автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Исследование и усовершенствование тепловых методов повышения продуктивности нефтяных скважин в различных геолого-промысловых условиях

^НО-ФРАНКІВСЬКИЙ ДЕРЖАВНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ ^ НАФТИ І ГАЗУ

%

Па правах рукопису УДК 622.276.4

СМОЛОВИК ЛІАНА РОМАШВНА

ДОСЛІДЖЕННЯ І ВДОСКОНАЛЕННЯ ТЕПЛОВИХ МЕТОДІВ ПІДВИЩЕННЯ ПРОДУКТИВНОСТІ НАФТОВИХ СВЕРДЛОВИН В РІЗНИХ ГЕОЛОГО-ПРОМИСЛОВИХ УМОВАХ

05Л5.06 - Розробка та експлуатація яафтових і газових родовшц

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня кандидата технічних наук

Івано-Франківськ

1996

Дисертацією е рукопис

Робота викопана в Івано- Франківському державному технічном університеті нафти і газу

Науковий керівник -Офіційні опоненти -

доктор технічних наук, професор Зарубін Юрій Олександрович

доктор технічних наук, професор . Яремійчук Роман Семенович

кандидат технічних наук, с.н.с. Пєленичка Лев Григорович

Провідна організація -

Український державний геологорозвідувальний інститу

(м. Львів )

Захист відбудеться £0 лютого 1997 р. о 10 годині на засідан спеціалізованої вченої ради Д 09.02.05 в Івано-Франківському держа ному технічному університеті нафти і газу ( 284018, Івано- Франківсь вул. Карпатська, 15)

Відгуки на автореферат у двох примірниках, завірені печаткою, просимо надсилати на адресу: 284018, Івано-Франківськ , вул. Карпатська, 15, вченому секретарю ради Д 09.02.05.

З дисертацією можна ознайомитися у бібліотеці Івано- Фран-ківського державного технічного університету пафти і газу (м. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15).

Автореферат розісланий І72 січня 1997 р.

Вчений секретар спеціалізованої вченої ради, Д.Г.Е., проф.

Векерик В. І.

ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ Актуальність теми. В умовах гострого дефіциту вуглеводневої сирови-т важлива роль у поліпшенні паливно-енергетичного балансу України іідводиться важковидобувним джерелам вуглеводпів. До них, зокрема, зідносяться важкі високов’язкі нафтп. За даними Національної програми "Нафта і газ України до 2010 року” геологічні ресурси важких їафт в надрах пашої держави складають близько 94,438 млн.т.

Запаси важких нафт пов'язані як з окремими родовищами, гак і з пластами та облямівками на газоконденсатних родовищах. Важкі паф-гп характеризуються високою в'язкістю та паявпістю асфальтеносмо-іопарафіновнх компонентів, що призводить до зпачних втрат тиску по иляху руху нафти з пласта до промислових пафтозбіршіх установок, ісповпого охоплення продуктивних відкладів розробкою з утворенням іастійпнх зон та інтенсивного відкладання твердих вуглеводнів у нри-зибіишії зоні пласта ( ПЗП ), насосно-компресорних грубах ( НКТ ) і іромисловнх комунікаціях. Ряд покладів важких пафт підстилається іідошошіою водою, що істотно ускладнює процес експлуатації свердловин внаслідок конусоутворення. Вказані фактори зумовлюють неви-;окі поточні рівні видобутку нафти і низькі коефіцієнти кінцевого іафтошілучсння-

Аналіз відомих методів підвищення коефіцієнту пафтовилучсппя юказує, що стосовно до родовищ з важкими високов'язкими нафтами тайбільш ефективними є теплові методи. Однак, відомі методики розрахунку процесу теплової дії на пласт, ПЗП і стовбур свердловин шмагають вдосконалення, так як містять громіздкі вирази, складні нтегральні перетворення і мають ряд допущень і наближень, які зпач-зо спрощують процес.

Для використання теплових методів в умовах водоплаваючих по-шадів принциповим с динаміка конусоутворення. Незважаючи на ба-аточислегші дослідження, окремі сторони процесу конусоутворенпя зивчені недостатньо, ряд запропонованих теоретичних розв’язків є

наближеними, дають значну похибку і не розкривають характеру процесу підйому конуса підошовної водп.

Потребують вдосконалення технології теплової дії на пласт, ПЗП, стовбур свердловин і підвищення вуглеводневилучення водоплаваючих покладів.

Тому актуальним є проведення додаткових досліджень з метою вдосконалення розрахупкових методик і технологій підвищення коефіцієнту нафтовилучення покладів важких високов'язких нафт. Мета наукового дослідження.

Вдосконалення методик розрахунку і технологій підвищення нафтови-лученпя покладів важких високов'язких нафт тепловими мегодамл. Основні завдання наукового дослідження-

1. Розробка математичної моделі циклічного внугрішпьопластовогс горіння ( ВГ ), вивчення основних закономірностей процесу та оцінка його ефективності.

2. Вдосконалення методик розрахунку і технологій теплової дії на при-вибійну зону пласта із застосуванням рідинного теплоносія і вибійного нагрівника, вибір оптимальних параметрів процесу.

3. Вдосконалення методик розрахунку і технологій теплової дії н: стовбур свердловини.

4. Вдосконалення методик розрахунку процесу конусоутворення на водоплаваючих нафтових і газових покладах, розробка технології підвищення коефіцієнту вуглеводневилучення.

Методи дослідження. Поставлені задачі вирішувались на основі теоре тичних досліджень з використанням методів математичної фізики теорії катастроф та планування експерименту.

Наукова новизна дослідження.

1. Розроблена математична модель циклічного впутріишьопластовоп горіння і запропоновано чисельний алгоритм її реалізації.

2. Доведено технологічну ефективність циклічного внутрішньопласто вого горіння, проведено оцінку впливу на процес ВГ різних факторів.

3. Вдосконалспо математичні моделі та схеми розрахунку методів тентової дії на ПЗП та стовбур свердловин з використанням рідинних

( вода, конденсат) та газоподібних теплоносіїв. Отримапо формулу для розрахунку температури па стінці вибою свердловини при тепловій дії на ПЗП із застосуванням вибійного нагрівника. Доведено ефективність застосування в ролі теплоносія газорідинної суміші. Обгрунтовано використання вибійного електропагрівнпка разом з нагнітанням у затрубити і простір свердловини теплоносія.

4. Обгрунтовано монотонний характер поведінки конуса підошовної води і встановлено межі області його існування. Одержано нові аналітичні залежності, що описують динаміку копусоутвореїшя. Запропоновано нові технології активної дії па конус води.

Практична цінність дослідження.

1. Запропоновано та обгрунтовано технологію циклічного внутрішньо-ластового горіння, доказано її ефективність.

2. Вдосконалено технології теплової дії на ПЗП із застосуванням рідинного теплоносія та електронагрівника, теплової дії па стовбур свердловин нагрітими рідиною, газом і газорідинною сумішшю і поєднання їх дії з прогрівом електронагрівннками.

3. Запропоновано технології підвищення вуглеводневилучення з водоплаваючих покладів.

Методики розрахунків технологічних параметрів теплових методів апробовано стосовно до умов Коханівського нафтового (св. № 21), Яблунівського (св. № 68) і Бабченського нафтогазоконденсатшіх родовищ (св. № 3).

Основні положення дисертації, що виносяться на захист.

1. Ідея застосування циклічного внутрішньопластового горіння на родовищах високов'язких нафт з рідкою сіткою розміщення свердловин. Математична модель і технологія циклічного внутрішньопластового горіння.

2. Вдосконалені методики розрахунку і технології теплової дії на ПЗП і стовбур свердловин за рахунок використання рідинних , газоподібних і газорідинних теплоносіїв, вибійних електронагрівників та їх поєднання.

3. Обгрунтування монотонного характеру підйому конуса підошовної води ; нові аналітичні залежності для розрахунку граничних безводній дебітів нафти (газу), тривалості безводного періоду експлуатації свердловин та висоти підйому конуса підошовної води; нові технології активної дії на конус води.

Особистий внесок дисертанта в розробку наукових результатів. Мате матичні моделі і технології теплової дії на пласт, ПЗП і стовбу{ свердловини та технології підвшцешія вуглеводневилучєння з водопла ваючих покладів розроблено особисто автором. Постановка задач ж темі дисертації належить науковому керівнику д.т.н., професор; Ю.О.Зарубіну. .

Рівень реалізації та впровадження наукових розробок. Результати ди сертаційної роботи використано при виконанні госцдоговірної темати ки за №№ Г-13-5/92, Д-19-5/95, Г- 27/94, Г-28/94, Г-207/93 в науково дослідному інституті нафтогазових технологій Івано-Франківськог< державного технічного університету нафти і газу, а також використс вуються в навчальному процесі (лекції, курсове і дипломне проекту вання) при вивченні профілюючих дисциплін студентами сцеціальносі 7.09.03.07 - розробка та експлуатація нафтових і газових родовищ. Апробація роботи. Основні положення дисертаційної роботи доповіді лися на наступних конференціях і семінарах: на міжнародній наукове практичній конференції "Проблеми і шляхи енергозабезпеченн України" (7-10 грудня, 1993р.); на науково-практичній конференц "Нафта і газ України" (м.Київ, 17-19травня, 1994р.); на науково-те> нічних конференціях професорсько-викладацького складу Івано-Фраї ківського державного технічного університету нафти і газу (м.Іванс Франківськ, 1994, 1995, 1996рр.); на науково-практичній конференц

"Стан, проблеми і перспективи розвитку пафтогазового комплексу Західного регіону України" (м.Львів, 28-30 березня 1995р.); на науково-практичній конференції " Проблеми науково-технічного прогресу АТ ''Укрнафта" в умовах ринку " (м. Івано-Франківськ, 27-29 вересня 1995р.); на науково-іірактичнін конференції "Нафта і газ України" (1416 травня, 1996р.).

Матеріали за темою дисертації доповідалися також при захисті звітів про науково-дослідні роботи в ІФДТУНГ (1993-1995рр.) і АТ "Укрнафта".

Публікації результатів науковнх досліджень. За результатами досліджень, які впкладепі в дисертації, опубліковано 21 роботу, з них 10 робіт без співавторства.

Структура і обсяг дисертаційної роботи. Дисертація складається з вступу, п’яти розділів, загальних висновків, списку використаної літератури з 188 найменувань на 20 сторінках. Зміст роботи викладено на ■І$9 сторінках машинописного тексту, робота включає 35 рисунків і

15 таблиць.

Автор виносить подяку своєму науковому керівнику д.т.н., професору Ю.О. Зарубіну за допомогу і корисні поради, а також колективу кафедри розробки та експлуатації пафтових і газових родовищ за підтримку, надання консультацій та створення сприятливих умов для виконання роботи.

ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

У вступі обгрунтовано актуальність досліджуваної проблеми, наведено основні напрямки наукових досліджень і подано коротку характеристику роботи.

Перша глава прнсвячепа огляду досліджень в області видобутку важких високов'язких нафт.

Аналіз літературних матеріалів і промислових даних з розробки та експлуатації родовищ з важкими високов’язкими нафтами показує, що основні ускладнення в процесі видобутку нафти пов'язані, в основному, з її фізико - хімічними властивостями. Важкі високов'язкі нафти малорухливі, фільтрація їх в пласті переважно характеризується наявністю початкового градієнта тиску, при русі пафти в пористому середовищі, стовбурі свердловин і викидних ліліях мають місце значні втрати тиску, Видобуток пафти супроводжується іптепсивним нара-фіно-відкладснням у привибійній зоні пласта, насосно-компресорних трубах і промислових комунікаціях, при зупинках свердловин можливе застигання нафти у стовбурі і викидних лініях.

Через аномальні фізико-хімічні властивості пафти розробка родовищ важких нафг традиційними методами малоефективна. Тому актуальним є створення нових технологій розробки родовищ та експлуатації свердловин, які забезпечили б досягнення високих коефіцієнтів нафто вилучення- Серед відомих методів підвищення коефіцієнту наф-товилучення стосовно до родовищ важких високов'язкпх нафт найбільш ефективними є теплові методи. До них відносяться методи теплової дії на пласт (проведення впутрішньопластового горіння, нагнітання в пласт нагрітої води, пари та інших теплоносіїв, застосування комбінованої дії теплом і хімічпими реагентами); методи локально' дії на привибійну зону пласта ( циклічне нагнітання в привибійну зон} пари, нагрітої рідини і періодичний чи постійний електропрогрів); методи теплової дії на стовбур свердловини (застосування вибійних і по-стовбурних нагрівників, нагнітання у свердловину різних теплоносіїв).

Значний внесок у розробку теплових методів підвищення коефіцієнту нафтовплучсння і продуктивності свердловин зробили А.А. Абасов, Н.А. Авдонін, І.Д. Амслін, О.І. Акульппш, М.А. Багіров, Ж. Бурже, Н.К. Байбаков, B.C. Бойко, Г.Г. Вахітов, Гстфрід, А.Р. Га-рушев, К.К. Дуброваи, В.М. Дорошенко, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов, Ю.О.Зарубін, М.Комбарну, Г.А. Ловер'с, Г.Є. Малофссв, А.Х.Мірзад-жапзаде, А.Ю. Наміот, 1.1. Непрішсров, К.А. Оганов, М.А.Пудовкін, Ю.М. Просьолков, Л.Г.Пелепичка, Л.І. Рубінштсйн, Г.Д. Савенков, М.Л. Сургучов, Е.М. Сімкін, А.І.Сєргеев, П. Суріо, Л.А.Толстов,

1-А. Чаршш, Е.Б. Чекалюк, А.Б. Шешшап, Р.С. Яремійчук та інші дослідники. Ними розроблено теоретичні основи теплових методів, технології теплових обробок свердловин і проведспо успішні випробування.

Однак, відомі методики розрахупку процесу теплової дії на пласт, привибійну зону і стовбур свердловини мають ряд допущень і наближень (приймається усередненою температура по пласту і стовбуру свердловин, постійною в часі температура на вибої при нагпітанні теплоносія і дії вибійним нагрівником, пе враховується зміна параметрів теплоносія від температури і теплообмін між теплоносісм і газорідинною сумішшю в пасосно-компресорних трубах ирп нагнітанні тепло-посія по затрубпому простору і т.д.). Не в повному об'ємі проведено дослідження впливу окремих факторів (характеристик теплоносія, пористого середовища і пафти, глибини свердловини та інших) на ефективність теплової дії на привибійну зону і стовбур свердловини.

Наведене обгрунтовує необхідність проведения додаткових досліджень із вдосконалення методик розрахупку і технологій видобутку важких високов’язких нафт тепловою дією па пласт, ПЗП і стовбур свердловин.

В другій главі досліджується можливість проведення внутрішньо-пластового горіння в циклічному режимі.

Серед методів теплової дії на пласт найбільш ефективним є внутрішньопластове горіння (ВГ).

Традиційні технологічні схеми ВГ передбачають закачку окислювача в нагнітальні свердловини і витіснепня нафти з пласта до видобувних свердловин. Здійснення такої технології вимагає густої сітки розміщення свердловин на площі нафтоноспості. При відносно рідкій сітці свердловин, яка характерна для більшості родовшц України, підтримання горіння на значній відстані від нагнітальної свердловини вимагає таких витрат повітря, а відповідно і тисків нагнітання, що виходять за межі технічних можливостей. ■

В цьому випадку для збільшення продуктивності скердловнн та коефіцієнту нафтовилучення рекомендується проводити ВГ у циклічному режимі. Суть його полягає в нагнітанні окислювача в окрему свердловину протягом певного періоду часу з наступним відбором нафти з цієї ж свердловини, нісля чого проводять повторну закачку окислювача в пеї.

Відомо ряд математичних моделей розрахунку процесу ВГ, зокрема, з врахуванням кінетики окислення нафти ( Гогфрід ), обмеженості зони хімічної реакції ( МІНХ і ГП ), впливу нерериву в подачі повітря на хід процесу ВГ ( М.А.Багіров ) та інші. Ці розрахункові схеми базуються в основному на одпотемпературніп моделі теплообміну в пористому середовшці. Тому вони не повно описують температурне поле пласта. Для оцінки ефективності циклічного ВГ та обгрунтування його технологічних характеристик нами проведено математичне моделювання процесу.

Вперше запропонована нами математична модель циклічного ВГ описується системою з вісьми рівнянь з вісьмома невідомими і включає зокрема:

- рІСНЯНІІЯ ліпійпого колвектшшого тсплопереносу в пористому серсдовшлі з врахуванням теплопровідності фаз і міжфазпого теплообміну;

- рівпяппя використання нафтового палива;

- рівняння' неперервності потоків рідини та газу;

Для знаходження швидкостей реакції окислення і горіння нафти використовується відоме рівняппя Арреніуса, а для знаходження швидкостей фільтрації фаз у пористому середовищі - закон Дарсі.

Описану систему диференціальних рівнянь разом з відповідшіми початковими і граничними умовами апроксимовано системою кіндево-різшщевпх рівпяпь. Побудовано алгоритм і програму розв'язку на ЕОМ. При моделюванні процесу циклічного ВГ вперше враховано теплообміп між теплоносієм і скелетом пористого середовища на основі двотемпературної моделі. Сама математична модель розроблена з акцентом на температурну обстановку в пласті і ті явища, що пов'язані із зростанням температури.

Описана система рівнянь використовується і при розрахунку процесу відбору флюїда з пласта. Прп цьому темп нагнітання окислювача замінюється дебітом нафти.

Для визначення осповпих показників технологічної ефективності процесу циклічного ВГ здійснено чисельний експеримент на основі запропонованої математичної моделі з використанням теорії планування експериментів. Експеримент реалізовано за тином, то базується на методі ортогональних латинських квадратів. Розрахунки проведено з використанням дандх для умов гіпотетичного покладу . Вперше одержано регресійні залежності сумарного видобутку пафти і тривалості роботи свердловини па підвищеному дебіті від темпу і тривалості па-гнігання окислювача, частки кисню в потоці і початкової палпвонаси-чепості. Вопи дають змогу оцінити вплив визначальних параметрів па характеристики процесу циклічного ВГ і встановити їх оптимальні значення. Згідно з результатами розрахунків, сумарний видобуток

нафти і тривалість роботи свердловини на підвищеному дебіті зростають із збільшенням частки кисню в потоці, часу й об'єму нагнітання окислювача. Із збільшенням темпу нагнітання окислювача вказані параметри зростають, досягають максимуму, після чого зменшуються.

Апробацію запропонованої математичної моделі циклічного ВГ проведено для реальних умов св. N21 Коханівського родовища. Аналіз результатів розрахунків показує, що фронт горішія рухається досить повільно і за ЗО діб прогріву досягає 250 м. Аналогічно повільно відбувається остигання пласта в процесі відбору нафти ( за 300 діб роботи після 30 діб здійснення ВГ радіус прогріву зменшується до 25 м). Підтримання протягом тривалого періоду часу експлуатації свердловини високої вибійної температури запобігає парафіновідкладенню в НКТ. Важливо, що тривалість роботи свердловини з підвищеним дебітом значно перевищує тривалість самого процесу горіння. Це пояснюється характерною особливістю теплопереносу в пористому середовищі: теплові фронти переміщуються з швидкостями в

декілька разів меншими швидкостей фільтрації. Результати обчислень показують, що оптимальними для умов даної свердловини є: цикл нагнітання окислювача ЗО діб з темпом 60 тис. м3/доб і відповідно цикл відбору 318 діб, за які додатково видобувається 1148 т нафти, а сумарний видобуток пафти становить 3160 г ( рис.2.1).

Моделювання наступних циклів процесу супроводжуватиметься зміною насиченостей пористого середовища окремими фазами: зростатиме газонасиченість і відповідно зменшуватиметься нафтонаси-ченість пласта. Тому з кожним паступним циклом зменшуватиметься інтенсивність видобутку, а отже й ефективність від застосування ВГ.

Таким чином, математичне моделювання процесу циклічного ВГ стосовно до умов Коханівського нафтового родовища показало правильність теоретичних положень, покладених в основу моделі, і свідчить про технічну можливість і технологічну ефективність застосу-

іаппя циклічного ВГ для підвищення нафтовилучення з пластів на ро-іовшцах важких високов'язких пафт з рідкою сіткою свсрдловин.

Осум, м3

^ діб

Рисунок 2.1. - Зміна в часі сумарного (1, 2 ) і додаткового видобутку нафти ( 3) при здійсненні циклічного ВГ протягом ЗО діб з темпом нагнітання повітря 60 тис.м3 /доб (1,3)1 при відсутності теплової дії на зону дренування свердловини ( 2 ).

Третя глава присвячена дослідженню теплової дії на ПЗП.

В роботі розглянуто методи дії рідинним геплопосісм на І13П і електропрогрів ПЗП у зупиненій свердловині, що найбільш часто застосовуються на практиці.

На сьогодні відомо ряд технологій і математичних моделей процесу теплової дії на ПЗП. Зокрема, аналітичні дослідження дії рідинним теплоносієм на пласт і привибійну зону висвітлено в роботах Г.А.Ловер'є, Е.Б.Чекалюка, Г.Є.Малофєсва, Л.І.Рубінштейна,

М.А.Пудовкіиа та інших. Однак, відомі розрахункові схеми є дещо спрощеними, приймається усередненою температура в ПЗП і стовбурі свердловини, постійною в часі температура на вибої при нагнітанні теплоносія, не враховується зміна параметрів теплоносія і пластового флюїда від тиску і температури. Тому проведено додаткові дослідження з метою вдосконалення розрахункових схем теплових обробок ПЗП.

Розроблена нами математична модель процесу нагнітання рідинного теплоносія в ПЗП, в основу якої покладено відому формулу А.Ю. Наміота, включає залежність параметрів теплоносія від тиску і температури і враховує всі тепловтрати в процесі руху теплоносія в НКТ і безпосередньо в пласті. Вона дає змогу отримати розподіл температури по довжині НКТ для різних початкових температур і темпів нагнітання теплоносія і тим самим визначити, за яких умов можливий прогрів ПЗП у свердловинах різної глибини. З використанням запропонованої розрахункової методики можна встановити оптимальні значення параметрів процесу нагнітання теплоносія в ПЗП для свердловин з різною геолого-промисловою характеристикою для розплавлення ас-фальтеносмолопарафіновнх речовин.

Аналіз результатів досліджень показує, що приріст у часі вибійної температури тим більший, чим вища початкова температура і більший темп цагпітаппя теплоносія. Однакової температури на стінці вибою свердловини можна досягнути нагнітанням великих об'ємів теплоносія ири низьких початкових температурах чи менших об'ємів нри більших температурах. Наприклад, вибійна температура 83,12 -83,2°С для свердловини глибиною 2200 м забезпечується нагнітанням 90 м3/доб гарячої води з початковою температурою 100°С чи ЗО м3/доб з початковою температурою 150°С.

Нагнітання великих об'ємів води може ускладнити процес подальшого освоєння свердловини. Тому потрібно вибирати такі параметри процесу теплової обробки привибійпої зони пласта, при яких об'єм закачаної води буде мінімальним. Одночасно необхідно врахо-

вувати можливість нагріву води до високої температури, термостійкість конструкції свердловини, техніко-економічну сторону проблеми і необхідну температуру обробки привпбійиої зони иласта, зокрема температури насичення нафти парафіном і плавлення парафіну.

Для більшої ефективності процесу запропоновано заповнювати затрубпий простір свердловини речовиною з низьким коефіцієнтом теплопровідності, наприклад, газом.

Для розрахунку поширення тепла в пласті при нагнітанні гарячої води використано модель лінійного конвектпвпого теплоперсиосу в пористому середовищі з врахуванням теплопровідності фаз і міжфазно-го теплообміну.

Аналіз результатів досліджень показує, що радіус зони теплового впливу ( зони, в якій температура більша пластової) зростає в часі із збільшенпям початкової температури і темпу нагнітання теплоносія. Так, для свердловини глибиною 2200 м і пластовою температурою 62,8 °С при глибині ( радіусу ) прогріву 3 м оитимальпимп можна вважати темп нагнітання теплоносії ЗО м3/доб протягом 10 діб ( загальний об'єм рідини, що нагнітається в пласт становить 300 м3) чи

^ 3 •

150 м'/доб протягом 48 год. ( 300 м ) при початковії! температурі нагнітання теплоносія 150 °С і заповпепні затрубного простору газом , а прн заповпепні затрубного простору пафтою - з тими ж витратами і за той же час нрп початковій температурі 300 °С.

Запропонована методика розрахунку, на відміну від відомих, що виходять з умови одпофазності потоку, розглядає реальний пласт як багатофазпу систему ( скелет, пластовий флюїд, теплоносій) і враховує теплообміп між продуктивним пластом і оточуючими породами. Вперше запропоновані залежності розподілу температури теплоносія і скелету пористого середовища по пласту одержано з двотемпературної моделі двофазного теплообміпу.

З метою очистки порових капалів від асфальтеносмолопарафіно-впх відкладів і зменшення в'язкості нафти на практиці застосовується

прогрів ПЗП вибійним нагрівником. Відомі розрахункові методики процесу елекгролрогріву, які запропоновані А.Б.Шейнманом, Г.Є.Ма-лофєєвим, А.І.Сєргеєвим, Є.М. Сімкіним та іншими, виходять з постійної в часі температури на стінці вибою свердловини, нехтують теплообміном з оточуючими породами і впливом останнього на дебіт свердловини, а також не враховують, шо на тепловий потік, напрямлений в глпбпну пласта, накладається копвективпий тепловий потік пластової рідини, що поступає з пласта і чинить охолодження.

Розроблена намп математична модель враховує зміну в часі температури па стінці вибою свердловини та залежність параметрів пласта і флюїда від температури. Вперше отримано наступну залежність для зміни в часі температури па стінці вибою свердловини у вигляді:

____________________№________________

+ 2яЬ„ • [С Лж(і - т) + С„р.тУ(т)

де І(т)= ] ехр[ -А(Р,)^= ]гс1г.

А(Р0) = 0,85 + 0,27 • іЩ, при 0,001 <Р0 <100

;=^1

гс

де ^ початкова (пластова) температура; N - потужність слектрона-грівника; х - час прогріву привибійної зони пласта; Сск,рсК - відповідно теплоємність і густина скелету породи; Сн, ря - відповідно теплоємність і густина нафти; Ьпл- товщина пласта; т - коефіцієнт

відкритої пористості; Е0- безрозмірний час теплової дії; г - безрозмірний радіус теплової дії; г(т)- радіус присвердловинної зони; г -радіус свердловини. ■

Для дослідження впливу електропрогріву ПЗП на видобувні характеристики свердловин використано двотемпературну модель теплообміну між пластовим флюїдом і скелетом породи. На базі розробле-

яої математичної моделі проведено комплекс досліджень з вивчення виливу різних параметрів процесу па видобувні характеристики свердловин. Найбільш істотний вплив па дебіт свердловини мають густини нафти і скелету пласта та коефіцієнт відкритої пористості, значно менший - теплосмпість пласта і флюїда. Це дає змогу підібрати оптимальні значення параметрів теплової дії на ПЗП з метою досягнення пайбільшої ефективності процесу.

В четвертій главі розглядається дія тепловим полем на стовбур свердловини.

Вивченшо температурного поля в стовбурі свердловин і оточуючих гірських породах присвячено роботи А.Ю. Наміота, 1.1. Непрпмє-рова, М.А.Пудовкіна, Ю.М. Просьолкова та інших. Однак у відомих розрахункових методиках включаються допоміжні усталені коефіцієнти, що робить їх малозручнпми для практичного використання, і нех-тусться зміною параметрів теплоносія від тиску і температури. З метою вдосконалення існуючих розрахункових схем проведено додаткові дослідження теплової дії на стовбур видобувпих свердловин.

Нами запропоновано вдосконалену розрахункову схему нагнітання рідинного ( вода, конденсат ) та газоподібного теплоносія в затрубппй простір видобувних свердловин, яка враховує зміну параметрів теплоносія від тиску і температури і процес теплообміну між теплоносієм в затрубному просторі і сумішшю пластового флюїду і теплоносія в НКТ. З використанням її проведено розрахунки для різних зпачепь глибші свердловини, витрат і початкових температур теплоносія, фізико-хімічних властивостей і дебіту нафти.

Аналіз результатів досліджень показує, що найбільш ефективним теплоносієм є вода. При її нагнітанні у порівняшіі з іншими теплоносіями досягається вища температура суміші ( нафти і теплоносія ) на гирлі і по всій довжині НКТ, що запобігає парафіновідкладеншо в стовбурі експлуатаційної свердловини. Однак, при нагнітанні води зменшується дебіт нафтп у порівнянні з початковим значенням, що

дов'язано із значними втратами тиску при русі водопафгової суміші по НКТ і відповідно ростом вибійного тиску при тому ж значенні тиску па гирлі свердловини. При нагнітанні нагрітого конденсату в за-трубний простір досягаються менші значення температури суміші в ліфтових трубах і на гирлі свердловини, ніж для води, що пояснюється меншою теплоємністю конденсату, і відповідно звужується інтервал глпбин, де можна очікувати ефект від прогріву. Однак, прн збільшенні витрати конденсату зростає дебіт нафти, при чому тим більше, чпм більша глибина свердловини, що пов'язано із зменшенням в'язкості нафти внаслідок розчинення в ній конденсату.

Для порівняння проведено розрахунки нагнітання холодного

А . .

конденсату ( 20 С ) в затрубшш простір, які показали, що при цьому досягаються практично ті ж значення дебіту нафти, як і при нагнітанні нагрітого конденсату. Тобто конденсат є ефективним понижувачем в'язкості нафти в основному за рахунок її розчинення.

При нагнітанні в затрубний простір нагрітого газу вплив його на температуру суміші на гирлі свердловини спостерігається прп витратах газу понад 10 - 20 тис. м3/доб при початкових температурах нагрітого газу 150 - 350 °С . Температура газу практично не впливає на дебіт свердловини ( глибина прогріву в НКТ змінюється в межах 20 -320 м ). Однак, при нагнітанні газу досягаються більші дебіти нафти, ніж при пагнігапні нагрітих води і конденсату. Це пояснюється тим що прп нагнітанні газу істотно зменшується густина газорідинно: суміші в НКТ.

Аналіз результатів розрахунків показує, що доцільним є спільні нагнітання в затрубшш простір декількох робочих агентів, зокрема газоконденсатної суміші, з метою поєднання їх позитивних характери стик. При цьому спостерігається подвійний ефект: пониження в'язкост нафти за рахунок конденсату і пониження густини нафти за рахуної газу, що призводить до зростання температури на гирлі і дебіту нафти.

іикорпсташія газоконденсатної суміші в ролі теплоносія зппропонова-ю вперше.

Іншим папрямком теплової дії на стовбур свердловин є застосу-іаппя вибійних електронагрівників. Апаліз розрахункових даних иока-ує, іцо вибійні нагрівпики спрпяють збільшенню температури в окремих точках колопи НКТ і на гирлі свердловини. Одночасно зростає іебіт нафти. Ефект від застосування вибійного нагрівника тим вгацип, іим менша глибина свердловини і більший дебіт нафти та потужність іагрівішка. Результати проведених досліджень показують, що вибійні іагрівнпки можпа застосовувати тількн в неглибоких свердловинах і іри певних значеннях дебіту нафти. В глибоких свердловинах слід тоєднувати вибійні нагрівники з нагпітаншш у затрубний простір геп-юносія.

Нами розроблено схему розрахунку нагнітання рідинного і газоподібного теплоносія в загрубнпй простір видобувної свердловини в поєднанні з прогрівом вибійним електронагрівником. Згідно з результатами досліджепь, при такому поєднанні отримуються значно вищі значення температури суміші на гирлі і дебіту нафти, ніж при нагнітанні тільки теплоносія чи дії лише нагрівником.

Одним з варіантів реалізації розглянутої технологічної схеми теплової дії на. газорідинний потік в НКТ с застосування вибійних пагрівників з подачею теплоносія не па вибій свердловини, а тільки в ту точку НКТ вище башмака труб, де стає відсутнім або значно зменшується ефект від дії вибійного нагрівника. Це дає змогу зменшити втрати тиску па тертя при русі газорідинного потоку та одночасно підвищити температуру в трубах за рахунок попередження охолодження газорідинного потоку в нижній частині труб із-за його теплообміну з конденсатом, газом чи водою, які поступово охолоджуються при русі з гирла до вибою по затрубному простору.

Розроблені схеми теплової дії на стовбур видобувних свердловин апробовано для реальних умов св. N68 Яблунівського і N3 Бабченсько-

го пафтогазокондепсатних родовищ, результати свідчать про їх ефективність. Аналіз результатів розрахунків цоказус, що для св. N68 оптимальними є: нагнітання гарячої води з витратою 15 м3/доб і нагрітого конденсату з витратою 180 м3/доб при температурі нагнітання 200 °С. При вказаних витратах і початкових температурах теплоносія досягається оптимальна температура нагріву суміші в НКТ, яка згідно з результатами лабораторних досліджень проби нафти з св. N68 Яблушіїського родовища складає 50 - 53 °С. Для св. N3 Бабченського родовища оптимальпим є нагнітання в затрубний простір свердловшш газоконденсатної суміші з дебітом газу 3,21 тис. м3/доб та об'ємним вмістом конденсату в пластовій рідині 30% при температурі нагнітання

20 °С. В результаті «провадження цієї технології св. N3 Бабченського родовища введено в роботу з простою.

П'ята глава роботи присвячена проблемі конусоутворення при експлуатації водоплаваючих покладів важкої нафти.

Проведений аналіз робіт в області конусоутворення показує, що на даний час виконано значну кількість теоретичних й експерпмеп-тальних досліджень, пов'язаних з формуванням конусів у пористих середовищах, визначенням граничних дебітів свердловин і депресій па пласт та вивченням впливу процесу конусоутворення на значення коефіцієнтів пафтогазоконденсатовилучення. Цій проблемі присвячені роботи З.С. Алієва, Р.А. Аллахвєрдієвої, Ю.С. Абрамова, А.Л. Брудно, Д. Вікова, А.П. Власенко, В.Н. Данилова, С.Н. Закірова, І.С. За-кірова, Н.Ф. Іванова, А.А. Кісіля, Ю.П. Корогаєва, А.К. Курбанова, Б.Б. Лапука, Н.С. Піскунова, Ю.І. Сткляніна, В.А.Стрєжнєва, Б.Є. Сомова, Г.С.Салехова, Б.П.Садчикова, А.П.Тєлкова, Ф.А.Требіна,

І.А.Чарного, В.Н. Щелкачова та інших вчених.

Однак через велику складність задачі окремі сторони процесу ко-пусоутворсніїя на сьогодні вивчено недостатньо, ряд відомих теоретичних розв'язків с наближеними і можуть давати значну похибку. З деяких питань конусоутворення різними авторами зроблено проти-

тсжпі висновки. Цим і зумовлюється необхідність подальших досліджень цієї проблеми.

Нами проведено дослідження з метою встановити, як проходить підйом конуса підошовної води - катастрофічно яп еволюційно. Для цього досліджено характер поведінки конуса підошовної води, спираючись на осповні положення прикладпої теорії катастроф. Застосування механізму теорії катастроф зводиться до дослідження поведінки деякої потенціальної функції, що оппсус систему п - рівнянь, які характеризують певний процес, зокрема динаміку переміщення конуса підошовної води. Для дослідження цього процесу розроблено математичну модель з врахуванням поршневого характеру витіснення пафти (газу) водою.

Отрпмано наступпе диференціальне рівняння, іцо описує динаміку переміщення вершини конуса підошовної води:

-Дрз(-— +^Н + /г)

■ Л]г- ДР£ ДР (51)

^ тє(к + — П)

шн

де Др = р8-рн; --------

кв кн

де /і - висота підйому конуса води, Г - час підйому конуса води, IV- сумарна швидкість фільтрації флюїдів, IVн, IVв - швидкість фільтрації відповідно нафти і води, т0 - коефіцієнт відкритої пористості; кн,кє -коефіцієнти фазової проникності відповідно для нафтп і води, -

коефіціспт динамічної в'язкості відповідно нафти і води, рн,р„ - густина відповідно, нафти і води; Н -товіцппа пласта; АР - перепад тиску вздовж лінії течії.

Ввівши безрозмірні параметри і використавши основні принципи теорії катастроф, в роботі обгруптовано монотонний характер підйому

кояуса підошовної води і межі області йото існування залежно від характеристик продуктивних порід і пластових флюїдів.

З диференціального рівняння ( 5.] ) отримано аналітичні вирази для висоти підйому конуса підошовної води, тривалості безводного періоду експлуатації свердловини і гранично допустимої депресії на пласт.

Співставлено результати розрахунків тривалостей періоду безводної експлуатації свердловин, одержаних за запропонованою залежністю і за методикою А.П. Тслкова, з фактичним часом обводнення свердловин Туймазинського родовшца ( табл. 5.1).

Таблиця 5.1 Співставлений розрахункового і фактичного часу об-

воднення свердловин Туймазинського нафтового родовища.

сверд лози- ни Го- ри- зонт Товщина пласта,м Ступінь розкриття пласта Відстань від вибою сверд ЛОВІІНИ до початкового положення ВНК, м Час безводної експлуатації свердловин, доби Співвідношення розрахункового і фактичного часу підйому конуса води

За форму лою (5.22) За залеж ністю А-П-Тсл кова Фактігч ний За фо|>-мулою (5.22) За залежністю А-П.Тєл-ковя

306 Д-п 20,0 0,47 10,6 245 326 204 1,2 1,598

636 Д-І 5,4 0,61 2Д06 82 85 80 1,025 1,062

662 Д-ІІ 6,0 0.50 3 642 670 630 1,019 1,063

1182 Д-і 13.0 0.54 5,98 312 446 218 1,43 2.046

1267 Д-І 5,8 0,48 3,016 50 55 47 1,064 1,17

1268 Д-1 9,4 0,66 3,196 76 83 72 1,035 1,153

1283 Д-п 12,0 0,17 9,96 206 290 156 1,32 1,859

Час переміщення вершини конуса від початкового положения п; задану висоту, одержаний за запропонованою залежністю, виявився всіх випадках ближчим до фактичного часу прориву води, ніж за фор мулою А.П. Тєлкова.

Цю залежність можна також застосувати для умов газового не кладу. Нами проведено порівняльні розрахунки гранично допустиме депресії на пласт, одержаної за запропонованою залежністю і за фор мулами 1-А. Чарного, Б.Б. Лапука і З.С. Алієва, з фактичною де пресією, при якій підошовна вода проривається на вибій свердловини

' родовшце Газлі ). Одержапе значення граничпо допустимої депресії за запропонованою залежністю с пайбільш близьким до фактичної депресії.

Слід зазначити, що підйом копуса підошовної води в нафтовому покладі проходить значно швидше, ніж в газовому. Це пов'язано безпосередньо з фізичними властивостями газу ( густиною, в'язкістю ) та їх залежностями від тиску і температури.

. З використанням одержаної залежності ( 5.1 ) оціпено вплив па динаміку конусоутворення в нафтових ( газових ) покладах з підошовною водою характеристик продуктивних порід і пластових флюїдів, співвідношеппя фазових проникностей для нафтп ( газу ) і води, величини розкриття пласта та умов відбору флюїда.

Аналогічно моделі поршневого витіснення нафти ( газу ) водою розроблено математичну модель динаміки переміщення конуса підошовної води, виходячи з пепоршневої схеми витіснення з використанням відносних проникностей, розрахованих за схемою Баклі - Леверет-та.

Результати проведених досліджень свідчать про більш швидкий прорив підошовної води в нафтоносну зону при непоршневому витісненні нафти водою за рахунок істотного впливу співвідношення фазових проникностей для нафти і води на дипаміку підйому конуса підошовної води у порівнянні з поршневим витісненням, шо необхідно враховувати при проведепні практичних розрахунків. Згідно з розрахунковими даними, із зменшенням фазової проникності для води сповільнюється переміщення конуса підошовної води.

Розроблену методику розширено також па водоплаваючі газові поклади. Одним з методів впливу на динаміку підйому конуса підошовної води прп експлуатації свердловин на водоплаваючих газових покладах є гідрофобізація пласта, а також нагнітання з поверхні через свердловину нижче водогазового контакту різного типу агентів, які зменшують фазову проникність пористого середовища для води. В ро-

боті запропоновано три техпологічні схеми підвищення вуглеводневи-лученпя водоплаваючих газових покладів: активна дія на конус води ( для його осідання ) шляхом циклічного нагнітання в зупинену свердловину водного розчину поверхнево-активної речовини і газу; спільний відбір газу і води; проведення внутрішньосвердловинної сепарації газу і води із зворотним скиданням води у водоносний пласт. Наведені технології інтенсифікації роботи газових свердловин в пластах з підошовною водою можуть бути рекомендовані для практичного застосування. ■

ОСНОВНІ ВИСНОВКИ

В дисертаційній роботі вдосконалено відомі і розроблено нові методики розрахунків і технології теплової дії на пласт, привпбійну зону і стовбур свердловин стосовно до інтенсифікації видобутку важких високов’язких пафт в різнпх геолого-промислових умовах, в тому числі при наявності підошовної води.

Основні наукові і практичні результати, висновки і рекомендації, одержані при виконанні досліджень, зводяться до наступного:

1. Показано технологічну доцільність і технічну можливість застосування циклічного внутрішпьопластового горіння на родовищах важких високов'язких нафт з рідкою сіткою розміщення свердловин. Розроблено математичну модель циклічного ВГ і запропоновано чисельний алгоритм її реалізації. Для умов гіпотетичного поклад) досліджено вплив різних факторів на ефективність процесу циклічногс ВГ з використанням теорії планування експерименту.

2. Вдосконалено математичну модель розрахунку процесу нагнітанії? рідинного теплоносія у ПЗП з врахуванням впливу параметрів тепло носія і зміни його фізшео-хімічних властивостей від температури ні ефективність прогріву ПЗП. Розроблена методика дає змогу підібраті

зптимальпі параметри рідини ( води, конденсату ) для свердловин різної глибшій з мстою розплавленім відкладів парафіну в ПЗП.

3. Вдосконалено методику розрахунку параметрів процесу теплової обробки привибійної зони пласта вибійними пагрівниками з врахуванням впливу різних, факторів па показники процесу. Вперше отримано фор-мулу для знаходження температури на стінці вибою свердловини при тепловій дії на ПЗП за допомогою вибійного нагрівника.

4. Вдосконалено методики розрахунку параметрів процесу пагнітапня в затрубнпй нростір свердловин нагрітих рідини, газу і газорідинної суміші, які зручпі для інженерних розрахунків, вільні від допущень і наближень, що раніше приймались, і дають змогу встановити області застосування різних теплопосїїв та оптимальпі значення параметрів теплової дії на газорідинний потік у стовбурі свердловин.

5. Вдосконалено методику розрахунку теплової дії на газорідинний потік у стовбурі свердловин з використанням вибійних електро-нагрівників, вперше запропоновано методику розрахунку спільної дії на газорідинний потік в насосно-компресорних трубах вибійними нагрівниками і теплопосієм; встановлено оптимальні області їх застосування.

6. Встановлено межі області існування конуса підошовної води залежно від депресії на пласт, рухомості флюїдів та їх густин з використанням методів теорії катастроф й аналітично доказано, що в пластах з підошовною водою має місце мопотонний ( еволюційний ) підйом конуса води і виключається можливість його стрибкоподібної поведінки.

7. Отримало нові аналітичні залежності для визначення висоти підйому конуса підошовної води у покладі важкої нафти, гранично допустимої депресії на пласт і тривалості безводного періоду експлуатації свердловин; з їх використанням вперше в повному обсязі оцінено вплив на динаміку конусоутворення характеристик продуктивних порід і пластових флюїдів, досліджено динаміку підйому конуса в пафтовому покладі з врахуванням непоріпнсвого характеру витіснення нафти во-

дою; розширено методику па газовий поклад; запропоновано три технологічні схеми підвищення вуглеводпевшіучення водоплаваючих газових покладів.

8. Розроблені математичні моделі теплових методів апробовано для умов св. № 21 Коханівського нафтового, св. № 68 Яблунівського і

св. № 3 Бабчспського пафтогазоконденсатннх родовищ.

9. Результати досліджень можна застосовувати при проектувати і впровадженні теплових методів підвищення продуктивності свердловин на родовищах важких високов'язких нафт.

ОСНОВНІ ПУБЛІКАЦІЇ ПО РОБОТІ

1. Смолових Л.Р. Про динаміку переміщенім вершини конуса підошовної води в нафтових покладах // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. Серія: Розробка нафтових і газових родовшц: Держ. міжвід. наук.-техн. зб.- Вин.31.-Івано-Франківськ: ІФДТУНГ, 1994. -

С. 35-40.

2. Смоловик Л.Р. Застосування нспоршневої схеми для отримання аналітичного розв'язку задачі двофазного вптіспеппя нафти водою// Розвідка та розробка нафтових і газовнх родовищ. Серія: Розробка нафтових і газових родовищ: Держ. міжвід. наук.-техн. зб.- Вин. 31.-Івано-Франківськ: ІФДТУНГ, 1994. - С. 47-52.

3. Смоловик Л.Р., Зарубін Ю.О. Інтенсифікація розробки нафтових родовищ шляхом проведення внутрішньопластового горіння в циклічному режимі // Нафтова і газова промисловість.- 1995.- N3.- С. 22-24.

4. Очистка нривибійної зони свердловин на газоконденсатних родовищах і підземних газосховищах від води і рідких вуглеводнів Р.М.Кондрат, Ю.В.Марчук, А.С. Павлюк, Л.Р. Смоловик // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. Серія: Розробка нафтових газових родовищ: Держ. міжвід. наук.-техн. зб.- Вип.31.- І папо Фрапківськ: ІФДТУНГ, 1994. - С. 53-58.

' 27

. Залучення в розробку пафтошіх облямівок і пластів з внсоков'язкішп іафтами/ С.Н. Закіров, Ю.О. Зарубін, P.M. Кондрат, JI.P. Смоловик, ,

11. Лисксвггч// В зб. статей: Міжн. наук.- практ. копф. "Проблемїі і нляхи енергозабезпечення України" ( 7-10 грудпя 1993р.) - Івано-Франківськ,1995,- С. 38-45.

5. Смоловик Л.Р. Про динаміку переміщена вершини конуса підошов-іої йоди // Тезп наук.-техн. конф. проф.-внклад. складу інст. нафти і газу.- Івапо-Фрапківськ, 1994.- 1-а частина,- С. 78-79.

7. Смоловик Л.Р. Про можливість використання теплової дії на при-вибійну зону пласта при експлуатації нафтових облямівок // Тези наук.-техн. конф. проф.-внклад. складу інст. нафти і газу. - Івано-Франківськ,

1994,- 1-а частина,- С. 80.

8. Кондрат P.M., Марчук Ю.В., Смоловик Л.Р. Підвищення продуктивності видобувних свердловин па газових і газоконденсатних родовищах в умовах обводнення і ретроградної конденсації вуглеводневої суміші // Збірник доповідей наук.-практ. конф. “ Нафта і газ України "

(17-19 травня 1994р. Київ). - Львів: УНГА, 1995,-С. 201-204.

9. Кондрат P.M., Павлюк А.С., Смоловик Л.Р. Застосування теплових методів, органічних розчипників і ПАР для іптенсифікації видобутку важких високов'язких нафт // Стан, проблеми і перспективи розвитку нафтогазового комплексу Західного регіону України : Тези доповідей і повідомлень паук.-практ. конф.( Львів, 28-30 березня 1995р. ), - Львів,

1995.-С. 83-84.

10. Смоловик Л.Р. , Зарубін 10.0. Циклічне внутрішньопластове горіння як метод збільшення нафтовилучення // Стан, проблеми і перспективи розвитку нафтогазового комплексу Західного регіону України : Тези доповідей і повідомлень наук.-практ. конф. ( Львів, 2830 березня 1995р.), - Львів, 1995,- С. 102.

11. Смоловик Л.Р. Про можливість застосування циклічного внутріш-ньопластового горіння для інтенсифікації розробки родовищ з висо-ков'язкпми нафтами // Тези наук.-техн. конф. проф.-внклад. складу ун-

ту пафтп і газу,- 1-а частина.- Івано-Франківськ: ІФДТУНГ, НДІ НГТ 1995.-С. 64.

12. Смоловик J1.P. Математична модель циклічного внутрішньошіас тового горіння // Тези наук.-техн. конф. проф.-виклад. складу уп-ту нафти і газу.- 1 -а частина.- Івано-Франківськ: ІФДТУНГ, НДІ НГТ

1995.- С. 65.

13. Смодовик J1.P. Дослідження утворення конуса підошовної води прі експлуатації водоплаваючих нафтових і газових покладів // Проблеми перспективи науково-технічного прогресу AT “ Укрнафта “ в умова; рипку: Матеріали паук.-иракт.конф. ( Івано-Франківськ, 27-29 вереси: 1995р.), - Івано-Франківськ, 1996.- С. 21.

14 Аналітичні дослідження застосування теплових методів для підви нденпя продуктивності свердловин з високов'язкими нафтами /

Ю.О. Зарубін, P.M. Кондрат, JI.P. Смоловик, В.Ю. Боднарук // Про блеми і перспективи науково-технічного прогресу AT " Укрпафта “ і умовах ринку: Матеріали наук.-практ.конф. (Івано-Франківськ, 2729 вересня 1995р.), - Івано-Франківськ, 1996.-С.177.

15. Кондрат P.M., Павлюк А.С., Смоловик JI.P. Інтенсифікація роботі свердловин з високов'язкими нафтами застосуванням теплових і фізи ко-хімічних методів // Проблеми і перспективи науково-технічноп прогресу AT " Укрпафта " в умовах ринку: Матеріали наук, практ.конф. ( Івано-Франківськ, 27-29 вересня 1995р.), - Івано Франківськ, 1996.- С.176.

16. Зарубін Ю.О., Кондрат P.M., Смоловик JI.P. Оптимізація роботі нафтових і газових свердловин на покладах з підошовною водою і Матеріали наук.-практ. конф. “ Нафта і газ України - 96" (Харків, 14-

16 травня 1996р.). - Харків: УНГА.- 1996.- Том 2.- С. 79.

17. Смоловик JI.P. Дослідження теплових обробок привибійних ЗО] пласта в нафтових свердловинах з високов'язкими нафтами// Матерія ли наук.-практ. конф. “ Нафта і газ України - 96" ( Харків, 14-16 травн 1996р.). - Харків: УНГА,-1996,- Том 2,- С. 94.

L Копдрат P.M., Смоловик JI.P. Обгрунтування раціональних пара-стрів теплової дії на стовбур нафтових свердловин з високов'язкими афтами // Матеріали наук.-практ. конф. " Нафта і газ України - 96" Харків, 14-16 травня 1996р.). - Харків: УНГА.- 1996.- Том 2.- С. 93.

9. Кондрат P.M., Смоловик Л.Р. Вдосконалення технологій теплової, іізико-хімічпої і газ огі д р оди н а м і чи ої дії на стовбур свердловип з висо-ов'язкпмн нафтами з метою інтенсифікації їх розробки // Тези наук.-ракт. копф. нроф.-виклад, складу ун-ту пафти і газу. - Івапо->ранківськ: ІФДТУНГ, НДІНГТ, 1996.- С. 22-23.

0. Смоловпк Л.Р. Математичне моделювання процесу нагнітання 'ідпнного теплоносія в прпвибіїшу зону пласта // Тезн наук.-практ. оігф. проф.-вяклад. складу уп-ту нафти і газу. - Івано-Франківськ: ФДТУНГ, НДІ НГТ, 1996,- С. 26.

.1. Смоловпк Л.Р. Застосування теорії катастроф для дослідження зізичної суті процесу конусоутворення при розробці водоплаваючих гафтовпх і газових покладів// Тези наук.-практ. конф. проф.-виклад. кладу ун-ту нафти і газу. - Івано-Франківськ: ІФДТУНГ, НДІ НГТ, 996.- С. 27.

зо

Смолових JI.P. Исследование и усовершенствование тепловьс методов повышения продуктивности нефтяных скважин в различны; геолого-промысловых условиях.

Диссертация в виде рукописи па соискание ученой степени кан дидата технических наук по специальности 05.15.06 - Разработка и экс плуатация нефтяных и газовых месторождений, Ивано-Франковскпі государственный технический университет нефти н газа, Ивано Франковск, 1997.

Защищается 21 научная работа, которые содержат теоретически' исследования в области применения тепловых методов интенсифика пии добычи высоковязкой нефти/ Предложены математическая моделі н технология циклического внутрипластового горения. Усовершеп ствованы расчетные методики теплового воздействия на призабойнун зону пласта и ствол скважин. Получены новые аналитические завпен мости для оценки динамики конусообразовання в пластах с подошвен ной водой. Предложены новые технологии активного воздействия III конус воды. •

Smolovik L.R. Investigation and improvement of thermal methods о oil well productivity under different geologo-industrial conditions.

The thesis for the candidate of technical science degree in spccialit; 05.15.06. Elaboration and exploitation of oil and gas deposits. Ivano Frankivsk State Technical University Oil an Gas. Ivano-Frankivsk, 1997.

21 scientific works including theoretical investigations in the sphere о application to thermal methods of intensification of hightough oil recover are defended. Mathematical model and technology of cyclical in-fiti cotnbusion are present. Calculated methods of thermal drive upon botton hole zone and well bore were improved. New analytic dependences fo receiving rating of cone-shaped dynamics in the beds with bottom wate were received. New technologies of active influence upon water cone ar suggested.

Ключові слова: привибійна зона пласта, стовбур свердловий, теплові дія, внутрішпьошіастове горіння, теплоносій, електронагрівник, кону підошовної води, гранична депресія на пласт.