close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Совершенствование системы разработки залежей сверхвязкой нефти Республики Татарстан в условиях высокой неоднородности нефтенасыщенного пласта

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
ШАЙХУТДИНОВ ДАМИР КАМИЛЕВИЧ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ
СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН В УСЛОВИЯХ
ВЫСОКОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ НЕФТЕНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА
Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Бугульма – 2018
Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном
институте нефти (ТатНИПИнефть) ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина и в
ГБОУ ВО «Альметьевский государственный нефтяной институт» (АГНИ)
Министерства образования и науки Республики Татарстан
Научный руководитель:
доктор технических наук
Зарипов Азат Тимерьянович
Официальные оппоненты:
Закиров
Эрнест
Сумбатович
доктор
технических
наук,
ФГБУН
«Институт проблем нефти и газа
Российской академии наук», лаборатория
газонефтеконденсатоотдачи,
главный
научный сотрудник
Сафиуллин
Ильнур
Рамилевич
кандидат технических наук, ООО НПО
«Нефтегазтехнология»,
отдел
математического
моделирования
разработки
нефтяных
и
газовых
месторождений, главный технолог по
разработке нефтяных месторождений
Ведущая организация:
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«ПермНИПИнефть» в г. Перми
Защита состоится «18» октября 2018 г. в 14:00 часов на заседании
диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском
и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ПАО «Татнефть» по адресу:
423236, Республика Татарстан, г.Бугульма, ул.Джалиля, 32.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Татарского
научно-исследовательского
и
проектного
института
нефти:
http://www.tatnipi.ru.
Автореферат разослан «____»___________20__ г.
Ученый секретарь
диссертационного совета, к.т.н.
Львова Ирина Вячеславна
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы исследования. В современных условиях ухудшения
ресурсной базы углеводородов важной задачей становится вовлечение в разработку
запасов высоковязкой и сверхвязкой (нефть с вязкостью более 10 Па*с в работе
называется сверхвязкой, СВН) нефти. На территории Республики Татарстан
паротепловые методы разработки залежей сверхвязкой нефти на текущий момент
являются самыми распространёнными, особенно технологии парогравитационного
дренирования и циклических обработок паром с применением горизонтальных
скважин. Принятой является стратегия разработки залежей сверхвязкой нефти, по
которой участки залежей с нефтенасыщенной толщиной более 10 метров
разрабатываются по технологии парогравитационного дренирования парными
горизонтальными скважинами, а при толщине менее 10 метров (далее по тексту
малых толщинах) путем пароциклических обработок пласта горизонтальными
скважинами.
Анализ опыта применения технологий закачки пара показал, что в условиях
неравномерного распределения нефтенасыщенности на залежах сверхвязкой нефти
крайне сложно обеспечить высокую эффективность процесса разработки. Наличие
условно
выделенного
водонефтяного
контакта
сложной
формы,
слабонефтенасыщенных «линз» внутри залежей нефти приводит к высоким
обводненности и паронефтяному отношению скважин в начальный период времени,
что требует выработки критериев оптимального расположения горизонтального
ствола скважин в продуктивном пласте.
В условиях современной экономической обстановки, высокой стоимости
выработки пара и строительства горизонтальных скважин необходимо проведение
исследований по повышению эффективности системы разработки участков залежей
СВН с малыми нефтенасыщенными толщинами.
Возможности бурения горизонтальных скважин с длиной продуктивной части
свыше 1500 метров требуют проведения исследований рисков влияния длины
скважин на эффективность выработки запасов СВН с учётом погрешности приборов
современной навигации.
Возможны случаи остановки скважин, работающих по технологии
парогравитационного дренирования на этапе сформированной паровой камеры, что
требует проведения исследований процессов, возникающих после остановки скважин
и установления критериев остановки с минимальными рисками потерь для
производства.
Наличие слабонефтенасыщенных «линз» в разрезе нефтенасыщенной части
залежей и особенности процесса парогравитационного дренирования залежей СВН в
геологических условиях месторождений Республики Татарстан требуют
усовершенствования аналитических формул определения оптимальных дебита
жидкости, нефти и закачки пара при реализации технологии парогравитационного
дренирования.
По описанным причинам совершенствование системы разработки залежей СВН
Республики Татарстан в условиях высокой неоднородности нефтенасыщенного
пласта является актуальной задачей.
4
Степень разработанности темы. С вовлечением в разработку залежей
сверхвязкой нефти Республики Татарстан, роль исследований технологий добычи
паротепловыми методами выросла. С ростом необходимости снижения затрат на
добычу сверхвязкой нефти расширяются требования производства по
совершенствованию систем разработки залежей. Значительный вклад в решение
проблем разработки месторождений сверхвязкой нефти и природных битумов внесли
Р.Г. Абдулмазитов, М.И. Амерханов, Д.Г. Антониади, Н.К. Байбаков, И.М. Бакиров,
А.А. Боксерман, А.Р. Гарушев, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, Ю.П. Желтов, А.Т.
Зарипов, А.Б. Золотухин, Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, В.И. Кудинов, А.А.
Липаев, М.М. Мусин, Р.Х. Муслимов, К.А. Оганов, А.В. Петухов, Л.М. Рузин, М.Л.
Сургучев, А.Х. Фаткуллин, Р.С. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов, Т.В. Хисметов, З.А.
Янгуразова, T.C. Boberg, R.M. Butler, M. Greaves, S.A. Mehta, S.D. Joshi и др.
Цель работы. Оптимизация системы разработки залежей сверхвязкой нефти
Республики Татарстан в условиях высокой неоднородности нефтенасыщенного
пласта.
Основные задачи исследования. Для достижения поставленной цели
необходимо решить следующие задачи:
1.
Исследовать эффективность технологии пароциклических обработок
пласта через горизонтальные скважины в зависимости от геологических условий.
Определить оптимальный режим эксплуатации пароциклических горизонтальных
скважин.
2.
Разработать методику оценки потенциальной добычи нефти
пароциклических горизонтальных скважин в зависимости от геологических условий
и технологических параметров.
3.
Обосновать методы оптимизации систем разработки горизонтальными
скважинами участков залежей сверхвязкой нефти с малой нефтенасыщенной
толщиной путем использования вертикальных скважин под закачку пара.
4.
Определить оптимальные параметры освоения парных горизонтальных
скважин закачкой пара по технологии парогравитационного дренирования.
5.
Оценить риски снижения эффективности работы парных горизонтальных
скважин по технологии парогравитационного дренирования в зависимости от длины
горизонтального участка.
6.
Выработать
критерии
оптимального
расположения
парных
горизонтальных скважин в пласте в зависимости от геологических условий и наличия
условно выделенного неравномерного водонефтяного контакта в пласте.
7.
Исследовать последствия остановки работы парных горизонтальных
скважин по технологии парогравитационного дренирования.
8.
Усовершенствовать аналитические формулы определения оптимальных
добычи жидкости, нефти и закачки пара горизонтальных скважин по технологии
парогравитационного дренирования для условий залежей сверхвязкой нефти
Республики Татарстан.
Методы решения поставленных задач.
Решение поставленных задач основано на теоретических исследованиях,
анализе промыслового опыта, проведении опытно-промышленных испытаний,
5
использовании современных методов математического моделирования процессов
фильтрации жидкостей и теплопереноса.
Научная новизна. В диссертационной работе получены следующие научные
результаты:
1.
Получена
зависимость
добычи
нефти
из
пароциклических
горизонтальных скважин от параметров пара, количества его внесения в
продуктивный пласт и времени термокапиллярной пропитки для различных геологофизических характеристик залежи сверхвязкой нефти, выраженная в виде
номограммы.
2.
Установлено, что для обеспечения минимального времени достижения
термодинамической связи между скважинами и максимального коэффициента
извлечения нефти в малых толщинах по технологии с закачкой пара в вертикальную
скважину и отбором из горизонтальной скважины необходимо:

смещать расположение вертикальной скважины вниз по структуре в
направлении, перпендикулярном горизонтальному участку ствола скважины,
пробуренном вдоль напластования, в зависимости от степени наклона кровли
продуктивного пласта;

располагать горизонтальный участок ствола скважины в направлении
падения пласта со входом в пласт со стороны более высокой гипсометрической
отметки, вертикальную нагнетательную скважину располагать у «носка»
горизонтальной скважины.
3.
Установлено пороговое значение количества закачиваемого пара на этапе
освоения парогравитационных парных горизонтальных скважин, при превышении
которого существенно увеличивается паронефтяное отношение, определено
соотношение закачиваемого пара между верхней и нижней скважинами в
зависимости от суммарной закачки пара, при котором достигается максимальная
добыча нефти.
4.
С помощью модели уточнены параметры процесса миграции нефти к
кровле пласта и в направлении восстания кровли пласта-коллектора, выраженные
увеличением нефтенасыщенности в выработанной области пласта после остановки
работы парных горизонтальных скважин для условий Ашальчинского
месторождения. Установлена прямая экспоненциальная зависимость дебита нефти
парных горизонтальных скважин от абсолютной отметки горизонтального участка
при повторном пуске их в работу.
Защищаемые положения.
1.
Способ разработки залежей сверхвязкой нефти с закачкой пара в
вертикальную скважину и отбором из горизонтальной скважины на участках с малой
нефтенасыщенной толщиной пласта.
2.
Метод экспресс-оценки добычи нефти пароциклической горизонтальной
скважины в цикле обработки паром в зависимости от геологических условий, режима
закачки и характеристик пара для условий Ашальчинского месторождения.
3.
Критерии для размещения горизонтального участка ствола парных
горизонтальных скважин в пласте в зависимости от геологических условий участка с
учетом экономических показателей.
6
4.
Результаты исследования процессов миграции нефти к кровле пласта и в
направлении восстания кровли пласта-коллектора после остановки работы парных
горизонтальных скважин.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности.
Указанная область исследований соответствует паспорту специальности
25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно
п. 5: Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования,
эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами,
формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с
целью эффективного использования методов и средств информационных технологий,
включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки
запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.
Практическая ценность результатов работы.
1.
Обоснованы технологические параметры пароциклических обработок
для повышения эффективности работы скважин в условиях залежей СВН Республики
Татарстан.
2.
Полученная номограмма определения добычи нефти пароциклической
горизонтальной скважины за цикл позволяет выполнять экспресс-оценку
потенциальной добычи нефти скважин и осуществить подбор перспективных
участков под применение технологии пароциклической обработки в условиях
залежей СВН Республики Татарстан.
3.
Установлена оптимальная длина горизонтального ствола добывающей
скважины 200-250 метров при использовании одной вертикальной скважины под
закачку пара для условий шешминского горизонта.
4.
Установлено оптимальное расположение нагнетательной вертикальной
скважины относительно оси горизонтальной части ствола добывающей скважины в
зависимости от наклона кровли продуктивного пласта, при котором в процессе
парогравитационного дренирования обеспечивается образование паровой камеры с
максимальным вовлечением запасов нефти и минимальным временем установления
термогидродинамической связи между скважинами при их освоении.
5.
Установлен минимальный и достаточный объем закачиваемого в
продуктивный пласт пара и оптимальное соотношение количества закачиваемого
пара между верхней и нижней парогравитационными парными горизонтальными
скважинами в зависимости от суммарного объема закачки при установлении
термогидродинамической связи в процессе их освоения на залежах СВН.
6.
Предложенные технические решения, касающиеся способов разработки
залежей ВВН и природных битумов, признаны изобретениями и защищены
патентами Российской Федерации (№№ 2578137, 2527051, 2582256, 2610966,
2623407, 2626497, 2626500, 2627795, 2630330), из которых на Ашальчинском
месторождении реализуется технология с использованием паронагнетательной
вертикальной и добывающей горизонтальной скважин (№ 2578137).
7.
Усовершенствованы
аналитические
формулы
определения
потенциальной добычи нефти и оптимальных режимов работы парных
горизонтальных скважин, которые позволяют использовать их при принятии
7
решений по совершенствованию систем разработки и при выборе приоритетных
залежей сверхвязкой нефти Республики Татарстан.
8.
Полученные в работе критерии оптимального расположения
горизонтальных скважин в пласте обеспечивают предпосылки повышения
успешности бурения и рентабельности работы горизонтальных скважин на залежах
СВН Республики Татарстан.
9.
Положения диссертационной работы применены при составлении
проекто-технологической
документации
на
разработку
Ашальчинского,
Кармалинского,
Северо-Кармалинского,
Лангуевского,
Чумачкинского,
Ерсубайкинского и Черемшанского нефтяных месторождений Республики Татарстан.
Личный вклад автора состоит в проведении исследований в области
разработки залежей сверхвязкой нефти паротепловыми методами с применением
вертикальных и горизонтальных скважин, разработке новых решений по разработке
участков с малой нефтенасыщенной толщиной пласта, научном сопровождении
использования рекомендаций на залежах сверхвязкой нефти ПАО «Татнефть».
Апробация работы. Основные положения работы докладывались на
международных научных конференциях «Особенности разведки и разработки
месторождений нетрадиционных углеводородов» (г. Казань, 2015 г.) и «Инновации в
разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений» (г. Казань, 2016 г.); на
Российской нефтегазовой технической конференции SPE в 2015 и 2016 гг. (г.
Москва); доклады автора признаны лучшими в своей секции на XVI молодежной
научно-практической конференции ПАО «Татнефть» посвященной 70-летию НГДУ
«Бавлынефть» (г. Бавлы, 2016 г.) , на 27-ой молодежной научно-практической
конференции института «ТатНИПИнефть» (г. Бугульма, 2016 г.), на 26-ой
молодежной научно-практической конференции института «ТатНИПИнефть» (г.
Бугульма, 2015 г.).
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 36 работ: одна
монография, 22 статьи, 4 тезиса и 9 патентов РФ на изобретения. В ведущих
рецензируемых научных журналах по списку ВАК РФ опубликовано 4 статьи.
Структура и объем диссертационной работы.
Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и
списка использованной литературы. Работа изложена на 161 странице
машинописного текста и содержит 92 рисунка, 12 таблиц. Список использованной
литературы включает 142 наименования.
Автор считает своим долгом выразить благодарность своим коллегам за ценные
замечания и рекомендации к проведенным исследованиям.
Своему научному руководителю Зарипову А.Т. автор выражает глубокую
признательность и благодарность.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель
работы, основные задачи исследований, научная новизна, основные защищаемые
положения, практическая ценность работы и ее апробация.
В первой главе приведены основные геологические условия шешминского
горизонта и проблемы разработки залежей СВН на территории Республики
8
Татарстан. По геологическим условиям выделяется верхняя песчаная пачка
шешминского горизонта уфимского яруса пермской системы (глубина 44-250 м) как
наиболее перспективная для применения паротепловых методов разработки залежей
СВН. Отмечается неоднородность типов пород и насыщенности в объеме пласта,
изменчивость абсолютной отметки условно выделяемого водонефтяного контакта
(ВНК) внутри одного контура нефтеносности залежей СВН, что обуславливается
высокой плотностью и вязкостью нефти (от 10 до 145 тыс. мПа*с), неоднородностью
фильрационно-емкостных свойств и процессами окисления нефти. Установлена
общая закономерность ухудшения коллекторских свойств к периферии залежей и к
подошве шешминского горизонта, нефтенасыщения пласта в зависимости от высоты
над ВНК и пористости (Рис. 1). Геологические условия залежей СВН осложняются
наличием водонасыщенных интервалов выше ВНК, газонасыщенных интервалов у
кровли продуктивного пласта, плотных пород и глинистых прослоев.
Рисунок 1. Зависимость весовой нефтенасыщенности от высоты над ВНК. Цвет
каждой точки соответствует пористости образца керна. Ашальчинское поднятие
Описана основная закономерность изменения нефтенасыщенности в пласте от
пористости и высоты над ВНК для Ашальчинского поднятия:
S вес.н.  0, 2659* Кп *(0, 0712* H внк  0,81), где H внк  4 м

S вес.н.  0, 2925* Кп, где H внк  4 м
где H внк - высота над ВНК, м.
(1)
Залежи СВН на территории Республики Татарстан разрабатываются
паротепловыми методами с применением технологии пароциклических обработок
пласта с нефтенасыщенной толщиной менее 10 метров и технологии
парогравитационного дренирования в зонах с большей нефтенасыщенной толщиной.
Такие недостатки технологии пароциклической обработки скважин, как высокая
чувствительность потенциального дебита нефти к объему закачанного пара в
различных геологических условиях; необходимость периодической остановки
9
добычи скважин на время закачки пара и термокапилярной пропитки требуют
проведения исследований по усовершенствованию технологии для малой
нефтенасыщенной толщины пласта. В процессе реализации технологии
парогравитационного дренирования парными горизонтальными скважинами
возникают вопросы оптимизации процесса предварительного прогрева скважин,
оптимальной длины горизонтальных стволов, влияния геологических условий на
расположение горизонтальных скважин в пласте, рисков при остановке закачки пара.
Необходимость определения потенциального дебита нефти, оптимальных объемов
добычи жидкости и закачки пара при парогравитационном дренировании требует
совершенствования аналитических формул для условий залежей СВН Республики
Татарстан с учетом особенностей геологического строения, неоднородности по
насыщенности,
наличия
слабонефтенасыщенных интервалов по
стволу
горизонтальных
скважин,
параметров закачиваемого пара в пласт.
Развитие технологий разработки залежей
СВН в терригенных коллекторах может
послужить
драйвером
дальнейшего
вовлечения в разработку запасов залежей
СВН карбонатного комплекса пермской
системы, добыча тепловыми методами
нефти из которых сегодня представляется
низкоэффективной.
Во
второй
главе
проведены
исследования эффективности технологий
Рисунок 2. Кросс-плот сопоставления
пароциклических обработок в одиночных
фактической и расчетной добычи
горизонтальных скважинах в зависимости
нефти пароциклической скважины
от геологических условий, объемов, темпов
закачки и параметров пара, времени термокапилярной пропитки; проведены
исследования эффективности применения вертикальных скважин при паротепловом
методе разработки залежей. В целом второй раздел посвящен совершенствованию
разработки участков залежей сверхвязкой нефти с нефтенасыщенной толщиной
менее 10 метров.
Повышение эффективности разработки участков залежей с малыми
нефтенасыщенными толщинами может заключаться в оптимизации режимов работы
пароциклических горизонтальных скважин по существующей системе, а также за
счет изменения системы разработки с использованием вертикальных скважин под
закачку пара. Разработана номограмма для экспресс-прогноза эффективности
эксплуатации пароциклической одиночной горизонтальной скважины в разных
геолого-физических
условиях.
Сопоставление
с
фактической
работой
горизонтальных скважин позволяет говорить о возможности ее использования в
производстве (Рис. 2). Номограмма позволяет оптимизировать параметры технологии
пароциклического воздействия с использованием одиночных горизонтальных
скважин и обосновать необходимые рациональные объем и температуру
закачиваемого в цикле пара (Рис. 3).
10
Рисунок 3. Номограмма потенциальной добычи пароциклической скважины за цикл
для условий Ашальчинского месторождения
11
0
6
Время достижения
термогидродинамической…
Время достижения
термогидродинамической связи
между ВС и ГС, мес
Гидродинамические расчеты подтвердили необходимость оптимизации режима
пароциклических обработок на скважинах с определением времени термокапилярной
пропитки и темпов закачки пара в пласт. Установлена зависимость эффективности
одиночных пароциклических скважин от темпа внесения теплоносителя в пласт и
времени термокапилярной пропитки.
Для геологических условий Ашальчинского месторождения, установлены
оптимальный темп закачки пара 16 т/сут на 100 м длины ГС и длительность
термокапилярной пропитки в 20 дней. При этом рекомендуемый объем закачки пара
за цикл составляет 1500 т на 100 м длины скважины. При закачке 1000 т и 2000 т пара
оптимальный темп закачки составляет 20 т/сут, а время термокапилярной пропитки
равно 15 и 35 дням соответственно.
Схема разработки путем комбинирования вертикальной нагнетательной и
добывающей горизонтальной скважин является одним из способов вовлечения в
разработку участков залежей сверхвязкой нефти с нефтенасыщенными толщинами
менее 10 метров. По результатам модельных исследований технология имеет
преимущество над технологией пароциклических обработок, так как время
эксплуатации одиночной горизонтальной скважины в качестве добывающей
увеличивается за счет исключения циклов перевода её на закачку пара и
термокапилярную пропитку. Например, закачка пара в вертикальную скважину
позволяет поддерживать давление и температуру паровой камеры, необходимой для
поддержания добычи нефти на одном уровне в течение длительного времени.
Установлено, что в зависимости от наклона кровли продуктивного пласта
относительно оси горизонтального участка ствола добывающей скважины,
пробуренной по простиранию пласта, оптимальным является расположение
вертикальных скважин на одной оси или со смещением от оси горизонтального
участка ствола добывающей скважины (Рис. 4).
50
40
Скв.15080/15079
30
20
10
0
40 30 20 10 0 -10 -20 -30 -40
Смещение ВС перпендикулярно оси
ГС, м
1
8
2
10
3
4
факт 15080/15079
50
40
30
20
10
Скв.15080/15079
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Наклон поверхности кровли
пласта-коллектора, м/100м
-40
30
-30
20
-20
40
факт 15080/15079
а)
б)
Рисунок 4. Сопоставление времени достижения гидродинамической связи между ГС
и ВС от а) смещения вертикальной скважины перпендикулярно оси горизонтального
участка ствола скважины, б) наклона поверхности кровли пласта-коллектора в
поперечном направлении относительно оси горизонтального участка ствола
скважины
12
При таком расположении вертикальных скважин обеспечивается образование
паровой камеры в пласте с максимальным вовлечением запасов нефти и минимизация
времени достижения термогидродинамической связи между скважинами. При
наличии наклона пласта оптимальным является смещение вертикальной скважины от
оси горизонтального участка скважины в направлении падения пласта (Рис. 5).
Оптимальное смещение вертикальной скважины от оси ГС при наклоне кровли
залежи в направлении перпендикулярном оси горизонтального ствола добывающей
скважины:
при  х  4.43, aвс  3.3871 х

при  х  4.43, aвс  15
(2)
где a вс - оптимальное смещение вертикальной скважины от оси горизонтального
ствола добывающей скважины, м; х - наклон кровли залежи в направлении
перпендикулярном оси горизонтального ствола добывающей скважины, м/100 м.
На наклонных участках пласта рекомендуется располагать горизонтальную
добывающую скважину осью в направлении падения пласта со входом в пласт со
стороны более высокой гипсометрической отметки и вертикальную нагнетательную
скважину располагать у «носка» горизонтальной скважины.
5м
а) горизонтальная
поверхность кровли, ВС
– по центру
15 м
10 м
15 м
б) 2 м/100 м наклон
в) 3 м/100 м наклон
поверхности кровли, ВС – поверхности кровли,
смещена на 5 м
ВС – смещена на 10 м
г) 4 м/100 м наклон
поверхности кровли,
ВС – смещена на 15 м
15 м
Цветовая шкала:
д) 6 м/100 м наклон
е) 8 м/100 м наклон
поверхности кровли, ВС поверхности кровли,
– смещена на 15 м
ВС – смещена на 15 м
Нефтенасыщенность, Насыщенность паром,
д.ед
д.ед
Рисунок 5. Распространение паровой камеры и нефтенасыщенности при
оптимальном расположении вертикальной скважины относительно горизонтальной
в зависимости от наклона поверхности кровли пласта-коллектора в поперечном
направлении относительно оси ГС
Определены принципы подбора управляемых параметров данной технологии.
Например, при увеличении длины горизонтального участка количество вертикальных
скважин рекомендуется увеличить. Было выявлено, что одной нагнетательной
вертикальной скважиной эффективно охватывается длина горизонтального ствола
добывающей скважины 200-250 метров.
13
КИН участка, %
На основе результатов проведенных
4.5%
исследований разработаны рекомендации и
4.0%
программа исследовательских работ на
3.5%
участке залежи сверхвязкой нефти с бурением
3.0%
горизонтальной скважины №15080 длиной
2.5%
фильтра 220 метров и расположением в ее
2.0%
носке вертикальной скважины №15079.
1.5%
Опытно-промышленные испытания показали
1.0%
необходимость прогрева, как добывающей
0.5%
горизонтальной
скважины,
так
и
0.0%
0.5 1.0 1.5 2.0 2.5 3.0 3.5
вертикальных
скважин.
Максимальный
Срок с начала работы, лет
эффект от использования вертикальных
15002
15003
15271
15080/15079
скважин для нагнетания пара отмечен при
одновременном её включении в работу с
Рисунок 6. Сопоставление
добывающей горизонтальной скважиной. фактической динамики выработки
Результаты
промысловых
испытаний
участков
показывают
высокую
эффективность
технологии с применением горизонтальных и вертикальных скважин по сравнению с
пароциклическими обработками (Рис. 6). На 04.11.2017 дебит нефти скважины
№15080 составил 17 т/сут., что сопоставимо с дебитами нефти при технологии
парогравитационного дренирования в небольших толщинах.
Третья глава посвящена совершенствованию разработки залежей с
применением технологии парогравитационного дренирования на участках залежей
сверхвязкой нефти с нефтенасыщенной толщиной более 10 метров. Представлены
результаты исследований по определению оптимального режима освоения парных
горизонтальных скважин, эффективности применения супердлинных парных
горизонтальных скважин, влияния расположения горизонтальных скважин в пласте
на эффективность реализации технологии парогравитационного дрениования,
особенностей пластовых процессов при остановке реализации технологии
парогравитационного дренирования.
Одним из важных, хоть и коротких по времени этапов разработки залежей по
технологии парогравитационного дренирования, является процесс предварительного
прогрева скважин – освоения. Выявлено, что превышение величины удельного
суммарного объёма закачиваемого пара за процесс предварительного прогрева пары
скважин более 1,28 тыс.т на 100 м длины пары ГС не дает кратного прироста добычи
нефти (Рис. 7).
При малых объемах закачиваемого пара время освоения должно быть
минимальным, закачку необходимо вести с максимально возможным темпом, не
превышая давления гидроразрыва пласта. Определено, что отсутствие
синергетического эффекта при освоении малыми объемами закачиваемого пара не
позволяет в достаточной мере прогреть обе скважины. Оптимальным режимом
освоения является закачка в пару горизонтальных скважин удельного суммарного
объема пара 1,28 тыс.т на 100 метров при соотношении до 2 раз больше в
нагнетательную чем в добывающую.
14
Qзак 1.28-2.5
При Qзак<1.28
Qзак>2.5
1.6
y = 15.65x-0.263
1.5
R² = 0.87
1.4
1.3
1.2
1.1
1
0.9
0.8
0.7
0.6
10000 15000 20000 25000
Вязкость нефти, мПа.с
Множитель на накопленную
добычу нефти, д.ед.
Накопленная добыча нефти за
время эффекта от освоения,
тыс.т/100м длины ГС
При Qзак<1.28
При Qзак>1.28
1.6
y = 0.058x + 0.86
R² = 0.35
1.4
1.2
1
y = 0.967x - 0.3
R² = 0.66
0.8
0.6
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
Накопленная закачка пара за
период прогрева скважин,
тыс.т/100м длины ГС
а)
б)
Рисунок 7. Зависимость накопленной добычи нефти за период освоения парных
горизонтальных скважин а) от вязкости нефти и б) накопленной закачки пара за
период прогрева скважин. Размер точек графика а) соответствует накопленной
закачке пара за период прогрева скважин: - 1 тыс.т, - 3 тыс.т на 100 м ГС
Оптимальное время закачки расчетного объема пара при этом составляет 40
суток. При реализации рекомендаций в промысловых условиях необходимо
учитывать возможность влияния осложняющих факторов, присущих участку
размещения пары горизонтальных скважин (наличие слабонефтенасыщенных
интервалов, водоносных линз, низкопроницаемых зон и т.п.) и вносить
корректирующие коэффициенты в режим освоения.
Для обеспечения равномерности формирования паровой камеры и вовлечения
всей длины горизонтального участка в разработку, а значит эффективной добычи и
высокой степени охвата пласта выработкой, особо важным является обеспечение
точной проводки в пласте горизонтального участка скважин на определенном
расстоянии относительно друг друга. Критичным при существующей технологии
бурения и проводки ствола в пласте с применением стандартных телеметрических
систем является длина горизонтального участка более 1000 м, при превышении
которой погрешность проводки приводит к снижению потенциала парных
горизонтальных скважин более чем на 10 %. При условии обеспечения
рекомендуемых расстояний между стволами ограничивающим фактором является
длина ствола от устья 1500 м, при превышении которой падает качество пара и
снижается эффективность формирования паровой камеры у носка горизонтальной
скважины.
Для залежей сверхвязкой нефти шешминского горизонта Республики Татарстан
характерно снижение нефтенасыщенности и проницаемости с приближением к
подошве пласта. Отдаление траектории горизонтального участка скважин от отметки
водонефтяного контакта по вертикали приводит с одной стороны к увеличению
начального дебита по нефти скважин, сокращению времени выхода пар скважин на
пиковую добычу, а с другой – к потерям извлекаемых запасов нефти до 23%. При
15
нефтенасыщенной толщине пласта менее 20 метров рекомендуется размещение
горизонтальных добывающих скважин ближе к ВНК – на расстоянии не менее 2
метров над зоной с нефтенасыщенностью менее 30%. При нефтенасыщенной
толщине пласта более 20 метров размещение горизонтальных добывающих скважин
более целесообразно на большем расстоянии от ВНК. При нефтенасыщенной
толщине пласта свыше 30 метров расположение скважин на расстоянии 7 метров от
ВНК позволяет увеличить темпы добычи нефти на 15% при снижении накопленной
добычи на 13%.
Изменчивость ВНК или зоны переходного насыщения от нефти к воде
усложняет расположение горизонтальных добывающих скважин. Рассмотрены
ситуации, когда основная часть горизонтального ствола добывающей скважины
расположена в нефтенасыщенной области, но тем не менее участки ствола скважины
пересекают области с низкой нефтенасыщенностью. С повышением абсолютной
отметки размещения продуктивного интервала горизонтальных добывающих
скважин отмечается более интенсивный прирост добычи нефти в начальный период
времени, что связано с отмеченным в главе 1 уменьшением доли водонасыщенных
интервалов вдоль горизонтальной части ствола добывающих скважин, но возникают
дополнительные потери дренируемых запасов нефти, расположенных ниже
горизонтальной части добывающих скважин. Негативное влияние от размещения
скважин в менее нефтенасыщенном интервале пласта отмечено только до момента
стекания в процессе формирования паровой камеры вышележащей по разрезу
разогретой нефти. С повышением траектории скважин растет эффективность работы
скважин по технологии парогравитационного дренажа совместно с ростом
коэффициента извлечения нефти внутри дренируемой области на фоне снижения
КИН в целом по залежи.
При выборе между восходящим или нисходящим профилем пары
горизонтальных скважин установлены преимущества первого варианта.
Закачиваемый пар распространяется выше по стволу скважин в сторону участка с
более высокими отметками, что создает благоприятные условия для работы
чувствительных к высокой температуре погружных насосных установок,
расположенных у начала горизонтального участка ствола добывающей скважины (у
«пятки»). Строительство пары горизонтальных скважин с восходящим профилем
позволяет увеличить дебит нефти в первые 2-3 года разработки на 23% по сравнению
с вариантом, когда горизонтальная добывающая скважина бурится строго
горизонтально и пересекает водонасыщенный пропласток. Ускоряется процесс
выхода пары скважин на режим на 15%, снижается начальное паронефтяное
отношение на 30%. Отмечено снижение накопленной добычи нефти на 16% на конец
разработки.
Парогравитационный метод разработки залежей СВН обуславливает
необходимость изучения пластовых процессов в момент остановки закачки пара по
экономическим или производственным причинам. Установлено, что остановка
залежи, разрабатываемой по технологии парогравитационного дренирования,
оказывает негативное воздействие на эффективность её разработки, снижая конечный
коэффициент извлечения нефти на 4,8 % и увеличивая паронефтяное отношение на
10 % к концу разработки в исследуемом случае (Рис. 8).
0.4
18
17
0.35
16
4,8%
14
0.3
0.25
12
11
10
0.2
10
8
0.15
6
0.1
4
0.05
2
0
2015
Паронефтяное отношение, т/т
Коэффициент извлечения нефти, д.ед
16
0
2018
2021
2024
2027
2030
Время разработки залежи
КИН (с остановкой), д.ед
ПНО (с остановкой), т/т
2033
2036
2039
КИН (без остановки), д.ед
ПНО (без остановки), т/т
Рисунок 8. Сопоставление основных показателей разработки без остановки и с
остановкой скважин на примере одной из залежей СВН
Выявлен процесс перераспределения флюидов в пласте в соответствии с их
плотностью в процессе конденсации паровой камеры. Для условий залежей
шешминских отложений установлено изменение насыщенности разреза из-за
миграции нефти к кровле пласта ввиду ее меньшей плотности по сравнению с
плотностью воды и конденсата. При конденсации паровой камеры больших объемов,
сформированной в результате эксплуатации нескольких пар скважин, установлена
миграция разогретой подвижной нефти в направлении восстания продуктивного
пласта и её накопление в купольных зонах с более высокими гипсометрическими
отметками. Процесс остывания пласта сопровождается значительным снижением
пластового давления. На первый год остановки работы всей залежи снижение
пластового давления достигает до 80 % от текущего. После периода остановки в
районе добывающей скважины присутствует значительное количество конденсата,
что аналогично размещению горизонтальных добывающих скважин в зоне с
пониженной нефтенасыщенностью. При неполном остывании пласта возобновление
процесса парогравитационного дренирования является менее затратным по
сравнению с вариантом размещения добывающих горизонтальных скважин в
слабонефтенасыщенном интервале в процессе бурения. Выявлено, что скорость
повторного освоения и начальный дебит скважин после остановки в значительной
мере зависят от абсолютной отметки положения горизонтального ствола
добывающей скважины. Ввиду миграции нефти и вытеснения ее конденсатом
добывающие скважины с более высокими абсолютными отметками оказываются в
более благоприятных условиях при повторном освоении (Рис. 9). После остановки
работы участка на один год для повторного вывода скважин на промышленную
добычу нефти требуется в среднем 1-1,5 года непрерывной работы. После повторного
освоения в течение 2 лет отмечается более высокий дебит скважин, чем до момента
остановки.
17
Абсолютная отметка, м
18
13
8
3
-2
-7
-12
Дебит нефти, т/сут
-17
50
40
30
20
10
0
46
33
11 13
22
17
26
43
38
37
35
33
28
23
21
32
29
23
21
7
7
18
10
7
22/23
24/25
26/27
15
1
0
1
1
06/07
08/09
10/11
12/13
до (средн. за 2018)
1
4
7
14/15 16/17 18/19
Пары скважин
после (средн. за 2020)
1
20/21
через год (средн. за 2021)
Рисунок 9. Сопоставление абсолютной отметки кровли пласта и горизонтального
ствола добывающих скважин, изменения дебита нефти скважин до остановки и
после повторного запуска
Выявлено, что в результате остановки и повторного освоения, значительные
запасы нефти скапливаются выше пар скважин, которые не вовлекаются в разработку
до момента достижения паровой камерой прежних размеров.
Четвертая глава посвящена совершенствованию аналитических формул
определения потенциального дебита нефти и оптимальных режимов работы
горизонтальных скважин по технологии парогравитационного дренирования в
условиях месторождений сверхвязкой нефти Республики Татарстан.
В настоящее время для обоснования большинства технологических решений и
проектов широко применяется секторное и даже крупномасштабное моделирование.
Именно такой подход, несмотря на дополнительные затраты, позволяет учитывать,
по крайней мере, всю исходную геолого-промысловую информацию. Применение
аналитических расчетных методов в эпоху развитого 3D компьютерного
моделирования допустимо лишь для оценочных расчетов, поскольку они не
учитывают многие важные факторы. Тем не менее эти методы продолжают широко
использоваться в качестве экспресс методов оценки потенциала скважин и залежей.
В соответствии с физическими принципами потенциальный дебит нефти при
классическом парогравитационном дренировании не зависит от депрессии на пласт,
что не характерно для классических технологий добычи нефти.
С использованием информации о фактической работе горизонтальных скважин
получены и уточнены формулы, разработана методика оценки потенциального
18
дебита, добычи жидкости и оптимальной закачки пара скважин по технологии
парогравитационного дренирования в условиях залежей СВН Республики Татарстан.

Изменение температуры призабойной зоны добывающей скважины на
начальном этапе работы пары скважин (3):
Td ,t  Tнач 
при


t  t1.нач
1
(Tпара  Tнач )1  cos 
2
 t1.кон  t1.нач


 


(3)
t  t1.нач
d
d
= [0;1], t1.нач  0,075 , t1.кон  0,123
,
t1.кон  t1.нач
a(1  0,9kв.гс )
a
где d - расстояние от нагнетательной до добывающей скважины, м; t , t1.нач и t1.кон время текущее, начала и прекращения роста температуры, сек; kв.гс - коэффициент,
учитывающий наличие водонасыщенных или слабонефтенасыщенных интервалов по
стволу добывающей скважины (1- весь ствол водонасыщенный, 0 – водонасыщенные
участки отсутствуют).

Дебит нефти пары горизонтальных скважин на этапе формирования
паровой камеры (4):
2/3
 k k (    п ) g 
 (S н k в. л )1/ 3 t 1/ 3
q1i  3L н н


m н (T )  н


Tп
1
dT
при
 
,  н(T )  C  Tt D ,  п   п  (1   ) в ,
m н (Tп ) Tпл   н (T ) (T  Tпл )
(4)
где q – добыча нефти, м3/сек; k – эффективная проницаемость, м2;
g – ускорение свободного падения, = 9,81 м/сек2;  - температуропроводность пласта,
м2/сек; S н - подвижная нефтенасыщенность ( Sн.нач  Sн.ост ) в паровой камере; t – время,
сек;  н (T ) - кинематическая вязкость нефти при температуре призабойной зоны
(константы C и D необходимо подбирать на основе экспериментальных данных
исследования вязкости нефти от температуры), м2/сек; kн - средняя относительная
фазовая проницаемость нефти, д.ед; kв. л - коэффициент, учитывающий наличие
водонасыщенных линз в нефтенасыщенной части выше забоя добывающей скважины
(определяется как отношение суммарной толщины нефтенасыщенных пропластков к
общей толщине выше забоя добывающей скважины), д.ед; н и п - плотность нефти
и плотность насыщенного пара в пластовых условиях соответственно, кг/м3; m –
безразмерный коэффициент, который характеризует послойную неоднородность
течения нефти вдоль границы паровой камеры; T – температура, оС; Tп – температура
пара; Tпл – начальная температура пласта;  - минимальное значение больше нуля (в
противном случае интеграл стремится к бесконечности);  - пористость, д.ед;  коэффициент сухости пара, д.ед; п , п и в - плотность насыщенного, сухого пара и
воды в пластовых условиях и температуре пара, кг/м3.

Потенциальный дебит нефти пары горизонтальных скважин
(максимальный дебит) (5):
q2  2 L
1.3k kн (  н  'п ) gS н kв. л h
m н  н
(5)
19
где h – эффективная толщина пласта (толщина пласта от забоя добывающей
скважины до кровли пласта), м.

Дебит нефти пары горизонтальных скважин на этапе его снижения (после
соединения паровых камер соседних пар) (6):
q3i  2 L
2 1.3k k н (  н  'п ) g 
1.3k kн (  н  'п ) gS н kв. л 
h
t3 i 


m н  н
a
m




S
k
s
н
н
в
.
л


(6)
где a – расстояние между парами скважин, м.

Высота краевых невыработанных зон после парогравитационного
дренирования (7):
2
hmin 
q min m н  н
2
5 .2 L k k н (  н   'п ) gS н k в . л
(7)
где qmin - минимальный рентабельный дебит скважин, ниже которого будет
происходить их выключение.

Паронефтяное отношение пары горизонтальных скважин от начала
добычи жидкости (8):




C (Tп  Tпл ) 
4 t
4
t 
ПНО 
1  ki .пно .кв.гс 

2
 в Lп Sн kв. л 
3.14h 3.14 
8
kk
(



'
)
g

t
2
н
н
п


3.14
nh
3.14
h





S
k
hn

m

н
в
.
л
н
н


d 0,9kв . гс
1
при ki .пно.кв.гс  0,123
a 1  0,9 kв .гс (ti  1)
(8)
где С - теплоемкость горных пород, кДж/м3С; Lп - удельная теплота конденсации
пара, кДж/кг;  - качество пара, д.ед; d – расстояние между добывающей и
нагнетательной скважиной, м; n – безразмерный температурный коэффициент, д.ед;
ki.пно.кв.гс - дополнительная поправка к ПНО в начальный период времени с учетом
наличия водонасыщенных пропластков вдоль ствола добывающей скважины.

Дополнительные затраты пара на потери в кровлю пласта в процессе
расширения паровой камеры (9) и после соединения паровых камер соседних пар
горизонтальных скважин (10):
qп .t  L
k k н (  н   ' п ) g
Tп  Tпл B 1
At
0.219 hS н k в . л . m н  н Lп H
qп . y  La
Tп  Tпл B
Аt
Lп H
(9)
(10)
где qп.t - затраты пара на потери в кровлю пласта, кг/сек; H – толщина вышележащих
пород, м; А и В – коэффициенты, определяемые один раз для текущих условий с
использованием точного решения (11):
at

 2i 2 2 

H 
1  2 e
 Аt B


i 1


(11)

Потенциальная добыча жидкости добывающей горизонтальной
скважины для поддержания процесса парогравитационного дренирования (12):
20
qжидк  qв.пл  qн  q з 
при qв.пл
qн
k в. л
(12)
kв
 в в
Aв
Вв.пл
 1  S н  S в.св 
 ,

qн , Вв.пл 
, kв  k в.Sн.ост 
kв
k
1 Вв.пл
 S н k выт  S в.св 
 н
 в в  н  н
15
10
5
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
Срок разработки, лет
Дебит нефти(факт), т/сут
Дебит нефти (расчетный), т/сут
Нак.ПНО(факт), т/т
Нак.ПНО(расчетный), т/т
а) пара скв. №15032/15033
Максимальный дебит нефти
(факт), т/сут
70
60
50
40
30
20
10
0
Паро-нефтяное отношение, т/т
Дебит нефти, т/сут
где q жидк - добыча жидкости, кг/сек; qв.пл - добыча пластовой воды, кг/сек; qн - объем
добычи нефти, кг/сек; qз - объем закачки пара, кг/сек; Вв.пл - обводненность от
поступления пластовой воды при системе нефть-пластовая вода, д.ед; kв относительная фазовая проницаемость (ОФП) воды в пластовых условиях, д.ед.;  в вязкость воды, м2/сек; Aв - показатель степени для изменения кривизны ОФП воды
(обычно для песчаников от 2 до 4); kв. Sн.ост - относительная проницаемость воды при
остаточной нефтенасыщенности (обычно для песчаников от 0,2 до 0,5), д.ед.
Сопоставление результатов расчетов с фактическими показателями работы пар
скважин показывает возможность использования предлагаемой методики расчета для
определения потенциальной добычи нефти, оптимальной закачки пара и
производительности погружных насосов в работающих по технологии
парогравитационного дренирования горизонтальных скважинах (Рис. 10).
70.0 y = 0.7612x + 4.3048
R² = 0.4494
60.0
50.0
40.0
30.0
20.0
10.0
0.0
0 10 20 30 40 50 60 70
Потенциальный дебит нефти
(расчет), т/сут
б) кросс-плот по скважинам
Ашальчинского поднятия
Рисунок 10. Сопоставление результатов предлагаемой методики расчета с
фактической работы а) пары скважин №15032/15033 и б) кросс-плот по скважинам
Ашальчинского поднятия
21
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1.
Исследована эффективность технологии пароциклических обработок
пласта через горизонтальные скважины в зависимости от геолого-технологических
условий и установлены оптимальные технологические параметры работы
пароциклических горизонтальных скважин.
2.
Разработан метод для экспресс-прогноза эффективности эксплуатации
пароциклических горизонтальных скважин в разных геолого-физических условиях,
позволяющий оценить потенциальную добычу нефти в зависимости от
технологических параметров работы скважин.
3.
Предложена технология разработки комбинированием нагнетательной
вертикальной и добывающей горизонтальной скважин, позволяющая вовлечь участки
залежей сверхвязкой нефти с нефтенасыщенными толщинами менее 10 метров.
Установлено оптимальное расположение нагнетательной вертикальной скважины
относительно оси горизонтальной части ствола добывающей скважины в
зависимости от наклона кровли продуктивного пласта, при котором обеспечивается
образование паровой камеры с максимальным вовлечением запасов нефти и
минимальным временем установления термогидродинамической связи между
скважинами при их освоении.
4.
Установлен минимальный достаточный объем закачиваемого пара 1,28
тыс.т на 100 метров ГС и оптимальное соотношение закачиваемого пара между
верхней и нижней парными горизонтальными скважинами в зависимости от
суммарного объема закачки пара в процессе их освоения.
5.
Установлена предельная длина горизонтального участка скважин более
1000 м, при превышении которой погрешность проводки при существующей
технологии бурения ствола в пласте приводит к снижению потенциала парных
горизонтальных скважин более чем на 10 %. При условии обеспечения
рекомендуемых расстояний между стволами выявлено ограничение по длине ствола
от устья 1500 м, выше которого выявлено снижение качества пара и эффективности
формирования паровой камеры у носка горизонтальных скважин.
6.
Выработаны
критерии
оптимального
расположения
парных
горизонтальных скважин в пласте в зависимости от геологических условий и наличия
условно выделенного неравномерного водонефтяного контакта в пласте.
7.
Установлено, что остановка залежи, разрабатываемой по технологии
парогравитационного дренирования, оказывает негативное воздействие на
эффективность её разработки, так как приводит к снижению коэффициента
извлечения нефти и увеличению паронефтяного отношения к концу разработки.
Процесс остывания пласта сопровождается значительным снижением пластового
давления в первый год до 80 % от текущего, перераспределением
нефтенасыщенности в условиях залежи Ашальчинского месторождения.
8.
Получены усовершенствованные формулы определения потенциальной
добычи нефти, жидкости и оптимальной закачки пара парных горизонтальных
скважин с учетом наличия водонасыщенных пропластков вдоль ствола добывающих
скважин, наличия слабонефтенасыщенных «линз» выше добывающей скважины,
свойств пара и нефти.
22
9.
Предложенные технические решения (патенты на изобретения РФ №№
2578137, 2527051, 2582256, 2610966, 2623407, 2626497, 2626500, 2627795, 2630330),
касающиеся способов разработки залежей ВВН и природных битумов, признаны
изобретениями и защищены патентами Российской Федерации.
10. Положения диссертационной работы применены при составлении
проекто-технологической
документации
на
разработку
Ашальчинского,
Кармалинского,
Северо-Кармалинского,
Лангуевского,
Чумачкинского,
Ерсубайкинского и Черемшанского нефтяных месторождений Республики Татарстан.
Список основных работ, опубликованных автором по теме диссертации:
а) статьи из перечня рецензируемых научных изданий
1.
Зарипов А.Т. Оценка последствий остановки реализации технологии
парогравитационного воздействия / А.Т. Зарипов, Д.К. Шайхутдинов // Нефтяное
хозяйство. – 2016. – № 7. – С. 36-39.
2.
Анализ эффективности технологий добычи сверхвязкой нефти для
условий месторождений ПАО «Татнефть» / А.Т. Зарипов, Д.К. Шайхутдинов,
Р.И. Хафизов, Я.В. Захаров // Территория "Нефтегаз". – 2016. – № 7-8. – С. 42-50.
3.
Зарипов, А.Т. Исследование влияния расположения горизонтальных
стволов скважин относительно аномального газонасыщенного интервала на
технологические характеристики эксплуатации горизонтальных скважин при
разработке залежей высоковязких нефтей [Текст] / А.Т. Зарипов, Д.К. Шайхутдинов,
Р.И. Хафизов // Технологии нефти и газа. – 2016. – № 5. – С. 37-42.
4.
Закиров С.Н. О прогнозных и фактических дебитах горизонтальных
скважин (в порядке обсуждения) / С.Н. Закиров, Д.К. Шайхутдинов // Нефтяное
хозяйство. – 2015. – № 1. – С. 52-55.
б) патенты на изобретения
5.
Пат. 2578137 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/24. Способ
разработки залежи высоковязкой нефти [Текст] / Хисамов Р.С., Зарипов А.Т.,
Шайхутдинов Д.К., Гадельшина И.Ф., Гарифуллин М.З. ; заявитель и
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2015101824/03 ; заявл.
21.01.15 ; опубл. 20.03.16, Бюл. № 8.
6.
Пат. 2527051 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/24, E 21 B 33/138 .
Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом
воздействии [Текст] / Бакиров И.М., Зарипов А.Т., Идиятуллина З.С., Арзамасцев
А.И., Шайхутдинов Д.К. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им.
В.Д. Шашина. - № 2012157795/03 ; заявл. 27.12.12 ; опубл. 27.08.15, Бюл. № 24.
7.
Пат. 2582256 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/24, 43/22. Способ
разработки месторождения высоковязкой нефти или битума [Текст] / Хисамов Р.С.,
Зарипов А.Т., Шайхутдинов Д.К., Захаров Я.В., Гадельшина И.Ф. ; патентообладатель
ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина. - № 2015110309/03 ; заявл. 23.03.15 ; опубл.
20.04.16, Бюл. № 11. – 7 с. : ил.
8.
Пат. 2610966 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/24. Способ
разработки месторождения высоковязкой нефти или битума [Текст] / Зарипов А.Т.,
Шайхутдинов Д.К., Захаров Я.В. ; патентообладатель ПАО "Татнефть" им. В.Д.
Шашина. - № 2016102859 ; заявл. 28.01.16 ; опубл. 17.02.17, Бюл. № 5. – 9 с. : ил.
9.
Пат. 2623407 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/24. Способ
разработки залежи битуминозной нефти [Текст] / Зарипов А.Т., Захаров Я.В.,
23
Шайхутдинов Д.К. ; патентообладатель ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина. - №
2016130876 ; заявл. 26.07.16 ; опубл. 26.06.17, Бюл. № 18. – 5 с. : ил. 3
10. Пат. 2626497 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/24, 7/04. Способ
разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины [Текст] /
Зарипов А.Т., Хафизов Р.И., Шайхутдинов Д.К., Захаров Я.В. ; патентообладатель
ПАО "Татнефть" имени В.Д. Шашина. - № 2016121626 ; заявл. 31.05.16 ; опубл.
28.07.17, Бюл. № 22. – 7 с. : ил.
11. Пат. 2626500 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/24, 7/04. Способ
разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины [Текст] /
Зарипов А.Т., Хафизов Р.И., Шайхутдинов Д.К. ; патентообладатель ПАО "Татнефть"
имени В.Д. Шашина. - № 2016121628 ; заявл. 31.05.16 ; опубл. 28.07.17, Бюл. № 22. –
9 с. : ил. 1
12. Пат. 2627795 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/24, 7/04. Способ
разработки залежи битуминозной нефти [Текст] / Зарипов А.Т., Хафизов Р.И.,
Шайхутдинов Д.К. ; патентообладатель ПАО "Татнефть" имени В.Д. Шашина. - №
2016125029 ; заявл. 22.06.16 ; опубл. 11.08.17, Бюл. № 23. – 9 с. : ил.
13. Пат. 2630330 Российская Федерация, МПК E 21 B 43/24, 7/04. Способ
разработки залежи битуминозной нефти [Текст] / Зарипов А.Т., Хафизов Р.И.,
Шайхутдинов Д.К. ; патентообладатель ПАО "Татнефть" имени В.Д. Шашина. - №
2016130909 ; заявл. 26.07.16 ; опубл. 07.09.17, Бюл. № 25. – 9 с. : ил.
в) монография
14. Оценка эффективности уплотнения сетки скважин на низкопроницаемых
карбонатных коллекторах (на примере месторождений Республики Татарстан) /
А.Г. Хабибрахманов,
А.Т. Зарипов,
И.Н. Хакимзянов,
Р.И.
Шешдиров,
Д.К. Шайхутдинов, А.Ф. Яртиев. – Казань : Слово, 2017. – 199 с.
г) статьи в научно-технических журналах, сборниках научных трудов и
конференций
15. Хисамов
Р.С.
SPE-176702-RU
Об
оптимальном
сочетании
горизонтальной скважины с вертикальными при паротепловом методе разработки
залежей сверхвязкой нефти с малыми толщинами / Р.С. Хисамов, А.Т. Зарипов,
Д.К. Шайхутдинов // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, 26-28
октября 2015 г., Москва, Россия. – 10 с.
16. Амерханов, М.И.
SPE-182042-RU.
Влияние
расположения
горизонтальных
скважин
на
эффективность
реализации
технологии
парогравитационного дренирования / М.И. Амерханов, А.Т. Зарипов,
Д.К. Шайхутдинов // Российская нефтегазовая техническая конференция и выставка
SPE : 24-26 окт. 2016 г., ЦМТ, Москва, Россия. – 13 с.
17. Исследование эффективности применения супердлинных парных
горизонтальных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти / А.Т. Зарипов,
Р.С. Хисамов, Ф.Ф. Ахмадишин, Д.К. Шайхутдинов // Особенности разведки и
разработки месторождений нетрадиционных углеводородов : материалы Междунар.
науч.-практ. конф., Казань, 2-3 сент. 2015 г. – Казань : Ихлас, 2015. – С. 153-157.
18. Шайхутдинов Д.К. Влияние положения добывающих скважин
относительно ВНК на эффективность технологии парогравитационного
дренирования / Д.К. Шайхутдинов, А.Т. Зарипов // Инновации в разведке и
разработке нефтяных и газовых месторождений : материалы Междунар. науч.-практ.
конф., посвящ. 100-летию со дня рождения В.Д. Шашина, 7-8 сент. 2016 г., г. Казань
: в 2 т. – Казань : Ихлас, 2016. – Т. 2. – С. 147-150.
24
19. Захаров Я.В. Влияние профиля условно горизонтальных скважин на
эффективность технологии парогравитационного дренажа / Я.В. Захаров,
А.Т. Зарипов, Д.К. Шайхутдинов // Инновации в разведке и разработке нефтяных и
газовых месторождений : материалы Междунар. науч.-практ. конф., посвящ. 100летию со дня рождения В.Д. Шашина, 7-8 сент. 2016 г., г. Казань : в 2 т. – Казань :
Ихлас, 2016. – Т. 2. – С. 6-9.
20. Определение оптимального режима освоения парных горизонтальных
скважин как одного из важных этапов реализации технологии парогравитационного
дренирования / Я.В. Захаров, А.Т. Зарипов, М.И. Амерханов, Д.К. Шайхутдинов //
Особенности разведки и разработки месторождений нетрадиционных углеводородов
: материалы Междунар. науч.-практ. конф., Казань, 2-3 сент. 2015 г. – Казань : Ихлас,
2015. – С. 157-160.
21. Шайхутдинов,
Д.К.
Исследование
эффективности
работы
пароциклических горизонтальных скважин в зависимости от параметров пара и
геолого-физических параметров продуктивного пласта / Д.К. Шайхутдинов,
А.Т. Зарипов // Особенности разведки и разработки месторождений нетрадиционных
углеводородов: материалы Междунар. науч.-практ. конф., Казань, 2-3 сент. 2015 г. –
Казань : Ихлас, 2015. – С. 367-370.
22. Хафизов, Р.И. Совершенствование технологии добычи высоковязкой
нефти на основе термогидродинамического моделирования на примере
месторождений Республики Татарстан / Р.И. Хафизов, А.Т. Зарипов, Д.К.
Шайхутдинов // Булатовские чтения : сб. ст. I Междунар. науч.-практ. конф., 31 марта
2017 г. : в 5 т. / ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический
университет». – Краснодар : Издательский Дом – Юг, 2017. – Т. 2 : Разработка
нефтяных и газовых месторождений. – С. 292-295.
23. Бисенова, А.А. Влияние процесса освоения горизонтальных скважин на
эффективность технологии парогравитационного дренирования залежей сверхвязкой
нефти Республики Татарстан [Электронный ресурс] / А.А. Бисенова, А.Т. Зарипов,
Д.К. Шайхутдинов // Нефтяная провинция : электрон. науч. журнал. – 2017. – № 2. –
С.
109-120.
–
Режим
доступа:
http://docs.wixstatic.com/ugd/2e67f9_c2018dc8b5d44577999c5630c0901711.pdf – Загл. с
экрана.
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа