизонтальная технология неприемлема.

10. По результатам анализа горизонтального бурения в Республике Татарстан показано, что в зоне с ВНК траекторию УГС необходимо проводить: в карбонатных коллекторах не менее, чем на десять метров выше гипсометрической отметки ВНК, в терригенных — не менее, чем на три метра. Наличие в зоне ВНК плотного прослоя облегчает решение задачи исключения подтягивания конуса воды, и, расстояние до его кровли устанавливают в зависимости от толщины плотного прослоя и его петрофизической характеристики. При отсутствии ВНК траектория СГО и БГС может быть максимально приближена к подошве продуктивной части пласта.

11. По результатам статистического анализа 35-ти летней эксплуатации СГО получена зависимость дебита нефти по объектам от длины УГС, из которой видно, что:

— по турнейским СГО наибольший дебит по нефти (4,9 т/сут) достигается при длине УГС в среднем 159 м и их дальнейшее увеличение не приводит к заметному приросту дебита;

— по бобриковским СГО наибольший дебит по нефти (11,3 т/сут) достигается при длине УГС в среднем 140 м, но в близких горно-геологических условиях в ВНЗ протяженные УГС могут повысить эффективность разработки за счет более низкого темпа обводнения;

— по башкирским СГО наибольший дебит по нефти (5,9 т/сут) достигается при длине УГС, равном в среднем 368 м. Но нужно заметить, что со временем эксплуатации с ростом обводненности продукции происходит заметное снижение текущего дебита по нефти от начального.

12. Получены интересные зависимости дебита нефти по объектам от перфорационной мощности вскрытия разреза в зависимости от профиля УГС:

— по башкирским СГО с нисходящим профилем УГС (25 скв.) дебиты нефти линейно возрастают с увеличением перфорационной мощности, а с горизонтальным профилем (9 скв.) — снижаются;

— по бобриковским СГО (54 скв.) по всем профилям, кроме волнообразного (10 скв.), дебиты нефти возрастают с увеличением перфорационной мощности;

— по турнейским СГО по всем профилям (79 скв.), кроме волнообразного (9 скв.), дебиты нефти возрастают с увеличением перфорационной мощности.

13. На основе анализа статистических данных по эксплуатации более 500 СГО в течение 35 лет, выделен диапазон рассеивания расчетных дебитов нефти в зависимости от длины УГС и проведено их сопоставление с фактическим дебитами. Получено, что из рассмотренных 420 СГО всех продуктивных объектов, находящихся в эксплуатации в ОАО «Татнефть», только у 23% СГО дебиты нефти находятся в диапазоне рассеивания расчетных значений, у 68% - ниже и у 10% - выше. По объектам эксплуатации 28% СГО бобриков-ского объекта, 26% турнейского объекта и 14% башкирского объекта находятся в диапазоне рассеивания расчетных значений. Дебиты основного количества СГО находятся ниже диапазона рассеивания, например, по башкирскому объекту — 83% СГО, 37% - бобриков-ского объекта и 72% - турнейского объекта. Но есть и СГО, у которых фактические дебиты нефти выше диапазона рассеивания расчетных значений, например, по башкирскому объекту 3% СГО, 35% - по бобриковскому объекту и 3% - по турнейскому объекту.

14. Проведенные исследования по оценке влияния толщины пласта и размещения УГС на эффективность эксплуатации СГО показали, что местоположение УГУС СГО между кровлей и подошвой пласта практически не оказывает существенного влияния на продуктивность СГО, что также подтверждается результатами анализа эксплуатации 304 СГО. Но по башкирскому и бобриковскому объектам резко влияет на обводненность продукции. Это значит, что в сравнительно однородных пластах ствол скважины в продуктивном пласте можно размещать в верхней половине продуктивного пласта, подстилаемого подошвенной водой для продления безводного периода её эксплуатации.

15. По аналитическим расчетам дебита СГО с двумя или более УГС получено, что расчетные дебиты нефти дают несколько завышенные значения. Это завышение дебитов СГО, по мнению автора, связано в основном с тем, что формулы не учитывают такие факторы, как трехмерность течения жидкости, неучет анизотропии пластов по проницаемости, эксцентричность расположения УГУС в пласте и загрязнение околоскважинной зоны пласта.

16. По результатам аналитических исследований установлено, что степень загрязнения призабойной зоны пласта прямо зависит от длины УГС МЗС и продолжительности их бурения.

17. Показано, что в виду того, что строительство СГО достаточно дорогостоящее мероприятие, требующее детальной проработки вопросов оценки извлекаемых запасов нефти, плотности и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, выбора направления и профиля горизонтального ствола, главным инструментом по снижению рисков при бурении скважин сложной конструкции является математическое моделирование.

18. На примере разработки конкретного участка Сарапалинского месторождения Татарстана с бурением СГО установлено, что данная технология позволяет не только снизить общие капитальные затраты и стоимость разработки залежи, равно как и текущие расходы, через уменьшение числа необходимых для максимальной выработки запасов нефти скважин, но и позволяет свести к минимуму размеры буровых площадок и связанные с ними неблагоприятные воздействия на окружающую среду.

19. По результатам сравнительных гидродинамических расчетов по исследованию особенностей системы разработки ППД с применением СГО (на примере опытного участка залежи турнейского яруса Сиреневского месторождения) показано, что:

— наиболее реальным является увеличение интенсивности системы заводнения по мере выработки запасов, так как забойные давления с самого начала разработки должны быть оптимальными для залежи конкретного геологического строения на рассматриваемом интервале времени;

— вытеснение нефти из пониженных в более повышенные участки, из слабонефте-насыщенных, слабопроницаемых в более продуктивные нефтенасыщенные зоны, из расчлененных зон в зоны слияния более эффективно, чем в обратном направлении.

20. Впервые по результатам совместного численного решения задачи о движении многофазной многокомпонентной жидкости в пласте и задачи для ствола СГО показано, что при добыче высоковязкой нефти при движении многофазной жидкости по УГС СГО наблюдаются перепады давления, соизмеримые с перепадом давления по всему пласту.

21. По результатам геолого-технологического моделирования участка турнейской залежи Пионерского месторождения с эксплуатирующимися МЗС № 6159 и № 6160 установлено, что:

— ввод в эксплуатацию МЗС с несколькими УГС на разрабатываемых месторождениях (залежах) оказывает существенное влияние на дебиты окружающих ВС, в связи с этим, с увеличением количества УГС, вскрывающих продуктивные пропластки, приток нефти к УГС увеличивается за счет окружающих скважин;

— у МЗС, УГС которых вскрывают высоко пористые пропластки, дебит нефти каждого УГС зависит от обводненности линейно, а у УГС, вскрывающих низко пористые пропластки, дебит нефти имеет тенденцию к резкому падению при небольшой обводненности;

— с увеличением количества УГС МЗС от одного до трех, дебит нефти линейно увеличивается.

— при заложении МЗС для разработки нефтяных залежей необходимо учитывать взаимовлияние УГС МЗС друг на друга, а также самих МЗС.

22. С использованием огромного зарубежного опыта и детального анализа результатов более 35-летней эксплуатации СГО и путем дальнейшего совершенствования базы знаний создан соответствующий регламент реализации данной технологии в будущем в ОАО «Татнефть».

23. Технико-экономический анализ результатов гидродинамического моделирования вариантов разработки с использованием системы заканчивания с интервальной регулирующей задвижкой показал, что применение предлагаемой технологии «интеллектуальных» СГО позволяет ограничить добычу воды и оптимизировать конечную нефтеотдачу при определенных затратах на покупку соответствующего оборудования. В целом, разработка месторождения СГО с использованием системы заканчивания с интервальной регулирующей задвижкой и с применением системы заводнения позволит окупить единовременные затраты в течение двух лет с высокими показателями внутренней нормы рентабельности и индекса доходности.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Р.Г., Рамазанов Р. Г., Муслимов Р. Х., Хайретдинов Ф. М., Токарев М. А., Дияшев Р. Н. «Способ разработки неоднородного многопластового месторождения», патент № 2 024 740, Роспатент, 1994г.
  2. Р.Г., Рамазанов Р. Г., Низаев Р. Х. Совершенствование технологии разработки залежей в карбонатных коллекторах с применением горизонтальных скважин. // «Нефтяное хозяйство». 2006. N9 3. С. 34−36.
  3. Ф.А., Акбулатов Т. О., Хабибуллин И. В., Иштубаев A.B. О некоторых причинах низкой эффективности горизонтальных скважин. // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». -2009. № 6. С. 14−17.
  4. X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем /Пер. с англ. под ред. М. М. Максимова. М.: Недра, 1982. -407с.
  5. З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995.144 с.
  6. З.С., Ребриков A.A. Изменение пластового давления по длине горизонтального ствола, вскрывшего наклонный пласт, при исследовании скважин на стационарных режимах фильтрации. // «Технологии нефти и газа». 2007. № 5. С. 55−59.
  7. В.Е., Котенев Ю. А., Давыдов В. П. Перспективы применения систем горизонтальных скважин на месторождениях НГДУ «Ишимбайнефть». // «Нефтепромысловое дело», -1997, № 2, -С. 33
  8. Д.А., Мурдыгин Р. В., Амирян С. Л., Хатмуллина Е. И. Оценка эффективности применения оборудования для контроля притока в горизонтальных скважинах. // «Нефтяное хозяйство». -2007. № 11. -С. 84−87.
  9. C.B. Бурение горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов в ОАО «Удмуртнефть». // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море».-1998. -№ 3−4. -С.16−18.
  10. И.С., Пасынков А. Г., Худяков Д. Л., Габдулов Р. Р., Никишов В. И., Сливка П. И. Одновременно-раздельная эксплуатация многопластовых скважин. Создание «интеллектуальной» скважины. // «Нефтяное хозяйство». -2008. № 11. -С. 66−70.
  11. К.Б., Боргест Т. М., Шашель А. Г., Колеснев C.B., Шпан В. Я. Опыт вскрытия нефтяных пластов горизонтальными скважинами. // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 1998. — № 8.
  12. В.Ф. О развитии технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. // «Нефтяное хозяйство», -2000, № 6, -С. 41−42.
  13. Составление методического руководства по проектированию систем разработки нефтяных месторождений с помощью горизонтальных скважин. (Этапы 1,2,3). Том 1. Отчет о НИР /ВНИИ. Рук. Баишев H./1. -Дог.93.210.94 -Москва, 1994. -140с.
  14. Н.К. О повышении нефтеотдачи пластов. // «Нефтяное хозяйство». -1997. № 11. -С. 6−9
  15. Н.К., Абызбаев Б. И., Калинин А. Г., Ворожбитов М. И., Гноевых А. Н., Поташников В. Д., Цырин Ю. З. Совершенствование бурения горизонтальных и разветвлен-но-горизонтальных скважин. // «Нефтяное хозяйство». 1997. -№ 4 — С.8−9.
  16. Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. -М.: Недра, 1984. -211с.
  17. С.Н., Харламов К. Н., Харламов А. К., Шешукова Г. Н. Системный подход к проектированию схем разбуривания месторождений горизонтальными и многоствольными скважинами. //Нефтяное хозяйство. 2005. № 5. С. 55−57.
  18. Г. И., Самигуллин В. Х. Технико-экономический анализ бурения горизонтальных скважин в Башнефти. // «Нефтепромысловое дело». 1995. -июнь. — С.32−33
  19. В.Ю., Стелъмак Р. В. Анализ исследований влияния трения на производительность горизонтальной скважины. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2006. № 5. С. 2−5.
  20. Е.И., Сучков Б. М., Каменщиков Ф. А. Повышение дебита горизонтальных скважин. // «Нефтяное хозяйство». 1998. — № 3. -С. 35−36.
  21. Е.И., Сучков Б.M., Савельев В. А., Зубов Н. В., Головина Т. И. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. // «Нефтяное хозяйство» -1998. -№ 3. -С. 19−21
  22. . Горизонтальное бурение фирмы Эльф Акитэн. //Доклад на нефтяном симпозиуме в Австралии (октябрь 1984 г.) -М.: ВНИИОЭНГ, -1984.
  23. Ю.П. и др. Добыча нефти с использованием горизонтальных и многозабойных скважин. -М.: Недра, 1964.-306 с.
  24. Ю.П., Пилатовский В. П., Табаков В. П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. -М.: Недра, 1964.-165с.
  25. В.А., Орел В. Е., Челпанов П. И. Разработка залежи нефти на ЮжноКарской площади многозабойными скважинами. // «Нефтяное хозяйство». 1961 -N22
  26. К., Телес Ж., Вроубел Л. Методы граничных элементов М.: Мир, 1987. -524с.
  27. В.Ф. Технология и техника проводки направленных скважин на севере Европейской части России: Дис. докт. техн. наук. Ухта — Уфа, 1994. — 500 с.
  28. В.Ф., Бакаушина Н. С., Кейн С. А. и др. Выбор оптимального числа горизонтальных скважин в кусте. // «Нефтяное хозяйство». -1990. N9 8. С. 14−16.
  29. В.Ф., Кейн С. А., Юдин В. М. и др. Техника и технология бурения многозабойных скважин в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. М.: ИРЦ Газпром. НТС «Геол., разраб. и эксплуат. газов, и газоконденсат, месторожд.», № 7,1999. — С. 9−15.
  30. О.В. Сургутнефтегаз лидер технического перевооружения в нефтегазовой отрасли. // «Нефтегазовые технологии». -1998. -№ 3. — май-июнь. -С. 12−13.
  31. Г. Г., Муркес М. Н., Рождественский В. А. и др. К использованию теории фильтрации многокомпонентных смесей для прогноза характеристик вытеснения нефти водой и газом. //Тр. ВНИИ. -1977. Вып.61. -С.3−23.
  32. .П., Галлямов К. К., Хмелевский М. С., Кульчицкий В. В., Павык В. Н., Назаров С. А. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении. // «Нефтяное хозяйство». -1997. № 6. — С.41−42.
  33. В.Е., Исайчев В. В., Курбанов А. К. и др. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. -М.: ВНИИ, -1994. Вып. 78. -С.29−35.
  34. К.Х., Лозин Е. В., Тимашев Э. М., Козлов Ю. А., Минликаев В. З. Проектирование и реализация систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных скважин. // «Нефтяное хозяйство». -2000, № 12, -С. 123−127
  35. Я.С., Кнеллер /I.E., Грезина O.A. К оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальной скважины. // «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». 2000. — № 8.
  36. Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. -М.: КУбК -а, 1997.-351С.
  37. Н.Э., Юмашев Р. Х., Гилязев P.M., Самигуллин В. Х. Опыт строительства горизонтальных скважин на месторождениях АНК «Башнефть». // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 1998. -№ 3−4. -С. 11.
  38. P.M. Разработка и совершенствование строительства нефтяных скважин с боковыми стволами. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа, 2003 г.
  39. Л.В., Блинникова Т. П. Аналитический обзор по результатам строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в нефтедобывающей промышленности за 1990−1996 г.г. -М.: ВНИИОЭНГ, 2000. 117 с.
  40. В.А. Влияние объема и качества информации на точность прогноза эффективности бурения скважин с горизонтальным продолжением ствола. // «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». -2007. № 11. С. 28−31.
  41. A.M. Многозабойное вскрытие пластов в Бориславе. // Нефтяник. -1957. -№ 10. -С.27−29.
  42. A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. -М.: Недра, 1969. -200с.
  43. A.M. Разветвленно-горизонтальные скважин. //Нефтяное хозяйство. -1976. № 11. -С.19−22.
  44. A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины Григоряна. //Доклад на Седьмом Европейском Симпозиуме по увеличению нефтеотдачи пластов (27−29 октября 1993 г.) -М. -1993.
  45. A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины ближайшее будущее нефтяной промышленности. //Нефтяное хозяйство. -1998. № 11. -С.16−20.
  46. В.Г. Основные допущения и точность формул для расчета дебита горизонтальных скважин // «Нефтяное хозяйство». -1992. № 7. -С.5−6.
  47. Х.Г. Строительство в западной Туркмении первой горизонтальной скважины. // «Нефтяное хозяйство». -1991. № 8. -С.6−9.
  48. Гудков-Кученков С.Ю., Кучумов П. Н. Применение многоствольных скважин для интенсификации нефтедобычи. // «Бурение и нефть». -2009. № 1. -С. 24−26.
  49. Г. З., Брусиловский А. И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. М.: Недра, 1984. — 264 с.
  50. A.A. Типизация продуктивных разрезов карбонатных отложений девона и карбона на эксплуатационных землях Татарии в связи с петрофизическим районированием. //ТатНИПИнефть. -Бугульма. -1985
  51. H.A. Гидравлика газожидкостных смесей в бурении и добыче нефти. -М.: Недра, 1988, -237с.
  52. П.И., Попов С. Б., Ярмахов И. Г. Применение систем горизонтальных скважин для разработки газовых и нефтяных месторождений. // «Горный вестник». -1997. № 3.
  53. В.М., Панков В. Н., Панько С. В. Математическая теория целиков остаточной вязкопластичной нефти. -Изд-во Томского Университета, 1989. -40с.
  54. В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи пластов). -М.: ИПМ АН СССР, 1980. Препринт № 161. -63с.
  55. В.М., Зазовский А. Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. -М.: Недра, 1980. -232с.
  56. В.П., Харламов К. Н., Наумов В. И. и др. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз». Сб. «Нефть Сургута», «Нефтяное хозяйство», -1997.
  57. В.П., Щавелев Н. Л., Наумов В. И., Фадеев Е. А. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин. // «Нефтяное хозяйство». -1997. № 9. -С.32−35.
  58. Ю.П., Розенберг М. Д. О фильтрации многокомпонентных систем. //Тр. ВНИИ. -1962. Вып.18. -С.9−13.
  59. Я.М., Леви Б. И. Расчет на ЭВМ циклического и физико-химического заводнения при их совместном применении. //Тр. БашНИПИнефть. -1979. Вып.55. -С.71−77.
  60. А.И. Об эффективности применения горизонтальных скважин в разработке месторождений нефти. // «Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом». -2007. № 10. -С. 23−31.
  61. И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. -М.: Ижевск: Институт компьютерных технологий. -2006. -356с.
  62. В.В., Суркова М. Л. Оценка коэффициента продуктивности нефтяной скважины при снижении забойного давления ниже давления насыщения. // «Нефтяное хозяйство». -2007. № 2. -С. 51−54.
  63. А.Г. Вопросы снижения эффективности горизонтальных и разветвлён-но-горизонтальных скважин. // «Инженер-нефтяник». -2009. № 2. -С. 18−19.
  64. А.Г., Григорьян H.A., Султанова Б. З. Бурение наклонных скважин. Справочник. -М. Недра, 1990 г.
  65. Ю.И., Мартынов С. А., Фасхутдинов Р. Ш. Особенности строительства многозабойных горизонтальных скважин в Нурлатском УБР УК «Татбурнефть». // «Бурение и нефть». -2009. № 10. -С. 39−39.
  66. М., Гапонова Л., Карнаухов М. Особенности разработки месторождений системой многоствольных горизонтальных скважин. Практический опыт. //SPE 117 372.
  67. Р. Течение жидкости через пористые материалы / Пер. с англ. Под ред. Г. И. Баренблатта. -М.: Мир, 1961. 350с.
  68. М.В., Путохин B.C. Управление горизонтальными скважинами при моделировании разработки нефтегазовых месторождений. // «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». -2001. № 2. -С. 26−28.
  69. Ю.А. Изучение эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами на аналоговых, физических и математических моделях. /Отчет ТОО «ЦСМРнефть» о НИР. Казань, 1992. — 82 с.
  70. С.В. Эффективность применения многозабойных скважин на залежи высоковязкой нефти месторождения Зызба-Глубокий яр Краснодарского Края. // «Нефтепромысловое дело». 1994. — № 9. — С. 9−12
  71. А.И., Рыженко А. П. Обоснование эффективности применения одно-и многоствольных горизонтальных скважин на ОНГКМ. // «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе». -2007. № 12. -С. 63−67.
  72. Г. Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования /Пер. с англ. под ред. М. М. Максимова. — М.: Недра, 1979. -303с.
  73. В.И., Михайлов H.H., Гноевых А. Н. Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытии его горизонтальным стволом // «Нефтяное хозяйство». 1999. — № 8. -С. 32.
  74. В.И., Богомольный Е. И., Сучков Б. М., Дацик М. И., Савельев В. А., Стру-кова H.A. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской республики с использованием горизонтальных скважин. // «Нефтяное хозяйство». 1998. — № 3. — С. 2529.
  75. В.В. Определение длины горизонтальной нефтяной скважины при проектировании ее траектории. // «Бурение и нефть». -2007. № 12. -С. 16−17
  76. В.В. Строительство первых горизонтальных скважин на Самотлор-ском месторождении. // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 2000 — № 4, -С. 2−5.
  77. Я.В., Мартынюк Д. М., Молодило В. И. Повышение эффективности бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин. // «Нефтяное хозяйство». -2007. № 1. -С. 36−39.
  78. P.M. Лабораторные исследования процессов фильтрации в системе горизонтальных скважин. // «Нефтепромысловое дело». -2007. № 7. -С. 20−30.
  79. P.M. Лабораторные исследования по оценке увеличения коэффициента нефтеизвлечения при использовании горизонтальных скважин. // «Нефтепромысловое дело». -2007. № 7. -С. 30−34.
  80. А. Оптимизация размещения и поиска рациональных траекторий горизонтальных скважин в продуктивном пласте. // «Технологии топливно-энергетического комплекса». -2006. № 6. -С. 20−26.
  81. .И., Санкин В. М. Численное моделирование полимерного заводнения. //Тр. БашНИПИнефть. -1983. Вып.66. -С.47−57.
  82. .И. Методика численного трехмерного моделирования заводнения пластов растворами одного или двух реагентов. -Уфа, 1980. -40 с.
  83. .И., Шахмаева А. Г. Гидродинамическая модель и некоторые результаты расчетов процесса доотмыва нефти оторочка мижидкой углекислоты. //Тр. БашНИПИнефть. -1976. -Вып.47. -С.27−29.
  84. В.Н. Литология кыновской свиты востока Татарии и некоторых прилегающих к ней районов. /Известия Казанского филиала академии наук СССР. Серия геологических наук. № 4. Москва.1957 г. -с.58
  85. Э.Е. Состояние и перспективы развития геофизических исследований в горизонтальных скважинах. Научно-технический обзор /НПГН «Гере» АИС. Тверь. 1994. -207с.
  86. В.Д., Козлова Т. В. К расчету дебита горизонтальной скважины // «Нефтепромысловое дело». -1997. -№ 6. -С.15−21.
  87. В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра, 2000. 350с.
  88. В.В., Вахитов Г. Г. Оценка успешности использования капитальных вложений при проводке горизонтальных скважин // «Нефтяное хозяйство». 1999. — № 9. -С. 21−25.
  89. H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважин-ных зон. М.: Недра, 1996. — 339 с.
  90. Н.Я., Саркисянц Б. Р., Хисматов Р. Г. и др. Результаты проектирования и разработки объекта АС4−8 Федоровского месторождения с применением горизонтальных скважин. //Сб. «Нефть Сургута», Нефтяное хозяйство, 1997.
  91. В.И. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз». // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». -1998. -№ 3−4. -С. 12−15.
  92. .А., Григулецкий В. Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте. // «Нефтяное хозяйство». -1992. № 107.
  93. .А., Басниев К. С., Алиев З. С. и др. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. М.: ИРЦ Газпром, 1997. 30с.
  94. B.H., Бондарев Э. А., Миркин М. И. и др. Движение углеводородных смесей в пористой среде -М.: Недра, 1968. -189с.
  95. П.П. Об эффективности разработки нефтяных залежей терригенных отложений скважинами с горизонтальным окончанием ствола. // «Нефтепромысловое дело». -2008. № 12. -С. 14−16.
  96. А.М. Фильтрация в горизонтальной скважине. // Тр. АзНИИ по добыче нефти. -1956. -Вып.З. -С.97−105.
  97. В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. -М.: Недра. 1990. -125с.
  98. Л.М., Мухаметшин Р. З., Юсупова Т. Н. Состояние остаточных нефтей длительно разрабатываемых месторождений / Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. Казань: Новое знание, 1998, с. 336−338.
  99. В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальной скважине, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт. //Подземная гидродинамика и разработка нефтяных месторождений. -ВНИИ. 1961. -Вы п.XXXII. -С.29−57.
  100. И.С. О некоторых разработках ОАО «Саратовнефтегаз» в области строительства скважин. // Сб. докладов семинара-совещания в АО «Удмуртнефть» «Строительство горизонтальных скважин», г. Ижевск, 9−13 сентября 1996 г. М.: 1997. -С. 72−96.
  101. Полубаринова-Кочина П.Я. О горизонтальных скважинах конечной длины //Archiwum mechaniki stosowanej. VII, zeszyt 3. Warszawa, 1955.
  102. Р.Г. «Способ разработки многопластового нефтяного месторождения», патент № 2 057 913, Роспатент, 1996.
  103. Р.Г. «Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах», патент № 2 052 084, Роспатент, 1996.
  104. Р.Г., Гаах И. А., Исаева В. В., Исаев В. А., Миронова Л. М. Эффективность применения горизонтальной технологии в условиях терригенных отложений на месторождениях Татарстана. // «Нефтяное хозяйство». -2009. № 5. -С. 62−64.
  105. Рид Р., Праусниц Дж. Свойства газов и жидкостей. -Л.: Химия, 1982. -592с.
  106. Н.М., Гайнуллин К. Х., Юмашев Р. Х., Кагарманов Н. Ф., Тимашев Э. М., Самигуллин В. Х. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин. // «Нефтяное хозяйство». 1996. — № 2. — С. 12−16.
  107. М.Д., Кундин С. А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче газа и нефти. -М., Недра, 1976. -335с.
  108. М.Д., Кундин С. А., Курбанов А. К. и др. Фильтрация газированной жидкости и других многокомпонентных смесей в нефтяных пластах -М.: Недра, 1969. -453с.
  109. А.З. Французская национальная выставка «Нефтьгаз-Химия 89″. // „Нефтяное хозяйство“. -1990. № 6. -С.74−78.
  110. А.Ю., Скобло В. З., Семенец В. И., Гноевых А. Н. Состояние и перспективы развития телеметрических систем на отечественном рынке буровых работ и оборудования. // „Нефтяное хозяйство“. 1995. — № 3. — С.35−37
  111. .Ф., Пономарев А. Г., Немков A.C. Поздняя стадия выработки нефтяных месторождений. -С:. Книга. -2008. -352с.
  112. В.Х., Хамитов И. М., Бикмухаметова Г. И. Строительство горизонтально-разветвленной скважины в АНК „Башнефть“. // „Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море“. -2000 № 1, -С. 3−5
  113. И.Б., Леви Б. И. Учет работы горизонтальных скважин в математических моделях нефтяного пласта. //"Нефтяное хозяйство», -1993.-№ 5,-С.15−17.
  114. Д.И., Палий А. О. Усовершенствованная методология гидродинамического моделирования разработки залежи горизонтальными скважинами. //"Нефтяное хозяйство". -2007. № 2. -С. 62−66.
  115. Р.В. Расчет потерь давления в загрязненной зоне вокруг ствола горизонтальной скважины. // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». -2006. № 1. -С. 12−14.
  116. Р.В. Исследование решений по определению продуктивности горизонтальной скважины. // «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». -2006. № 2. С. 22−24.
  117. Г. С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконден-сатных месторождений. -М.: НедраД974.- 224 с.
  118. К.О., Дженсен Р. Г. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта. // «Нефть, газ и нефтехимия за рубежом», -1992, № 4.
  119. М.Л., Табаков В. П., Киверенко В. М. Перспективы применения горизонтальных и многозабойных скважин для разработки нефтяных месторождений. // «Нефтяное хозяйство». -1991 № 9 — С.37−39.
  120. А.П., Стеклянин Ю. И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. -М.: Недра. 1965. -289С.
  121. В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2004. -584 с.
  122. Труды 1-й международной конференции ВЫСОКОТЕХНОЛОГИЧНЫЕ СКВАЖИНЫ, Россия, 2003.
  123. Р.Т. К расчету эффективности наклонных и многозабойных скважин. //Тр. ТатНИПИнефть. -1973.-Вып. 22.-С.42−47.
  124. К. Численные методы на основе метода Галеркина -М.: Мир, 1988.355с.
  125. И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования. Диссертация на соискание ученой степени канд. тех. наук. Бугульма, 2002. 161 с.
  126. Л.Н., Хакимзянов И. Н. Построение трехмерных геологических моделей многопластовых месторождений для определения оптимального варианта разработки. // Георесурсы. Казань, 2002. — С.26−29.
  127. И.Н., Хисамов P.C., Ибатуллин P.P., Фазлыев Р. Г., Никифоров А. И. Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений. Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2011. -320 с.
  128. И.Н. Опыт эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Татарстана. // «Нефтяное хозяйство». -2012. № 1. — С. 82−84.
  129. А.Н. Геолого-промысловое обоснование доразработки нефтяных месторождений бурением боковых горизонтальных стволов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Бугульма, 1999 г.
  130. Р.Д., Сахаров В. А., Еремин H.A. Сравнение технологических показателей работы многозабойных скважин различной конфигурации. // «Нефтяное хозяйство». -1999. № 1. — С. 45−46.
  131. P.C. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов. Альметьевск, АГНИ, 2008, 188 с.
  132. P.C. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. -М:. Недра. 2004. -628с.
  133. P.C., Ибатуллин P.P., Хакимзянов И. Н., Фазлыев Р. Т. Опыт строительства и эксплуатации многозабойных скважин. // «Нефть и жизнь». -2005. № 3 (15). -С. 4243.
  134. P.C., Ибатуллин P.P., Хакимзянов И. Н., Фазлыев Р. Т., Петров В. Н. Опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры в ОАО «Татнефть». // «НТЖ Технологии ТЭК». -2004. № 6 (19). -С.19−25.
  135. P.C., Султанов A.C., Абдулмазитов Р. Г., Зарипов А. Т. Геологические и технологические особенности разработки залежей высоковязких и сверхвязких нефтей. -М.: Фэн Академии наук РТ. -2010. 335с.
  136. Н.Д., Буслаев В. Ф., Юдин В. М., Некрасов Л. А. Оценка ресурсов и технологий разработки газосодержащих залежей Печорского угольного бассейна. // Сб. докл. УИИ «Актуальные проблемы геологии нефти и газа». Ухта, -1999. С. 138−141.
  137. И.А., Евдокимова В. А., Кочина И. Н. Увеличение предельного безводного дебита несовершенной скважины в нефтяном пласте с подошвенной водой за счет одновременного раздельного отбора воды и нефти. Нефть и газ, № 2,1958.
  138. И.А. Подземная газогидродинамика. -М.: Гостоптехиздат. 1963.395С.
  139. А.Н. Нисленные решения задач фильтрации в водонефтяных пластах. -Из-во Казанского университета, 1982. -208с.
  140. P.P. Что должен знать и уметь применять на практике современный руководитель для создания новых ценностей в своей компании? // «Нефтяное хозяйство». -1999, -№ 5, -С. 16−21.
  141. Р.Т., Галикеев И. А. Бурение горизонтальных скважин и боковых стволов в ОАО «Удмуртнефть». // Сб. докл. семинара совещания в АО «Удмуртнефть» г. Ижевск, 9−13 сентября 1996, «Строительство горизонтальных скважин», С.168−175.
  142. Н.З. Особенности геологического строения и перспективы нефтеносности карбонатных отложений среднего карбона Юго-Востока Татарской АССР. Диссертация на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук, Бугульма, 1986 г.
  143. Х.Г. Численное решение задач фильтрации смесей углеводородов, С02 и воды //Тез. докл. на Всесоюзном семинаре: «Современные проблемы и математические методы теории фильтрации» -М.: ИПМ АН СССР ИТПМ СО АН СССР, -1984. -С.114−115.
  144. Х.Г. Двухмерная численная модель процесса трехфазной фильтрации газожидкостных систем //Тез. докл. и сообщ. на творч. конф. молодых ученых и специалистов «Роль молодежи в повышении эффективности добычи нефти» Уфа, 1979. -С.19−20.
  145. Х.Г. О смешанном режиме вытеснения нефти водой // Науч.-техн.сбор. Проблемы нефти и газа Тюмени. -1985. -С.25−29.
  146. В.В., Ельцов И. Н. Особенности зон внедрения при бурении горизонтальных скважин // Прикладная механика и техническая физика. 2004. — Т. 45. — N9 6. — С. 72−81.
  147. В.Н. Анализ и выводы из сопоставления разработки месторождения Ромашкинского и Прудо Бей. // «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». -1994. -№ 9. -С. 33−46.
  148. В.М., Кузнецов Н. И., Буслаев В. Ф. Концепция поисков и разведки месторождений углеводородов с использованием новых технологий. // СНТ: «Проблемы освоения новых ресурсов Европейского Севера». УГТУ, Ухта, 1999. вып.4. — С.32−37.
  149. А.Ф., Фазлыев Р. Т., Миронова Л. М. Применение горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. ОАО «ВНИИОЭНГ», М., -2008, -стр. 153.
  150. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами /Материалы семинара-дискуссии. -Альметьевск, 24−26 июня 1996 г.
  151. РД 153−39.0−047−00 Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений. Москва, 2000. -130с.
  152. РД 153−39−007−96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. -М., 1997. -120с.
  153. Технолого-экономический анализ и рекомендация способов заканчивания скважин в ОАО «Татнефть» и технологии строительства горизонтальных скважин под населенными пунктами: отчет по НИР /ТатНИПИнефть- Рук. И. Г. Юсупов, Р. Х. Фаткуллин. Бугульма, 2005.
  154. Анализ эффективности применения горизонтальных технологий (ГС, БГС) на нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть». Отчет о НИР /ТатНИПИнефть. Рук. Фазлыев Р. Т., Миронова Л. М. -Бугульма, 2003. -240с.
  155. Renard G.I., Dupui J.M. Influence of formation damage on the flow efficiency og horizontal wells technology. -Paper SPE, Feb. 1990.
  156. Offshore European horizontal wells /Reiss L.H. //OTC 4791. -1984.
  157. Production from horizontal wells after 5 years. /Reiss L.H. //JPT. -v.39. 1987. -1411−1416.
  158. Horizontal drilling technique at Prudhoe Bay, Alaska. /Wilkerson J.P., Smith J.H., Stagg Т.О., Walters D.A. //SPE 15 372. -1986.
  159. Joshi S.D. Angmentation of Well Productivity With Slant and Horizontal Well. //J. Of Petrol. Tech. -1988.-June, -P.729−739.
  160. Joshi, S. D.: «Horizontal and Multi-Lateral Wells: Performance Analysis, an Art or Science,» Journal of Canadian Petroleum Technology, p. 19, October 2000.
  161. Joshi S.D., Horizonral Well Techology. Oklahoma / 1991y., 553 p.
  162. Joshi, S.D.: «Horizontal Wells: Successes and Failures,» Journal of Canadian Petroleum Technology, p. 15, March 1994.
  163. Forefa A.N., Archer J.S. Modelling of Horizontal Well Performance to Provide Insight in Coning Control. Тезисы докладов на 5-ом Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи, Будапешт, 25−27 апреля 1989 г. -С.683−694.
  164. Peaceman D.W. Interpretation of Well-Block Pressure in Numerical Reservoir With Nonsquare Grid Blocks and Anisotropic Permeability//Soc. Petrol. Eng. J. 1983. -June. — P.531−543.
  165. Nghiem L.X., Fong D.K., Aziz K. Compositional modeling with an equation of state //Soc. Petrol. Eng. J. 1981. Vol.21, № 6. -P.687−698.
  166. Fusseil D.D., Yanosik J.L. An iterative sequence for phase equilibrium calculations incorporating the Redlich-Kwong equation of state //Soc. Petrol. Eng. J. -1978. Vol.18, № 3. -P.173−182.
  167. Abbas Firoozabadi. Reservoir-Fluid Phase Behavior and Volumetric Prediction With Equation of State //J. of Petrol. Techn. -1988. № 4. -P.397−406.
  168. Coats K.H. An equation of state compositional model // Soc. Petrol. Eng. J. -1980. Vol.5, № 5. -P.363−376.
  169. Landmark Graphic Corporation, VIP-EXECUTIVE Technical Reference, Version 4.0.
  170. Kazemi H., Vestal C.R., Shank G.D. An efficient multicomponent numerical simulator//Soc. Petrol. Eng. J. 1978. Vol.18, № 5. -P.355−368.
  171. Fusseil L.T., Fussell D.D. An iterative technique for compositional reservoir models //Soc. Petrol. Eng. J. 1979. Vol.19, № 4. -P.211−220.
  172. Goode P.A., Kuchuk F.J. Inflow performance of horizontal wells //SPE Reservoir Engineering. -1991, VIII. Vol.6, № 3. P.319−322.
  173. Beliveau D. Heterogeneity, Geostatistics, Horizontal Wells, and Blackjack Poker. //JPT (Dec/1995), 1068−1074.
  174. Anderson B., Druskin V., Barber T. New dimensions in modeling resistivity // Oilfield Review. 1997. — P. 41.
  175. Ding Y., Longeron D., Renard G., Audibert A. Modeling of both near-wellbore damage and natural cleanup of horizontal wells drilled with a water-based mud // SPE Report 73 733, 2002.
  176. Xiuli Wang, M.J. Economides. Horizontal well deliverability with turbulence effects // SPE Report 121 382, 2009.
  177. Tek M.R., Coats K.H., Katz D.L. The effect of turbulence on flow of natural gas through porous reservoirs //JPT. July. — 1962. — P. 799−806.
  178. Fincher, R.W.: «Short Radius Lateral Drilling: A Completion Alternative,» Petroleum Engineering International, p. 29−35,1987.
  179. Bosio, J.C., Fincher, R.W., Giannesiui, J.F., and Hatten, J.L.: «Horizontal Drilling A New Production Method,» presented at the 12th World Petroleum Congress, Houston, TX, April 1987.
  180. Dech, J.A., Hearn, D.D., Schuh, F. J. and Lenhart, B.: «New Tools Allow MediumRadius Horizontal Drilling,» Oil and Gas Journal, p. 95, July 14,1986.
  181. Guntis, Mortis, «Complex Well Geometries Boost Orinoco Heavy Oil Production Rates,» Oil and Gas Journal, February 28, 2000.
  182. O’Driscoll, K.P., Amin, N.M., Tantawi, I.Y.: «New Treatment for Removal of Mud-Polymer Damage in Multilateral Wells Drilled Using Starch-Based Fluids,» SPE Drill & Completion Journal, p. 167, September 2000.
  183. McGregor, Brian, «Exploitation of New Underbalance Drilling Technologies,» World Oil, May 1999.
  184. Kara, D.T., Hearn, D.D., Grant, L.L. and Blount, C.G.: «Dynamically Overbalanced Coiled-tubing Drilling on the North Slope of Alaska,» SPE Drilling & Completion Journal, p. 91, June 2001.
  185. Tribe, I.R., Burns, L., Howell, P.D. and Dickson, R.: «Precise Well Placement with Rotory Steerable System and Logging While Drilling Measurements,» SPE Drilling & Completion Journal, p. 42, March, 2003.
  186. Pearson, C. M. Clonts, M.D. and Vaughn, N.R.: «Use of Longitudinally Fractured Horizontal Wells in Multi-Zone Sandstone Formation,» SPE 36 454, presented at the SPE Annual Technical Meeting, Denver, CO, 1996.
  187. Ali, S., Dickerson, R.C., Brady, M.E., Panlan, M. and Foxenberg, W.E.: «Technology Advances Boost Horizontal Open-hole Gravel Packing,» Oil and Gas Journal, p. 51, July 8, 2002.
  188. Grigsby, T. and Vitthal, S: «Open Hole Gravel Packing An Evolving Mainstay Deepwater Completion Method,» SPE 77 433, presented at the SPE Technical Conference, San Antonio, TX, 2002
  189. Personal communication with Ed Marker, IHS Energy, Denver, CO, February 2002.
  190. Fossey, J.P. Morgan, R.J. and Hayes, L.A., «Development of the Pelican Lake Area: Reservoir Considerations and Horizontal Technologies,» Journal of Canadian Petroleum Technology, p. 53, June 1997.
  191. Warren, T.M., Winters, W. J., Mount, H.B. and Mason, K.L.: «Short-Radius Lateral Drilling System,» Journal of Petroleum Technology, p. 108, February 1993.
  192. Shirley, K.: «Find Draws Illinois Basin Attention,» AAPG Explorer, July 7, 2002.225. «Petroleum Technology News: Midwest Region,» June 2002. (See also www.pttc.isgs.uiuc.edu).
  193. Pearch, L.A., Corder, L.M. and Hewitt, C.M.: «Horizontal Drilling in the Northern Reef Trend of the Michigan Basin: Horizontal Wells: Focus on the Reservoirs,» p. 193, AAPG Methods in Exploration Series, November 14, 2003, Tulsa, OK.
  194. Hernandez. A., Barrios. J., Saputelli. L., and Economides. M., Multilateral Wells: Experience and Future development in PDVSA. Paper SPE presented at the 1999 11th Conference on Horizontal and Emerging Technologies, Houston, Texas, November 1999.
  195. Multilateral completions on rise with Shell Expro / P. Villighs, J.A. Dech //Oil&Gas Journal -Drilling Contractor -November-December -1999 -pp. 40−43.
  196. Intelligent completions advances poised to catapult production technology forward /Anne K. Rhodes // Oil&Gas Journal -vol.97 -№ 49 -December 6 -pp.32−36
  197. Robert W. Taylor, Richard Russell Middle East companies improve multilateral junctions completions // Oil&Gas journal vol.96 — № 12 — March 23 — 1998 — pp. 70−73
  198. BP claims record for extended reach. // Oil & Gas Journal vol.93 — № 43 -October 23- 1995 -p.36
  199. CT 0070 Oil&Gas news. Company information, technical developments, books and brochures, events of note/calendar / // Oil&Gas. European magazine 2/1998 — p.6
  200. Technical and Commercial Success on a Multi-Lateral Infill Drilling Project /C.J.Brown, A. Scott, A. Richardson // 10th European Symposium on improved oil recovery, EAGE, 18−20 August, 1999, Brighton, UK, oral and poster presentations, № X006
  201. Complex well geometries boost Orinoco heavy oil producing rates / Guntis Moritis // Oil&Gas Journal. February 28. — 2000. — vol.98. — № 9. — pp.42−46.
  202. Petrozuata drills record horizontal well in Venezuela’s Orinoco belt / // Oil & Gas Journal March 16 -1998 — p.34
  203. Norn Field Development: Fast Track From Discovery to Production / Ivar Steffensen, Per Ivar Karsfad // Journal Petroleum Technology -1996 № 4 — pp.296−299
  204. Technical Advancement Multi-Laterals (TAML) «New Classification System For Multilaterals». http://www.dea.main.com/~dea/taml/taml.htm".
  205. Chaney P.G., Noble M.W., Henson W. L and Rice J.D. How to perforate your well to prevent water and gas coning. The Oil and Gas J. May 7,1956.
  206. Arthur M.G. Fingering and coning of water and gas in homogenious oil sand. AIME Trans., 155,184, 1944.
  207. Muskat M. And Wyckoff R.D. An approximate theory of water-coning in oil production. AIME Trans., 114,144, 1935.
  208. Meyer H.G. and Garden A.O. «Mechanics of Two Immiscible Fluids in Porous Media», Journal of Applied Physics, Vol. 25, No. 11, pp. 140.
  209. V.Petraru, L. Cosentino «A new analitical approach to water and gas coning for vertical and horizontal wells. Revue De L’lnstitut Francais Du Petrole, Vol. 48, № 5, Septembre -Octobre 1993.
  210. V.Pietraru «New water/gas-coning solution for vertical/horizontal wells». Word Oil, January 1997, pp.55−62.
  211. Efros, D.A.: «Study of Multiphase Flow in Porous Media», Oil and Gas Journal, pp.77−80, Oct. 2, 1989.
  212. F.M. «Evaluation theorique de I’effet d’arete d’eau sur production par puits horizontaux», Revue De L’lnstitut Francais Du Petrole, Vol. 38, No. 3, May-June 1983 (in French).
  213. A.N.Folefac, J.S.Archer «Modeling of Horizontal Well Petroformance to Provide Insight in Coning Control», Revue De L’lnstitut Francais Du Petrole, Vol. 45, № 1, Janvier Fevrier 1990.
  214. Ozkan, E. And Raghavan, R. «Performance of Horizontal Wells Subject to Bottom Water Drive», paper SPE 18 545, presented at the SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, West Virginia, Now. 2−4,1988.
  215. Bournazel, C. And Jeanson, B., «Fast water coning evaluation,» SPE paper 3628, 1971 SPE Annual Meeting, New Orleans, Louisiana.
  216. Sobocinski, D.P., and A.J.Cornelius, «A correlation for predicting water coning time,» JPT, May 1965.
  217. Strack, M., Nem, E., Leismer, D., Buytaert, J., «A New Concept for Multibranch Technology,» OTC 8539, May, 1997.
  218. Efros, D.A.: «Study of Multiphase Flow in Porous Media», Oil and Gas Journal, pp.77−80, Oct. 2,1989.
  219. F.M. «Evaluation theorique de I’effet d’arete d’eau sur production par puits horizontaux», Revue De L’lnstitut Francais Du Petrole, Vol. 38, No. 3, May-June 1983 (in French).
  220. A.N.Folefac, J.S.Archer «Modeling of Horizontal Well Petroformance to Provide Insight in Coning Control», Revue De L’lnstitut Francais Du Petrole, Vol. 45, № 1, Janvier Fevrier 1990.
  221. Ozkan, E. And Raghavan, R. «Performance of Horizontal Wells Subject to Bottom Water Drive», paper SPE 18 545, presented at the SPE Eastern Regional Meeting, Charleston, West Virginia, Now. 2−4, 1988.
  222. Bournazel, C. And Jeanson, B., «Fast water coning evaluation,» SPE paper 3628, 1971 SPE Annual Meeting, New Orleans, Louisiana.
  223. Sobocinski, D.P., and A.J.Cornelius, «A correlation for predicting water coning time,» JPT, May 1965.
  224. Strack, M., Nem, E., Leismer, D., Buytaert, J., «A New Concept for Multibranch Technology,» OTC 8539, May, 1997.
Заполнить форму текущей работой

Сдать сессию!