Исследование оптимальных конструкций и схем размещения перфорационных отверстий в горизонтальных и пологих скважинах

Тип работы:
Диссертация
Предмет:
Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Страниц:
174


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Проблема наращивания дебита скважин в условиях падающей добычи остро стоит для большинства нефтедобывающих компаний. Поэтому арсенал применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов и ввода в эксплуатацию остаточных запасов нефти постоянно совершенствуется. Одной из перспективных технологий выработки запасов нефти является горизонтальное бурение. По прогнозам, в ближайшие годы, технологии горизонтального бурения приобретут статус технологий, обеспечивающих экономическую безопасность государства.

Несмотря на ряд преимуществ применения горизонтальных технологий, фактическая эффективность их значительно ниже теоретической возможной. Не всегда оправдываются ожидания по дебитам, в некоторых случаях происходит быстрое обводнение продукции скважин. В литературе выделяют следующие причины недостаточной эффективности ГС: особые условия вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом, неоднородность геологического строения пласта-коллектора, несовершенство методов определения гипсометрического положения точки входа в продуктивный пласт, трещиноватость коллектора, влияние ствола скважины, отставание организации поддержания пластового давления и др. факторы. Практически отсутствуют исследования, посвященные изучению движения многофазного флюида в стволе скважины в зоне перфорации. Данная задача о потоке в стволе скважины при наличии распределенных источников имеет особое значение, так как ее решение позволит разработать новые виды перфорационных зон, способствующих увеличению продуктивности скважины.

Анализ показал, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке нефтяных месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно на основе оптимального выбора местоположения, профиля и взаимной ориентации стволов горизонтальных скважин. Немаловажным также является исследование характера притока к стволу скважины с учетом течения пластовых флюидов внутри скважины. Поэтому продолжение данных исследований применительно к конкретным месторождениям остается актуальной задачей.

Актуальность проблемы

Широкое использование технологий горизонтального бурения требует научного обоснования и поиска оптимальных условий строительства горизонтальных (ГС) и полого направленных скважин. Существующие методики расчета движения флюида в стволе скважины отличаются эмпирическим характером и условными зонами работы. Точность этих методик, основанных на эмпирических зависимостях, мала, что связано со схематическим рассмотрением структуры потока, а также с использованием коэффициентов корреляции. В связи с этим при решении задач, связанных с притоком нефти из пласта в горизонтальную скважину, всё большую актуальность приобретает использование программных продуктов, основанных на применении численных методов. Создание и применение математических моделей позволит наиболее эффективно использовать специфические характеристики потока флюидов в стволе скважины, начиная с локального уровня перфорационного отверстия до уровня окончательного дебита.

Цель работы — обоснование и разработка оптимальных конструкций и схем перфорации скважин на основе детального исследования процессов притока и движения пластовых флюидов в стволе скважины.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Разработка математической модели и методики расчета профиля притока с учетом траектории ствола пологих и горизонтальных нефтяных скважин в продуктивном пласте-

2. Определение факторов, влияющих на профиль притока и дебит пологой скважины-

3. Поиск оптимальных схем расположения перфорационных отверстий на стволе горизонтальной скважины-

4. Разработка рекомендаций по повышению эффективности применения горизонтальных и полого направленных скважин.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на применении аналитических и численных методов решения уравнений Навье-Стокса, уравнений притока к стволу скважины, математического моделирования многофазных потоков в стволе скважины с использованием современных гидродинамических симуляторов.

Научная новизна результатов работы

1. Показано, что при малых скоростях течения потока (малых числах Рейнольдса) в участках ствола горизонтальной скважины происходит накопление воды. При этом содержание воды в стволе скважины не соответствует реальной обводненности жидкости в коллекторе пласта, она значительно выше ее. Установлена зависимость обводненности добываемой продукции от числа Рейнольдса.

2. Энергетические характеристики потока жидкости в стволе ГС сильно зависят от того, под каким углом притекает пластовый флюид в скважину через перфорационные отверстия. Создание условий, когда продольная (то есть вдоль основного потока в стволе ГС) составляющая скорости жидкости, притекающей через перфорационные отверстия в скважину, имеет максимально возможное значение, позволит существенно снизить турбулентность потока, потери давления.

3. Показано, что профиль притока к стволу пологой скважины сильно зависит как от плотности перфорационных отверстий, так и от расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта. Дебит пологой скважины имеет экстремальную зависимость от плотности перфорационных отверстий.

4. Показано, что наилучшими показателями характеризуются распределенные схемы расположения перфорационных отверстий: по спирали и линейные сверху, сбоку, снизу. Схемы расположения перфорационных отверстий, условно называемые групповыми (три-четыре перфорационных отверстия на поперечном сечении), ввиду ударного характера впрыска жидкости через перфорационные отверстия в поток внутри ствола скважины обладают худшими показателями.

На защиту выносятся следующие положения:

1. Увеличение скорости потока на входе в участок горизонтальной скважины приводит к непропорционально меньшему росту массового расхода жидкости на выходе, что связано с турбулентностью потока жидкости в стволе скважины-

2. Линейное распределенное расположение перфорационных отверстий по стволу горизонтальной скважины с типом перфорации & laquo-под углом к направлению потока& raquo- является предпочтительным-

3. Изменяя плотность перфорационных отверстий вдоль ствола скважины, можно регулировать интенсивность профиля притока пологой скважины. При этом наибольшим значением дебита жидкости обладает скважина с равномерным распределением перфорационных отверстий вдоль ствола-

4. Сформирован оптимальный набор конструктивного исполнения и схем расположения перфорационных отверстий, позволяющий с максимальным экономическим эффектом повысить продуктивность горизонтальных скважин.

Практическая ценность результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий (ГТМ) на Ибряевском месторождении.

2. Внедрение новой схемы расположения перфорационных отверстий позволило дополнительно получить 12. 951 тыс. т нефти с экономическим эффектом в 15. 541 млн руб.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах, проведенных в ГУП & laquo-ИПТЭР»-, ООО НПО & laquo-Нефтегазтехнология»-, «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2006−2009 гг.), научно-технических советах ОАО & laquo-Оренбургнефть»- (г. Бугуруслан, 2006−2008 гг.), нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2008−2009 гг.).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 6 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 101 наименование. Работа изложена на 169 страницах машинописного текста, содержит 3 таблицы, 115 рисунков.

Основные выводы и рекомендации

Представленные в работе исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. При рассмотрении течения жидкости в участке горизонтального ствола скважины сделано заключение, что при движении однородной жидкости в стволе скважины с распределенными источниками (перфорационными отверстиями) в режиме турбулентности образуется упорядоченная структура потока, линии тока которого представляют собой вытянутые по протяженности ствола спирали, закручивающиеся во взаимно противоположных направлениях.

2. Увеличение скорости потока на входе в модель приводит к непропорционально меньшему росту массового расхода жидкости на выходе из модели, что связано с турбулентностью потока жидкости в стволе скважины.

3. Рассмотренная серия задач с притоком обводненной жидкости позволяет заключить, что процесс накопления воды в участках ствола горизонтальной скважины зависит от скорости движения жидкости. При малых скоростях течения потока (малых числах Рейнольдса), что соответствует малодебитным скважинам, происходит формирование центров накопления воды и их последующее продвижение вдоль ствола скважины. Дальнейшее снижение скорости потока способствует все большему расслоению структуры потока на воду и нефть с последующим продвижением получившейся снарядной структуры по стволу скважины. Крайним случаем является заполнение ствола водой с пробулькиванием нефтяной фазы. Поэтому данные об обводненности поступающей из малодебитиой скважины продукции не являются достоверными, так как значение содержания воды в скважинной жидкости отличается от значения обводнения коллектора и зависит от скорости несущего потока. Большая скорость потока препятствует формированию зон концентрации воды, присутствующей в поступающей смеси, при этом вода оттесняется к стенкам ствола скважины и выносится вместе с нефтью.

4. При движении двухфазной жидкости в стволе полого направленной скважины с распределенными источниками (перфорационными отверстиями) в режиме турбулентности образуется сложно-упорядоченная структура потока. Происходит градация параметра концентрации по сечению с преобладанием нефтяной фазы у верхней стенки и фазы воды у нижней стенки.

5. Энергетические характеристики потока жидкости в стволе ГС сильно зависят от того, под каким углом притекает пластовый флюид в скважину через перфорационные отверстия. Создание условий, когда продольная (то есть вдоль основного потока в стволе ГС) составляющая скорости жидкости, притекающей через перфорационные отверстия в скважину, имеет максимально возможное значение, позволит существенно снизить турбулентность потока, потери давления.

6. Профиль притока к стволу пологой скважины сильно зависит как от плотности перфорационных отверстий, так и от расположения скважины относительно кровли и подошвы пласта. Дебит пологой скважины имеет экстремальную зависимость от плотности перфорационных отверстий. Для рассмотренной в работе задачи максимальный дебит нефти скважины наблюдается при плотности элементарных стоков от 2 до 3 штук на метр длины ствола. Относительное уменьшение дебита скважины, связанное с расположением ствола возле непроницаемой границы (кровли или подошвы пласта), также зависит от плотности перфорационных отверстий и достигает максимального по абсолютной величине значения при плотности элементарных стоков от 2 до 3 штук на метр длины ствола. Для условий рассмотренной задачи ошибки в проводке ствола пологой скважины в толще пласта могут привести к снижению потенциального дебита скважины на 14. 15%.

7. Показано, что, изменяя плотность перфорационных отверстий вдоль ствола скважины, можно регулировать интенсивность в профиле притока пологой скважины. При этом влияние на суммарный дебит разных распределений перфорационных отверстий не велико, то есть дебит скважины, в основном, определяется числом перфорационных отверстий. Однако наибольшим значением дебита жидкости обладает скважина с равномерным распределением перфорационных отверстий вдоль ствола.

8. Рассмотренные типы перфорационных отверстий и положения их размещения на стволе горизонтальной скважины показали, что наилучшими характеристиками обладают типы отверстий, позволяющие потоку жидкости из коллектора входить в скважинный поток под острым углом (между векторами скорости притекающей жидкости и направлением движения потока в стволе скважины). При этом наилучшим расположением перфорационных отверстий в стволе горизонтальной скважины является расположение & laquo-сверху»- или & laquo-сбоку»-.

9. Проведенные расчеты показывают, что наилучшими показателями характеризуются распределенные схемы расположения перфорационных отверстий: по спирали и линейные сверху, сбоку, снизу. Схемы расположения перфорационных отверстий, условно называемые групповыми (три-четыре перфорационных отверстия на поперечном сечении), ввиду ударного характера впрыска жидкости через перфорационные отверстия в поток внутри ствола скважины обладают худшими показателями.

10. Линейное распределенное расположение перфорационных отверстий по стволу горизонтальной скважины с типом перфорации & laquo-под углом к направлению потока& raquo- является предпочтительным.

11. Практическая реализация полученных в работе выводов в области оптимизации размещения ствола наклонно направленной скважины и расположения перфорационных отверстий на Ибряевском месторождении позволила получить технологический эффект в размере 12. 951 тыс. т дополнительно, добытой нефти с соответствующим экономическим эффектом 15. 541 млн руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, в работе было показано, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке нефтяных месторождений. Повышение эффективности применения полого направленных или горизонтальных стволов скважин возможно на основе исследования характера притока с учетом течения пластовых флюидов внутри скважины. Поэтому продолжение данных исследований применительно к конкретным месторождениям остается актуальной задачей.

На сегодняшний момент нет универсальных методик, позволяющих производить проектирование и разработку новых конструкций как горизонтальных, так и вертикальных скважин. Существующие методики расчета движения флюида в стволе скважины отличаются ярко выраженным эмпирическим характером с условными зонами работы. Точность этих методик основанных на эмпирических зависимостях мала, что связано со схематическим рассмотрением структуры потока, а так же использованием коэффициентов корреляции. Создание методики основанной на использовании численных алгоритмов позволит наиболее эффективно использовать специфические характеристики потока скважины, начиная с локального уровня перфорационного отверстия до уровня окончательного дебита.

ПоказатьСвернуть

Содержание

ГЛАВА 1. ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛОГИХ И ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1. Общие положения.

1.2. Вопросы проектирования и размещения горизонтальных скважин.

1.3. Особенности моделирования стволов горизонтальных и полого направленных скважин.

1.4. Моделирование движения флюидов в стволе скважины. Методы расчетов движения многофазного потока в стволах скважин.

1.5. Выв. оды.

ГЛАВА 2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПОТОКА ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ С РАСПРЕДЕЛЕННЫМИ ИСТОЧНИКАМИ.

2.1. Создание твердотельной модели скважины.

2.2. Математическая модель потока флюидов в стволе скважины.

2.3. Изменение ламирнаного характера движения однородной жидкости в поле сил тяжести и при наличии распределенных источников (перфорационных отверстий) в горизонтальном стволе скважины.

2.4. Движение жидкости в полого направленных стволах скважин.

2.5. Исследование процессов турбулентного движения однородной жидкости в стволе горизонтальной скважины при различных типах перфорационных отверстий.

2.6. Выводы к главе.

ГЛАВА 3. ОПТИМАЛЬНЫЕ СХЕМЫ ПЕРФОРАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И ПОЛОГИХ СКВАЖИН.

3.1. Общие положения.

3.2. Определение профиля притока к полого направленной добывающей скважине при различной плотности перфорационных отверстий.

3.3. Исследование различных типов перфорационных отверстий в стволе скважины. Обоснование оптимального типа перфорационного отверстия.

3.4. Определение оптимальной схемы расположения перфорационных отверстий в стволе скважины.

3.5. Рассмотрение расположения двух типов распределенных источников по спирали.

3.6. Выводы к главе.

ГЛАВА 4. ВНЕДРЕНИЕ ПРОГРЕССИВНЫХ СХЕМ ПЕРФОРАЦИИ НА

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ (на примере Ибряевского месторождения).

4.1. Общие положения.

4.2. Определение оптимальных положений БННС и плотности перфорационных отверстий при проведении геолого-технических мероприятий на Ибряевском месторождении.

4.2.1. Поиск оптимальной плотности перфорационных отверстий.

4.2.2. Профиль притока при разной плотности перфорационных отверстий на участках ствола скважины.

4.2.3. Ствол скважины в каждом пропластке перфорируется не полностью.

4.3. Выводы к главе.

Список литературы

1. Борисов Ю. П., Пилатовский В. И., Табаков В. П.: Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. -М.: Недра. 1964. -154 с.

2. Гавура В. Е., Исайчев В. В., Курбанов А. К., Лапидус В. Е., Лещенко В. Е., Шовкринский Г. Ю.: Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. -М: ВНИИОЭНГ, 1994,345 с.

3. Григорян А. Н. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969. 190с.

4. Евченко B.C., Захарченко Н. П., Каган Я. М., Максимов В. П., Маринин Н. С, Сафиуллин М. Н.: Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. -М.: Недра, 1986. -278 с.

5. Муслимов Р. Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие.- Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2002. -596 с. ISBN 5−7464−0823−9.

6. Муслимов Р. Х., Абдулмазитов Р. Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань. Татарское кн. изд-BO. -1989. -136 с.

7. Закиров С. Н., Закиров Э. С., Закиров И. С., Баганова М. Н., Спиридонов А. В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. ВИНИТИ, 2004, 520 с.

8. Гилязов P.M. Бурение нефтяных и газовых скважин с боковыми стволами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. — 255 с.

9. Калинин А. Г., Никитин Б. А., Солодкий К. М., Султанов Б. З. Бурение наклонных игоризонтальных скважин. /Справочник. М.: Недра, 1997. — 648 с.

10. Лысенко В. Д., Грайфер В. И. Разработка малопродуктивных нефтяныхместорождений.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». -2001.- 526 с.

11. Оганов С. А., Оганов Г. С., Позднышев С. В. / Многозабойное бурение скважинразвитие, проблемы и успехи. М.: ВНИИОЭНГ, 2001. — 60 с.

12. Саттаров М. М., Мусин М. Х., Полудень И. А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИцентр ГКНТ СССР, 1991.- 140 с.

13. Joshi, S.D.: Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company, Tulsa, 1991. -533 pp.

14. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000. -525 с.

15. Лысенко В. Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. /Нефтяное хозяйство. 1997. — № 7- - С. 19−24.

16. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами. /Нефтепромысловое дело. 1999. — № 5. — С. 2−17.

17. Груздилович Л. К. Колтюбинговое бурение — новый этап в развитии экологически чистых технологий вторжения в недра. /Технологии ТЭК. 2002. — № 12. — С. 2628.

18. Муслимов Р. Х., Сулейманов Э. И., Фазлыев Р. Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. -1994, — № 10. -С. 32−37.

19. Рамазанов Р. Г., Хакимзянов И. Н., Фазлыев Р. Т. Моделирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин. /Сб. науч. трудов & laquo-Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана& raquo-. Бугульма, 1996. — С. 81−89.

20. Медведев Н. Я., Батурин Ю. Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. /Проектирование и разработка нефтяныхместорождений. — Мат. науч. -практ. конф. ЦКР, 6−8 апреля 1999 г. — М.: ВНИИОЭНГ. -1999. -С. 116−135.

21. Хисамутдинов Н. И., Буторин О. И., Тазиев М. З., Хисамов Р. С. Обоснование рациональной разработки многопластового месторождения системой горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство. — 2001. — № 8.- С. 60−62.

22. Оганов А. С. Техника и технология строительства горизонтальных скважин: Экспресс-информ. Сер. Газовая промышленность/ИРЦ Газпром. -М., 1993. -Вып. 4,5.

23. Оганов С. А., Оганов Г. С., Позднышев С. В. Технологические аспекты строительства радиально-разветвленных горизонтальных скважин. /Бурение. 2001. — № 10. — С. 6−12.

24. Балуев А. А. Бурение продуктивных пластов в условиях равновесия (депрессии) в системе скважина-пласт. /Нефтяное хозяйство. — 2001. № 9. — С. 38−39.

25. Балуев А. А. Перспективы бурения многоствольных скважин на месторождениях Сургутского свода. Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 8. — С. 33−34.

26. Балуев А. А., Лушпеева О. А., Усачев Е. А., Грошева Т. В. Эффективность применения биополимерных растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком. /Нефтяноехозяйство& mdash-2001. № 9. — С. 35−37.

27. Беляков Н. В. Новая технология проводки горизонтальных скважин. /Бурение. -1998, — № 4. -С. 15−17.

28. Богданов В. Л., Медведев Н. Я. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. /Нефтяное хозяйство. -2000, — № 8. -С. 30−42.

29. Вахрешев Л. П., Кошелев В. Н. Пространственные структурированные водные безглинистые буровые растворы. /Нефтяное хозяйство. 2001. — № 9. — С. 40−43.

30. Гайфуллин Я. С., Кнеллер Л. Е., Грезина О. А. К оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальной скважины. /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 2000. № 9. — С. 29−35.

31. Киселев П. В., Махоров В. А. Разработка и применение специальных буровых растворов для бурения горизонтальных скважин. /Нефтяное хозяйство. 1998. — № 2. -С. 22−24.

32. Кульчицкий В. В. Проблемы геонавигации и новые технологии добычи углеводородов в XXI веке. /Нефть, газ и бизнес. 2001. — № 2. — С. 20−23.

33. Мессер А., Повалихин А. Н. Перспективные технологии бурения скважин. /Нефтегазовая вертикаль. 2001. — № 6. — С. 34−37.

34. Хисамов Р. С., Ибатуллин P.P., Хакимзянов И. Н., Фазлыев Р. Т. Опыт строительства и эксплуатации многозабойных скважин. Нефть и жизнь. — № 3. — 2005. — С. 4243.

35. Hang В.Т., Ferguson W.I., Kudland Т.: «Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?"/ Paper SPE 22 929 presented at the ATCE. Dallas, 1991, Oct. 6−9.

36. Joshi, S.D., Y.: «Horizontal well application: reservoir management»./ Paper SPE 37 036 presented at the 2nd International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Nov. 18−20, 1996.

37. Joshi, S.D.: «Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells». // JPT, № 6, 1988, p. 729−739.

38. Joshi, S.D.: «Horizontal wells: successes and failures». // Journ. Of Canad. Petrol. Technology, vol. 33, № 3, 1994, p. 15−17.

39. Joshi, S.D.: «Methods calculate area drained by horizontal wells». // Oil and Gas Journal, Sept. 17, 1990, p. 77−82.

40. Балуев A.A., Лушпеева O.A., Усачев E.A., Грошева Т. В. Эффективность применения биополимерных растворов при бурении боковых стволов с горизонтальным участком. /Нефтяное хозяйство. -2001. № 9. — С. 35−37.

41. Беляков Н. В. Новая технология проводки горизонтальных скважин. /Бурение. -1998. № 4. -С. 15−17.

42. Акбулатов Т. О. Вынос частиц шлама из горизонтального ствола скважины. /Нефть и газ. -2000.- № 1. -С. 34−38.

43. Муртазина Т. М. Анализ опыта применения горизонтальной технологии в ОАО & laquo-Татнефть»-. Нефть и капитал.- 2005.- № 5. -С. 2−6.

44. Муртазина Т. М. Результаты* применения горизонтальной технологии на объектах Ново-Елховского месторождения. Интеграл. 2002. -№ 8. С. -80−84.

45. Муслимов Р. Х., Сулейманов Э. И., Рамазанов Р. Г., Фазлыев Р. Т., Хакимзянов И. Н. Системы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами.

46. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. — Мат. совещания, Альметьевск, сентябрь 1995 г. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — С. 254−278.

47. Акчурин Х. И., Струговец Е. Т., Янгуразов А. Е. Гидравлическая перфорация в боковых стволах с помощью малогабаритных скважинных устройств. /Бурение. -2002, — № 1.- С. 20−22.

48. Фаткуллин Р. Х., Вакула Я. В., Поваляев А. И. Юсупов И.Г.: Некоторые аспекты технологии бурения горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана// Нефтяное хозяйство, 1998. № 4. С 63−65.

49. Гиматутдинов Ш. К., Борисов Ю. П., Розенберг М. Д. и др. Справочное пособие по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра. -1983. -463 с.

50. Акопян Н. Р. Техника и технология вскрытия газоносных пластов на Расшеватском месторождении Ставропольского края. /Бурение, 1963. № 8. С 24−29.

51. Стокли И. О., Дженсен Р. Т. Проектирование заканчивания горизонтальных скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1992. № 4. С 20−25.

52. Лысенко В. Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многопластовом нефтяном пласте. // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений, 1998. № 3. С 6−10.

53. Черных В. А., Славицкий B.C. Стационарные газодинамические исследования горизонтальных скважин. // Газовая промышленность, 1997. № 12. С 62.

54. Никитин Б. А., Басниев К. С., Алиев З. С. и др.: Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах / М.: ИРЦ Газпром. 1997. 30с.

55. Бузинов С. Н., Григорьев А. В., Ковалев А. Л. и др.: Создание высокопродуктивных газовых скважин на ПХГ России.- / Юбилейный сборник трудов, т. 2.М.: 1996. С 119−126.

56. Гриценко А. И., Зотов Г. А., Степанов Н. Г., Черных В. А.: Теоретические основы применения горизонтальных скважин / Юбилейный сборник трудов, т. 2. М.: 1996. С. 71−82.

57. Закиров С. Н., Сомов Е. Е., Гордон В .Я. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. М.: Недра, 1988.

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

59. Иктисанов В. А., Фокеева JI.X. Моделирование притока жидкости к многоствольным скважинам Материалы науч. -практ конференции & laquo-Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения& raquo-. Изд-во КГУ. 2005. — С. 121−123.

60. Фокеева JI.X. Неустановившаяся фильтрация жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам // Материалы научной сессии по итогам 2005 года. Часть 1. Из-во АГНИ. -2006. С. 64.

61. Иктисанов В. А., Мусабирова Н. Х., Фокеева JI.X. Современные подходы к интерпретации КВД // Юбилейный сборник трудов ТатНИПИнефть, Москва, 2006. С. 108−115.

62. Иктисанов В. А. Яраханова Д.Г. Определение оптимальной длины горизонтальных стволов скважин на двух залежах Ромашкинского месторождения // Нефтяное хозяйство. -2007. -№ 3.- С. 65−67.

63. Ситенков В. Т. Теория градиентно-скоростного поля. -М.: ОАО & laquo-ВНИИОЭНГ»-. -2004. -308 с.

64. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. Ред. Ш. К. Гиматудинова/ Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др. М., 1983, 455с.

65. Движение газожидкостных смесей в трубах/ Г. Г. Корнилов, М. Н. Галлямов, В. Г. Карамышев, В.П. Канашин- Уфимск. Гос. Авиац. Техн. Ун-т. Уфа, 1999. — 412 с.

66. Алямовский А. А. и др. SolidWorks. Компьютерное моделирование в инженерной практике/ Авторы: Алямовский А. А., Собачкин А. А., Одинцов Е. В., Харитонович А. И., Пономорев Н. Б. СПб.: БХВ-Петербург. 2005 — 800 е.: ил.

67. Математическое моделирование конвективного тепломассообмена на основе уравнений Навье-Стокса / В. И. Полежаев, А. В. Бинэ, Н. А. Верезуб и др. М.: Наука, 1987

68. Дейч Михаил Ефимович Техническая газодинамика. Изд. 2-е, переработ. М. Л. Госэнергоиздат, 1961 г.

69. Флетчер К. Вычислительные методы в динамике жидкостей: Пер. с англ. М.: Мир, 1991. -552 е., ил.

70. Wilcox, D.C. Turbulence modeling for CFD, DCW Industries, Inc., 460p. 1994

71. Патанкар С. Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости. Перевод с англ. Под редакцией В. Д. Виленског, Москва, ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1984.

72. Patankar S., Numerical heat transfer and fluid flow, Himisphere Publishing Corporation, New York, 1980

73. Лойцянский Л. Г. Механика жидкости и газа. М.: «Наука& raquo-, 1970.- 904 с.

74. Шлихтинг Г., Теория пограничного слоя., перев. с немецкого. & laquo-Наука»-, Москва 1974.

75. Хинцце И. О. Турбулентность, ее механизмы и теория. М., Физматгиз, 1963., 680 стр. с илл.

76. INTRODUCTORY LECTURES on TURBULENCE Physics, Mathematics and Modeling. J. M. McDonough. Departments of Mechanical Engineering and Mathematics University of Kentucky

77. Coxohiko C.K. Приток к пологой газовой скважине с боковым стволом // & laquo-Газовая промышленность& raquo-. М., 2008. — № 1. — С. 65−67.

78. Сохошко С. К. Развитие теории фильтрации к пологим и горизонтальным газовым и нефтяным скважинам и ее применение для решения прикладных задач. Докт. диссертация, ТюмГНГУ, 2008,212 с.

79. Сохошко С. К., Клещенко И. И., Маслов В. Н., Паникаровский В. В. Профиль притока к пологой скважине. НТЖ & laquo-Нефтепромысловое дело& raquo-. М., 2004. — № 11. — С. 5−7.

80. Самарский А. А., Гулин А. В. Численные методы. М., Наука, 1989, — 430 с.

81. Боглаев Ю. П. Вычислительная математика и программирование. М: & laquo-Высшая школа& raquo-, — 1990, — 544 с.

82. Иктисанов В. А., Фокеева JI.X. Моделирование притока жидкости к многоствольным скважинам Материалы науч. -практ конференции & laquo-Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения& raquo-. Изд-воКГУ,-2005. -С. 121−123.

83. Фокеева JI.X. Неустановившаяся фильтрация жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам // Материалы научной сессии по итогам 2005 года. Часть 1. Из-во АГНИ. -2006. С. 64.

84. Иктисанов В. А., Мусабирова Н. Х., Фокеева Л. Х. Современные подходы к интерпретации КВД // Юбилейный сборник трудов ТатНИПИнефть, Москва, 2006. -С. 108−115.

85. Иктисанов В. А. Яраханова Д.Г. Определение оптимальной длины горизонтальных стволов скважин на двух залежах Ромашкинского месторождения // Нефтяное хозяйство. -2007. -№ 3.- С. 65−67.

86. Владимиров И. В., Торопчин О. П., Кротов С. А., Сарваров А. Р. Оптимальное применение горизонтальных стволов скважин в разработке контактных водонефтяных зон месторождений нефти // НТЖ & laquo-Нефтепромысловое дело& raquo- «. -М.: ВНИИОЭНГ. 2009. — № 11. — С. 15−20.

87. Комиссия, назначенная распоряжением главного инженера ООО & laquo-Бугурусланнефть»- в составе:

88. Кротова С. А. Зам. генерального директора — Главный геолог

89. ООО & laquo-Бугурусланнефть»-, к.г. -м.н.

90. Терентьева О. Г. Зам. генерального директора — Главный экономист ООО & laquo-Бугурусланнефть»-

91. Выбор объекта для внедрения рекомендаций

92. С целью интенсификации выработки запасов и увеличения охвата воздействием было предложено бурение двух наклонно-направленных стволов (БННС) из скважин №№ 1543 и 1546 на пласт Вь

93. При проектировании профиля БННС исходили из следующих принципов.

94. По латерали ствол скважины должен располагаться в центре области коллектора с максимальной (желательно равной начальной) нефтенасыщенностыо.

95. Рассмотрены профили притока при разной плотности перфорационных отверстий на участках ствола скважины:

96. Пропласток с наименьшей толщиной перфорируется с большей плотностью перфорационных отверстий (12 шт/м), пропласток с наибольшей толщиной перфорируется с меньшей плотностью перфорационных отверстий (4 шт/м)

97. Пропласток с наименьшей толщиной перфорируется с меньшей плотностью перфорационных отверстий (4 шт/м), пропласток с наибольшей толщиной перфорируется с большей плотностью перфорационных отверстий (12 шт/м)

98. Рисунок 1 Вертикальная проекция БННС скважины № 1546 Ибряевского месторождения. Масштаб по вертикали 1: 10 000, по горизонтали 1: 5000.

99. Рисунок 2 Схематическое изображение бокового наклонно направленного ствола скважины № 1546 Ибряевского месторождения. Скважина вскрывает два пропластка пласта Bi. 21. Я) зс ОБ

Заполнить форму текущей работой