Авторефераты по всем темам >>
Авторефераты по земле
На правах рукописи
СТРИЖНЕВ КИРИЛЛ ВЛАДИМИРОВИЧ
КОМПЛЕКСНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ (НА ПРИМЕРЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Санкт-Петербург 2011
Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью Газпромнефть НТЦ
Официальные оппоненты:
доктор технических наук Газизов Айдар Алмазович доктор технических наук, профессор Ленченкова Любовь Евгеньевна доктор технических наук, профессор Николаев Николай Иванович Ведущее предприятие - Государственное автономное научное учреждение Институт нефтегазовых технологий и новых материалов (ГАНУ ИНТНМ).
Защита диссертации состоится 15 декабря 2011 г. в 15 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при СанктПетербургском государственном горном университете, по адресу:
199106, Санкт-Петербург, Васильевский остров, 21 линия д.2, ауд.
1160.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СанктПетербургского государственного горного университета.
Автореферат разослан 01 ноября 2011 г.
УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета д.т.н., доцент А.К.НИКОЛАЕВ
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. В настоящее время решение проблемы ограничения объемов попутно добываемой воды остается актуальной задачей как на длительно эксплуатируемых, так и вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных месторождениях. Это обусловлено ухудшением структуры запасов, когда вновь открываемые месторождения характеризуются значительными водонефтяными зонами, небольшой толщиной пластов и перемычек между продуктивными и водоносными пластами, низкой проницаемостью и начальной нефтенасыщенностью, высокой слоистой и зональной неоднородностью. В перечисленных условиях наблюдается частичный прорыв подошвенной воды, поступление воды из продуктивного пласта или по дефектам в эксплуатационной колонне. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15-20% и более. В результате этого увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. Среднегодовая обводненностъ добываемой в России нефти превысила 84%, многие скважины эксплуатируются с обводненностью 98-99%.
На поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений поддержание скважин в работоспособном состоянии и осуществление мероприятий по управлению разработкой нефтяных месторождений производится путем проведения комплекса работ по капитальному ремонту скважин. Проведение определенных видов этих работ обусловлено процессом разработки месторождений: отключением выработанных и обводнившихся пластов и отдельных их пропластков, ликвидацией скважин согласно проектных решений в связи с обводнением пласта. Отдельные виды работ направлены на устранение дефектов скважин: ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн и восстановление цементного кольца за ними, доподъем цементного кольца за эксплуатационной колонной и кондуктором, ликвидация скважин по техническим причинам. В 2010г. на нефтяных месторождениях, расположенных на территории Российской Федерации, выполнено более 3 тыс. операций по ремонтно-изоляционным работам, а прогноз на 2015г. предполагает рост количества работ на 35%.
В области разработки и совершенствования технологий ремонтно-изоляционных работ (РИР) имеются значительные достижения, в основном благодаря работам отечественных специалистов: В.А. Блажевича, А.Ш. Газизова, Ю.В. Земцова, И.И. Клещенко, И.И. Кравченко, С.А. Рябоконь, В.Г. Уметбаева, Е.Н. Умрихиной и др. В результате проведенных исследований разработано более сотни различных изоляционных составов и десятки технологических схем проведения работ. Несмотря на это статус РИР в процессах разработки и эксплуатации месторождений не определен - работы проводятся без должного обоснования и моделирования технологий, в условиях недостаточного изучения состояния фонда скважин, отсутствия перспективного планирования. Указанная неопределенность в отношении РИР отражается на качестве их проведения, технико-экономической эффективности мероприятия.
В указанных условиях актуальность вопроса повышения эффективности РИР в скважинах на основе комплексного моделирования их технологий и свойств изоляционных составов существенно возрастает для нефтегазодобывающей отрасли Российской Федерации. Решение этой проблемы непосредственно связано с изучением процессов движения сложных реологических систем по вертикальному трубопроводу, в трещинах и пористой среде, с разработкой методик, которые бы давали возможность управления физико-химическими свойствами изоляционных составов и осуществляли достоверный прогноз пространственного расположения и прочностных свойств изолирующего экрана в зависимости от геолого-физичеких условий разработки нефтяного месторождения.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и нагнетательных скважинах на основе комплексного моделирования параметров технологий и свойств изоляционных материалов.
Идея работы. Комплексное моделирование ремонтноизоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить их эффективность в конкретных геолого-физических условиях разработки нефтяного месторождения.
Задачи исследований. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
1. Проанализировать технологии и результаты РИР, применяемых в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений на территории РФ и за рубежом.
2. Разработать алгоритм комплексного моделирования технологий и прогноза результатов РИР для различных геолого-физических условий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений 3. Получить зависимости для определения объема и длины зоны перемешивания водорастворимых и водонерастворимых изоляционных составов при их движении по вертикальному трубопроводу.
4. Разработать математическую модель движения сложных реологических систем изоляционных растворов в трещинах и пористой матрице для наклонно направленных и горизонтальных скважин.
5. Разработать методику моделирования технологий и прогноза эффективности РИР на полномасштабных геолого-гидродинамических моделях.
6. Создать новые изоляционные составы и технологии РИР.
7. Разработать классификацию изоляционных составов, позволяющую проводить выбор изолирующего материала исходя из гидродинамической и термобарической характеристики объекта изоляции.
Научная новизна работы заключается в разработке комплексной модели планирования и реализации технологий РИР в добывающих и нагнетательных скважинах, обеспечивающей взаимосвязь между технологическими, геологическими и химическими параметрами процессов, влияющих на эффективность ремонтно-изоляционных работ в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений, на основе установления закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, образованного в конкретных условиях объекта изоляции.
Научные положения, выносимые на защиту:
1. Математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения и свойств изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.
2. Управление кинетикой структурообразования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда достигается путем научно обоснованного подбора типа и концентрации сшивателя, основанного на определении функциональных зависимостей времени структурирования изоляционных материалов в трещинах и поровом пространстве от кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции.
3. Тампонажные составы группируются исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.
4. Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить точность прогноза эффекта внедрения технологий и успешность проведения РИР в скважинах.
Методы исследования. Общей методологией проведенных исследований является системный подход к изучаемым процессам. При решении поставленных задач использовался комплексный метод исследований, включающий: анализ и обобщение данных технологий и результатов РИР, применяемых в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений; теоретические расчеты с использованием фундаментальных уравнений гидравлики, подземной гидродинамики и тепломассопереноса; математическое моделирование с использованием ЭВМ; экспериментальные исследования в лабораторных и промысловых условиях.
Научные результаты.
1. Разработана комплексная модель планирования и реализации РИР в скважинах, включающая в себя выбор скважин и расчет оптимального дизайна проведения РИР, основанная на использовании четырех блоков моделирования: технологического, геологического, химического и экономического.
2. Установлены закономерности совместного движения в насосно-компрессорных трубах изоляционных составов и технологических жидкостей при проведении РИР.
3. Разработаны математические и гидродинамические модели для обоснования технологий РИР и прогнозирования технологической эффективности РИР в нефтяных скважинах, характеризующиеся более высокой точностью расчета и возможностью их использования для вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин.
4. Определен и научно обоснован механизм управления физико-химическими свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда.
5. Разработана новая классификация изоляционных составов для проведения РИР в нефтяных и нагнетательных скважинах, основанная на механизме изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристике объекта изоляции.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована и подтверждена: теоретическими исследованиями и выводами аналитических зависимостей с использованием теории подобия;
результатами лабораторных и опытно-промышленных экспериментов;
сопоставлением теоретических и экспериментальных исследований с результатами промышленного внедрения технологий на скважинах;
влияние отдельных факторов на исследуемые параметры и теснота связей определялась с помощью корреляционного анализа.
Практическая значимость работы:
- разработан отечественный программно-промышленный комплекс РИР-проект, позволяющий производить выбор скважин, планировать технологии с определением оптимального изоляционного состава для решения существующей проблемы и расчетом дизайна проведения операции, экономической оценкой и прогнозом эффективности мероприятия;
- разработаны новые изоляционные составы и технологии РИР (Патенты РФ №№ 2272905, 2272892, 2167267, 2175049, 2359002, 2317412, 2317399, 2272904, 2266312).
Реализация результатов исследований:
- разработанные изоляционные составы и технологии РИР внедрены на 250 скважинах нефтегазодобывающих предприятий: ОАО НК Башнефть, ОАО ТНК-Нягань, ОАО Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз, ООО ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь, ТПП Когалымнефтегаз, ТПП Лангепаснефтегаз, ТПП Покачевнефтегаз, ООО РН - Пурнефтегаз;
- результаты исследований используются в учебном процессе при подготовке специалистов в РГУНГ им. И.М. Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета, Тюменского государственного нефтегазового университета, Санкт-Петербургского государственного горного университета, по специальности Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.
ичный вклад соискателя работы состоит: в создании комплексной модели и алгоритма проектирования РИР; в разработке критериального метода построения карт применимости РИР; в создании новой классификации изоляционных составов; в разработке методики и проведении расчетов технологических параметров закачки, реологических характеристик композиций, прочностных свойств гелевых экранов, определении заблокированных слоев при моделирование технологий РИР на полномасштабных геолого-гидродинамических моделях; в отработке методики выбора отвердителей для изоляционных составов в промысловых условиях при проведении РИР на месторождениях Западной Сибири; в постановке и выполнении теоретических и экспериментальных исследований по разработке новых изоляционных составов и технологий РИР для высокотемпературных пластов, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, а также во внедрении результатов работ в промысловых условиях.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на 48-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 1997г.); XVIII творческой научной конференции ученых и специалистов АНК Башнефть (Уфа, 1999г);
IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 70-летию со дня рождения С.Ф. Люшина (Уфа, 2000г.);
VI научно технической конференции молодых ученых и специалистов ДООО Башнипинефть (Уфа, 2001г.); научно-технической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти, Роль отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли, (Уфа, 2002г.); Международной научно-практической конференции Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, (Казань, 2007г.); на VII международном технологическом симпозиуме Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышении нефтеотдачи (Москва, 2008г.); на втором Международном научного симпозиума ОАО ВНИИнефть (Москва, 2009г), Х Научно-практическая конференция Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, НК Роснефть, (Геленджик 2010г).
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано печатных работ, в том числе 36 научных статей (из перечня ВАК Минобрнауки РФ - 16), 11 патентов на изобретения, 2 монографии.
Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, выводов и рекомендаций.
Содержит 375 страниц машинописного текста, 150 рисунков, 65 таблиц, список использованных источников из 252 наименований.
Автор выражает глубокую признательность и искреннюю благодарность: Н.И. Акимову, Л.Д. Емалетдиновой, Л.М. Козупице, И.Ю. Ломакиной, В.Н. Павлычеву, Е.Г. Прокшиной, Е.А. Румянцевой, В.Г. Уметбаеву СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении сформулированы актуальность темы, цель и задачи исследований, представлена научная новизна и практическая значимость диссертационной работы.
В первой главе выполнен анализ исследований в области разработки и классификации изоляционных составов, технологий и результатов РИР в Западной Сибири и за рубежом. Изучению проблем водоизоляции посвящены работы многих ученых как в России, так и за рубежом. Среди них Алтунина Л.К., Блажевич В.А., Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Газизов А.А.., Горбунов А.Т., Кадыров Р.Р., Клещенко И.И., Кошелев А.Т., Крупин В.В., Курочкин Б.Н., Ленченкова Л.Е., Поддубный Ю.А., Рябоконь С.А., Скородиевская Л.А., Старковский А.В., Телин А.Г., Уметбаев В.Г., Daneshy A., Eoff L., Lakatos I., Lane R.H., Seright R.S. и др.
В настоящее время и последующие пять лет основным нефтегазодобывающим регионом России останется Западная Сибирь, в котором по статистике выполненных ремонтов скважин в среднем около 10% направлены на РИР. К примеру, анализ результатов контроля добывающих скважин на 25 месторождениях одного из крупнейших объединений Западносибирского региона - ОАО Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз (рисунок 1), показал на необходимость проведения РИР в 1138 добывающих скважинах, что при общем фонде скважин 9400 ед.
составляет 12 %.
До последнего времени основным материалом, применяемым на месторождениях Западной Сибири при проведении водоизоляционных работ, остается цементный раствор. Общим недостатком цементных растворов является низкая способность к фильтрации в пористой среде.
Низкая успешность РИР по селективной изоляции, ликвидации заколонных перетоков и отключению пластов на месторождениях Западной Сибири с пластовой температурой 60-120С обусловливает поиск более эффективных изоляционных материалов и способов их доставки в интервал изоляции. При этом главное внимание акцентируется на принципе изоляции и изоляционных материалах, составляющих основу технологий РИР. Вследствие этого наряду с улучшением свойств цементных растворов необходимо проведение исследований по разработке легкофильтрующихся, отверждаемых в полном объеме изоляционных составов.
Рисунок 1 - Результаты промыслово-геофизического контроля добывающих скважин ОАО Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз Анализ зарубежного опыта показывает иной подход к планированию и реализации РИР, в основном это связано с тем, что зарубежные специалисты проводят полноценные подготовительные работы, направленные на всестороннюю диагностику проблемы, разработку вариантов дизайна технологии РИР и, наконец, предложенные варианты оцениваются не по минимальной стоимости, а по максимальной прогнозной эффективности. Указанный подход хорошо иллюстрируется тем, что средние объемы закачки полимерных изоляционных составов за рубежом составляют 100-160 м3 на одну операцию, тогда как в РФ при решении аналогичных проблем средние объемы составляют 40-50м3. В качестве основных технологий РИР используются гелеобразующие системы на основе полимеров акрилового ряда, силикатные гели, микроцементные растворы.
Анализ отечественного опыта проведения РИР показывает отсутствие системного подхода к планированию технологий, обоснованию объема, вида и характеристик изоляционных составов. В связи с чем поставлены соответствующие цель и задачи исследований.
Вторая глава посвящена разработке комплексной методики планирования, моделирования, реализации и контроля технологического процесса РИР.
Существующее многообразие технологических приемов, технологий, изоляционных составов и оборудования для решения задач ремонтно-изоляционных работ на сегодняшний день определяет необходимость разработки комплексной методики моделирования процесса РИР для различных геолого-физических условий разработки месторождений.
Среди симуляторов РИР в первую очередь необходимо отметить программный продукт компании Halliburton QuikLook. Особенностью QuikLook является то, что это трехмерная, трехфазная четырехкомпонентная неизотермическая модель коллектора, численными методами решающая дифференциальные уравнения многомерного движения флюидов и термопереноса в пористой среде.
Несмотря на детальную проработку отдельных вопросов в области изучения и разработки расчетных методик процессов РИР, можно сказать, что целостного алгоритма проектирования дизайна РИР не существует, а также не учитывается ряд важных параметров.
В этой связи, автором, при создании алгоритма разработки технологии проведения РИР формализованы все технологические процессы, начиная с этапов выбора скважин для проведения РИР и заканчивая непосредственно проведением операции на скважине (рисунок 2).
Разработанный алгоритм представляет собой пять последовательных шагов:
Шаг 1. Анализ разработки и выбор скважин-кандидатов для проведения РИР. В результате получается первоначальный список скважин, требующих проведения ремонта. Действия систематизируются в зависимости от информационной подготовленности месторождения (объекта), а именно:
1.1 При наличии актуальной геолого-гидродинамической модели (ГГДМ), исторической базы данных эффективности проведенных геолого-технических мероприятий (ГТМ). С помощью ГГДМ рассчитываются параметры, определяющие эффективность применения ГТМ в следующей последовательности: установление геолого-промысловой зональности; выделение обособленных геологических тел; анализ структуры запасов нефти; определение зависимости дополнительной добычи нефти от геолого-промысловой зональности; выбор вида мероприятия для конкретных условий; прогноз эффективности применения ГТМ.
1.2 При отсутствии ГГДМ и базы данных эффективности ГТМ.
Первоначальный список скважин, перспективных для проведения изоляционных работ, формируется пересечением множества скважин с высоким значением функции ожидания запасы-обводненность и множеством скважин с высоким значением функции ожидания запасыкратность. Дополнительным критерием для надежного определения преждевременно обводнившихся скважин является анализ истории добычи каждой конкретной скважины. Прорыв воды по высокопроницаемым пропласткам, системе трещин, возникновение заколонных перетоков, конусообразование напрямую отражаются в динамике обводнения добывающих скважин. Причем, по характерному виду кривой обводнения, и ее производной можно, в первом приближении, идентифицировать причину водопритока.
Шаг 2. Ранжирование полученного списка скважин по источнику обводнения и классификация по задаче РИР проводятся на основании результатов промыслово-геофизических исследований скважин (ПГИ).
Шаг 3. Исходя из полученной задачи РИР и коэффициента приемистости объекта изоляции для конкретных геолого-физических условий месторождений выбирается группа изоляционных составов.
Шаг 4. Проектирование дизайна РИР с выбором лучшего варианта по результатам технико-экономического обоснования, для чего проводятся расчеты по четырем блокам, каждый из которых представляет собой массив информации и зависимостей, в совокупности отвечающих за корректный расчет оптимального объема изоляционного состава.
Анализ разработки месторождения.
Выбор скважин-кандидатов ДА Наличие ГГДМ НЕТ Выбор скважин на основании Выбор скважин на основании модели промысловых данных р а н ж и р о в а н и е с п и с к а с к в а ж и н - к а н д и д а т о в Отключение Ликвидация Устранение отдельных Отключение Ликвидация заколонной негерметичности интервалов пластов конуса воды циркуляции колонн пласта Выбор тампонажных составов Технологический Геологический блок блок Проектирования дизайна РИР Экономическая Химический блок модель Оптимальный проект РИР Получение оперативной информации Рисунок 2 - Алгоритм разработки технологии ремонтно-изоляционных работ в скважинах Шаг 5. Проведение РИР на скважине с корректировкой дизайна по результатам получения оперативной информации по скважине в ходе проведения ремонта. Анализ полученных результатов с накоплением базы знаний для обучения программного комплекса.
Шаг Шаг Шаг Шаг корректировка Шаг Ниже приводятся основные положения расчетных блоков, являющихся методологической основой работы.
Геологический блок От создания адаптированной модели объекта изоляции зависят корректный выбор типа и объема изоляционного состава, соответствие прочностных свойств и пространственного положения экрана планируемым депрессионным нагрузкам, точность прогноза дополнительной добычи и ограничения объемов попутно-добываемой воды.
Среди математических моделей РИР в первую очередь необходимо отметить работы Сирайта, где представлены критерии применения сильных и слабых гелеобразующих составов при водоизоляционных работах в пористых и трещиноватых коллекторах, описываются механизмы действия полимерных гелей на основе полиакриламида, приводится ряд простых формул и правил, позволяющих проводить экспресс-расчет необходимого объема полимера, радиусов проникновения геля, восстановления продуктивности скважины после закачки гелеобразующих составов.
Так как практика применения осадкогелеобразующих реагентов получила наибольшее распространение в России, то наибольшее число публикаций в этом направлении сделано российскими исследователями (А.И. Никифоров, Р.И. Нигматулин), в которых рассматривается плоскорадиальная задача гелевой изоляции водонасыщенных пропластков в многослойном пласте со слабой гидродинамической связью и различными фильтрационными характеристиками.
Наиболее полно описывает процесс закачивания гелеобразующих составов в слоистонеоднородный пласт методика (программа) Н.И. Акимова и Е.Н. Кожевникова, позволяющая проводить расчет объемов закачки гелеобразующих реагентов для водоизоляционных работ в случае изоляции обводненных интервалов и ликвидации заколонных перетоков. При этом пласт предполагается состоящим из десяти пропластков, из которых требуется изолировать заданное количество.
Из недостатков программы можно отметить следующее: в качестве изоляционного материала рассмотрен только вязко-упругий состав; наличие заколонной циркуляции учитывается только введением коэффициента трещиноватости; расчет продвижения фронта изоляционного состава по системе трещин в цементном кольце не ведется; дебит нефти до РИР вычисляется по задаваемым параметрам пласта.
Областью совершенствования известной методики является решение квазистационарной задачи, которая предусматривает, что распределение давления в процессе закачки постоянно, а реагенты проникают в нефтенасыщенный пласт и трещину (рисунок 3).
В водонасыщенных пропластках течение жидкости будем рассматривать как однофазное, в нефтенасыщенных пропластках вытеснение нефти водой моделируется как поршневое (с учетом остаточной нефтенасыщенности). Жидкости ввиду незначительных депрессий принимаются несжимаемыми, а матрица пласта недеформируемой. Ввиду низкой концентрации реагентов используется простейший закон адсорбции Генри. Диффузионные процессы развиваются в течение значительно большего времени, чем время закачки растворов реагентов в пласт (несколько часов), поэтому вкладом диффузионных процессов при моделировании процессов фильтрации изоляционных составов в призабойной зоны скважин пренебрегаем.
При этом расходы жидкостей, поступающих в нефтенасыщенный пласт и трещину (или водонасыщенный пласт), при заданном контурном и забойном давлении определяются (при скин-фактор нефтенасыщенного пласта s1 = 0 ) из соотношений:
2k10h1( pc1 - pw1), (1) Q1 = 0 (ln(rc / rw ) + s1 + s* - 0.5) 2k2a h2 ( pc2 - pw2 ), (2) Q2 = (ln(rc / rw ) + s2 -0,5) a где Q1 - расход реагента в нефтенасыщенном пласте, м3/с; h1 - толщина нефтенасыщенного пласта, м; Q2 - расход реагента в водонасыщенном пласте, м3/с; k1о, k2а - проницаемость нефтенысыщенного и водонасыщенного пласта соответсвенно, м2; pc1, pc2 - давление на контуре питания в нефтенасыщенном и водонасыщенном пласте соответственно, Па;
pw1, pw2 - давление на забое в нефтенасыщенном и водонасыщенном пласте соответственно, Па; 0, а - вязкость нефти и воды соответственно, Пас; rc, rw - радиус контура питания и скважины соответственно, м; s1, s2 - скин-факторы для потоков нефти и воды соотвественно, д.ед; s* - линтегральный скин-фактор, включающий в себя загрязнение призабойной зоны пласта, несовершенство вскрытия и т.д.
RPw Pc hk1о, 1, Qlf hPw k2а, 2, QPc RНефтяной пласт Глинистая перемычка Водоносный пласт Система трещин Рисунок 3 - Схема закачки изоляционного материала через имеющийся интервал перфорации Теперь рассмотрим квазистационарную модель закачки, в которой с течением времени фильтрационные сопротивления пластов и трещины изменяются так, что изменяются характеристические скорости продвижения изоляционных материалов, а также распределение давлений в пластах и цементном кольце. При этом при постоянном расходе закачки происходит перераспределение расходов реагентов Q1 и Q2 в пропластках:
a Q1(t) = Q - Q2(t) Q2(t) = a + b2 rc g (t) r1(t), (3) a = ln + ln k10 r1(t) k10 rw h1 2 rk 2h1 2 2h1 g (t).
b1 = ln + (l - xf (t))+ xf (t) h2 k20 rw S k30 f S kгде k1а, - фазовая проницаемость по воде нефтенысыщенного пласта, м2;
k2о, - фазовая проницаемость по нефти водонасыщенного пласта, м2 ; kf, - проницаемость системы трещин в цементном кольце, м2 ; k3о, - фазовая проницаемость по нефти системы трещин в цементном кольце, м2 ; pg, - давление на фронте изоляционного состава в соответствующем пропластке.
Изученные особенности притока жидкости к горизонтальным скважинам (ГС) позволили создать математический алгоритм для компьютерной программы моделирования процесса ограничения водопритока в зонально-неоднородном пласте.
Модель основана на пошаговом расчете гидродинамических сопротивлений, возникающих при закачивании изоляционных составов с известными реологическими характеристиками в ГС, которая разбивается на участки с собственными фильтрационно-емкостными характеристиками. Расходы закачиваемой жидкости по участкам пропорциональны их гидропроводности:
k1l1 k2l2 k3l3 kili kM lM q1 : q2 : q3...: qi...: qM = : :...:...: = 1 :2 :3...:i...:M, 1 2 3 i M (4) где (по участкам) qi - расход, ki - проницаемость, li - длина, i - гидропроводность.
При выделении N кольцевых зон (в пределах каждого участка) средняя гидропроводность участка будет определяться через гидропроводности соответствующих кольцевых зон следующим образом:
H / 2 R1 R2 Ri+1 Н / ln( ) ln( ) ln( ) ln( ) ln( ) rс rc R1 Ri RN -= + +....+ +...+, 2 i N ср 1 (5) где ср - средняя гидропроводность участка, i - гидропроводность кольцевой зоны, Ri - внешний радиус зоны.
Значения гидропроводности каждой кольцевой зоны при фильтрации полимерных растворов, обладающих неньютоновскими свойствами, рассчитываются пошаговым методом с учетом функциональной зависимости динамической вязкости растворов от скорости сдвига, полученной экспериментально, и значений скорости сдвига на каждом шаге, пропорциональной линейной скорости фильтрации на определенном удалении от скважины. Изложенный принцип расчетов позволяет определять профиль проникновения полимерной композиции в пласт, а также рассчитывать дебит скважины по жидкости и нефти после формирования гелевых экранов.
Необходимо отметить, что возможности для моделирования процессов РИР имеются и в симуляторе ECLIPSE Blackoil. ECLIPSE Blackoil является универсальным симулятором нелетучей нефти, который использует полностью неявный метод моделирования для трех фаз в трех направлениях.
Моделирования технологий выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением технологии закачивания сшито-полимерных систем (СПС) проводились автором при следующих допущениях: остаточный фактор сопротивления, который характеризует степень снижения подвижности воды при фильтрации в зоне установки гелевого экрана - моделировался изменением проницаемости пласта в зоне распределения СПС нагнетательных скважин; учет прорыва гелевого экрана при закачке воды моделировался открытием высокопроницаемых прослоев, через 250 суток.
Моделирование выполнялось по следующему алгоритму: расчет технологических параметров закачки и реологических характеристик композиций СПС; расчет прочностных свойств гелевых экранов, определение заблокированных слоев; построение зависимости остаточного фактора сопротивления от времени; гидродинамический расчет варианта заводнения и варианта с закачкой СПС.
В результате моделирования (рисунок 4) получена детальная модель распределения гелевой системы в слоисто-неоднородном пласте, с определением заблокированных пропластков и интервалов прорыва воды при возобновлении работы нагнетательной скважины.
Большой интерес представляет моделирование технологии СПС на полномасштабной модели, но проведение расчетов с использованием локального измельчения сеток приводит к увеличению времени счета и требуемого объема оперативной памяти, ограничивая сложность решаемых задач вплоть до принципиальной невозможности их решения данным методом. Поэтому для экспресс-оценки эффекта при моделировании технологии СПС на полномасштабной модели предложено моделировать процесс отключением перфорационных отверстий в интервалах образования гелевых систем, прочность которых превышает величину репрессии.
Результаты расчетов показали, что снижение трудозатрат на моделирование технологий выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах достигается путем замены технологии расчетов 1 Рисунок 4 - Распределение по глубине нагнетательной скважины 10заблокированных слоев и интервалов прорыва воды при закачивании СПС: 1-вид скважины в гидродинамическом симуляторе Eclipse; 2послойная детализация распространения геля и движения воды.
прогнозный показателей разработки участков с локальным измельчением сетки вокруг скважин и послойным расчетом фронтов и прочности экранов на отключение перфорационных отверстий в нагнетательных скважинах. При этом погрешность расчета по накопленной добыче нефти составила менее 1%, по накопленной добыче воды - менее 5%.
Для сравнения результатов расчеты был выбран базовый вариант с локальным измельчением сетки вокруг нагнетательных скважин.
Технологический блок В рамках технологического блока основными исходными параметрами являются: параметры насосного оборудования; конструкция скважины и геометрия канала доставки (труб, инструмента); последовательность и объемы вспомогательных (буферных, продавочных) жидкостей; физические параметры вспомогательных жидкостей; варианты технологии закачки реагентов.
Известно, что в процессе последовательного движения жидкостей в трубах, в зоне контакта жидкостей происходит их перемешивание.
При этом процесс массообмена характеризуется следующими механизмами: конвективной диффузией, обусловленной различными скоростями слоев жидкости по сечению трубы, и турбулентной диффузией, происходящей из-за возникновения вихрей на поверхности контакта при течении, а также естественной диффузией.
Уравнения для определения параметров зоны перемешивания получены разными авторами при различных допущениях. Так, в работе В.А. Блажевича и В.Г. Уметбаева длина и объем зоны перемешивания определяются с учетом конвективной и турбулентной диффузии, тогда как в работе А.И. Булатова, рассмотрен вопрос смесеобразования только при турбулентном режиме течения, исходя из предположения об отсутствии внедрения одной жидкости в другую вследствие неодинаковых скоростей по сечению потока. В данной работе исследовалось смешение изоляционного и глинистого растворов в процессе цементирования скважин при турбулентном режиме. Авторами поставлен эксперимент, основываясь на теоретических предпосылках, на установке, моделирующей режим течения в 146Цмм трубе. В результате исследований определен коэффициент турбулентной диффузии при смешении цементного и глинистого растворов и получено конечное выражение для определения длины зоны перемешивания.
Вместе с тем результаты РИР показывают на различие расчетной и фактической глубины установки моста из изоляционного состава в стволе скважин. Как правило, мост располагается ниже расчетной глубины, а в ряде случаев отсутствует вообще. Одной из причин этого является потеря изолирующих свойств в результате разбавления верхней части закачиваемого изоляционного состава. Последнее послужило основанием для проведения специальных лабораторных, промысловых и теоретических исследований.
В процессе лабораторных исследований автором было выполнено более 100 замеров длины и объема верхней и нижней зон смешения изоляционного состава на основе смолы КФЖТ и технологической жидкости, для чего изменялись расходы жидкости в пределах от 2,510-до 10-4 м3/с, что соответствует средней скорости нисходящего потока 0,5Е2,0 м/с и Re=10000Е16000. Параметры модели рассчитывались из равенства обобщенных чисел Рейнольдса. Получены следующие конечные выражения для определения длины и объема зоны смешения двух последовательно движущихся жидкостей с динамической вязкостью, изменяющейся в пределах от 1,8 до 1100 мПас: (уравнения 6, 7 - для определения параметров верхней зоны и 8, 9 - для определения параметров нижней зоны):
, (6) Vсм =а4zPe-0,5 V, (7) lсм = а 4 z Pe-0,5 L, (8) V = 4 z Pe-0,5 V см, (9) lсм = 4 z Pe-0,5 L где - параметр Пекле; - коэффициент диффузии, м2/с; - кинемаPe k тическая вязкость 50 %-ной смеси, м2/с; - число Рейнольдса; L - Re длина трубопровода, м; V - внутренний объем трубопровода, м3;
вытесняемой - эмпирический коэффициент, который иса=вытесняющей пользуется при определении параметров верхней зоны смешения, если плотность и вязкость вытесняющей жидкости больше, чем у вытесняемой;
вытесняющей - эмпирический коэффициент, который иса=0,вытесняемой пользуется для определения параметров верхней зоны смешения, если вязкость вытесняющей жидкости больше, а плотность меньше, чем вязкость и плотность вытесняемой.
В качестве примера на рисунке 5 представлены кривые изменения плотности во времени: слева - рассчитанная с использованием известных уравнений; в центре - рассчитанная с использованием уточненных автором уравнений (6-9); справа - зарегистрированная прибором ГГП-4 при закачивании по НКТ 1,5 м3 водного раствора хлористого кальция с объемной скоростью 3,310-3 м3/с. Длина зон смешения определялась путем измерения длины наклонного участка кривой; прямая, параллельная оси времени, характеризует длину чистого вещества с постоянной плотностью. Интерпретация фактических данных измерения плотности во времени дает следующие результаты: объем верхней зоны смешения (на рисунке 5 вверху) составляет 1,3 м3, чистого вещества - 1 м3, нижней зоны (на рисунке 5 внизу) - 0,2 м3.
Изменение плотности Фактическое изменение Изменение плотности жидкостей при движении плотности жидкостей при жидкостей при движении их их по НКТ по расчетам с движении их по НКТ по по НКТ по расчетам с использованием известных результатам измерения использованием уравнений плотности прибором ГГП-уточненных уравнений 1010109998800 87700 76600 65500 54400 4300 300 3200 200 2100 100 10 0 800 1000 1200 800 1000 1200 800 1000 12Плотность, кг/мПлотность, кг/м3 Плотность, кг/мРисунок 5 - Результаты расчета и определения плотности прибором ГГП-4 жидкостей, движущихся по НКТ к забою скважины Время, с Время, с Время, с Расчеты, проведенные по формулам (6-9), показывают совпадение в пределах погрешности измерений плотности смеси в верхней зоне (на рисунке 5 в центре и справа). Однако существует различие в характере изменения плотности жидкости во времени в области верхней зоны смешения, определенной по уточненной методике и путем измерения прибором ГГП-4. На этом основании было изучено распределение концентрации во времени в области верхней зоны смешения и получена система уравнений, позволяющая установить, что степень разбавления водорастворимого состава в верхней зоне смешения на первом участке изменяется от 100 до 80%, на втором от 80 до 15% и на третьем от 15 до 0%. Как видно, перемешивание жидкостей происходит неравномерно по мере приближения к чистому веществу. Этот фактор необходимо учитывать ввиду того, что фактический объем водорастворимого вещества в 2 раза меньше, чем суммарный объем зоны смешения.
Таким образом, в результате проведенных промысловых и теоретических исследований установлено, что математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения, изолирующей способности и прочности изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.
В третьей главе представлен химический блок моделирования технологий РИР, включающий результаты лабораторных исследований по разработке рецептур изоляционных составов и классификацию изоляционных материалов.
В рамках данного блока изучается информация:
Х о химических реакциях, протекающих в процессе приготовления, закачки и гелеобразования полимерных изоляционных составов, реологических и тиксотропных свойств составов, их зависимости от различных факторов, а также корреляции их с фильтрационными свойствами;
Х о прочностных и адгезионных свойствах отверждающихся изоляционных материалов, а также основных параметрах их закачки в пласты.
С точки зрения изучения гелеобразующих составов, наиболее важными являются их вязкостные свойства (вязкость, темп ее набора), параметры устойчивости гелей в пористой и трещиноватой среде (предельное напряжение сдвига, критический градиент), кинетические и адсорбционные свойства. Наиболее распространенными изоляционными составами, применяемыми для закачки в обводненные пласты, являются водные растворы полиакриламида с различными сшивателями.
Изучению вязкостных свойств гелеобразующих составов посвящено большое количество работ. В качестве примера можно привести работу A. Stavland, где вязкость состава определяется как функция от вязкости воды и концентрации полимера. Также в модели учитывается скорость реакции гелеобразования в зависимости от концентрации полимера и сшивателя и процессы адсорбции компонентов реакции.
Что касается изучения поведения сшитых гелей в трещиноватой и пористой среде, как правило, исследования сводятся к определению критического градиента давления, при котором начинается разрушение и вынос геля из пласта. Так, в работе Van J.E. der Hoek показано, что для пористой среды с большей проницаемостью критический градиент выноса геля выше, причем он практически не зависит от пластовой температуры. Отмечено, что по достижении критического перепада давления режим фильтрации воды через сшитую гелевую структуру сменяется режимом выноса частиц разрушенного геля из пористой среды.
Композиции на основе гибкоцепных полимеров акриламида представляют собой истинные растворы, являющиеся неньютоновскими жидкостями. Под действием химических превращений за счет взаимодействия функциональных групп полимера с т.н. сшивателями образуются поперечные межмолекулярные связи, и композиция приобретает эластические свойства, характерные для вязкоупругих тел. В качестве сшивателей используется широкий спектр неорганических и органических соединений. В последнее время безусловным лидером в качестве сшивателя полимеров акриламида является ацетат хрома Cr(CH3COO)3 благодаря возможности гибкого регулирования времени гелеобразования, доступности реагента и хорошей растворимости ацетата хрома в воде.
В проведенных экспериментах изучалось влияние на кинетику гелеобразования молекулярных характеристик полимера, концентрации полимера и сшивателя, минерализации растворителя, температуры.
Кинетика гелеобразования оценивалась двумя методами:
- по изменению вязкости композиций в процессе образования микро - и макрогеля;
- по изменению т.н. времени жизни полимерных нитей.
На рисунке 6 приведены типичные кинетические кривые, характеризующие динамику изменения времени жизни полимерных нитей. На кинетической кривой 1 для полимера со средней молекулярной массой начальный участок отражает индукционный период, характеризующийся медленным нарастанием времени жизни за счет появления микрогелевых частиц. Затем происходит укрупнение микрогелевых частиц, и более быстрый рост времени жизни, завершающийся образованием структуры геля во всем объеме.
1 0 30 60 90 120 1Время, час Рисунок 6 - Кинетика гелеобразования систем полиакриламид - ацетат хрома (минерализация воды - Сs=15 г/л; t=20оС): 1 Цполимер PDA-10(концентрация полимера - Спаа=0,3%; концентрация сшивателя - Сах=0,03%); 2 Цполимер АК-642 (Спаа=1,5%; Сах=0,3%); 3 Цполимер DP9-8177 (Спаа=0,15%; Сах=0,015%).
Для низкомолекулярных полимеров (кривая 2) на рисунке 6 переход от индукционного периода к образованию геля во всем объеме более резкий. Кривая 3 на рисунке 6 отражает случай, когда концентрация полимера меньше критической концентрации гелеобразования и происходит только внутримолекулярная сшивка. При этом время жизни нитей сохраняется на первоначальном уровне или уменьшается.
На основании известных молекулярных характеристик полимеров, состава композиции, водно-солевого состава растворителя, водородного показателя среды и интенсивности воздействия гидродинамическими полями возможен теоретический расчет времени гелеобразования, с использованием математической модели вида:
crit (k,C )= f (M,,C,Cсш,T, j, pH,Cs ), (10) г г p где г - время гелеобразования; k - кажущаяся константа скорости гелеобразования; Ccrit - критическая концентрация полимера; М - молекулярная масса полимера; г - степень гидролиза; Ср - концентрация полимера; Ссш - концентрация сшивателя; Т - температура; j - градиент скорости сдвига; рН - водородный показатель; Cs - минерализация растворителя.
Анализ литературы и наши исследования показали, что в качестве высокотемпературных отвердителей смолы КФЖТ применяются сильные неорганические кислоты и их соли в смеси с веществами, снижающими их кислотность, а также заведомо слабокислые вещества неорганического и органического происхождения. В ходе лабораторных исследований доказано доминирующее влиянии кислотности, а не природы отвердителя на кинетику процесса отверждения смолы КФЖТ в интервале температур 60-100 оС (рисунок 7). В качестве отвердителей были использованы уксусно-ацетатные буферные растворы.
Как видно из рисунка 7 все кривые указанной зависимости имеют пологий участок - плато, соответствующий одинаковому времени отверждения смолы КФЖТ (60-150 мин), но разным значениям рН буферных растворов и температуры. Так, например, при 60 оС смола КФЖТ отверждается в течение 60-120 мин при рН буферных растворов 3-4. С увеличением температуры на 10 оС значение рН плато возрастает на единицу, а сами анализируемые кривые становятся более пологими, и при 110 оС переходят в точку, что соответствует времени термоотверждения исходной смолы КФЖТ со значением рН=8.5.
Таким образом, получено пять групп отвердителей, отличающихся значениями рН и соответствующих разным температурам (60, 70, 80, 90 и 100 оС) и изменению времени отверждения смолы КФЖТ в одном и том же диапазоне - 60-120 мин (рисунок 8). Выявленные закономерности позволяют выбирать отвердитель по значению рН в зависимости от температуры объекта изоляции. Предложенный подход ускоряет выбор отвердителей для смолы КФЖТ при высокой температуре и расширяет их ассортимент.
T, оС 112 3 4 5 6 7 8 рН гелеобразующего состава Рисунок 7 - Зависимость времени отверждения гелеобразующих составов на основе смолы КФЖТ при 60-100 оС от рН буферных растовров 60 мин.
120 мин.
50 60 70 80 90 100 1Температура, оС Рисунок 8 - Зависимость рН отвердителя от температуры и времени отверждения смолы КФЖТ Время отверждения, ч рН отвердителя В результате проведенных лабораторных исследований установлено, что управление кинетикой структурирования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда достигается путем научно обоснованного подбора типа и концентрации сшивателя, основанного на определении функциональных зависимостей времени структурирования изоляционных материалов в трещинах и поровом пространстве от кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции.
Одним из основных элементов технологии РИР является изоляционный материал. К последнему предъявляется ряд требований: хорошие изолирующие свойства в различных пластовых условиях; стойкость образующегося изоляционного материала в агрессивной среде;
технологичность, определяемая его растворимостью в различных растворителях и воде; санитарная и экологическая безопасность; достаточные ресурсы производства, стоимость. К сожалению, не все известные и вновь создаваемые изоляционные материалы одновременно отвечают перечисленным требованиям поэтому работы по поиску новых и совершенствованию уже известных изоляционных материалов являются обоснованными.
абораторные исследования проводились с учетом особенностей протекания реакции радикальной полимеризации, а именно - зависимости скорости реакции от природы мономера и инициатора. Сущность исследований заключалась в обосновании качественных и количественных соотношений исходных компонентов с целью достижения, вопервых, достаточной продолжительности полимеризации смеси для обеспечения закачивания ее в интервал изоляции и, во-вторых, изолирующей способности образующегося полимера. В качестве полимеризующейся жидкости использовался стирол, 6,5%-ный раствор каучука СКД-ПС в стироле и 20%-ный раствор пенополистирола в стироле, а инициатора полимеризации - порофор (азоизобутиронитрил), лилодокс (дицетилпероксидкарбонат), пероксид лауроила и ТБНК (третбутилпербензоат). В результате проведения лабораторных исследований разработаны рецептуры трех изоляционных составов на основе стирола, которые, полимеризуясь в полном объеме при пластовой температуре 60-120С, образуют изоляционный материал в виде твердого или упругого полимера.
Проведены лабораторные исследования по разработке рецептур изоляционных составов на основе карбамидоформальдегидных и ацетоноформальдегидных смол. Показано, что применение смол для РИР в скважинах с высокой пластовой температурой возможно в присутствии отвердителей, обеспечивающих заданное время ее отверждения. Определены прочностные и адгезионные характеристики изоляционных составов, получаемых при температуре 60-100С с использованием различных отвердителей. В результате выполненных лабораторных исследований разработаны новые изоляционные составы (Таблица 1) Таблица 1 - Разработка новых изоляционных составов и технологий Основа изобретения Технический результат Карбамидоформальдегидная Тампонажный состав, отверждаемый в полном объеме смола (КФЖ), кислотный в интервале пластовых температур 20-80 град. С, с отвердитель и растворитель регулируемыми сроками схватывания (2-6 ч.). Оптима(Патент № 2167267). лен для отключения терригенных пластов в условиях низкой приемистости.
Стирол, 6,5-10% раствор кау- Тампонажный состав, отверждаемый в полном объеме чука в стироле или 10-20% в интервале пластовых температур 60-120 град. С, с раствор пенополистирола, регулируемыми сроками схватывания (2-12 ч.). Оптиинициатор полимеризации мален для отключения терригенных пластов в услови(Патент № 2175049). ях низкой приемистости и высоких температур.
Карбамидоформальдегидная Тампонажный состав, отверждаемый в полном объеме смола (КФМХ), кислотный в интервале пластовых температур 40-80 град. С, с отвердитель и растворитель регулируемыми сроками схватывания (2-6 ч.). Оптима(Патент № 2272892). лен для отключения терригенных пластов в условиях низкой приемистости.
Ацетоноформальдегидная Тампонажный состав, отверждаемый в полном объеме смола, щелочной отверди- в интервале пластовых температур 40-80 град. С, с тель, наполнитель регулируемыми сроками схватывания (0,5-4 ч.). Опти(Патент № 2272905). мален для отключения терригенных пластов и устранения негерметичности в условиях низкой приемистости.
Обратная гидрофобная эмуль- Тампонажный состав для селективной изоляции в низсия копроницаемых коллекторах. Жидкий пакер с регули(Патент № 2359002). руемыми сроками жизни.
Полиуретановый предполи- Технический (двухпакерный) комплекс по закачке мер, инициатор полимериза- состава в скважину. Тампонажный состав нового поции коления, с повышенной адгезией ко всем поверхно(Патент № 2317399). стям.
Разработанный изоляционный состав Маг-2К и технология его использования предназначены для проведения работ по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн (резьбовых, стыковых, муфтовых соединений и небольших нарушений в самой колонне). Состав Маг-2К это двухкомпонентная композиция, состоящая из базового реагента (гидрофобный уретановый форполимер) и отвердителя, который является одновременно пластификатором. Самым характерным и наиболее ценным свойством уретановых каучуков является их высокая стойкость в условиях абразивного, эрозионного и коррозионного износа, а также высокая адгезия к металлу, цементу и горным породам, что особенно важно при проведении работ по ликвидации негерменичности эксплуатационных колонн. Для оценки способности состава вытеснять воду с поверхности дефекта и закрепляться на ней проводились эксперименты по закачиванию состава в дефект обсадной колонны, заполненной водой.
Доставка состава в зону изоляции, по разработанной технологии (Патент № Рисунок 9 - Комплекс 2317399), осуществляется с использованием КГЭК-146/102 (Патент технологического внутрискваженного ком№ 2317399): 1плекта КГЭК-146/102, который оснащен герпереводник; 2метичным контейнером для транспортировки контейнер трубчатый состава в зону изоляции без преждевременнодля тампонажного сого контакта его с водой (рисунок 9). Технолостава; 3-пробка про гический процесс изоляции интервала негердавочная; 4-клапан метичности обсадной колонны в скважине продавочный; 5-узел осуществляют следующим образом.
установочный пакера;
Предварительно уточняют местополо6-узел пакерный; 7жение негерметичности колонны геофизичестабилизирующее устскими или промысловыми исследованиями, ройство; 8- пакеропределяют гидродинамическую обстановку в пробка.
скважине - приемистость, наличие движения жидкости по межтрубному пространству, проводят шаблонирование и скреперование колонны в интервале установки элементов КГЭК-146/102.
Спуск КГЭК-146/102 в скважину осуществляют на насоснокомпрессорных трубах. На первом этапе работ по устранению негерметичности колонны производят спуск и установку мостовой пробки на 3-5 м ниже нижнего интервала негерметичности обсадной колонны, после чего установочный узел и инструмент поднимают на поверхность.
Затем на устье скважины производят монтаж узла закачки, узла установки и всех секций контейнера. Контейнер, спущенный в скважину, через открытый верхний конец заполняют заранее рассчитанным и приготовленным объемом тампонажного состава и устанавливают продавочную пробку. Собранный комплект спускают на инструменте в скважину и устанавливают на кровле интервала негерметичности. Производят посадку и опрессовку пакера-ретейнера. Путем создания избыточного давления на устье скважины от насосного агрегата происходит срезание штифта и открытие канала для движения тампонажного состава в подпакерную зону и зону негерметичности. Закачка продолжается до посадки продавочной пробки на конусное седло и получения сигнала стоп. Стравливанием давления в инструменте на устье производят закрытие обратного клапана. После уравновешивания трубного давления с атмосферным производят расстыковку и подъем контейнера и установочного узла. Тампонажный состав оставляют на отверждение в межпакерной зоне и зоне негерметичности под избыточным давлением.
Актуальной темой на сегодняшний день остается вопрос классификации изоляционных материалов, т.к. основным недостатком существующих классификаций является трудность сравнения изоляционных составов между собой с учетом проведения различных видов РИР. В основном изоляционные составы классифицируются в зависимости от механизма изоляции и применяемого изоляционного материала на неселективные и селективные.
Методы первой группы основаны на одновременной или последовательной закачке в пласт нескольких реагентов, способных в результате химического взаимодействия между собой или физико-химических превращений получаемых смесей образовывать осадок, нерастворимый ни в воде, ни в нефти.
Методы второй группы основаны на использовании селективных свойств самих изоляционных реагентов, технологии проведения работ и характере насыщенности породы.
При всем кажущемся многообразии решаемых задач при проведении РИР, принципиально функции изоляционных работ сводятся к следующему (Таблица 2):
Х пристеночная изоляция - восстановление герметичности цементного кольца за колонной;
Х внутрипластовая изоляция - послойная (избирательная) изоляция обводненной части пласта или пласта в целом.
В этой связи разработана новая классификация изоляционных составов для РИР (таблица 3), основанная на механизме изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристике объекта изоляции, в соответствии с которой все изоляционные составы можно разделить на две группы по типу изоляции - пристеночная и внутрипластовая.
Таблица 2 - Классификация РИР по типу изоляции Критерии Пристеночная изоляция Внутрипластовая изоляция Каналы движения трещины в цементном кам- трещина ГРП, естественные не, пустоты, каверны трещины, поры, каверны Размеры каналов от 1 мм до 1м от 0,01 мм до 5 см Контактирующие пластовая вода, нефть, газ, пластовая вода, нефть, газ, флюиды жидкости глушения, техно- жидкости глушения, технологические жидкости КРС, логические жидкости КРС, буровой раствор, производ- буровой раствор, производные смешения флюидов ные смешения флюидов Контактирующие цемент, металл, порода цемент, металл, порода материалы Исходя из разделения процесса РИР на две задачи, сформулированы следующие требования к изоляционным составам:
Х при восстановлении герметичности цементного кольца за колонной - вибро- и ударо-прочность, долговечность, высокая адгезионная способность к различным поверхностям, инертность к химическим составам, создание непроницаемой корки на стенке скважины;
Х при послойной (избирательной) изоляции - селективность (химическая или гидродинамическая), управляемый механизм создания гидродинамического сопротивления, управляемая деструкция.
Таблица 3 - Классификация изоляционных составов для РИР Кпр, Пристеночная изоляция Внутрипластовая изоляция м3/су т*МП а 20 Составы на основе синтетических Составы на основе фенолоспиртов смол: карбамидоформальдегид- (ФС); нефтесернокислотной смеси ных; фенолформальдегидных; (НСКС); этилсиликатов (ЭТС-40, резорциноформальдегидных; ЭТС-16); микроэмульсии (СНК-1, фенолорезорциноформальдегид- СНК-2).
ных; ацетоноформальдегидных или их смеси (КФ-Ж, СТАТОЛИТ, Пластик КС, ТК Гранит, ТСД-9, ТС-10, ФР-101, ФРФ; ТОТАЛ; САФИТ); полиуретановые композиции (МАГ-2К);
гидрофобный тампонажный материал (ГТМ-3); микроцементы;
полимерцементные составы (КС11).
20-50 Составы на основе неорганическо- Гидрофобизующие составы на го вяжущего (магнезиального основе кремнеорганических соедицемента, портландцемента, шла- нений (ГКЖ-10, ГКЖ-11, ГФС,);
коцемента); портландцемента и высоковязкие нефтепродукты полимера (Монолит-Р); портланд- (гудрон, битум); вязкоупругие цемент с комплексной добавкой системы (ВУС); кремнеорганиче(КРК-75, КРК-100, КРЕПЬ); Кар- ские гидролизующиеся соединения бон Био; гидрофобный полимер- (КОС, АКОР разных марок, Проный тампонажный состав (ГПТС). дукт 119-204); неорганические гелеобразующие составы (ГОС-2, силикаты, алюмосиликаты); высокотемпературные гели (ГАЛКА);
органические гели на основе сшитых отечественных и импортных полимеров (ПАА, VEC, Back Stop);
дисперсии: латексы (СКМС-АРК, СКС ГП и др.), пены, ВЭДС;
водорастворимые полимерные составы (Гипан, Гивпан, ПВВ);
карбамидофоримальдегидная смола и кислый отвердитель (ЛИНК).
50 Цементы с неорганическими Полимердисперсные системы, наполнителями, ТСА-1, водонабу- гельдисперсные системы.
хающий полимер (ВНП).
Важно отметить, что большинство факторов, влияющих на технологию РИР, предопределяются областью эффективного применения отдельных изоляционных составов уже в процессе их разработки, когда разработчики технологии опираются на определенные механизмы изоляции. Поэтому гидродинамическая характеристика объекта изоляции, эффективно описывающаяся коэффициентом приемистости (Кпр), определяемым на псевдоустановившемся режиме фильтрации а также тип изоляции (пристеночная или внутрипластовая) являются доминирующими параметрами в классификации изоляционных составов (таблица 3).
Тампонажные составы группируются исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.
В четвертой главе проведен анализ технологической эффективности внедрения разработанных технологий РИР, а также практические примеры полного комплекса моделирования технологий с применением геолого-гидродинамического моделирования.
Проведен анализ эффективности внедрения технологий РИР, начиная 1986г., в скважинах Талинской площади Красноленинского месторождения и показано, что успешность РИР в среднем не превышает 55-60%, а дополнительная добыча от мероприятия - 1 тыс. т на скважину. На примере внедрения разработанных технологий РИР по отключению нижнего обводненного пласта ЮК-11 и переходу на верхний пласт ЮК-10 в 50 скважинах Талинской площади, с использованием установленных закономерностей управления зоной смешения изоляционных составов с технологическими и промывочными жидкостями, показаны возможности увеличения успешности РИР до уровня 74 %, что обеспечило достижение дополнительной добычи нефти в количестве 1,3 тыс.т на одну скважину.
Результаты внедрения технологий моделирования по устранению негерметичности скважин с низкой приемистостью и управления свойствами вязко-упругих составов для частичного и полного отключения обводненных интервалов пластов на месторождениях ООО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, показали увеличение успешности РИР с 60 до 75%, при суммарной дополнительной добыче нефти на уровне 115 тыс. т по 114 обработанным скважинам.
Описан комплексный проект по разработке и моделированию технологий РИР в горизонтальных скважинах Ярайнерского и ЕтыПуровского месторождений. Показано, что в результате опытнопромышленных работ по селективной водоизоляции на горизонтальных скважинах 1019Г и 101Г достигнуто перераспределение фильтрационных потоков и создание сопротивлений на пути фильтрации основного потока - обводняющей скважины воды.
Выявлено, что факт формирования полимерного геля в пласте является объективным, однако возможным также является его формирование не во всех водонасыщенных интервалах. Выработаны рекомендации по увеличению объема закачки ВУС, с возможной модификацией технологии в виде последующей закачки подкрепляющей полимерной оторочки со сшивателем быстрого действия, обеспечивающего формирование отдельных гелевых частиц и повышенный уровень сопротивлений при фильтрации, что позволит насытить один принимающий интервал и воздействовать на следующую менее проницаемую область горизонтального ствола скважины.
Представлен комплексный проект моделирования технологий выравнивания профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин Романовского месторождения с использованием установленных зависимостей и геолого-гидродинамического моделирования. Сравнительный анализ результатов работ, проведенных в 2006 г., без моделирования процесса выравнивания профиля приемистости с результатами работ при моделировании процесса показали, что:
Х в результате проведения выравнивания профиля приемистости прямой эффект интенсификации добычи нефти отмечается на 5 скв, в которых произошло увеличение дебита нефти по отношению к периоду до реализации технологий ВПП в среднем на 10% (дополнительная добыча нефти - 2557 т);
Х в результате проведения ВПП эффект по снижению темпов падения базовой добычи нефти отмечается на 7 скв. где при сравнении результатов прогноза путем экстраполяции и фактических данных эксплуатации скважин видно, что падение добычи нефти сдержано в среднем на 42%(дополнительная добыча нефти - 17762т), а в целом по участку процент падения базовой добычи нефти снижен с 26% до 8%.
Таким образом, комплексное моделирование ремонтноизоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить точность прогноза эффекта внедрения технологий и успешность проведения РИР в скважинах.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ 1. Разработана комплексная модель планирования и реализации РИР в скважинах, включающая в себя выбор скважин и расчет оптимального дизайна проведения РИР, основанная на использовании четырех блоков моделирования: технологического, геологического, химического и экономического.
2. В результате проведенных теоретических, экспериментальных исследований и промысловых испытаний установлено, что математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения, изолирующей способности и прочности изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.
3. Управление кинетикой структурирования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда, достигается путем методически обоснованного подбора типа и концентрации сшивателя, основанного на определении функциональных зависимостей кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции на время структурирования изоляционных материалов в трещинах и пористой среде.
4. В результате выполненных лабораторных исследований разработаны новые изоляционные составы и технологии РИР (Патенты РФ №№ 2272905, 2272892, 2167267, 2175049, 2359002, 2317412, 2317399, 2272904, 2266312).
5. Установлено, что для оптимизации процесса выбора изоляционных составов последние должны быть сгруппированы исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.
6. Разработанная комплексная модель выбора скважин и расчета оптимального дизайна позволила повысить точность прогноза технологической эффективности на 30% и обеспечить успешность РИР на уровне 75%, что подтверждается результатами внедрения в 50 скважинах Талинской площади Красноленинского месторождения OАО ТНКНягань и 114 скважинах месторождений ООО ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь.
7. Проведенные научно-исследовательские работы по секторному моделированию технологий выравнивания профиля приемистости на Романовском месторождении позволили разработать научнометодические подходы к моделированию аналогичных технологий на полномасштабной геолого-гидродинамической модели и обеспечили повышение эффективности работ на 15%.
8. Результаты исследований внедрены в 250 сважинах нефтегазодобывающих предприятий: ОАО Башнефть, ОАО ТНК-Нягань, ОАО Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз, ООО ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь, ТПП Когалымнефтегаз, ТПП Лангепаснефтегаз, ТПП Покачевнефтегаз, ООО РН - Пурнефтегаз и используются в учебном процессе при подготовке специалистов в РГУНГ им. И.М. Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета, Тюменского государственного нефтегазового университета, СанктПетербургского государственного горного университета, по специальности Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.
Содержание диссертации отражено в следующих основных работах:
Публикации в научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России 1. Стрижнев К.В. Классификация тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ // Нефтяное хозяйство. - 2010.- № 12.- С.
63-2. Стрижнев К.В. Разработка научно-методических основ для создания отечественного программного комплекса РИР - проект // Нефтяное хозяйство. - 2011.- № 1.- С. 92-3. Стрижнев К.В. Тампонажные составы для восстановления герметичности эксплуатационных колонн. // Нефтяное хозяйство. - 2007.- № 12.- С.49-4. Стрижнев К.В. Совершенствование технологий РИР в условиях отсутствия непрерывной приемистости интервала изоляции// Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - №3 - 2011. - C.725. Стрижнев К.В., Стрижнев В.А. Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтно-изоляционных работ. // Нефтяное хозяйство. - 2006.-№ 9.- С. 108-16. Стрижнев К.В., Акимов Н.И., Чернов А.В., Павлов И.В. Влияние фильтрата бурового раствора на продуктивность горизонтальных скважин. // Бурение и нефть. - 2006.- № 3.- С. 15-7. Стрижнев К.В., Нигматуллин Т.Э. Разработка рецептур композиций на основе синтетических смол для изоляции водопритока в нефтяные скважины. // Башкирский химический журнал. - 2011. - 18/1. - С.
42-8. Стрижнев К.В. Научно-методические основы разработки отечественного программного комплекса РИР-ПРОЕКТ // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - №7 - 2011.
9. Джафаров И.С., Нуриев М.Ф., Рожков А.П., Стрижнев К.В., Ковалева А.А. Влияние технологий выравнивания профиля приемистости скважин на показатели разработки месторождений ОАО Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз // Нефтяное хозяйство. - 2009.-№ 12.-С. 33-36.
10. Джафаров И.С., Савельев В.А., Стрижнев К.В., Зацепин В.В. Качественная оценка коэффициента охвата по латерали на основе анализа результатов фильтрационных исследований при вытеснении нефти водой и газом // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №11. С. 82 - 86.
11. Мухаметзянов Р.Н., Фахретдинов Р.Н., Стрижнев К.В., Ковалева А.А. Аспекты применения геолого-гидродинамического моделирования для проектирования и мониторинга геолого-технических мероприятий.
// Нефтяное хозяйство. - 2006.-№ 9.-С. 108-111.
12. Рогачев М.К., Зейгман Ю.В., Гарифуллин Ф.С., Волочков Н.С., Хусаинов Н.Р., Стрижнев К.В.. Разработка и выбор гидрофобизирующих составов для глушения скважин при текущем ремонте. // Нефтяное хозяйство. - 2006.-№ 4.-С. 116-118.
13. Рогачев М.К., Мардашов Д.В., Стрижнев К.В., Зейгман Ю.В.
Разработка технологий глушения и стимуляции нефтяных скважин при подземном ремонте // Нефтегазовое дело. - 2007. - Т.5. - № 2. - С.5558.
14. Стрижнев К.В., Гумеров Р.Р., Алексеев Ю.В., Сагирова Л.Р., Сулейманов А.Г., Зуевский И.А. Влияние деструктированного гуарового геля на механизм формирования отложений кальцита в высоконапорных водоводах Южного участка Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2009.- №12.- С.56-58.
15. Рогачев М.К., Мавлиев А.Р., Стрижнев К.В., Мардашов Д.В. Исследование антикоррозионных свойств технологических жидкостей для скважинной добычи нефти// Электронный научный журнал Нефтегазовое дело, 2011. №3.
16. Рогачев М.К., Мавлиев А.Р., Стрижнев К.В., Мардашов Д.В. Разработка эмульсионных составов для регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны нагнетательных скважин// Электронный научный журнал Нефтегазовое дело, 2011. №3.
Авторские свидетельства и патенты 17. Патент - RU № 2272905, МПК E1B43/32. Способ изоляции и ограничения водопритока в скважины/ Румянцева Е.А., Козупица Л.М., Стрижнев К.В. - №2004119694/03; Заяв. 28.06.2004; Опубл. 27.03.2006, бюл. №9.
18. Патент - RU № 2272892, МПКE21B 33/138. Способ изоляции пласта/ Румянцева Е.А., Козупица Л.М., Стрижнев К.В. - №2004125309/03; Заяв. 18.08.2004; Опубл. 27.03.2006, бюл. №9.
19. Патент - RU №2167267, МПКE21B33/138. Полимерный тампонажный состав/ Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г., Емалетдинова Л.Д., Прокшина Н.В., Назметдинов Р.М., Стрижнев К.В., Прокшина Е.Г., Стрижнев В.А., Камалетдинова Р.М., Габдрахманов Н.Х. - №2000121311/03; Заяв. 08.08.2000; Опубл. 20.05.2001.
20. Патент - RU №2175049, МПКE21B33/138. Способ изоляции продуктивного пласта/ Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г., Емалетдинова Л.Д., Прокшина Н.В., Стрижнев К.В., Камалетдинова Р.М., Стрижнев В.А., Назметдинов Р.М., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. - №2000122109/03;
Заяв. 18.08.2000; Опубл. 20.10.2001.
21. Патент - RU № 2359002, МПК С09К8/42. Способ приготовления обратной эмульсии для технологий глушения и интенсификации нефтегазовых скважин / Рогачев М.К., Румянцева Е.А., Стрижнев К.В., Акимов Н.И., Лысенко Т.М., Мардашов Д.В., Безменов М.В. - №2007142132/03; Заяв. 14.11.2007; Опубл. 20.06.2009, бюл. № 17.
22. Патент - RU № 2317399, МПК E21B29/10. Способ изоляции негерметичности обсадной колонны в скважине / Румянцева Е.А., Козупица Л.М., Стрижнев К.В. - №2006124725/03; Заяв. 10.07. 2006;
Опубл.20.02.2008, бюл. № 5.
23. Патент - RU № 2414290, МПК B01F17/34. Эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий / Рогачев М.К., Никельбаум С.Я., Стрижнев К.В., Мардашов Д.В., Мавлиев А.Р. СПГГУ, ООО Синтез ТНП - №2009133562/04; Заяв. 07.09.2009; Опубл. 20.03.2011, бюл. №8.
Монографии 24. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах:
Теория и практика. - СПб.: Недра, 2010. - 560 с.
25. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. - М.: ООО Недра - Бизнесцентр, 2006. -295с.
Статьи в журналах, материалы конференций 26. Стрижнев К.В. К возможности селективной изоляции обводненных пластов в аномальных термобарических условиях Талинского месторождения// г. Уфа. Труды Башнипинефть. -2000. - № 105. - С. 93-27. Стрижнев К.В. Применение физико-химических методов ПНП на месторождениях ОАО Газпром нефть// Материалы Международной научно-практической конференции: Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. г. Москва ВНИИнефть.
2007. - С. 555-528. Стрижнев К.В. Теоретическое обоснование параметров технологии закачивания полимеризующегося тампонажного состава в обводненные пласты с температурой 100-120 оС. - г. Уфа. Труды Башнипинефть. - 2001.
- № 107.- С.56-29. Стрижнев К.В. Уточненная методика расчета параметров зоны смешения взаиморастворяющихся жидкостей в вертикальном трубопроводе. - г. Уфа. Труды Башнипинефть. - 2002. - № 110. - С.38-30. Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Лысенко Т.Н. Селективное воздействие на призабойную зону пласта. - г. Самара. Интервал. - 2005. - № 4-5. - С. 64-31. Козупица Л.М., Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Назметдинов Р.М.
Совершенствование технологий устранения негерметичности колонн в условиях отсутствия непрерывной приемистости. - г. Самара. Интервал. - 2005. - № 4-5. - С. 44-32. Ломакина И.Ю., Корнилов А.В., Стрижнев К.В. Особенности моделирования водоизоляционных работ. Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти, экономика и управление. Сборник статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа - 2009. - №6. - С.71-79.
33. Назметдинов Р.М., Стрижнев К.В. Состояние и проблемы РИР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах Западной Сибири. - г. Уфа. Труды Башнипинефть. -2000. - № 100. - С.143-147.
34. Савельев В.А., Шаламов М.А., Стрижнев К.В. Роль современных методов повышения нефтеотдачи в освоении нефтяных месторождений ОАО Газпром нефть// Материалы II Международного научного симпозиума ОАО ВНИИнефть. - М. - 2009. - С.15-24 (том 1) 35. Уметбаев В.Г., Назметдинов Р.М., Стрижнев К.В. Испытание, анализ технологий отключения обводненного нижнего пласта и их эффективности в скважинах Талинского месторождения ОАО ТНК-Нягань. - г. Уфа.
Труды Башнипинефть. - 2001.- №106. - С.40-36. Уметбаев В.Г., Павлычев В.Н., Емалетдинова Л.Д., Стрижнев К.В.
Исследования каталитического отверждения карбамидоформальдегидной смолы при температурах 20-100 оС.- г. Уфа. Труды Башнипинефть. - 2001.
- №106. - С.33-37. Уметбаев В.Г., Прокшина Н.В., Павлычев В.Н., Стрижнев К.В. и др.
Новый тампонажный состав для РИР в условиях пластовой температуры 60-100 оС.- г. Уфа. Труды Башнипинефть. - 2000.- №100. часть 2. - С.50-38. Фахретдинов Р.Н., Стрижнев К.В., Будилин М.Н. Повышение эффективности технологий ПНП с использованием гидродинамического моделирования// Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтеотдачи/ Труды VII Международного технологического симпозиума. - г. Казань - 2008г. - С 227-239. Шелепов В.В., Назметдинов Р.М., Стрижнев К.В., Булыгин Д.В. Использование модели для обоснования геолого-технических мероприятий на Урьевском месторождении. - г.Самара. Интервал. - 2005. -№ 4-5.- С.