Совершенствование методов обоснования и расчета предельно допустимых депрессий и дебитов при эксплуатации газовых скважин
Введение…………………………………………………………………………. 4
1 Анализ проектных решений и промыслового опыта по обоснованию
предельных возможностей газовых скважин по добыче …………………….. 11
1.1 Краткая характеристика месторождений Западной Сибири………… 11
1.2 Анализ проектных решений по выбору допустимой депрессии на
пласт ПК-1 Южно-Русского месторождения…………………………….. 12
1.3 Анализ проектных решений по выбору допустимой депрессии на
пласт сеноманских залежей месторождений Надым-Пур-Тазовского
региона……………………………………………………………………… 16
1.4 Анализ проектных решений по выбору допустимой депрессии на
Амангельдинском газоконденсатном месторождении…………………… 21
1.5 Анализ проблемы обоснования рационального технологического
режима эксплуатации газовых скважин………………………………….. 23
Выводы к разделу 1………………………………………………………. 31
2 Лабораторные исследования прочностных характеристик и изменений
фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью обоснования
предельных возможностей скважин по добыче …………………………….. 32
2.1 Геомеханический анализ процессов добычи природных
углеводородов……………………………………………………………… 32
2.2 Моделирование изменения фильтрационно-емкостных свойств
образцов керна……………………………………………………………… 35
2.3 Исследование прочностных характеристик горной породы на
основе лабораторных экспериментов…………………………………….. 47
2.4 Построение паспорта прочности образцов горной породы…………. 54
2.5 Исследование влияния процесса гидратообразования на
фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора……………….. 58
Выводы к разделу 2………………………………………………………… 62
3 Математическое моделирование процессов эксплуатации скважин с
целью обоснования их предельных возможностей по добыче ………………. 64
3.1 Краткая характеристика математических моделей
деформационных процессов в призабойной зоне скважин……………… 64
3.2 Анализ предшествующих методик определения предельной
депрессии………………….………………………………………………… 68
3.3 Разработка методов определения максимально допустимой
депрессии на пласт…………………………………………………………. 73
3.4 Математическое моделирование процессов эрозионного износа
оборудования устья скважины и выкидных шлейфов…………………… 91
3.5 Оценка предельного дебита из условий обеспечения режима
«безгидратной» эксплуатации скважин…………………………………… 109
3.6 Методика выбора и обоснования предельных депрессий при
эксплуатации газовых скважин…………………………………………… 117
Выводы к разделу 3………………………………………………………… 119
Основные выводы и результаты………………………………………………… 121
Список использованных источников…………………………………………… 123
Во введении представлено обоснование актуальности выбранной темы
диссертационной работы, сформулированы цель, задачи исследования, их научная
новизна и практическая значимость для применения на производстве.
Результаты данных исследований, базируются на основополагающих работах,
выполненных З.С. Алиевым, Е.Ф. Афанасьевым, В.С. Жуковым, М.Д. Зобаком, Г.А.
Зотовым, Ю.П. Коротаевым, Б.Б. Лапуком, Е.В. Левыкиным, Дж. Ли, К. Макфи, Е.М.
Минским, М.В. Пятахиным, Дж. Ридом, В.А. Черных, А.И. Ширковским.
В первом разделе выполнен анализ проектных решений, касающихся выбора и
обоснования предельных значений параметров, определяющих технологический режим
эксплуатации газовых скважин месторождений НПТР. Рассмотрены проектные решения,
принятыедляУренгойского,Ямбургского,ЗаполярногоиЮжно-Русского
нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ).
Принятый в проектных документах технологический режим эксплуатации
скважин Уренгойского НГКМ устанавливался, исходя из ограничения по депрессии на
пласт, не превышающей 10 % от начального пластового давления. Максимально
допустимая депрессия в среднем по месторождению принята в диапазоне 1,3-1,4 МПа.
На основании многочисленных исследований скважин Ямбургского НГКМ было
установлено, что предельно допустимая депрессия на пласт для «сухих» скважин не
должна превышать 0,6 МПа.
На Заполярном НГКМ в качестве граничных величин скоростей приняты:
минимальная скорость на забое скважины (для обеспечения выноса жидкой фазы) 4 м/с;
максимальная скорость на устье скважины (из условий предотвращения абразивного
износа устьевой обвязки при наличии механических примесей в составе газового потока)
12 м/с. В проекте разработки Заполярного НГКМ для сеноманской залежи приняты
следующие рекомендации и ограничения: максимальная депрессия на пласт – 0,4 МПа;
минимальное устьевое давление – 0,5 МПа.
На Южно-Русском НГКМ (ЮРНГКМ) в качестве граничных значений скоростей
газового потока в скважинах приняты: минимальная скорость на забое скважины 5 м/с;
максимальная скорость на устье скважины 20 м/с. Для газовой залежи пласта ПК1
приняты следующие рекомендации и ограничения: максимальная депрессия на пласт – 0,4
МПа; минимальное устьевое давление – 0,5 МПа.
Выполненный анализ показывает значительный разброс в значениях предельной
депрессии на пласт, что подтверждает актуальность решаемых задач. Очевидно, что
выбор предельных значений на основе лишь промыслового опыта может привести к
существенным ошибкам при оценке предельных значений для вновь вводимых объектов
добычи природного газа, отличающихся по своим геолого-промысловым условиям от
залежей, на которых проводились промысловые испытания в количестве, достаточном для
объективной оценки результатов исследований. Определение и прогноз изменения
предельных депрессий в процессе разработки можно сделать на основе результатов
лабораторных исследований и расчетов на математических моделях, что рассмотрено в
следующих разделах диссертации.
Второй раздел диссертации посвящен описанию выполненных лабораторных
экспериментов, направленных на формирование исходной информации для расчетов
предельной депрессии и дебита, и апробации предлагаемых методов их оценки. К таким
исходным данным относятся прочностные(геомеханические)ифильтрационно-
емкостные характеристики керна сеноманских отложений газовых месторождений НПТР.
Лабораторные исследования выполнялись на кернах Кшукского месторождения
(ООО «Газпром добыча Ноябрьск»). Из представленных образцов керна были
изготовлены образцы для определения коэффициента пористости, проницаемости, а также
прочностных характеристик горной породы. На рисунке 1 приведена зависимость
изменения коэффициента проницаемости от эффективного давления (всего подвергались
данному исследованию 6 образцов).
140,0
120,0y = 498,48x-0,591
R² = 0,997
100,0образец Р3
образец Р4
Кпр пл, мД
80,0
образец Р7
60,0
образец Р8
y=199,01x-0,502
40,0R² = 0,9695образец Р9
образец Р10
20,0
Степенная (образец
Р7)
0,0Степенная (образец
050100150200250300Р10)
Рэф, атм
Рисунок 1 – Зависимость изменения коэффициента проницаемости от эффективного
давления
Зависимости, подобные приведенным на рис. 1, могут быть использованы для
корректировки значений коэффициентов фильтрационного сопротивления, которые
относятся к исходным данным при определении предельного дебита. Изменение
пористости с ростом эффективного давления аналогична поведению коэффициента
проницаемости. Проницаемость гораздо сильнее снизилась при сжатии образцов при их
доведении до пластовых условий. Например, для образца Р3 начальная проницаемость в
атмосферных условиях составляет около 123 мД, а при достижении пластовых условий
уменьшается в 6 раз и составляет около 22 мД. При постепенном поэтапном снижении
порового давления изменение проницаемости варьируется в пределах от 22 мД до 18 мД
для образца Р3, и от 18 мД до 13 мД для образца Р10, что составляет от 15 до 30 %
изменениякоэффициентапроницаемостивовремяразработкиместорождений.
Результаты эксперимента по определению коэффициента проницаемости показывают, что
после фильтрации через образец слабоминерализованной воды, образец практически
потерял прочность. Это подтверждает промысловый опыт: вторжении воды в
сеноманскую залежь неизбежно ведет к разрушению пласта и пескопроявлению. Это
означает, что определение предельной депрессии, исходя лишь из прочностных свойств
горной породы, крайне затруднительно.
В связи с этим в диссертации рассмотрен способ оценки предельной депрессии,
связанный с определением абразивного износа оборудования из-за наличия твердых
частиц в потоке скважинной продукции, причиной которого является разрушение
призабойной зоны скважин.
Выполненные эксперименты по определению прочностных характеристик пород,
слагающих продуктивный пласт с использованием геомеханического пресса, позволили
получить следующие данные:
•изменение размеров образца в процессе испытаний на сжатие;
•предел прочности на сжатие;
•модуль Юнга и коэффициент Пуассона;
•измерение скоростей продольных и поперечных волн в образцах рыхлого
песчаника и прочных горных пород;
•удельная работа, затрачиваемая на разрушение;
•измерение электрического сопротивления образцов.
В качестве примера на рисунке 2 представлены зависимости деформации от
напряжения (образец Р3). По прямолинейным участкам графиков зависимостей были
определены коэффициент Пуассона и модуль Юнга. Прямолинейный участок графика
соответствует упругим (обратимым) деформациям.
4,0Образец Р3
3,5
3,0
2,5Продольная деформация
Деформация, %
2,0Поперечная деформация
1,5
y = 0,3611x + 0,0453
Упругая продольная
R² = 0,9435 деформация
1,0
y = 0,0241x – 0,0051Упругая поперечная
0,5R² = 0,8738деформация
0,0
0,001,002,003,004,005,006,00
Напряжение, МПа
Рисунок 2 – Зависимость деформации от напряжений для образца Р3
Назовем граничным напряжением и граничной деформацией значения напряжения
и деформации, при превышении которых упругие деформации переходят в пластичные
(необратимые) деформации, т.е. начинается разрушение образца. Граничные значения
соответствуют координатам точки на графике зависимости деформации от напряжения,
начиная с которой эта зависимость приобретает нелинейный характер.
Подобные эксперименты можно повторить и для отложений с имитацией
обводнения подошвенной водой. В этом случае значение депрессии, соответствующее
разрушению, окажется ниже.
На рисунке 3 приведены зависимости деформации от напряжения для диапазонов
напряжения, соответствующих линейным участкам этих зависимостей.
Деформация
(продольная),
%
0,60
y = 0,234x + 0,0228
R² = 0,9887
0,50
y = 0,3969x + 0,0202
R² = 0,9616Образец Р9
0,40Образец Р3
Образец Р7
Линейная (Образец Р9)
0,30Линейная (Образец Р9)
Линейная (Образец Р3)
Линейная (Образец Р7)
0,20
y = 0,2658x – 0,0517
0,10
R² = 0,9782
0,00
0,000,501,001,502,002,50
Напряжение (стресс), МПа
Рисунок 3 – Линейные участки зависимостей продольной деформации
от напряжения для различных образцов керна
( – граничное напряжение для образца Р9)
Т.к.приопределениидопустимойдепрессиинапластмоделируется
плоскорадиальная фильтрация флюида в пласте, то деформация, свойственная в этом
случае продуктивному пласту, будет распространяться в продольном направлении, т.е.
являться продольной деформацией.
По графикам зависимостей, представленных на рис. 3, можно определить
значение граничного напряжения, которое соответствует проекции на ось абсцисс
наиболее удаленной точки графика от начала координат.
Кроме исследований по определению прочностных характеристик, выполнены
лабораторные эксперименты на образцах керна туронских залежей ЮРНГКМ, целью
которых являлось исследование процессов накопления и разложения гидратов в пласте
при изменении термобарических условий при эксплуатации скважин. Проведенные
исследования образцов керна по определению фазовой проницаемости по газу и условиям
образования гидратов подтвердили снижение фазовой проницаемости газа при
образовании гидратов, что, очевидно, следует учитывать при выборе значений
предельных дебитов.
Выполненные лабораторные эксперименты позволили сформировать и обосновать
комплекс стандартных методов исследований керна, необходимый для получения
фильтрационно-емкостных и прочностных свойств керна. Проведенные эксперименты
показали, чтоэффектыпескопроявления в слабосцементированных коллекторах
моделируются косвенно, и не удается получить прямых переходных формул от
параметров, характеризующих прочность породы, к оценке предельной депрессии. Это
приводит к необходимости дополнительной стадии, которая заключается в применение
либо аналитических, либо численных моделей процессов разрушения околоскважинных
зон, что рассмотрено в следующем разделе настоящей диссертации.
Третий раздел диссертации посвящен разработке и обоснованию зависимостей
предельных депрессий и дебитов от прочностных (геомеханических), фильтрационно-
емкостных свойствах пласта и механических характеристиках технологического
оборудования. Предлагаемые в диссертации методики расчета позволяют обойти
затруднения,которыевозникаютприиспользованиисуществующихспособов
определения этих предельных значений.
Один из таких известных подходов базируется на использовании таблицы А.А.
Шахназарова, в которой представлена градация пород А.А. Шахназарова по градиентам
давления,вызывающихразрушение.Однако,градация,предложеннаяА.А.
Шахназаровым, имеет слишком большие разбросы по значениям предельного градиента
давления. Например, для слабоустойчивых пород предельный градиент давления
изменяется в пределах от 0,5 до 10 МПа/м. Для снижения указанной неопределенности
предлагается следующая процедура, использующая промысловые данные об эксплуатации
сеноманских скважин и Предположение 1:
Бóльшим значениям отношения дебита скважины к количеству твердых частиц в
потоке скважинной продукции, соответствуют и бóльшие значения предельного
градиента.
С учетом предположения 1 алгоритм оценки предельного градиента состоит в
следующем. Вводится функция z(Q/x):
0, ≤
( , ) = {(1)
/ , < ≤ 0 ,
где Q – дебит скважины, х – количество (объемное содержание) твердых частиц в потоке
скважинной продукции, Qmin – минимально необходимый дебит для выноса твердых
частиц с забоя скважины, Q0 – начальный дебит скважины (считается, что при
дальнейшей эксплуатации скважины, рабочий дебит не будет превосходить начальный из-
за падения пластового давления).
Пусть z0=Q0/x0, где x0 – начальное значение количества твердых частиц в потоке
скважинной продукции. С учетом предположения 1 введем зависимость предельного
градиента от параметра z в виде линейной функции:
( ) = / 0 + .(2)
Введем Предположение 2:
Минимальномузначениюпредельногоградиента,равному0,5МПа/м,
соответствует z=0; максимальному значению предельного градиента, равному 10 МПа/м,
соответствует z0=1.
С учетом формул (1) и определения параметра z=Q/x из предположения 2 следует,
что функция Y(z), определенная по формуле (2) преобразуется в зависимость Y(Q,x):
( , ) = 9,5 0 /( 0 ) + 0,5.(3)
По формуле (3) рассчитывается Yф=Y(Qф,xф). Таким образом, отрезок [0,5;10]
заменяется единственным значением Yф.
Если найти производную Р – давления в области питания скважины по R –
радиальной координате, то можно сформировать уравнение относительно предельного
дебита – Qmax. Если оценивается риск разрушения около скважины, то это уравнение
принимает вид1:
+ 2
ф =|=,(4)
= с √ п2 − − 2
где rc – радиус скважины, А и В – коэффициенты фильтрационного сопротивления, Rк –
радиус области питания скважины, Рп – пластовое давление, а параметры a и b находятся
по формулам:
=, =.
(2 с )
[2 с ln ( к )]
с
Решая нелинейное уравнение (4) относительно Q, т.е. значение Qmax, можно
получить значение Qmax. Для решения уравнения (4) можно применить один из численных
методов, например, методом Ньютона. После определения предельного дебита можно
перейти к оценке Рmax1 – предельной депрессии, используя уравнение притока газа к
скважине:
1 = п − √ п2 − −
2.(5)
Коротаев, Ю.П., Ширковский, А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. – М.: Высшее
образование, 1984. – 488 с.
Приведенный упрощенный способ оценки предельного дебита и депрессии можно
рассматривать в качестве экспресс-метода и применять, когда в распоряжении имеются
лишь результаты промысловых исследований скважин и пластов.
Точность оценки предельных значений можно повысить с привлечением
результатов лабораторных исследований, позволяющих получить дополнительную
информацию. На это нацелен второй предлагаемый подход к определению предельной
депрессии и дебита, основанный на модификации модели Г.А. Зотова, представляющую
собой зависимость максимально допустимой депрессии – Рmax2 от геомеханических
параметров:
∆ 2 ( ) = [ −( − )],(6)
1− н
где
≡ − ( в − н ) ,
2( + 2 )
≡,(7)
3( + 2 ) − 4(1 − )
– граничное напряжение;
α – коэффициент бокового давления (выравнивание напряжения);
Pн – начальное пластовое давление;
Рt – пластовое давление на текущий момент времени t;
m – пористость;
Pв – вертикальное горное давление;
v, vc – соответственно, коэффициенты Пуассона для пласта и скелета пласта;
β – характеристика жесткости породы:
Е, Ес – соответственно, модули Юнга для пласта и скелета пласта.
Параметры β, , G, входящие в формулу (7), определяются из формул:
(1−2 )
= (1 − ) ; = (1+ )(1−2 ) ; = 2(1+ ) .(8)
(1−2 )
Параметры, входящие в правую часть формулы (6), могут быть получены в ходе
лабораторных экспериментов, подобных выполненным в рамках настоящих исследований.
Недостатком формулы (6) является нарушение условия, которое состоит в
следующем. Пусть Рс – давление в стандартных условиях, а s – параметр,
характеризующий вес столба газа в скважине. Если текущее пластовое давление снизится
до Рсеs, т.е. при Рt=Рсеs любая депрессия, в том числе, и предельная становится равной 0.
Формула (6) нарушает это естественное условие.
Предлагается корректировка модели Г.А. Зотова, которая призвана выполнить
отмеченное требование. Эта корректировка базируется на том, что формула (6) дает
основания представить предельную депрессию в виде линейной зависимости от разности
(Рн – Рt), где Рн и Рt, соответственно, начальное и текущее значения пластового давления.
Используя эту гипотезу, введем в формулу (6) параметр * вместо параметра и
потребуем, чтобы такая замена обеспечивала соблюдение условия:
[ ∗ −( − с )] = 0,(9)
1− н
откуда параметр * будет определяться по формуле:
∗ =( − с ).(10)
1− н
Подставляя * из формулы (10) в соотношение (6) вместо параметра , получим формулу
для расчета предельной депрессии в любой момент времени:
∆ 2 ( ) =( − с ),(11)
1−
где определяется формулой (7).
К положительным чертам предложенной модификации модели Г.А. Зотова, кроме
выполнения требования (9), можно отнести выполнение меньшего числа лабораторных
экспериментов для ее оснащения исходными параметрами.
Формулу (11) можно упростить, если учесть, что для сеноманских отложений
параметр s<<1, т.е. еs1, а Рс0,1 МПа, т.е. Рt>>Pces. Тогда
∆ 2 ( ) ≈ .(12)
где – коэффициент пропорциональности между предельной депрессией и пластовым
давлением:
=.
1−
Формулу (12) можно рассматривать в качестве теоретического обоснования
предположения, используемого в практике разработки сеноманских залежей, согласно
которому предельная депрессия уменьшается пропорционально падению пластового
давления. Полученная формула позволяет также приближенно прогнозировать изменение
предельной депрессии во времени. Для этого стоит лишь выполнить эксперименты по
определению для начальных условий. Зная зависимость падения пластового давления во
времени, можно по формуле (12) определить прогнозное значение предельной депрессии
и заранее спланировать проведение необходимых изменений технологических режимов
эксплуатации скважин и геолого-технических мероприятий (ГТМ).
Результаты расчета предельных депрессий, полученные по модели Г.А. Зотова
(формула (6)) и предлагаемой скорректированной модели (формула (12)) представлены в
таблице 1.
Таблица 1 – Результаты расчета предельной депрессии по формулам (6) и (13) для
начального пластового давления 10 МПа
Текущее пл. давление, Рt, МПа10520,1
Maкс. депрессия (формула (6)), МПа1,390,78 0,43 0,2
Maкс. депрессия (формула (12)), МПа1,180,58 0,23 0
Расчет предельной депрессии по формуле (6) потребовал задать значения
дополнительным параметрам: =1,8 МПа (граничное напряжение, см. рис. 3); α=0,075
(коэффициент бокового давления); Pв=23 МПа (вертикальное горное давление).
Учитывая промысловый опыт разработки сеноманских горизонтов, можно
убедиться в применимости разработанной модификации модели Г.А. Зотова для оценки
предельной депрессии на пласт.
Следует отметить, что область применимости приведенных в 3-м разделе
диссертации методов определения депрессии, при которой начинается разрушение пласта,
ограничивается слабосцементированными песчаниками сеноманских горизонтов при
отсутствииобводнениязасчетподтягиванияконусаподошвеннойводык
перфорационным интервалам (обводнение сеноманских скважин происходит, в основном,
за счет конденсационной воды). В связи с этим в диссертации разработан способ оценки
предельной депрессии, не использующий прочностные свойства пласта, но, тем не менее,
связанный с его разрушением. Определение максимально допустимой депрессии в этом
способе основано расчете предельной скорости газового потока на устье скважины,
исходя из условий, устанавливающих допустимый износ технологического оборудования.
Эрозионный(абразивный)износскважинного(устьевого)оборудования,
превышающий установленные нормы, является одним из признаков чрезмерного
разрушения призабойной зоны скважин. К такому недопустимому износу приводит
слишком высокая скорость потока добываемой продукции в скважине, содержащего
твердые частицы, т.е. продукты разрушения околоскважинной зоны. Причем основной
ущерб наносится устьевому оборудованию, т.к. скорость на устье превосходит скорость
назабое.Следовательно,существуетпороговоезначениескоростинаустье,
соответствующее предельной депрессии. По аналогии назовем это максимально
допустимое значение устьевой скорости предельной скоростью и попытаемся связать
предельную депрессию с предельной скоростью, которую обозначим через vmax.
Предлагается зависимость, связывающая предельную депрессию с максимально
допустимой скоростью на устье скважины:
∆ 3 = п − у ( )√ ( ),(13)
где
√( )2 + 4[ 2 + ( )] п2 −
у ( ) =,(14)
2[ 2 + ( )]
2 ),
( ) = ( 2 + 2 = 67,86 2 / с .
В приведенных выше формулах: d – внутренний диаметр лифтовых труб (м), а –
параметр, характеризующий потери энергии газового потока на трение при его движении
по стволу скважины (s и – параметры, включенные в известную формулу Адамова,
связывающую забойное и устьевое давление). В последней из приведенных выше формул
для согласования размерностей введен числовой коэффициент. Смысл остальных
параметров указан выше. После расчета предельной депрессии по формуле (13) можно
найти предельный дебит, используя соотношение:
( ) ≈ ∙ у ( ) ∙ .(15)
Для определения предельной скорости разработана методика, в соответствии с
которой на примере фрагмента системы обустройства ЮРНГКМ создана 3D-модель
абразивного износа двух укрупненных элементов, в наибольшей степени подвергаемых
износу (1 – фонтанная арматура (ФА), 2 – вход в газосборный коллектор (ГСК)). С
использованием результатов моделирования и промысловых испытаний (толщинометрии)
были получены значения скорости износа, соответствующие определенной скорости
потока и объемной доли частиц в потоке (содержания механических примесей). В
результате аппроксимации этих данных степенной зависимостью для двух укрупненных
элементов были построены функции Vи=Vи(Vг,x) следующего вида:
и ( г , ) = ∙ ( г ) ∙ ,(16)
где Vи – скорость износа (мм/год); Vг – скорость потока (м/с) и х – объемная доля частиц в
потоке (%); а, b и c – параметры, получаемые в процессе аппроксимации функции на
основе исходных данных толщинометрии.
Графическая иллюстрация функции (16) для элемента «фонтанная арматура»
представлена на рис. 4.
Зная Vи* – предельно допустимую скорость износа и хф – фактическое значение
объемной доля частиц в потоке, и, принимая во внимание формулу (16), можно
сформировать уравнение:
и ( г , ф ) = и∗ ,(17)
решая которое, например, методом Ньютона, можно найти его корень vmax – предельную
скорость газового потока. После этого по формулам (13)-(15) можно определить Pmax3 и
Q(vmax) – предельные значения депрессии и дебита.
Скорость износа труб на устье, мм/год
Износ металла,
мм/год
6,0
5,5
5,0
10 м/с
4,5
4,012 м/с
3,5
3,015 м/с
2,5
2,020 м/с
1,5
1,0Численное
моделирование
0,5
0,0
0%1%2%3%4%5%6%7%8%9%10% 11%
Содержание механических примесей в потоке, %
Рисунок 4 – Скорость износа (мм/год) на укрупненном элементе 1 (ФА) в
зависимости от содержания твердых частиц в потоке
при его различной скорости
В таблицах 2,3 и 4 представлены исходные данные, полученные при проведении
промысловыхисследованийсеноманскихскважинЮРНГКМилабораторных
исследований, необходимые для расчета Pmax1, Pmax2, Pmax3 и дебитов по 3-м
разработанным способам оценки предельных депрессий.
Таблица 2 – Исходные данные для расчета Pmax1 по формулам (1)-(5)
параметрразмерностьзначение
коэфф. фильтрационногоМПа2/(тыс. м3/сут)
сопротивления А0,002
коэфф. фильтрационногоМПа /(тыс. м /сут)
сопротивления В0,00002
радиус области (контура) питания
скважины, Rкм500
радиус скважины, rcм0,1
предельный градиент, YmaxМПа/м5,25
Таблица 3 – Исходные данные для расчета Pmax2
по формуле (12) (в дополнение к таблице 2)
параметрзначение
пористость, %, m30
коэфф. Пуассона, v0,066
коэфф. Пуассона
для скелета пласта, vc0,08
модуль Юнга, МПа, E278
модуль Юнга для скелета пласта,
МПа, Ec9400
Таблица 4 – Исходные данные для расчета Pmax3 по формуле (13)
(в дополнение к таблице 2)
параметрзначение
внутренний диаметр лифтовых труб, d0,152 м
длина скважины, L1200 м
относительная плотность газа, 0,57
температура на забое, Тз282 К
температура на устье, Ту279 К
коэфф. гидравлического сопротивления, 0,021
максимально допустимая cкорость, vmax10 м/с
При использовании всех предлагаемых подходов к оценке предельных значений
выбираются наименьшие значения предельных депрессии и дебита.
Полученные результаты (таблица 5) согласуются с промысловым опытом
разработки сеноманских залежей НПТР, что позволяет говорить о возможности
применения разработанных алгоритмов оценки предельных депрессий на пласт и дебитов
скважин.
Таблица 5 – Результаты расчетов предельных депрессий и дебитов
№алгоритмПластовоеПредельнаяПредельный
давление, МПа депрессия, МПа дебит, тыс. м3/сут
1прим. таблицы91,12922
А.А.Шахназарова
(формулы (1)-(5))5,50,68544
2модификация91,07903
модели Г.А.Зотова
(формула (12))5,50,65532
3учет износа91,41029
оборудования
(формула (13))5,50,9626
В третьем разделе представлены также расчеты, связанные с оценкой рисков
образования гидратов из-за проявления эффекта Джоуля-Томсона при большой скорости
газового потока (соответственно, больших депрессиях и дебитах) в технологическом
оборудовании. Расчетами установлено, что условия эксплуатации скважин сеноманских
залежей далеки от условий, при которых возможно образование гидратов при
значительной скорости газового потока.
Такимобразом,объединениемнеобходимыхпромысловыхиспытаний,
лабораторных исследований и математических моделей, создана методика комплексной
оценки предельных значений депрессии на пласт и дебита скважин газовых залежей.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ
1.Выполненныелабораторныеисследованиямеханическихпрочностных
характеристиккернасеноманскихзалежейгазовыхместорожденийпозволили
сформировать комплекс лабораторных экспериментов, направленных на получение
исходных данных, необходимых для определения по предложенным формулам
предельных значений депрессии пласт и дебита, превышение которых приводит к
разрушению прискважинных зон.
2. Проведенные промысловые исследования влияния механических примесей на
износ скважинного и промыслового оборудования позволили сформировать исходную
информацию, необходимую для оценки предельных значений дебита скважины и
депрессии, превышение которых приводит к недопустимому эрозионному износу
(истиранию металла) скважинного и промыслового оборудования.
3. Предложены алгоритмы для оценки предельных депрессии и дебита из условий
сохранения пласта от разрушений, которые в отличие от существующих подходов,
подобных по назначению, снижают неопределенность в исходной информации,
базируются на меньшем объеме исходных данных и, соответственно, требует проведения
меньшегообъемалабораторныхэкспериментов,чтопозволяетподвергнуть
исследованиям керн бóльшего числа скважин.
4. Разработан метод оценки предельных депрессии и дебита, исходя из выполнения
требованийкдопустимомуэрозионномуизносускважинногоипромыслового
оборудования. Метод базируется на промысловых данных толщинометрии и результатах
численного моделирования процесса эрозионного износа. Это позволило построить
зависимость скорости износа различного оборудования (в частности, устьевого
оборудования и врезки в газосборный коллектор) от содержания твердых частиц и
скорости потока газа. Зависимости могут быть адаптированы к конструктивным
особенностям конкретной скважины и ее обвязки, что расширяет область применения
метода.
5. Применение разработанных методов на примере промысловых данных об
эксплуатациисеноманскихскважинЮжно-Русскогонефтегазоконденсатного
месторождения показало, что фактические режимы эксплуатации скважин обеспечивают
условия сохранения прискважинных зон от разрушения, а также отсутствие значительного
(заметного) износа скважинного оборудования. В последнем случае расчеты касались
элементов фонтанной арматуры и обвязки скважины (устройство регулирующее,
лимитная шайба, устьевой отсекатель, замерной узел Гиперфлоу, термокарман) и
трубопровода (отводы и прямолинейные участки трубопроводов обвязки) для различных
условий работы скважин.
6. Комплекс разработанных подходов, включающий промысловые испытания,
лабораторные исследования и математическое моделирование для оценки предельных
депрессии и дебита, представляет собой методику, основным отличием которой от
существующихявляетсяучетвзаимовлиянияразличныхусловийстабильной
эксплуатации газовых скважин.
7. Разработанные подходы к оценке предельных значений депрессии и дебита
могут быть также использованы для прогнозирования этих параметров. Кроме этого,
методикаможетприменятьсянетольковыбораиобоснованиядопустимых
технологических режимов эксплуатации скважин, но и для выбора и обоснования геолого-
технических мероприятий по повышению эффективности эксплуатации газовых скважин.
Актуальность работы. Проблема обеспечения условий эксплуатации
скважин газовых и газоконденсатных залежей, направленных на снижение риска
разрушения их призабойной зоны и абразивного износа скважинного
оборудования возникла одновременно с началом промышленной добычи газа и до
сих пор остается одной из ключевых проблем, преодоление которых позволяет
значительно повысить эффективность газодобывающих предприятий. В первую
очередь, это касается скважин, эксплуатирующих продуктивные сеноманские
залежи газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона (НПТР), на долю
которых приходится 80% добычи российского природного газа.
Основными средствами предотвращения разрушения пласта и
сопутствующих этому негативных явлений при эксплуатации газовых и
газоконденсатных скважин являются:
– выбор и обоснование технологических режимов эксплуатации газовых
скважин (ТЭГС), снижающих разрушения призабойной зоны;
– применение технологий, ограничивающих приток воды и поступление
твердых примесей в скважину (закачка смол, применение забойных и устьевых
фильтров).
В данной работе основное внимание уделяется первому из приведенных
направлений.
При добыче газа из пластов, приуроченных к несцементированным
породам, к которым относятся сеноманские горизонты, наличие песка в
скважинной продукции характерно практически при любом режиме эксплуатации
скважины, а вынос частиц породы может начаться и продолжаться при скоростях
движения пластовых флюидов 1÷10 м/с. При эксплуатации газовых скважин
технологический режим их работы должен обеспечивать скорость газового потока
не ниже минимально допустимой величины для выноса твердых частиц с забоя на
устье скважины. Однако при этом скорость не должна превосходить максимально
допустимое значение, чтобы не вызывать заметное разрушение призабойной зоны
и недопустимый абразивный износ фонтанной арматуры, устьевого оборудования
и элементов газосборной сети. Таким образом, при выборе и обосновании
наиболее целесообразных режимов эксплуатации газовых скважин обязательно
решается задача определения диапазона допустимых значений депрессии на
пласт. Под предельными (предельно допустимыми) значениями депрессии на
пласт и дебита скважин понимаются её значения, превышение которых приводит
к разрушению призабойной зоны и износу скважинного оборудования выше
допустимых норм.
Следует отметить, что неоправданное занижение предельных значений, так
и их необоснованное завышение ведут, соответственно, либо к снижению
производительности скважин, либо к сокращению сроков их эксплуатации. Это, в
конечном итоге, оказывает негативное влияние на технико-экономическую
эффективность процессов добычи природного газа.
Данная диссертация посвящена развитию методических подходов к
обоснованию предельных депрессий и дебитов, основанных на учете различных,
но взаимосвязанных условий сохранения пласта и скважинного оборудования от
недопустимых разрушений при эксплуатации газовых скважин. Также
диссертация ориентирована на разработку методических решений по выбору и
обоснованию предельных возможностей по добыче газовых скважин, основанных
на сочетании результатов теоретических и экспериментальных (промысловых и
лабораторных) исследований, что предопределяет актуальный характер
настоящей диссертации.
Разработанность темы диссертации. Разработкой и совершенствованием
методов обоснования технологических режимов эксплуатации газовых скважин
занимались советские, российские и зарубежные ученые и специалисты, с целью
совершенствования существующих и разработки новых методов обоснования.
Результаты данных исследований, базируются на основополагающих работах,
выполненных З.С. Алиевым, Е.Ф. Афанасьевым, В.С. Жуковым, М.Д. Зобаком,
Г.А. Зотовым, Ю.П. Коротаевым, Б.Б. Лапуком, Е.В. Левыкиным, Дж. Ли, К.
Макфи, Е.М. Минским, А.И. Пономаревым, М.В. Пятахиным, Дж. Ридом, В.А.
Черных, А.И. Ширковским.
Анализ и обобщение основных результатов, полученных советскими,
российскими и зарубежными исследователями и актуальных достижений в
области совершенствования методов обоснования предельных депрессий
позволили сформулировать цель и задачи диссертационной работы.
Объектом исследований в данной работе является технологический режим
работы газовых скважин, эксплуатация которых подвержена интенсивному
пескопроявлению и износу поверхностного оборудования.
Целью исследований является разработка методики обоснования
предельных значений депрессии на пласт и дебитов, направленной на
обоснование технологических режимов эксплуатации газовых скважин,
снижающих риски разрушения их призабойной зоны и недопустимого износа
технологического оборудования.
Достижение поставленной цели основано на согласовании и сочетании
результатов промысловых, лабораторных и вычислительных экспериментов,
позволяющих анализировать влияние геомеханических и фильтрационных
свойств продуктивных пластов, а также прочностных характеристик скважинного
оборудования на предельные возможности по добыче газовых скважин.
К основным задачам настоящих исследований, решение которых
направлено на достижение поставленной цели, относятся:
1) анализ существующих методик оценки предельных депрессий на пласт и
дебитов газовых скважин;
2) разработка комплекса и методики проведения лабораторных
исследований керна сеноманских отложений, необходимых для формирования
исходных данных и зависимостей, используемых при оценке предельной
депрессии на пласт;
3) выполнение лабораторных и промысловых исследований для оценки
влияния различных факторов на предельные значения депрессии и дебита
скважин;
4) разработка алгоритмов определения предельных депрессий на пласт и
дебитов газовых скважин.
Научная новизна предлагаемых решений определяется следующим.
1. Предложены и обоснованы зависимости предельных значений депрессии
и дебита от прочностных и фильтрационно-емкостных параметров, исходя из
условий сохранения пласта от разрушений. По сравнению с существующими
подходами, подобными по назначению, предложенные зависимости включают
меньшее число параметров и, соответственно, их применение требует меньший
объем исходных данных и проведения меньшего объема лабораторных
исследований, что позволяет подвергнуть исследованиям керн бóльшего числа
скважин в тех же временных ограничениях.
2. Выполнен и обоснован комплекс необходимых промысловых и
лабораторных исследований, позволяющий сформировать исходную информацию
для определения предельных значений депрессии и дебита, согласованный с
предлагаемыми зависимостями предельных значений депрессии и дебита от
прочностных и фильтрационно-емкостных параметров.
3. Предложены зависимости скорости износа элементов устьевого
оборудования и обвязки скважин от скорости газового потока в скважинном
оборудовании и доли мех. примесей в потоке. Построенные зависимости
позволяют определить предельно допустимые депрессию и дебит, исходя из
требований к допустимому эрозионному износу металла, не ограничивая при этом
конфигурацию, компоновки и типы скважинного и промыслового оборудования,
что отличает предлагаемые решения от существующих методов, аналогичных по
целям.
Теоретическая и практическая значимость результатов работы состоит в
повышении степени обоснованности оценок предельных значений депрессии на
пласт и дебита скважин, что обусловлено учетом различных условий и факторов
(прочностных, фильтрационных, механических) и взаимосвязи элементов в
системе «пласт – скважина». Это, во-первых, позволяет уточнить закономерности
процессов разрушения ПЗС и эрозионного износа скважинного оборудования, и,
во-вторых, обеспечивает их корректное применение для более широкого
множества геолого-промысловых условий, технологий эксплуатации скважин и
компоновок скважинного оборудования.
Комплекс разработанных подходов, включающий промысловые испытания,
лабораторные исследования и математическое моделирование для оценки
предельных депрессии и дебита, представляет собой методику, основным
отличием которой от существующих является учет и взаимовлияние различных
условий и факторов (прочностных, фильтрационных, механических) стабильной
эксплуатации газовых скважин. Методика может быть использована как для
решения задач выбора и обоснования рациональных технологических режимов
работы скважин, так и геолого-технических мероприятий, направленных на
повышение эффективности процессов эксплуатации газовых скважин.
Практическая ценность полученных результатов также подтверждается их
использованием при выполнении научно-исследовательских работ, выполненных
по заказу газодобывающих предприятий:
– НИР «Обоснование предельных дебитов эксплуатационных газовых
скважин Южно-Русского месторождения с разработкой методики нормирования,
определения фракционного и количественного состава выносимых мехпримесей»
(договор № 78-18 от 18.04.2018);
– НИР «Подбор оптимальных технологических режимов работы скважин и
методов воздействия на призабойную зону пласта туронской газовой залежи»
(договор № 77-18 от 12.04.2018).
Методы исследования. При решении поставленных задач использовались
лабораторные и вычислительные эксперименты, методы теории упругости и
пластичности, методы теории прочности, модели подземной гидрогазодинамики.
Достоверность и обоснованность предлагаемых решений определяется
следующим.
Наряду с использованием известных расчетных методов и методик
проведения экспериментальных исследований, проверенных многолетней
практикой разработки залежей нефти и газа, достоверность и обоснованность
предлагаемых решений базируются на сравнении результатов с промысловым
опытом, их проверке в лабораторных исследованиях, на привлечении
программных средств по моделированию процессов износа технического
оборудования, подтвердивших свою работоспособность широким практическим
применением.
Защищаемыми положениями и результатами являются:
1) перечень и методика проведения лабораторных исследований для
определения предельно допустимой депрессии на пласт и ее апробация с
1.Абасов, М.Т., Джалилов К.Н. Вопросы подземной гидродинамики и
разработка нефтяных и газовых месторождений. Баку: Азернешр, 1960. 255 с.
2.Аббасов, Ч.И. К вопросу определения допустимой депрессии на
слабосцементированные пласты // Азерб. Нефт. Хоз-во. 1968. № 2. С. 29-32.
3.Абрашов, В.Н., Жонин, В.В., Имашев, Р.Н. и др. Методика проведения
испытаний материалов промыслового оборудования на газоабразивный
износ// Нефтяное хозяйство. – № 3, 2020. – с. 78-82.
4.Алиев, З.С., Андреев, С.А., Власенко, А.П., Коротаев, Ю. П.
Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. – 279 с.
5.Алиев, З.С., Мараков, Д.А. Разработка месторождений природных
газов. – М.: МАКС Пресс, 2011. – 340 с.
6.Амиян,А.В.Повышениепроизводительностискважин.М.:
Гостоптехиздат, 1961. 303 с.
7.Андреев, О.Ф. Влияние песка и воды, накапливающихся на забое и в
призабойной зоне скважин, на их производительность // Разработка газовых
месторождений и бурение газовых скважин: Тр. ВНИИГАЗ. М.: Недра, 1964.
Вып. 19/27. С. 66-67.
8.Афанасьев Е.Ф., Гриценко А.И., Требин Ф.А. Скорость абразивного
износа газонефтяного оборудования// Нефтяное хозяйство, 1970, № 3. – с. 48-
52.
9.Байдюк, Б.В. Механические свойства горных пород при высоких
давлениях и температурах. М.: Гостоптехиздат, 1963. 101 с.
10.Барон, Л.И., Логунцов, Б.М., Позин, Е.З. Определение свойств горных
пород. М.: Гостоптехизжат, 1962. 332 с.
11.Басниев, К.С., Будзуляк, Б.В., Зиновьев, В.В и др. Повышение
надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа. М.:
ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. – 391 с.
12.Бекиров, Т.М., Шаталов, А.Т. Сбор и подготовка к транспорту
природных газов. – М.: Недра, 1986.
13.Георгиев, Г.Д. Характер коллекторов Чиренского газоконденсатного
месторождения (Болгария) и возможности интенсификации добычи газа //
Газовое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1966. № 1. С. 34-38.
14.Голф-Рахт, Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки
трещиноватых коллекторов: Пер. с англ. Н. А. Бардиной, П. К. Голованова,
В. В. Власенко, В. В. Покровского/Под ред. А. Г. Ковалева. — M.: Недра,
1986.—608 с.
15.Добрынин, В.М. Деформации и изменения физических свойств
коллекторов нефти и газа. – М.: Недра. – 1970. – 239 с.
16.Демидович, Б.П., Марон, И.А. Основы вычислительной математики. –
М.: Наука, 1966. – 664 с.
17.Дейк, Л.П. Практика инжиниринга нефтяных пластов. — Ижевск, АНО
«Ижевский институт компьютерных исследований», 2007, 651 с.
18.Динков А.В., Афанасьев Е.Ф. Исследование оптимального режима
эксплуатациискважинсучетомвыносапескаиизносостойкости
колонн//Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, вып. 121, 1978. – с. 122-127.
19.Динков,А.В.,Ланчаков,Г.А.,Способэксплуатациискважин,
вскрывающих коллектора, сложенные песками и слабосцементированными
песчаниками/Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. –
М.: Недра, 1998. – с. 330-342.
20.Динков,А.В.,Ли,Г.С.,Кузнецов,А.С.,Пономарев,А.И.
Газогидродинамическиеисследованияскважинсеноманскойзалежи
Уренгойского месторождения в условиях обводнения и разрушения
коллекторапризабойнойзоны/Проблемыосвоенияместорождений
Уренгойского комплекса. – М.: Недра, 1998. – с. 317-322.
21.Дубницкий, И.Р., Ермолаев, А.И., Ефимов, С.И., Соколов, А.А.
Исследованияусловийобразованиягидратовнаобразцахкерна
низкопроницаемых коллекторов с высокой остаточной водонасыщенностью
привоздействиинапородырастворамиглушения,освоенияи
интенсификации / И.Р. Дубницкий, А.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, А.А.
Соколов //Газовая промышленность № 1 (795) 2020, стр. 50-56
22.Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В., Чугунов Л.С., Эксплуатация
газовых скважин. – М.: Наука, 1995. – 359 с.
23.Ермилов, О.М., Ремизов, В.В., Ширковский, А.И., Чугунов, Л.С.
Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. – М.: Наука, 1996. – 541 с.
24.Ермолаев, А.И., Ефимов, С.И., Миронов, Е.П. Методика расчета
максимально допустимой депрессии на пласт с целью ограничения процессов
пескопроявления в газовых скважинах / А.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, Е.П.
Миронов // ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2-ая Международная научно-
практическаяконференция«Актуальныевопросыисследования
нефтегазовых пластовых систем» 19-21 сентября 2018 г.
25.Ермолаев,А.И.,Ефимов,С.И.,Миронов,Е.П.,Легай,А.А.
Обоснование предельных дебитов газовых скважин сеноманских залежей с
целью предотвращения разрушения призабойной зоны и абразивного износа
устьевого оборудования / А.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, Е.П. Миронов,
А.А. Легай // Наука и техника в газовой промышленности № 2(78) 2019
стр.38-45.
26.Ефимов, С.И. Метод определения предельно допустимой депрессии
при эксплуатации газовых скважин с использованием данных исследования
керна / С.И. Ефимов // XIII Всероссийская конференция молодых ученых,
специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности
(газ, нефть, энергетика)» 22- 25 октября 2019 г.
27.Ефимов, С.И. Методика комплексной оценки предельной депрессии на
пласт при эксплуатации газовых скважин / С.И. Ефимов // Наука и техника в
газовой промышленности № 3 (83) – 2020, стр. 19- 25.
28.Ефимов, С.И., Ермолаев, А.И., Пятибратов, П.В. Исследование влияния
выносамеханическихпримесейна процессыразрушения устьевого
оборудованиягазовыхскважин/С.И.Ефимов,А.И.Ермолаев,
П.В. Пятибратов//Региональнаянаучно-техническаяконференция
«Губкинский университет в решении вопросов нефтегазовой отрасли
России» 24-26 сентября 2019 г.
29.Ефимов, С.И., Миронов, Е.П., Ермолаев, А.И., Соколов, А.А.,
Кильмаматова, Э.Т. Численное исследование процессов эрозии элементов
фонтанной арматуры и трубопровода на основе программных средств /
С.И. Ефимов,Е.П.Миронов,А.И.Ермолаев,А.А.Соколов,Э.Т.
Кильмаматова // Нефтепромысловое дело №6 (606)-2019, стр.61-64.
30.Жуков, В.С. Лабораторное моделирование снижения пластового
давления при разработке месторождений нефти и газа / В.С. Жуков //
Бурение и нефть 2006, № 01, с.8-9.
31.Жуков, В.С. Динамика физико-механических свойств горных пород
(динамическая петрофизика) / В.С. Жуков // Горный информационно-
аналитический бюллетень. – 2002. – № 9. – С. 59 – 63.
32.Жуков, В.С. Оценка изменений физических свойств коллекторов,
вызванных разработкой месторождений нефти и газа / В.С. Жуков // Горный
информационно-аналитический бюллетень. – 2010. – № 6. – С. 341-349.
33.Жуков, В.С., Семёнов, Е.О., Кузьмин, Ю.О. Динамика физических
свойств коллекторов при разработке месторождений нефти и газа / В.С.
Жуков, Е.О. Семёнов, Ю.О. Кузьмин // Научно- технический сборник вести
газовой науки, 2018 № 5(37), с. 82-99.
34.Жуковский, К.А., Ахметов, А.М., Шарипов, В.Н., Хозяинов, В.Н.
Причины пескопроявления при добыче газа и методы их ликвидации,
применяемыенаУренгойскомместорождении.Проблемыосвоения
месторождений Уренгойского комплекса. – М.: Недра, 1998. – с. 323-329.
35.Зотов, Г.А. Геомеханические принципы установления предельных
добывных возможностей газовых скважин // Вопросы методологии и новых
технологий разработки месторождений природного газа. Ч.3. – М.:
ВНИИГАЗ, 1998. – с. 52-71.
36.Зотов, Г.А., Динков, А.В., Черных, В.А. Эксплуатация скважин в
неустойчивых коллекторах. – М.: Недра, 1987. – 172 с.
37.Изюмченко, Д.В., Мельников, С.А., Дорошенко, Ю.Е., Вобликов, В.В.,
Баранов, А.А. Основные результаты геолого-технических мероприятий на
фонде скважин сеноманской залежи месторождений большого Уренгоя.
Научно-технический сборник вести газовой науки. Изд-во ООО «Газпром
ВНИИГАЗ» – №2 (26), 2016, с. 61-67.
38.Инструкцияпокомплексномуисследованиюгазовыхи
газоконденсатных пластов искважинподредакциейЗотова,Г.А.,
Алиева, З.С. М. – Недра, 1980. – 301 с.
39.Истомин, В.А., Изюмченко, Д.В., Лапшин, В.И., Косачук, Г.П.,
Буракова С.В., Буточкина С.И. О возможной гидратонасыщенности пористых
сред низкотемпературных газовых залежей/ В сб. «Эффективность освоения
запасовуглеводородов».Часть2«Разработкаиэксплуатация
месторождений.Комплексныеисследованиянефтегазоконденсатных
пластовых систем», Ухта, «Газпром ВНИИГАЗ», 2010. – с. 32- 45.
40.Истомин, В.А., Квон, В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых
гидратов в системах добычи газа. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004.
41.Истомин,В.А.,Квон,В.Г.,Юнусов,Р.Р.,Грицишин,Д.Н.
Производство, регенерация и утилизация метанола в промысловых условиях:
Обзорная информация. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002 – (Разработка и
эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений).
42.Карев, В. И. Влияние напряженно-деформированного состояния
горных пород на фильтрационный процесс и дебит скважин: автореф.
дисс…..докт.техн.наук: / Карев В.И.. – СПб., 2010. – 34 с.
43.Карев, В.И., Королев, Д.С., Коваленко, Ю.Ф., Устинов, К.Б.
Геомеханическое и физическое моделирование деформационных процессов в
пластах подземного хранилища газа при циклическом изменении пластового
давления / Карев, В.И., Королев, Д.С., Коваленко, Ю.Ф., Устинов, К.Б. //
Газовая промышленность, 2020 № 4 (808), с. 56-62.
44.Кобранова,В.Н.Физическиесвойствагорныхпород.М.:
Гостоптехиздат, 1962. 490 с.
45.Коротаев, Ю.П. Избранные труды: в 3 т./ под ред. Р.И. Вяхирева. – М.:
Недра, 1999. – Т. 2. – 476 с.
46.Коротаев,Ю.П.Методыисследованийпластов искважини
проектирования разработки газовых месторождений: Докторская дис. –
ВНИИГаз, 1966.
47.Коротаев, Ю.П., Киреев, В.А., Храменков, Е.Н Особенности освоения и
эксплуатации скважин в условиях Севера// Газовое дело/ ВНИИОЭНГ. –
1972, №2.
48.Коротаев, Ю.П., Кривошеин, Б.Л. Определение допустимых дебитов
скважин при опасности образования гидратов// Газовое дело/ВНИИОЭНГ. –
1968. №7.
49.Коротаев, Ю.П., Ширковский, А.И. Добыча, транспорт и подземное
хранение газа. – М.: Высшее образование, 1984. – 488 с.
50.Кэрролл, Джон. Гидраты природного газа. М. – ЗАО «Премиум
Инжиниринг». 2007 – 316 с.
51.Лапук,Б.Б.Теоретическиеосновыразработкиместорождений
природных газов. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований,
2002. – 296 с.
52.Лапук, Б.Б., Щелкачев, В.Н. Подземная гидравлика. – НИЦ «Регулярная
и хаотическая динамика», Москва-Ижевск, 2001 г., 736 стр.
53.Макфи, К., Рид, Дж., Зубизаретта, И. «Лабораторные исследования
керна: гид по лучшим практикам». М. – Ижевск: Институт компьютерных
исследований, 2018. – 924.
54.Марк Д. Зобак. Геомеханика нефтяных залежей. – Нефтегазовый
инжиниринг. – ИККИ – 2018 г. – 480 с.
55.Механические свойства горных пород при вдавливании и их
практическое использование / Под ред. Л.А. Шрейнера. М.: ВНИИОЭНГ,
1966. 272 с.
56.Мирзаджанзаде, А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и
вязких жидкостей. Баку: Азернешр, 1959. 402 с.
57.Мирзаджанзаде, А.Х., Кузнецов, О.Л., Басниев, К.С., Алиев, З.С.
Основы технологии добычи газа. – М.: ОАО «Издательство Недра», 2003. –
880 с.
58.Назаров, С.Н., Качалов, О.Б. Приток газа к скважине с песчаной
пробкой на забое // Изв. Вузов. Нефть и газ. 1966. № 2. С. 51-55.
59.Николаевский, В.Н., Басниев, К.С., Горбунов, А.Т., Зотов, Г.А.
Механика насыщенных пористых сред. – М.: Недра, 1970. – 339 с.
60.Нифантов, В.И., Мельникова, Е.В., Мельников, С.А. Повышение
продуктивности скважин. – М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2014. – 242 с.
61.Панов, В.Д., Бакулин, В.Г. Совершенствование технологии вскрытия и
опробования продуктивных пластов в скважинах. – М.: Недра, 1973. 233 с.
62.Петинов, С. В., Сидоренко, В. Г. Обзор методов дефектоскопии при
обследовании трубопроводов // Молодой ученый. — 2016. — №2. — С. 194-
199. — URL https://moluch.ru/archive/106/25262/ (дата обращения: 28.06.2018).
63.Перспективные направления развития Уренгойского комплекса: Сб.
научных трудов/ ООО «Газпром добыча Уренгой». — М.: Недра, 2018. —
355 с.
64.Попов, С.Н. Определение условий нагружения для лабораторных
испытанийцилиндрическихобразцовкернанаосновечисленного
моделирования напряженно-деформированного состояния// Автоматизация,
телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО
«ВНИИОЭНГ», 2013. – № 5. – С. 40-44.
65.Попов,С.Н.,Мазанов,С.В.,Жариков,М.Г.Разработка
геомеханической модели для прогноза изменения фильтрационно-емкостных
свойств коллекторов трещинно-порового типа в процессе снижения
пластового давления (на примере ачимовских отложений месторождений
нефти и газа Крайнего Севера)// Перспективные направления развития
Уренгойского комплекса: Сб. научных трудов/ ООО «Газпром добыча
Уренгой». — М.: Недра, 2018. — с.49-60.
66.Протодьяконов, М.М., Ильницкая, Е.Н., Карпов, В.Н. Методы
исследования механических свойств горных пород в условиях напряженного
состояния // Механические свойства горных пород. М.: Изд-во АН СССР,
1963. С. 38-56.
67.Пятахин, М.В. Геомеханические проблемы при эксплуатации скважин.
– М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2011. – 266 с.
68.Пятибратов, П.В. Гидродинамическое моделирование разработки
нефтяных месторождений. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа имени И.М.
Губкина, 2015. – 167с.
69.Сантарелли, Ф.Ж., Детьян, Ж.Л., Зюндель, Ж.П. Определение
механических свойств глубокозалегающих пластов для оценки вероятности
добычи песка // Механика горных пород применительно к проблемам
разведки и добычи нефти. М.: Мир, 1994. – с.166-175.
70.Скоробогатов, В.А. Изучение и освоение газового потенциала альб-
сеноманскогокомплексаЗападно-Сибирскоймегапровинции//
Перспективные направления развития Уренгойского комплекса: Сб. научных
трудов/ ООО «Газпром добыча Уренгой». — М.: Недра, 2018. — с.124-133.
71.Съюмен, Д., Эллис, Р., Снайдер, Р. Справочник по контролю и борьбе с
пескопроявлениями в скважинах. – М.: Недра, 1986. – 176 с.
72.Хасанов, М.М., Жуков, В.В., Овчаренко, Ю.В., Тимофеева, Т.Н.,
Лукин, С.В«Геомеханическоемоделированиедлярешениязадачи
ограничения пескопроявления», Нефтяное хозяйство, декабрь 2016, C. 48-51
73.Ходанович, И.Е. Добыча газа. – Ижевск: ИКИ. – 2003 – 276 с.
74.Чувилин,Е.М.,Гребенкин,С.И.Экспериментальнаяоценка
газопроницаемости газонасыщенных пород при гидратообразовании и
замораживании /Е.М. Чувилин, С.И. Гребенкин // Криосфера Земли, 2015, т.
XIX, № 2, с. 67–74.
75.Черных, В.А. Математическая гидрогеомеханика пластов и скважин. –
М.: Нефть и газ, 2012. – 332 с.
76.Шахназаров,А.А.Определениедопустимойдепрессиина
пробкообразующие пласты // Нефт. Хоз-во. 1957. № 4. – с. 35-37.
77.Эксплуатация скважин в осложненных условиях / Под ред. С.С.
Алескеров, Б.И. Алибеков, С.М. Алиев и др. М.: Недра, 1971. 199 с.
78.Якушев, В.С., Гафаров, Н.А., Карнаухов, С.М., Рыбальченко, В.В.,
Огородников, И.В. «Газовые гидраты в Арктике и Мировом океане:
особенности залегания и перспективы освоения» – М.: ООО «Издательский
дом Недра», 2014. 251 с.
79.Bandis, S.N., Lumsden, A.C., Barton, N.R. Fundamentals of rock joint
deformation// Int. J.Rock Mech. – 1983. – № 6. – p. 249-268.
80.Barton, N.R., Bandis, S.N., Bakhtar, K. Strength deformation and
conductivity coupling of rock joint// Int. J.Rock Mech. – 1985. – № 36. – Pp. 121-
140.
81.Chuvilin, E.M., Guryeva, O.M., Istomin, V.A., Savonov, S.S. Experimental
Method for Determination of the Residual Equilibrium Water Content in Hydrate-
Saturated Natural Sediments. Proceedings of the 6th International Conference on
Gas Hydrates (ICGH 2008), Vancouver, British Columbia, Canada, July 6-10,
2008, 8.
82.Chuvilin, E., Bukhanov, B. Effect of Hydrate Formation Conditions on
Thermal Conductivity of Gas-Saturated Sediments//Energy & Fuels. – March, 27,
2017.
83.Efimov, S.I. «Numerical study of the processes of erosion of the elements of
the X-mas tree and pipeline based on the Ansys fluent software». Tyumen 2019:
6th Conference 2019 6th Scientific Conference – Tyumen 2019; Tyumen; Russian
Federation; 25 March 2019 до 29 March 2019; Код 148135.
84.Fatt, I. The effect of overburden pressure on relative permeability // Petrol.
Technol. 1953. Vol. 5, N 10. P. 15-16.
85.Fatt, I, Davis D.H. Reduction in permeability with overburden pressure //
Ibid. 1952. Vol. 4, N 12. P. 16.
86.Geertsma J. The effect of fluid pressure decline on volume changes of
porous rocks. — „Trans. AIME”, 1957, vol. 210, p. 331—33.
87.Hamed, A.; Tabakoff, W. Wenglarz, R. Erosion and Deposition in
Turbomachinery // Journal of Propulsion & Power. 2006. Vol. 22. № 2. Р. 350-
360.
88.Hall H. N. Compressibility of reservoir rock. — „J. Petrol. Technology
AIME”, 1953, vol. 149, p. 309—311.
89.Morita, N., Whitfill, D.L., Fedde, O.P., Lovik, T.H.: “Parametric Study of
Sand-Production Prediction: Analytical Approach”. – SPE PE, February 1989,
pp.25-33.
90.Tortike, W.S. Farouk Ali S.M.: “Reservoir Simulation Integrated with
Geomechanics” . – JCPT, 1993, Vol. 35, N5, pp 28-37.
91.Morita, N.: “Field and Laboratory Verification of Sand-Production
Prediction Models”. – SPE Drilling & Completion, December 1994, pp.227- 235.
92.Sloan, D. Phase equilibria of natural gas hydrates. Paper Presented at the
1984 Gas Producers Associatin Annual Meeting, New Orleans, LA, Mar.- pp. 19-
18.
93.The geology of geomechanics: petroleum geomechanical engineering in
field development planning, M. A. ADDIS, Geological Society, London, Special
Publications, Volume 458, 2017, Geomechanics and Geology.
94.Y.I. Oka and T. Yoshida, “Practical Estimation of Erosion Damage Caused
by Solid Particle Impact. Part 2: Mechanical Properties of Materials Directly
Associated with Erosion Damage.” Wear, Vol. 259, pp. 102-109, 2005.
95.ГОСТ 12248-2010 Грунты. Методы лабораторного определения
характеристик прочности и деформируемости (с Поправкой). – М.:
Стандартинформ, 2011 – 78 с.
96.ГОСТР51365-2009Нефтянаяигазоваяпромышленность.
Оборудование для бурения и добычи. Оборудование устья скважины и
фонтанное устьевое оборудование. Общие технические требования. – М.:
Стандартинформ, 2011 – 58 с.
97.Инструкцияпорасчетуоптимальногорасходаингибиторов
гидратообразования(утвержденагенеральнымдиректоромНПО
«Союзгазтехнология» 03.06.1987 г.).
98.СТОГазпром3.1-3-010-2008Методикарасчетанормрасхода
химреагентов по газодобывающим предприятиям ОАО «Газпром».
99.Атлас текстур и структур осадочных пород, ГОСГЕОЛТЕХИЗДАТ,
Москва, 1962 г.
100. Технологическая схема разработки сеноманской и туронской газовых
залежей Южно-Русского месторождения, ООО «Газпром проектирование»,
Тюмень, 2017.
Читать «Совершенствование методов обоснования и расчета предельно допустимых депрессий и дебитов при эксплуатации газовых скважин»
Публикации автора в научных журналах
Помогаем с подготовкой сопроводительных документов
Хочешь уникальную работу?
Больше 3 000 экспертов уже готовы начать работу над твоим проектом!
4.9 (343 отзыва)
4.8 (13 отзывов)
4.8 (373 отзыва)
5 (22 отзыва)
4.8 (40 отзывов)
4.7 (96 отзывов)
4.2 (6 отзывов)
5 (18 отзывов)
5 (20 отзывов)
