автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Моделирование и управление эффективностью системы технического обслуживания при интенсификации добычи нефти в условиях ТПП "Урайнефтегаз"

На правах рукописи

ГУЛЕВИЧ ОЛЬГА ЮРЬЕВНА

МОДЕЛИРОВАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТЬЮ СИСТЕМЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ОБСЛУЖИВАНИЯ ПРИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ В УСЛОВИЯХ ТПП «УРАЙНЕФТЕГАЗ»

Специальность 05.13.01 - Системный анализ, управление и обработка

информации (нефтяной и газовой отрасли)

Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2004

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Министерства образования Российской Федерации на кафедре «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи».

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор,

Официальные оппоненты - доктор физико-математических наук,

Защита состоится 16 апреля 2004 г. в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.08 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан ¿Г марта 2004 г.

Заслуженный работник Высшей школы РФ, Заслуженный деятель науки Республики Башкортостан Кучумов Рашит Ямгитдинович

профессор Федоров Константин Михайлович кандидат технических наук, доцент Алексеев Глеб Афанасьевич

Ведущая организация

Центр химической механики нефти Академии наук Республики Башкортостан, г. Уфа

диссертационного совета

Ученый секретарь

Т.Г. Пономарева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Особенности геологического строения Шаимской группы месторождений и системы их разработки, многообразие геолого-промысловых условий и характеристик продуктивных пластов требуют в конкретных условиях применения эффективных методов воздействия на призабойную зону скважин (ПЗС) и дальнейшее совершенствование соответствующих методов воздействия.

Несмотря на достаточно высокую эффективность применяемых физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Территориального производственного предприятия «Урайнефтегаз», проводимые геолого-технические мероприятия не всегда обеспечивают достижение оптимальных объемов' дополнительной добычи нефти. В результате проведенных обработок призабойной зоны скважин получены увеличения дебитов скважин. Однако имеются скважины, в которых после применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) дебиты скважин не только не увеличились, но и, более того, отмечено их уменьшение и увеличение обводненности скважин. Прирост дебитов скважин после обработок колеблется в широких пределах, различна и продолжительность их эффекта.

Эффективность применяемых химических методов увеличения нефтеотдачи пластов при прочих равных условиях колеблется в широких пределах. Поэтому достижение намечаемых объемов добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, предусматривает проведение значительного объема работ по интенсификации добычи.

Исследование проблемы моделирования эффективности организации работ на скважинах по обработке призабойной зоны пласта (ПЗП) и скважин требует принципиально новой постановки и новых методических решений. Оно должно проводиться с учетом экономической целесообразности применения различных форм и способов организации работы на скважинах, предусматривающих проведение технического обслуживания на основе анализа и обработки геолого-промыслового материала с применением математических методов и вычислительной техники.

В этой связи применение методологии системного подхода для анализа и регулирования эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является актуальной задачей и предполагает создание моделей, позволяющих значительно повысить степень достоверности и надежности процедуры обоснования и планирования организации работ на скважинах по применению прогрессивных технологий воздействия на пласты.

Цель работы. Увеличение нефтеотдачи пластов на основе обработки данных диагностики и управления эффективностью применения химических методов интенсификации добычи нефти.

Основные задачи исследований:

• анализ геологического строения Шаимской группы нефтяных месторождений и текущего состояния их разработки;

■ оценка эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на основе факторного анализа;

■ сравнительная оценка эффективности физико-химических методов обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважин по критерию Хи-квадрат;

■ исследование и классификация факторов, определяющих эффективность химических методов воздействия на пласт, с помощью сглаженных частостей;

■ прогнозирование и управление эффективностью химических методов увеличения нефтеотдачи пластов;

" численное моделирование и управление технико-экономическими показателями эффективности технического обслуживания при организации работ на скважинах по интенсификации добычи нефти.

Проблема организации и обеспечения надежности работы добывающего фонда скважин решена при ограничениях, обусловленных применением системы технического обслуживания:

■ каждая скважина обслуживается только одной бригадой и каждая бригада одновременно проводит ОПЗ на одной скважине;

■ обработки призабойной зоны скважин не прерываются до полного их завершения;

■ при определении очередности обслуживания приоритет отдается той скважине, которая имеет больший потенциальный дебит и кратчайшее расстояние;

■ при кустовом расположении скважин допускается наличие на кусте только одной бригады ОПЗ;

■ выполняемые ОПЗ могут быть переходящими, то есть начинаться на текущем отрезке планирования, а заканчиваться на последующем;

• при определении оптимальных периодов проведения ОПЗ скважин предполагается, что длительность внеплановых ОПЗ превышает длительности плановых обработок. Методы решения задач. При решении задач использовались методы факторного и сравнительного анализа, вероятно-статистические, теории надежности и массового обслуживания с широким применением компьютерных технологий. Решение задач осуществлялось на основе обработки статистической информации по ТПП «Урайнефтегаз».

Научная новизна.

1. Ранжирована эффективность физико-химических методов интенсификации добычи нефти на основе обработки статистических данных с применением методов факторного и сравнительного анализа.

2. На основе обработки информации об эффективности ОПЗ скважин химическими методами впервые установлено, что продолжительность эффекта на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» описывается распределением Вейбулла.

3. Определены пороговые значения оптимальных периодов проведения - ОПЗ и интенсивности (частости) обработок, при соблюдении которых обеспечиваются высокие коэффициенты технической готовности, удельные затраты и прибыли при интенсификации добычи нефти на скважинах.

Достоверность научных результатов. Сформулированные в диссертационной работе положения, выводы и рекомендации обоснованы корректным применением методов факторного и сравнительного анализа, математической статистики и теории вероятностей, теории надежности и массового обслуживания на основе обработки информации на ПЭВМ и наличием положительного эффекта от промышленного внедрения.

Практическая ценность работы. Результаты исследования использованы в методическом руководстве по диагностированию эффективности применения физико-химических методов ОПЗ на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз», которое широко применяется на Даниловском, Северо-Даниловском, Ловинском и др. месторождениях. Годовой экономический эффект от внедрения методического руководства составил 2,35 млн. рублей.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе», г. Тюмень, 2001г.; на 3-й Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных' информационных технологий», г. Тюмень, 2002г.; на заседаниях научно-технического совета ТПП «Урайнефтегаз» 2000-2001 гг.; на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ, 2000-2003 гг.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 13 печатных работ, в том числе 9 статей, 3 тезиса докладов и одно методическое руководство.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 120 наименований. Работа изложена на 203 страницах машинописного текста, содержит 86 рисунков и 87 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы моделирования и управления эффективностью системы технического обслуживания при интенсификации добычи нефти на Шаимской группе месторождений.

В первом разделе приведена краткая геолого-физическая характеристика Шаимской группы месторождений и состояние их разработки.

Нефтяные месторождения Шаимского района приурочены к ряду локальных поднятий одноименного мегавала, расположенного в западной части ЗападноСибирской низменности. Основные запасы нефти сосредоточены в пластах Даниловской и Тюменской свит.

Северо-Даниловское месторождение относится к Даниловской свите. Продуктивные отложения представлены двумя пластами. Пласт П1 имеет улучшенную по сравнению с пластом П2 фильтрационную характеристику, наибольшее распространение по площади и является основным коллектором нефти, сложен кварц-полевошпатовыми песчаниками с включением галек с подчиненными прослоями алевролитов, гравелитов и реже известняков. Песчаники слабо сцементированы карбонатным цементом с большим содержанием обломочного материала (до 75%). Алевролиты близки к песчаникам, но более карбонатны и имеют повышенное содержание слюды. Все выявленные залежи пласта имеют довольно сложное начертание, что обусловлено наличием зон полного отсутствия коллекторов в сводах поднятий и литологического замещения при погружении.

Пласт П2 имеет более ограниченное площадное распространение, чем П1. В пределах площади развития пласт по составу неоднороден. На отдельных участках пласт представлен разнозернистыми, плохо отсортированными песчаниками, на контакте с породами фундамента конгломератами, с прослоями аргиллитов и алевролитов. На других участках разрез пласта слагается плотными разностями терригенных пород, причем замещение происходит довольно быстро на небольших по протяженности участках.

Эффективная толщина пласта П1 изменяется от 0,6 м до 18,4м, в среднем по залежам от 5,2 до 10,1м. Средняя величина эффективных толщин пласта П2 по залежам - 2,9-5,8м, при диапазоне изменения - 0,6-13,4м.

Песчанистость пласта П1 по залежам изменяется от 0,423 до 0,698. Расчлененность пластов изменяется от 1,9 до 4,3 по пласту П1 и от 1,4 до 2,5 - по пласту П2, максимальная расчлененность пласта П1 — 9, П2 — 7, средняя величина -2-3.

Отличительной особенностью геологического строения пластов является наличие в разрезе значительной доли пропластков коллектора толщиной до 2м. Доля таких пропластков по пласту П1 — 64%, по П2 — 67,5%. Пропластки толщиной до 1м в пласте П1 составляют 35,8%, а в пласте П2 — 38,5% от общего числа пропластков каждого из пластов. Диапазон изменения толщин пропластков по пласту П1 шире (0,4-18м), чем по пласту П2 (9,4-11м). Доля пропластков толщиной 5 и более метров по пласту П1 почти вдвое выше (12,2%), чем по пласту П2 (6,5%).

Средневзвешенная величина проницаемости для пласта П1 составляет 0,414 мкм2, для пласта П2 — 0,115 мкм2. Разница в значениях проницаемости между

пластами Ш и П2 изменяется в 2-6 раз, что вызывает неоднородность в выработке запасов нефти, и темп выработки запасов пласта П1 выше, чем по пласту П2.

Пласты П1 и П2 характеризуются значительной неоднородностью по проницаемости. Доля коллектора Ш с проницаемостью до 0,01 мкм2 составляет 13,315,8%. Коллекторы с проницаемостью от 0,01 до 0,2 мкм2 составляют 33,5-53,4% в общем объеме пласта П1. Доля высокопроницаемых коллекторов (более 0,2 мкм2) по залежам изменяется от 27,5% до 51,8%.

Доля низкопроницаемых (<0,01 коллекторов по пласту П2 составляет

11,5-38,5%, среднепроницаемых (0,01-0,2 мкм2) коллекторов — 46,5-59,8%. Доля высокопроницаемых (>0,2 мкм2) коллекторов незначительна - 8,7-20,2%.

Таким образом, основной особенностью геологического строения пласта П2, осложняющей процесс разработки, является его линзовидное строение с ухудшенной фильтрационной характеристикой по сравнению с Ш.

Разработка месторождения велась изначально с поддержанием пластового давления (ППД). Средний темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составляет 6,2%. Максимальный темп отбора нефти — 11,2% приходится на 1990 год при коэффициенте использования запасов, равном 51,1%. Максимальная добыча нефти достигается в основном вводом в эксплуатацию новых высокодебитных скважин и более оптимальным режимом (снижение объема закачки при росте нагнетательного фонда) и составляет 641,3 тыс. тонн. Снижение добывающего фонда, частые отключения скважин, а также недокомпенсация закачкой в предыдущем году привели к дальнейшему падению объемов добычи нефти. Ввод в эксплуатацию новых добывающих скважин удержал добычу нефти на уровне предыдущего года, но закачка не компенсировала добычу жидкости. В "1995— 96гг. стабилизировалась добыча нефти из-за роста фонда скважин и объемов закачки, но несколько увеличилась обводненность. Последующий период характеризовался более медленным падением добычи нефти и даже небольшим ее ростом, который объясняется применением методов воздействия на пласт. Темп отбора составил 3,2% от НИЗ.

Отсутствие безводного периода добычи нефти говорит р близости к водонефтяной зоны (ВИЗ). Начальная обводненность составила около 0,4% . В период разработки она имела устойчивую тенденцию к росту.' К концу 1999г. обводненность составила 85,7%.

Таким образом, месторождение разрабатывается с опережением проектных показателей и находится на III стадии разработки (стадии падения добычи нефти); ВНФ по участку достиг значения 1,85; обводненность продукции - 85,7%.

Ловинское месторождение. Промышленные запасы нефти Ловинского месторождения приурочены к коллекторам Тюменской свиты. Породы Тюменской свиты представлены континентальными и прибрежно-морскими отложениями с

преобладанием глин. Пласты песчаников имеют резкую фациальную изменчивость по разрезу и площади.

Нижние пласты песчаников отлагались в погруженных зонах, примыкающих к эрозионным палеовыступам доюрской поверхности. В связи с этим на структурном плане пласты имеют значительные по площади «окна», обусловленные стратиграфическим несогласием. Вверх по разрезу отмечается сокращение «окон», что связано с заполнением врезов отложениями Тюменской свиты. По разрезу выделяются залежи пластов 102-4 и Ю5-6.

Продуктивные отложения пласта Ю2-4 представлены залежами, приуроченными к песчаникам и алевролитам прибрежно-морских, озерно-аллювиальных и склоновых фаций, неравномерным переслаиванием мелко- и среднезернистых песчаников и крупно-среднезернистых алевролитов. По вещественному составу обломочной части коллекторы классифицируются как полимиктовые. Основными породообразующими минералами являются кварц и полевые шпаты.

В разрезе пласта большая часть пород (70%) имеет пористость от 0,14 до 0,2 — их 22%. Пористость нефтенасыщенной части пласта составляет 0,172. Фильтрационные свойства пласта Ю2-4 характеризуются средней проницаемостью 0,021мкм2, проницаемость варьирует в широком диапазоне от 0,0001 до 0,349мкм2.

Продуктивный пласт Ю5-6 по литологическому составу отличается от пласга Ю2-4, представлен неоднородным переслаиванием гравелитов, разнозернистых песчаников, реже алевролитов и глин. Как и в пласте Ю2-4, породы со сравнительно высокой пористостью (0,20) встречаются редко (18%). Нефтенасыщенная часть характеризуется пористостью 0,175.

Фильтрационные свойства пласта Ю5-6 выше, чем по пласту Ю2-4, коэффициент проницаемости составляет в среднем 0,049мкм2. Основную долю составляют низкопроницаемые пропластки с проницаемостью 0,001-0,005 мкм2: пласт Ю2-4 - 70-90%, Ю5-6 — 60-65%;. высокопроницаемые коллекторы (более 0,1 мкм2) - от 2,8 до 8,9%.

Отличительной особенностью строения продуктивных пластов является их низкая песчанистость. Наиболее выдержанный пласт Ю2-4 характеризуется песчанистостью 0,179. Нижний пласт Ю5-6 имеет не повсеместное распространение и характеризуется средней песчанистостью 0,163. Разрезы пластов характеризуются высокой расчлененностью: по пласту Ю2-4 - 6-9, по пласту Ю5-6 - 5-9. Низкая песчанистость продуктивных пластов определяется тем, что в общем объеме толщин значительную долю составляют пропластки с толщиной менее 1м — от 41,5% до 69,3%. Толщины пропластков более 4 м составляют очень незначительную долю, в пределах 2,4-6,6% от общего количества пропластков.

Разрез Тюменской свиты характеризуется частым чередованием аргиллитов с прослоями песчаников и алевролитов. Характерной особенностью является обильное

содержание в породах растительного детрита. Иногда наблюдаются тонкие прослойки и линзы каменного угля. Тюменская свита развита в основном на пониженных участках структур и сложена песчаниками, алевролитами и глинами. Мощность свиты достигает 50 м. Отложения верхнеюрского возраста представлены Абалакской, Трехозерной и частично Мулымьинской свитами.

Промышленная разработка Ловинского месторождения началась в 1989 году. Разработка практически сразу велась с поддержанием пластового давления (с 1990г.). Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1990 году и составил около 52,75 тыс. т. В последующий период добыча нефти неуклонно снижалась. В 1991-92 гг. отмечалось резкое (более чем в 2 раза) падение добычи нефти. В период с 1992 по 1999 год добыча нефти снижалась более медленно.

Первый пик добычи жидкости приходится на третий год разработки. Снижение добычи жидкости в последующие два года, очевидно, связано как с отключением скважины, так и с недокомпенсацией закачки. Второй пик добычи и максимальный отбор жидкости приходится на 1995 г. и составляет 88,76 тыс. т. Последующий период (1996-99 гг.) характеризовался резким снижением добычи жидкости, что связано со снижением количества добывающих скважин. В 1998 г. добыча составила 10,55 тыс. т.

Вода в добываемой продукции впервые появилась на второй год разработки. В последующий период (1991-92 гг.) отмечается резкий рост обводненности продукции с 1% до 56,4%. Максимальное значение обводненности было достигнуто в 1995 г. На конец 1999г. она составила 79,5%.

Таким образом, несмотря на сравнительно небольшой срок эксплуатации Урайской группы нефтяных месторождений, они вступают в позднюю стадию разработки, что связано с естественным режимом истощения залежей и специфичностью коллекторов нефти.

В последние годы разработка ряда обводнившихся месторождений была затруднена, что привело к резкому падению темпов добычи нефти.

Анализ показывает, что основные проблемы низкой эффективности разработки месторождений сводятся к следующему:

• потере ценных запасов нефти в низкопроницаемых, тупиковых и застойных зонах залежей ввиду низкого охвата послойно-неоднородных пластов, что приводит к резкому снижению темпов добычи нефти задолго до потенциально возможного уровня ее отбора; в результате преждевременно используются методы механизированной эксплуатации скважин, резко растет объем попутно-добываемой и закачиваемой воды, увеличиваются эксплуатационные затраты и ускоряется истощение экономического предела эксплуатации;

• отсутствию нефтепромыслового оборудования, технических средств и материалов для ввода в эксплуатацию бездействующего фонда, бурения новых скважин и использования передовых технологий для выработки остаточных

запасов нефти, интенсификации нефтедобычи и экологически безопасной

эксплуатации месторождений;

В диссертационной работе приводится также анализ геологического строения и состояния разработки Толумского и Даниловского месторождений

Второй раздел посвящен сравнительной оценке эффективности применяемых методов увеличения нефтеотдачи на Урайской группе месторождений.

Проведенные ранее исследования позволили определить основные направления и тенденции развития методов ОПЗ, а также установить современный научно-технический уровень разработок в данной области. Анализ литературных и патентных источников позволил выделить следующие наиболее эффективные и перспективные к применению на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» методы ОПЗ: ГРП, НСЬ+ИВВ-1, НСЬ+НР+ИВВ-1, СКО, НСЬ+НР, ДОН-52, ДОН-52+НР.

Эффективность отмеченных методов ОПЗ на месторождениях ЗападноСибирского региона (в частности на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз») достаточно высока. Успешность работ с их применением определяется в пределах 6090%, дебеты нефти увеличиваются в 1,2 - 4,0 раза при продолжительности эффектов до 14 месяцев, дополнительная добыча нефти составляет от 500 до 2000 тонн в среднем на каждую обработку. Сравнительный анализ данных по эффективности показал, что все анализируемые методы ОПЗ экономически целесообразны, так как дают положительный эффект.

Поскольку практически все применяемые в ТПП «Урайнефтегаз» методы ОПЗ экономически эффективны и имеют достаточно высокие средние удельные эффекты по дополнительной добыче нефти, реальным путем дальнейшего повышения технико-экономической эффективности использования методов является увеличение их технологической успешности. Для разделения результатов обработок на успешные и неуспешные первоначально рассматривался комплекс параметров, характеризующих изменение работы скважины после ОПЗ. Этими параметрами были выбраны: коэффициент продуктивности скважины, дебит нефти и обводненность продукции. Результат ОПЗ при этом должен относиться к категории успешных работ, если одновременно увеличиваются коэффициент продуктивности скважины и дебит нефти, а обводненность скважины снижается или остается на прежнем уровне.

Оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов на основе факторного анализа показала, что они обладают рядом преимуществ. Основное его преимущество заключается в том, что здесь опыты ставятся так, что одновременно варьируются все переменные. Поэтому каждый коэффициент регрессии определяется по результатам всех N экспериментов, а дисперсия при оценке коэффициентов регрессии оказывается в N раз меньше дисперсии для ошибки опыта. При традиционном, классическом, подходе к исследованию опыты ставят в некоторой последовательности так, чтобы при переходе от одного опыта к другому изменялся только один фактор, а все остальные оставались на постоянном уровне. Естественно,

что в оценке каждого из коэффициентов регрессии при этом участвует только малая часть опытов.

Применение факторного анализа предполагает получение уравнения регрессии где коэффициенты регрессии определяются по формулам:

Оценка значимости (проверка нуль-гипотезы может производиться с

помощью /- или F-критерия, результаты при этом, конечно, не изменяются. Если мы хотим воспользоваться ^критерием, то должны написать

и сопоставить I, с критическим значением ^ найденным в соответствующей таблице, при том числе степеней свободы, с которым была определена ошибка эксперимента з{у}. Пользуясь Р-критерием, нужно будет найти Р;=1ЧЬ,2/82{у). Для этого дисперсионного отношения =I Гг равно числу степеней свободы, с которыми была определена 5"{у}. В числителе здесь стоит д и с п определяющая

вклад, вносимый ьм коэффициентом регрессии в суммарную дисперсию, создаваемую всеми коэффициентами регрессии. В соответствии с общим правилом

дисперсионного анализа сумма квадратов с числом степеней свободы

здесь разлагается на составляющих. Такое разложение возможно в силу того, что все коэффициенты регрессии некоррелированы.

Схема полнофакторного планирования обладает свойствами:

• ортогональности

• условие симметричного расположения всех независимых переменных относительно центра эксперимента

равенство сумм квадрато дг - д ] ^ столбцов

»-I

где - номер последнего столбца в матрице планирования.

Из первого условия следует, что матрица коэффициентов нормальных уравнений Х*Х диагональна. Из третьего условия следует, что все диагональные элементы этой матрицы равны числу наблюдений N а диагональные элементы обратной матрицы

Изучение рассматриваемых схем планирования показало, что они являются оптимальными в широком смысле.

Однако оценка эффективности методов путем сравнения процентов «успешности» работ не учитывает количества проводимых испытаний и часто оказывается неправомерной и ошибочной, т.к. объемы проведенных обработок могут отличаться на порядок. Такой подход к оценке сравнительной эффективности может привести к риску принять «неэффективный» метод за «эффективный», и наоборот. Следовательно, сравнение процентов «успешности» может привести к ошибочным выводам и отказу от ранее применяемых материалов, наработанных технологий. В этой связи для объективного сравнения широкой номенклатуры различных методов ОПЗ разработана методика сравнительной оценки эффективности на основе критерия точной вероятности Фишера или критерия у^ (хи-квадрат).

Для объективного сравнения широкой номенклатуры различных методов ОПЗ разработана методика сравнительной оценки эффективности на основе критерия Рассмотрим совокупность данных по применению 2-х различных методов увеличения нефтеотдачи объёмом N<30. При этом известны количества успешных и неуспешных работ для сравниваемого и конкурирующего методов.

Построим табл. 1 (2x2), в которой по строкам размещены основной (I) и конкурирующий (II) методы, а по вертикали - «успешные» и «неуспешные» операции.

Таблица I

Таблица сопряжённости двух методов ОПЗ

Успешные Неуспешные Сумма

I метод П|| П|2 П1

II метод П21 П22 п2

Сумма Л.| П-2 N

В табл.1 приняты следующие обозначения: пи и пц - количество успешных и неуспешных операций с применением первого метода; - количество

успешных и неуспешных операций по конкурирующему методу; - суммарное

количество операций I и П-ого метода.

Вероятность осуществления сопряженности двух методов ОПЗ при известных частотах ... равна:

Р_ п.,!п.3!П|!пг!

Задача формулируется следующим образом: каково должно быть значение П22 при известных значениях чтобы признать гипотезу о том,

что II метод более эффективен по сравнению с первым методом по критерию успешности

Формула для вычисления критерия для таблицы сопряженности (2x2) имеет

ввд

где: - число столбцов и строк таблицы сопряженности; - наблюдаемая

частота (известные данные по успешности методов); - ожидаемая частота (расчетная величина); двойная сумма указывает на то, что суммирование ведётся по строкам и столбцам; 0,5 - поправка на непрерывность. Для решения задачи сравнительной оценки эффективности по критерию у} используются гипотезы:

• нулевая гипотеза (Но) - в генеральной совокупности доли неуспешных операций для I и П методов совпадают;

• альтернативная гипотеза (Н|) - в генеральной совокупности эти доли не совпадают, т.е. второй метод эффективнее первого.

Если вычисленное значение критерия больше или равно критическому значению х.2таб (X2 -Х2таб). то гипотеза Но, отклоняется. Это означает, что между методами существует разница, т.е. по успешности операций второй метод превосходит первый.

Если вычисленное значение Х2<Х2таб> то принимается гипотеза Но - это означает, что между методами нет никакой разницы, т.е. по успешности операций первый метод не уступает второму.

В последние годы на многих месторождениях прирост дополнительной добычи нефти снижается из-за высокой обводненности скважин, из-за роста бездействующего фонда скважин, из-за неэффективного применения методов увеличения нефтеотдачи. В связи с этим существует множество различных МУН, поэтому их принято делить на 5 групп: тепловые, газовые, гидродинамические, химические и физические. В настоящее время наибольшую часть всех методов увеличения нефтеотдачи занимают физико-химические.

Месторождения ТИП «Урайнефтегаз», как было показано в первом разделе, представлены различными типами залежей: массивные, литологически и стратиграфически экранированные. Общие размеры месторождения 15x30 км, этаж нефтеносности - 100м. Ширина водонефтяной зоны - 0,5-1,5 км. Нефть залегает на глубинах 1660-1760м. Режим залежей - упруговодонапорный, начальное пластовое давление - 17,6-16,8 МПа. Пластовая температура - 64-76°С. Особенностью

месторождений является большое количество низкопроницаемых пропластков, что сильно замедляет добычу нефти.

В связи с малой проницаемостью пластов и высокой обводненностью месторождений в работе был проведен сравнительный анализ следующих методов, направленных на увеличение нефтеотдачи пластов:

применяемых на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» с 1999 по 2001 гг. Сравнение методов проводилось на основе двух алгоритмов: многофакторного анализа и сравнительной оценки по критерию квадрат, при разных вероятностях.

Факторный анализ химических методов ОПЗ на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» показал, что более эффективными с точки зрения получения дополнительной добычи нефти являются

СКО, НР+НС1 и ДОН -52. Анализ эффективности методов по отношению общих затрат к дополнительной добыче показал, что наиболее эффективными оказались

На месторождениях Тюменской свиты не эффективными оказались НР+НСЬ II ГРП. По Яхлипскому месторождению из двух применяемых методов ни один не оправдал свою эффективность.

Сравнивая результаты факторного анализа по Даниловской и Тюменской свитам, можно сделать следующие выводы. За 1998 год по Даниловской свите оказались эффективными НР+НСЬ+ИВВ-1 п ГРП. Если не учитывать ГРП, то эффективными являются По Тюменской свите за

1998 год самым не эффективным методом является методами с

незначительными эффектами являются остальные методы

(НР+НСЬ+ИВВ-1, ИСЬ+ИВВ-1 и Дон-52) дают наилучший эффект. За 1999 и 2000 г.г. по Даниловской свите самыми эффективными являются по Тюменской свите самыми не эффективными по двум годам (1999, 2000) являются СКО, ОТн-НСЬ и НСЬ+ИВВ-1.

Из анализа видно, что в течение трех лет эффективность МУН на одном и том же месторождении меняется, т.е. в 1998 году по Даниловскому месторождению эффективными были СКО и ГРП, а в 1999-2000 годах - НСЬ+ИВВ-1 и ГРП. Аналогичные изменения эффективности методов увеличения нефтеотдачи наблюдаются и по остальным месторождениям и свитам. Это связано со следующими причинами:

• из-за использования новых методов увеличения нефтеотдачи, в связи с увеличением обводненности месторождений;

• из-за изменения коллекторских свойств пластов, связанных с применением гидрофобизаторов, которые направлены на увеличение смачиваемости нефти с породой и уменьшение смачиваемости воды, что, в свою очередь, приводит к увеличению проницаемости нефти;

• из-за совершенствования технологии обработки месторождений интенсификационными методами.

Таким образом, применяемые методы по эффективности можно расположить в следующей последовательности (начиная с более эффективных): НР+НСЬ+ИВВ-1; Н(Х+ИВВ-1; Дон-52; СКО и НР+НСЬ имеют одинаковую эффективность, Дон-52+НР.

По результатам сравнительного анализа за три последних года показано, что на месторождениях Даниловской свиты наиболее эффективным МУН является ГРП, за ним следуют Дон-52, Дон-52+НР и НР+НСЬ, далее - СКО и НР+НСЬ+ИВВ1. Менее эффективным из всех методов оказался На месторождениях Тюменской

свиты наиболее эффективным методом также является ГРП, за ним следуют Дон-52 и два сравнительно одинаковых метода Менее эффективными

являются композиции

В третьем разделе рассмотрены результаты исследований по диагностированию эффективности химических методов увеличения нефтеотдачи НСЬ+НР+ИВВ-1, НСЬ+НРТ, НСЬ+ИВВ-1, НР+НСЬ+СИН на скважинах.

Для диагностирования эффективности химических методов воздействия на призабойную зону скважин применим последовательный анализ Вальда. Метод основан на рассмотрении упорядоченных рядов признаков в сравниваемых группах наблюдений.

Рассмотрим алгоритм процедуры Вальда. Первая часть задачи - определение информативности признаков и построение диагностической таблицы. Пусть имеется две группы объектов А и В и общий для них какой-либо признак. Если в дифференцируемых состояниях объектов А и В этот признак отличается для каждой группы объектов, то значит он информативен, т.е. по этому признаку можно отличить группу А от объектов группы В. Если же признак не информативен, то отличие по этому признаку сделать не удается.

Предварительный отбор информативных признаков производится с помощью критерия Вилкоксона -Манна -Уитни. Анализ по этому критерию заключается в подсчете нарушений расположения чисел по сравнению с идеальными. Одним нарушением (инверсией ) считается такое расположение, когда перед некоторым числом первого столбца стоит одно число второго столбца, если же стоят два числа, то это две инверсии и т.д. После этого максимальное число инверсии (расчетное) сравнивается с табличным. Если фактическое число инверсии больше табличного, то признак считается информативным, т.е. различия между группами наблюдений можно считать значительными.

После того, как по непараметрическому критерию определены информативности признаков, отбираются малоинформативные признаки и осуществляется переход к расчету информативности по более сильному методу Кульбака.

Диапазон изменения признака разбивается на интервалы и подсчитывается число наблюдений из группы А и группы В, попавших в данный интервал, т.е. частоты данного признака. Затем вычисляют относительные частоты в процентах, принимая за 100% сумму частостей А во всех диапазонах и такую же сумму частостей В.

Для того, чтобы свести к минимуму влияние выбора границ диапазонов, в каждом из них вычисляются средневзвешенные сглаженные частости методом скользящей средней. При этом учитывают частости данного признака в 4-х соседних диапазонах:

где: у, - член выборки, ближайший к ее краю; уг - второй от края член выборки; уз -

третий от края член выборки и т.д.; Уз<У* - средневзвешенный ( сглаженный )

член выборки.

Далее определяется величина отношения сглаженных частостей А и В (У л ! Ув ) и по этому отношению вычисляется диагностический коэффициент (ДК ):

Для диагностирования в группах А и В по рассматриваемому признаку строится зависимость распределения частостей по диапазонам. Если в результате в каждом диапазоне получается приблизительно одинаковое число эффективных и неэффективных скважин, то сделать диагностику не удается, в противном случае диагностика скважины по рассматриваемому признаку возможна.

Порядок вычислений при последовательной диагностической процедуре построен на основных теоремах теории вероятности. Формула Байеса в последовательной диагностической процедуре принимает вид:

X' X'

где Р(—-)1Р{—-)- отношение частости, обнаруженной у ьго диапазона,]'-го признака А В

группы А, к частости того же диапазона и признака, но группы В.

В общем случае для принятия решения с требуемым уровнем надежности при использовании процедуры Вальда пороги определяют по следующим формулам:

1-« .„.«

1018-порог А = г

10181-/?' порог В = 1 Р

где

а, р- вероятности, значения которых колеблются в пределах от 0,05 до 1,00 (ошибки первого и второго рода).

Сбор диагностической информации и перемножение отношений вероятностей признаков продолжают до тех пор, пока справедливо данное неравенство, т.е. пока не достигнут один из порогов. Как только он достигнут, последовательную процедуру останавливают и принимают решение: осуществлять или не осуществлять данный метод воздействия в зависимости от того, какой порог достигнут. Если при использовании всей имеющейся диагностической информации порог не достигнут, то счигается, что для принятия решения информации недостаточно, т.е. получается неопределенный ответ.

Величины порогов можно получить и из обучающей выборки построением распределения сумм диагностических коэффициентов для групп А и В. Неравенство через диагностический коэффициент примет вид:

Диагностическая таблица, данные которой используются для прогнозирования исхода планируемых работ на вновь выбранном объекте, строится по результатам анализа, проведенного указанным выше методом, на обучающей выборке объектов.

Из рассмотренных факторов по результатам применения статистики Манна-Уитни и анализа сглаженных частостей наиболее значимыми были определены следующие: объем закачки реагента, т; давление нагнетания, МПа; ежесуточный прирост, т./сут.; эффективная мощность, м; дебит скважины, т./сут.; коэффициент расчлененности, ед.; коэффициент пористости, %; коэффициент проницаемости, мД; коэффициент продуктивности, ед.

Исходная информация об эффективности технологии химической обработки скважин разделена на два класса с учетом прироста дебитов скважин после обработки призабойной зоны и объектов испытания. Для принятия решения вычислены пороги, значения которых приведены в табл. 2.

Таблица 2

Сводные данные эффективности прогноза

Технология Классы Пороги Точность прогноза, %

А В А В

НСЬ+НР+ИВВ-! (общий) Дц>4 тУсут. Д:|<4 т /сут. -I -2 90

НСЬ+НР+ИВВ-| (ДЧ>4) ДЧ>10,6 т./сут. ДЧ<10,6 т./сут. 0 -1 93,55

НСЬ+НР+ИВВ-1 (ДЧ<4) ДЧ>0,87 т./сут. ДЧ<0,87 т./сут. -2 -1 87,8

НСХ+НРТ (общий) ДЧ>4,6 т./сут. ДЯ<4,6 т./сут. -3 -2 92

нсиивв-1 (общий) ДЧ>2,1 тУсут. ДЯ<2,1 т./сут -1 0 83,33

НР+НСХ+СИН (общий) ДЯ>2 тУсут. ДЧ<2 тУсут. -1 -2 93,75

Из таблицы видно, что увеличение числа классов приводит к повышению точности прогноза. Полученные пороги позволяют сделать вывод о том, что данная скважина будет иметь прирост дебита после проведения химической обработки, относящийся к классу А или В. В самом деле, если сумма диагностических коэффициентов окажется внутри порогов А и В, то необходимо провести какое-либо воздействие на управляемые параметры, чтобы эта скважина имела прирост дебита, относящийся к классу А. Если оказанные воздействия не позволяют перевести эту скважину из зоны неопределенности к одному из классов А или В, то этот метод не дает ответа на поставленный вопрос. Отметим, что при этих порогах процент распознавания достаточно высок и колеблется в пределах от 83 до 93,75%.

В работе приведены диагностические коэффициенты для диагностирования эффективности применяемых химических методов увеличения нефтеотдачи (НСЬ+НР+ИВВ-1, НСХ+ЮТ, НСЬ+ИВВ-1, НР+НСЬ+СИН) с использованием вышеперечисленных информативных факторов. Полученные пороги и диагностические коэффициенты дают возможность с вероятностью более чем 0,83 произвести прогноз ожидаемой эффективности ОПЗ до его фактического проведения, а также подбор скважин для обработки.

Четвертый раздел посвящен численному моделированию технико-экономических показателей эффективности организации работ на скважинах по интенсификации добычи нефти на месторождениях Урайской группы.

Исчерпывающей характеристикой эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях является закон распределения продолжительности эффекта от ОПЗ. Под продолжительностью эффекта будем понимать интервал времени, в течение которого наблюдается прирост дебита скважин. По результатам обработки данных о продолжительности эффекта от химических методов увеличения нефтеотдачи пластов были получены законы их распределения, которые описываются распределением Вейбулла. Законы распределения получены с применением известных методов анализа промысловых данных о продолжительности эффекта по месторождениям Даниловской и Тюменской свит. Для оценки близости статистического и теоретического распределений были применены критерии К. Пирсона -хи-квадрат) и А.Н. Колмогорова (табл. 3).

Анализируя полученные результаты, можно сказать, что вполне естественно выглядит снижение функции вероятности P(t) от продолжительности эффекта, так как эффект от проведенной обработки постепенно падает и соответственно вероятность того, что скважина в заданный промежуток времени работает эффективно, снижается. При этом увеличивается интенсивность (частота) ОПЗ от продолжительности эффекта.

Таблица 3

Закон распределения продолжительности эффекта от ОПЗ

Метод ОПЗ Функция вероятности Р(0 Функция интенсивности щ

Даниловская свита

НСХ+ИВВ-! ехр -(• Г" 1262,6) 0,007/ ' }

НСЬ+НР+ИВВ-1 ех{ {-Ш1 0,005/—) \253j

СКО ехр ' г 1239,3 ; 0,005851 —-— I 1239.3;

Тюменская свита

НСЬ+ИВВ-1 ехр '.Г ' Г ^246,3 у 0,007зГ ' ) 1246,3;

НСЬ+НР+ИВВ-1 ехр "-Т-ЧГ 0,0065 ' ^ 261,2 )

СКО ехр 1275,1) 0.0069Г ' ) 1275,1;

ДОН-52 ехр (-Ш1 / \ 2.1 0,0094 — 1253;

Для организации ОПЗ на скважинах рекомендовано использовать систему технического обслуживания при критериях оптимальности, характеризующих, основные технико-экономические показатели работы фонда скважин. Алгоритм определения технико-экономических показателей предложенной системы приведен в табл. 4.

С его помощью была определена технико-экономическая эффективность ОПЗ, проводимых в ТПП «Урайнефтегаз». На основе обработки промысловых данных установлены законы распределения продолжительности эффекта от обработок скважин, которые описываются законом распределения Вейбулла. Для решения задачи используем полученные законы распределения, нормативное время ОПЗ, максимально допустимое время ОПЗ, нормативные затраты на ОПЗ, максимально допустимые затраты на ОПЗ, потери при проведении ОПЗ в случаях преждевременного снижения эффекта от обработки и прибыль, получаемую от ОПЗ.

Таблица 4

Алгоритм определения технико-экономических показателей ТОР

Показатель Система ТО, предусматривающая выполнение как плановых, так и вне плановых ОПЗ Система плановых ТО

Максимум коэффициента шахАГ.(г) готовности - ' 1

Минимальные удельные затраты-minC'W (С„г„-С„г.)Л(г0)

Максимальная удельная прибыль - «ИКЯ'М С,-(С.г.-С.г.)А(г0) сАи)-с.Нт.)-(С. г. - С„г„)/(г.)

1 + (г„-г,Жг0) I +(г.-Г„]/(г.)

Здесь to - оптимальный период проведения ОПЗ, та, т„ - продолжительность внепланового и планового ОПЗ; Са, С„ - стоимость внепланового и план оОИЗ$ К(о) - интенсивность; f(x) - функция плотности распределения, Р(т)- функция вероятности, F(t) = l-P(t).

Анализ результатов исследования показал, что коэффициент готовности снижается как с увеличением оптимального периода проведения ОПЗ То, так и интенсивности обработок Х(т). При этом уменьшение коэффициента готовности зависит от технологии и химического состава применяемой композиции интенсификации добычи.

Исследования проводились для двух способов технического обслуживания и, как видно, наиболее лучшие технико-экономические показатели при ОПЗ дает система внепланового технического обслуживания. Наиболее высокий Кг=0,9926 на месторождениях Даниловской свиты наблюдается при ОПЗ скважин составом Наибольший суток имеем при обработке призабойной

зоны скважин (ПЗС) составом НСЬ+НР+ИВВ-1. По Тюменской свите наибольший суток достигается при обработке ПЗС составом а

наибольшие Кг - при СКО и обработке составом ДОН-52. Показатели коэффициента готовности для обеих свит достаточно высоки.

При анализе результатов показателей технического обслуживания с точки зрения достижения минимальных удельных затрат и максимальной удельной прибыли можно сделать следующие выводы: при увеличении Топт затраты возрастают, а прибыль уменьшается. Эго связано с тем, что расходы на подготовительные мероприятия с течением времени увеличиваются, эффект от проведенных обработок ПЗС падает и соответственно наблюдается постепенное снижение дебита.

На месторождениях Даниловской свиты с точки зрения достижения минимальных удельных затрат и оптимального периода проведения ОПЗ наилучшие результаты наблюдаются при обработках ПЗС соляной кислотой: долл., а

суток. На месторождениях Тюменской свиты также наилучшие результаты достигаются при ОПЗ соляной кислотой

С точки зрения обеспечения максимальной удельной прибыли на месторождениях Даниловской свиты эффективна обработка ПЗС составом

а по оптимальному периоду проведения обработки ПЗС - составом НСЬ+НР+ИВВ-1 (Топт= 1027,7). На месторождениях Тюменской свиты -при обработках ПЗС соляной кислотой (5*=7910 долл., Топт= 343,5 суток) и ДОН-52 (8*=7899 долл.).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Показано, что существенной особенностью месторождений Даниловской и Тюменской свит, значительно осложняющей процесс выработки их запасов, является наличие значительного количества прерывистых низкопроницаемых пропластков. Для вовлечения слабо выработанных зон пласта, восстановления и повышения абсолютной проницаемости призабойной зоны рекомендовано применять физико-химические методы воздействия на пласт на основе соляной кислоты и ее композиции.

2. На основе факторного анализа установлено, что наиболее эффективными методами интенсификации добычи нефти на месторождениях ТПП "Урайнефтегаз" с точки зрения получения дополнительной добычи нефти являются ГРП, НР+НСЬ+ ИВВ -1, Н(Х+ ИВВ -1, СКО, НР+НС1 и ДОН -52, а по величине затрат на 1т дополнительной добычи являются СКО, НСЬ+НР+ИВВ-1, НСЬ+ИВВ-1.

3. На основе сравнительного анализа эффективности применяемых МУН по критерию на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» показано, что наиболее эффективным методом по дополнительной добыче является гидроразрыв пласта, за ним следуют Менее эффективными являются композиции НСЬ+ИВВ-1, СКО и НР+НСЬ+ИВВ-1.

4. Для ранней диагностики и управления эффективностью применяемых методов интенсификации добычи нефти рекомендована 'последовательная диагностическая процедура Вальда, применение которой обеспечило прогнозирование эффективности методов более чем на 80%.

5. Для повышения эффективности организации работ на скважинах по интенсификации добычи нефти физико-химическими методами рекомендовано применить систему технического обслуживания, обеспечивающую наиболее рациональные технико-экономические показатели и длительный технологический эффект, при критериях оптимальности: максимум - коэффициента технической готовности, минимум удельных затрат и максимум удельной прибыли.

6. Высокие показатели технической готовности скважин (Кг = 0,9930 — 0,9915) на месторождениях Даниловской свиты достигнуты при организации работ по интенсификации добычи нефти составами НСЬ+ИВВ-1 и HF+HCL+HBB-1, а на месторождениях Тюменской свиты — при обработке скважин соляной кислотой и гидрофобизатором ДОН-52.

7. Наилучшие экономические показатели (С =35-57 долл.,8*=7910-7875 долл.) при применении системы технического обслуживания достигнуты при организации работ по интенсификации добычи нефти гидрофобно-кислотным составом

и соляной кислотой на месторождениях Даниловской свиты и при обработке скважин гидрофобизатором ДОН-52 и соляной кислотой в условиях месторождений Тюменской свиты.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Гулевич О.Ю. Методическое руководство по диагностированию эффективности технологии гидроразрыва пластов на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз»/ Кучумов Р.Я., Пустовалов М.Ф., Вятчинин М.Г. и др. - Урай: ТПП «Урайнефтегаз», 2000, - 59 с.

2. Гулевич О.Ю. Методика выбора эффективных методов ОПЗ скважин в ТПП «Урайнефтегаз» / М.Ф. Пустовалов, А.В. Третьяков и др. // Проблемы развития топливно- энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Материалы всероссийской научно-технической конференции. - Тюмень: Вектор -Бук, 2001.-С.46-47.

3. Гулевич О.Ю. Особенности геологического строения и анализ текущего состояния разработки Северо—Даниловского месторождения / РЛ. Кучумов, М.Ф. Пустовалов // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. -Тюмень: Вектор - Бук, вып. 3, часть 1,2002. - С. 3-9.

4. Гулевич О.Ю. Анализ геологического строения и состояния разработки Ловииского месторождения / М.Ф. Пустовалов Р.Я. Кучумов // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. - Тюмень: Вектор - Бук, вып. 3, часть 1,2002.-С. 9-15.

5. Гулевич О. Ю. Оценка эффективности МУН, применяемых на Шаимской группе месторождений / Рубин Р. Кучумов, М.Ф. Пустовалов // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. - Тюмень: Вектор - Бук, вып 3, часть 1.2002.-С. 15-21.

6. Гулевич О Ю. Применение методов планирования эксперимента при оценке эффективности МУН пластов / P.P. Кучумов , Э.Б. Муфтахутдинова и др. // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. - Тюмень: Вектор -Бук, вып. 3, часть 1, 2002. - С. 22-28.

7. Гулевич ОЛО. Методика сравнительной оценки эффективности МУН по критерию Хи - квадрат / Р.Я. Кучумов, P.P. Кучумов, М.Ф. Пустовалов // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. - Тюмень: Вектор -Бук, вып. 3, часть 1, 2002. - С. 28-34.

8. Гулевич О.Ю. Численное моделирование успешности операций ОПЗ на скважинах Даниловской и Тюменской свит / М.Ф. Пустовалов, P.P. Кучумов // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. - Тюмень: Вектор -Бук, вып. 3, часть 2,2002. - С. 3-7.

9. Гулевич О.Ю. Выбор теоретических законов распределения продолжительности эффектов МУН в ТПП «Урайнефтегаз» / Р.Я. Кучумов, Рубин Р. Кучумов и др.// Моделирование технологических процессов нефтедобычи. - Тюмень: Вектор -Бук, вып. 3, часть 2, 2002.-С. 8-13.

10. Гулевич О.Ю. Численное моделирование показателя технической готовности скважин при плановых ТО / М.Ф. Пустовалов, Рубин Р. Кучумов, P.P. Кучумов // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. - Тюмень: Вектор -Бук, вып. 3, часть 2, 2002. - С. 13-22.

11. Гулевич О.Ю. Численное моделирование минимальных удельных затрат при ОПЗ физико-химичексими методами / М.Ф. Пустовалов, Рубин Р. Кучумов, P.P. Кучумов // Моделирование технологических процессов нефтедобычи. - Тюмень: Вектор -- Бук, вып. 3, часть 2,2002. - С. 22-32.

12. Гулевич О.Ю. Численное моделирование успешности операций ОПЗ на скважинах Даниловской и Тюменской свит / P.P. Кучумов, Рубин Р. Кучумов, Э.Б. Муфтахутдинова// Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы III Всероссийской научно-технической конференции.-Тюмень: Вектор-Бук, 2002. - С. 68-69.

13.Гулевич О.Ю. О законах распределения продолжительности эффектов от ОПЗ скважин ТПП « Урайнефтегаз» / Рубин Р. Кучумов, Э.Б. Муфтахутдинова, P.P. Кучумов // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы III Всероссийской научно-технической конференции.-Тюмень: Вектор-Бук, 2002. - С. 70-71.

Подписано к печати /^".03.2004 г. Бум. писч. №1

Заказ№ Уч.-изд.л. 12

Формат 60x84 V|6 Усл.печл. 12

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТПП «УРАЙНЕФТЕГАЗ».

1.1. Геологическое строение Шаимской группы месторождений.

1.2. Анализ текущего состояния разработки месторождений и методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Выводы по разделу.

2. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМЫХ МУН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТПП «УРАЙНЕФТЕГАЗ».

2.1. Алгоритм и программа решения задачи по оценке эффективности различных методов увеличения нефтеотдачи пластов на основе факторного анализа.

2.2. Интерпретация результатов расчета по дополнительной добыче.

2.3. Общий анализ применения физико-химических методов ОПЗ, направленных на увеличение нефтеотдачи пластов.

2.4. Алгоритм и программа оценки эффективности МУН критерием Хи-квадрат.

2.5. Численное моделирование успешности операций ОПЗ на скважинах месторождений Даниловской и Тюменской свит.

Выводы по разделу.

3. КЛАССИФИКАЦИЯ И ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

3.1. Алгоритм метода последовательного анализа Вальда.

3.2. Классификация и исследование сглаженных частостей факторов, определяющие эффективность химических МУН пластов.

3.3. Диагностирование и управление эффективностью химических методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Выводы по разделу.

4. ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ТПП «УРАЙНЕФТЕГАЗ».

4.1. Методика определения коэффициента готовности при проведении технического обслуживания.

4.2. Численное моделирование коэффициента готовности скважин интенсификации добычи нефти.

4.3. Исследование критерия минимальные удельные затраты при техническом обслуживании.

4.4. Исследование критерия максимальной удельной прибыли при техническом обслуживании.

Выводы по разделу.

Актуальность работы. Особенности геологического строения Шаимской группы месторождений и системы их разработки, многообразие геолого-промьтсловых условий и характеристик продуктивных пластов требуют в конкретных условиях применения эффективных методов воздействия на призабойную зону скважин и дальнейшее совершенствование соответствующих методов.

Несмотря на достаточно высокую эффективность применяемых физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Территориального производственного предприятия «Урайнефтегаз», проводимые геолого-технические мероприятия не всегда обеспечивают достижение оптимальных объемов дополнительной добычи нефти. В результате проведенных обработок призабойной зоны скважин получены увеличения дебитов скважин. Однако имеются скважины, в которых после применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) дебиты скважин не только не увеличились, но и, более того, отмечено их уменьшение и увеличение обводненности скважин. Прирост дебитов скважин после обработок колеблется в широких пределах, различна и их продолжительность эффекта.

Эффективность применяемых химических методов увеличения нефтеотдачи пластов при прочих равных условиях колеблется в широких пределах. Поэтому достижение намечаемых объемов добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, предусматривает проведение значительного объема работ по интенсификации добычи.

Исследование проблемы моделирования эффективности организации работ на скважинах по обработке ПЗП и скважин требует принципиально новой постановки и новых методических решений. Оно должно проводиться с учетом экономической целесообразности применения различных форм и способов организации работы на скважинах, предусматривающих проведение технического обслуживания на основе анализа и обработки геолого4 промыслового материала с применением математических методов и вычислительной техники.

В этой связи применение методологии системного подхода для анализа и регулирования эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений является актуальной задачей и предполагает создание моделей, позволяющих значительно повысить степень достоверности и надежности процедуры обоснования и планирования организации работ на скважинах по использованию прогрессивных технологий воздействия на пласты.

Цель работы. Обеспечение эффективности применения химических методов увеличения нефтеотдачи пластов и организации работ на скважинах по интенсификации добычи нефти.

Основные задачи исследований: геолого-физическая характеристика Шаимской группы месторождений и анализ текущего состояния их разработки; оценка эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на основе факторного анализа; сравнительная оценка эффективности физико-химических методов обработки призабойной зоны скважин по критерию Хи-квадрат; исследование и классификация факторов, определяющих эффективность химических методов воздействия на пласт, с помощью сглаженных частостей; диагностирование и управление эффективностью химических методов увеличения нефтеотдачи пластов; исследование и управление показателем технической готовности скважин, подвергавшихся ОПЗ химическими методами; численное моделирование и управление экономическими показателями эффективности технического обслуживания скважин, подвергавшихся ОПЗ химическими методами.

Проблема организации и обеспечения надежности работы добывающего фонда скважин решена при ограничениях, обусловленных применением системы технического обслуживания: каждая скважина обслуживается только одной бригадой и каждая бригада одновременно проводит ОПЗ на одной скважине; обработки призабойной зоны скважин не прерываются до полного их . завершения; при определении очередности обслуживания приоритет отдается той скважине, которая имеет больший потенциальный дебит и ближайшее расстояние; при кустовом расположении скважин не допускается расположение на кусте более одной бригады ОПЗ; выполняемые ОПЗ могут быть переходящими, то есть начинаться на текущем отрезке планирования, а заканчиваться на последующем; при определении оптимальных периодов проведения ОПЗ скважин предполагается, что длительность внеплановых ОПЗ много больше длительности плановых обработок.

Методы решения задач. При решении задач использовались вероятно-статистические методы, теории надежности и массового обслуживания с широким применением компьютерных технологий. Решение задач осуществлялось на основе обработки фактических данных ТПП «Урайнефтегаз».

Научная новизна.

1. На примере Шаимской группы нефтяных месторождений предложен системный подход к решению проблемы повышения эффективности разработки объектов региона с применением существующих технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

2. Проведена сравнительная оценка и ранжирование эффективности физико-химических методов ОПЗ по критерию Хи-квадрат при различных доверительных вероятностях, а также факторным анализом.

3. Установлено, что продолжительность эффекта от ОПЗ химическими методами на месторождениях TILL I «Урайнефтегаз» описывается распределением Вейбулла.

4. Установлены пороговые значения оптимальных периодов проведения ОПЗ и интенсивности (частости) обработок, при соблюдении которых обеспечивается стабилизация коэффициентов технической готовности, удельных затрат и прибыли от организации работ на скважинах по интенсификации добычи нефти.

Достоверность научных результатов. Сформулированные в диссертационной работе положения, выводы и рекомендации обоснованы корректным применением методов математической статистики и теории вероятностей, теории надежности и массового обслуживания на основе обработки фактических промысловых данных на ПЭВМ и наличием положительного эффекта от промышленного внедрения.

Практическая ценность работы. Результаты исследования использованы в методическом руководстве по диагностированию эффективности применения химических методов ОПЗ на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз», которое широко применяется на Даниловском, Североданиловском, Ловинском и др. месторождениях. Годовой экономический эффект от внедрения методического руководства составил 2,2 млн. рублей.

Апробация! работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались на заседаниях научно-технического совета ТПП «Урайнефтегаз» 2000-2001 гг.; на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ, 20002003 гг.; на всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе», г. Тюмень, 2001г.; на 3-й Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий», г. Тюмень, 2002г.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 22 печатные работы, в том числе 10 статей, 11 тезисов докладов и 1 методическое руководство.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 120 наименований. Работа изложена на 203 страницах машинописного текста, содержит 86 рисунков и 87 таблиц.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Показано, что существенной особенностью месторождений Даниловской и Тюменской свит, значительно осложняющей процесс выработки их запасов, является наличие значительного количества прерывистых низкопроницаемых пропластков. Для вовлечения слабо выработанных зон пласта, восстановления и повышения абсолютной проницаемости призабойной зоны рекомендовано применять физико-химические методы воздействия на пласт на основе соляной кислоты и ее композиции.

2. На основе факторного анализа установлено, что наиболее эффективными методами интенсификации добычи нефти на месторождениях ТПП "Урайнефтегаз" с точки зрения получения дополнительной добычи нефти являются ГРП, HF+HCL+ ИВВ -1, HCL+ ИВВ -1, СКО, HF+HC1 и ДОН -52, а по величине затрат на 1т дополнительной добычи являются СКО, HCL+HF+ИВВ-1, НСЬ+ИВВ-1. Менее эффективными оказались ГРП, HF+HCL и др.

3. На основе сравнительного анализа эффективности применяемых МУН по критерию % на месторождениях 11111 «Урайнефтегаз» показано, что наиболее эффективным методом по дополнительной добыче является гидроразрыв пласта, за ним следуют ДОН-52, ДОН-52+НР и HF+HCL. Менее эффективными являются композиции НСЬ+ИВВ-1, СКО и HF+HCL+ИВВ-1.

4. Для ранней диагностики и управления эффективностью применяемых методов интенсификации добычи нефти рекомендована последовательная диагностическая процедура Вальда, применение которой обеспечило прогнозирование эффективности методов более чем на 80%.

5. Для повышения эффективности организации работ на скважинах по интенсификации добычи нефти физико-химическими методами рекомендовано применить систему технического обслуживания, обеспечивающую наиболее рациональные технико-экономические показатели и длительный технологический эффект, при критериях оптимальности: максимум - коэффициента технической готовности, минимум удельных затрат и максимум удельной прибыли.

6. Высокие показатели технической готовности скважин (Кг = 0,9930 — 0,9915) на месторождениях Даниловской свиты достигнуты при организации работ по интенсификации добычи нефти составами НСЬ+ИВВ-1 и HF+HCL+ИВВ-1, а на месторождениях Тюменской свиты - при обработке скважин соляной кислотой и гидрофобизатором ДОН-52.

7. Наилучшие экономические показатели (С =35-57 долл.,Б =7910-7875 долл.) при применении системы технического обслуживания достигнуты при организации работ по интенсификации добычи нефти гидрофобно-кислотным составом HF+HCL+ИВВ-1 и соляной кислотой на месторождениях Даниловской свиты и при обработке скважин гидрофобизатором ДОН-52 и соляной кислотой в условиях месторождений Тюменской свиты.

1. Григоращенко Е.И, и др. Применение полимеров в добыче нефти. М.: Недра,' 1978.-213с.

2. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра: 1985. - 182с.

3. Газизов А.Ш. Разработка технологии воздействия на нефтенасыщенные пласты водоизолирующими химреагентами: Дис. докт. техн. наук. — Уфа: УГНТУ, 1988. 269с.

4. Алтунина JI.K., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой // Нефт. хоз-во. 1995.-№4. -С.10.

5. РД 39-5765678 Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и ограничения притока воды: НПО Союзнефтепромхим, 1987. - С. 19.

6. Джавадян А.А., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии к месторождениям Российской Федерации // Нефт. хоз-во.-1993. -№ 10. С.6.

7. Создать новые технологии физико-химического воздействия на пласт: Отчет о НИР/ВНИИ А.Т. Горбунов. Москва, 1989. - 98с.

8. Kalpakci В, Art Т.О., Barker J.W.,Krupa A.S., Morgan J.S. and Neira R., The Low Tension Polimer Flood approach to Cost- Effective Chemical EOR, SPE 20220/ presented at the 1990 SPE/DOE Enhancel OIL Recovery Symposium, Tulsa, April 22-25/ 1990/

9. Austad Т., Fjeide J., Veggeland K., Taugral K., Physicochemical Principles of Low Tension Polimer Flood Seventh European Symposium on Improved Oil Recovery 27-29 October 1993, Moscow, Russia.

10. Ю.Городнов В.П. Физико-химическое воздействие на нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи: Сб. научн. тр. Куйбышев: Гипровостокнефть, 1987. - 206с.

11. П.Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. - 438с.

12. Ахметов И.М. , Шерстнев Н.М. Применение композиционных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. - 254с

13. Девятов В.В., Алмаев Р.Х. и др. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. С.7.

14. М.Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г. Разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1994, Т.1. - 170с.

15. Алмаев Р.Х., Девятов В.В. Технология применения вязкоупругих осадкообразующих химреагентов // Нефтепромысловое дело.-1994.-№ 5.-С.7.

16. Фахретдинов Р.Н., Еникеев P.M., Мухаметзянов Р.С. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождений // Нефтепромысловое дело. -1994.-№ 5. С. 12.

17. Ганиев P.P., Мухаметзянова Р.С., Ленченкова Л.Е. Гелеобразующие составы на. основе побочных продуктов катализаторных производств для снижения обводненности добываемой продукции — Уфа: БашНИПИнефть, 1996. -С.26.

18. Лозин Е.В., Гафуров О.Г., Мухтаров Я.Т. Разработка и внедрение осадкообразующих технологий // Нефт. хоз-во. 1996: № 2. -С.39.

19. Фахретдинов Р.Н., Нигматуллина Р.Ф. и др. Новые гелеобразующие композиции для водоизолирующих работ и способов увеличения нефтеотдачи: Всерос. н-техн. конф. Уфа, 1995. - С.70.

20. Халимов Э.М., Леви Б.И. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М.:Недра. -1985.- 431с.

21. Мухаметзянов Р.Н. Причины раннего обводнения нефтяных скважин Суторминского месторождения // Геология нефти и газа. -1988. -№ 10.

22. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти -М: Недра. 1991.

23. Ганиев P.P., Мухаметзянова Р.С., Ленченкова Л.Е., Лукьянова Н.Ю. Гелеобразующие составы на основе побочных продуктов для снижения обводненности добываемой продукции: Тезисы докладов конференции. -Уфа: БашНИПИнефть, 1996.

24. Лозин Е.В., Гафуров О.Г., Мухтаров Я.Т. Разработка и внедрение осадкообразующих технологий // Нефт. хоз-во. 1996. - № 2. - С.39.

25. Воскресенский П.И. Техника лабораторных работ. М.: Изд-во 1970. -С.397-403.

26. Stone H.L. Estimation of three phase relative permeability data // J. Can. Petr. Tech., 1973, V.12, No.6, p.53-61.

27. Лискевич Е.И. Комбинированное вытеснение нефти водой и газом./ Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. -М.: Наука, 1976. -С.205-211.

28. Федоров К.М., Шарафутдинов Р.Ф. О неизотермическом вытеснении нефти из пористой среды водой и газом./ Механика многофазных систем. -М.: Недра, 1986. -С.81-90.

29. Федоров К.М., Чебаков А.А., Ермолаева Л.М. Разработка программного пакета для расчета процесса селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах./ Математическое и информационное моделирование. -Тюмень: ТГУ, 1996. С. 12-19.

30. Варченко А.Н., Зазовский А.Ф., Федоров К.М., Этингоф П.И. Нелинейные волны в одномерных задачах трехфазной фильтрации несмешивающихся жидкостей // Деп. ВИНИТИ, № 2963-В-89. -78с.

31. Fedorov K.M., Zubrov P.T., Placement of gels in stratified reservoirs using a sequential injection technique // J of Petr. Science and Enq nq, vl5, N,1996. p.69-80.

32. Баренблат Г.И., Ентов B.M. Рыжик B.M. Движение жидкостей и газов в природных пластах. -М.: Недра, 1984. -211с.

33. Азиз X., Сеттери Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982. -408 с. (пер. с англ.).

34. Халимов Э.М., Леви Б.И. Пономарев С.А. Технология увеличения добычи нефти. -М.: Недра, 1984.

35. Федоров К.М. Аналитическое исследование процесса гелеобразования в призабойной зоне скважин // Изв. РАН. Сер МЖГ, 1997. -№ 4. -С.91-97.

36. Labrid J.C. Thermodynamic and kinetic aspects of arqillaceous / sandstone acidizinq.// Soc. Petr. Enq| J, V.25, No 2, 1975, p.l 17-128.

37. Программа работ по внедрению новых методов увеличения нефтеотдачи по месторождениям АООТ "ЛУКойл-Когалымнефтегаз" в 1996 г. Когалым-Нижневартовск, 1996. -32 с.

38. Программа работ по внедрению новых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях АООТ "ЛУКойл-Когалымнефтегаз" в 1997 г. -Когалым-Казань, 1997.-121 с.

39. Состояние запасов и краткая характеристика месторождений АООТ "ЛУКойл- Когалымнефтегаз" на 1.01.97 г.

40. Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. М.: Недра; 1990.-224 с.

41. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. -М.: Недра, 1996. -382 с.

42. РД 39-131-93. Методическое руководство по применению имитационной системы для контроля выработанности запасов нефти, выбора и оценки методов воздействия на пласты. Казань, 1993. -91 с.

43. Булыгин Д.В., Киполь B.JI. Прогнозирование добычи нефти методом сопряженных многомерных адаптаций моделей // Нефтепромысловое дело. — 1995. с.25-28.

44. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. -384с.

45. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки//Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. -М.: Недра, 1983. -С. 188-196/.

46. Баранов Ю.В. и др. Технология применения волокнисто-дисперсной системы новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти// Нефтепромысловое дело. -1995. 2-3. - С.38-41.

47. Бабалян Г.А. и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. -М.: Гостоптехиздат, 1962. -282 с.

48. Н. Дахнов. Интерпретация результатов промысл ово-геофизических исследований скважин. -М: Гостоптехиздат, 1983. -483с.

49. Мавлютов М.Р., Полканова Э.В., Нигматуллина А.Г. и др. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении: /Обзорная информ. Сер. Техника, технология и организация геолого-разведочных работ. М.: ВНИЭМС. - 1990.

50. Кан В.А., Поддубный Ю.А., Сидоров И.А. и др. Гидрогели из растворов силиката натрия // Нефт. хоз-во. 1984. - №10.

51. Тагиров Ю.Д., Мусаев JI.A., Халилов Э.Г. и др. О возможности применения щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины // Изв. АН АзССР. Сер. Наука о Земле. -987. -No 6.

52. Хачатуров P.M., Комиссаров А.И., Соколов А.А. Ограничение водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефт. хоз-во. 1988. - № 9.

53. Технология селективной внутрипластовой изоляции водопромытых пластов и прослоев // Нефт. хоз-во. -1988. № 6.

54. Комиссаров А.И., Соколов А.А. Селективное ограничение водопритоков из низкопроницаемых глубокозалегающих пластов / Сев. Кав. НИПИнефть. -Грозный, 1989. Деп. в ВНИИОЭНГ 10.08.89. № 1766.

55. Джабраилов К.Т., Мусаев Р.А. Применение щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины: Тез. докл. научн.-техн. сов. Бугульма, 1989.

56. Галыбин A.M., Соркин А.Е., Каримов В.Г. Результаты применения силиката натрия для ограничения водопритоков на месторождениях Удмуртии // Сб. научн. тр. Всес. нефтегазНИИ. -1988. № 102.

57. Комиссаров А.И., Газиев К.Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефт. хоз-во. -1992.-№8.

58. Галыбин A.M., Каримов В.Г., Кан В.А. Применение силиката натрия для водоизоляционных работ в скважинах ПО "Удмуртнефть" // Сб. научн. тр. Всес. нефтегазНИИ. 1991. - № 108.

59. А.с. 1317099 СССР, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритоков в скважине / О.В. Поздеев, Э.Д. Пасхина, В.И. Зотиков, Н.В. Михеев (СССР).

60. A.C. 1602975 СССР, Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции пластовых вод / Н.И. Крысин, М.Р. Мавлютов, Т.А. Скороходова и др. (СССР); опубл. 30.10.90, Бюл. ;№ 40.

61. А.С. 1828490 СССР, Е 21 В 33/138. Способ ограничения водопритоков / П.М.Южанинов, Э.Д.Пасхина, Г.Ф.Колесников, Н.И. Кобяков (СССР).

62. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -1984. -№3-8

63. Исмагилов Т.А., Федоров К.М., Пичугин О.Н., Игдавлетова М.З. Кинетика полимеризации термореактивного полимера КФ-Ж, используемого для изоляции обводненных пропластков //Нефтепромысловое дело. -1995. -С. 15 -47.

64. Dowell develops non.-polymer gel system to plug thief zones // Enhanced Recovery Week.-March 16, 1987.-P.2

65. Анализ применения методов воздействия на пласт по ТПП «Когалымнефтегаз» за 1997 г. и составление программы внедрения на 1998 г. ТПП «Когалымнефтегаз», НПП «Нефтегеотехнология»: Заключительный отчет по договору №287 Когалым-Казань, 1998.

66. Анализ применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи Когалымской группы месторождений Западной Сибири.: Отчет о научно-исследовательской работе по договору №15/97. -Уфа «НИИнефтеотдача»-1997.

67. Еремин Н.А. Моделирование разработки месторождений нефти методами нечеткой логики: Авторефер. дис. . докт.техн.наук (Спец. 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефт. и газ. мест.) / ГАНГ им. И.М. Губкина.-М.: 1995.-50с.

68. Геолого-математическая модель Добровольского месторождения / Б.И. Леви, В.М. Санкин и др.// -Нефтепромысл. дело: НТЖ / ВНИИОЭНГ, 1994. -N 5. -С. 13-17

69. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985.-308с.

70. Iyoho Amekan. Selecting Enhanced Oil Recovery Process World Oil, 1978, N6, pp. 61-64

71. Абызбаев И.И., Сыртланов ALU., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. Уфа: Баш. изд-во "Китап", 1994,-180с.

72. Фахретдинов Р.Н., Нигматуллина Р.Ф. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче.- Уфа: Изд-во "Гилем", 1996.-193с.

73. Алмаев Р.Х., Девятов В.В. Технологии применения вязкоупругих осадкообразующих химреагентов.// Нефтепромысл. дело: НТЖ/ВНИИОЭНГ, 1994. -№5. -С.7-8

74. Юлбарисов Э.М. Экологически чистые биотехнологии извлечения нефти из высокообводненных залежей на поздних стадиях разработки // Известия высш.учебн.заведений. Горный журнал. -1997. -№5-6. -С.89-94

75. Технология повышения продуктивности и реанимации скважин с применением виброволнового воздействия /В.П, Дыбленко, Р.Я. Шарифуллин и др.// Нефтепромысл. дело: НТЖ/ВНИИОЭНГ. -1994. -№5. -С.25-28

76. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождений /Р.Н. Фахретдинов, P.M. Еникеев и др.// Нефтепромысл. дело: НТЖ/ВНИИОЭНГ. -1994.-№5. -С. 12-13

77. Повышение эффективности процесса нефтеизвлечения в залежах нефти с применением, биотехнологии /Л.Н. Загидуллина, В.Е. Андреев и др.// Геология и полезные ископаемые Западного Урала: Тез.докл.регион.конф.-Пермь, 1997, С.154-155

78. Вятчинин М.Г. Исследование и выбор благоприятных геолого-физических условий применения химических методов обработки скважин наместорождениях Когалымской группы./ Автореферат кандидатской диссертации/. Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2001. - 24 с.г

79. Кучумов Р.Я., Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Классификация эффективности ГТМ . на скважинах на основе последовательного анализа Вальда //Биниальность и гомология в геологии: Тезисы докладов международного симпозиума. — Тюмень: ТюмГНГУ, 1996. -С.48-50.

80. Занкиев М.Я., Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Классификация эффективности ГТМ на скважинах методом потенциалов // Биниальность и гомология в геологии: Тезисы докладов международного симпозиума. Тюмень: ТюмГНГУ, 1996.-С. 50-52.

81. Кучумов P.P., Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Методика выбора оптимальной стратегии проведения ГТМ на скважинах // Биниальность и гомология в геологии: Тезисы докладов международного симпозиума. Тюмень, ТюмГНГУ, 1996. - С. 52-54.

82. Изд-во «Вектор-Бук», 2000 С. 3-7.р

83. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М., Котенев Ю.А. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов.- Уфа: Изд-во "Гилем", 1997.-106с.

84. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М., Котенев Ю.А., Мухаметшин В.Ш.,. Сиднев А.В, Геолого технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных территорий. -Уфа: 1997.

85. Турбин В.А., Смаков Р.И., Нурбаев Б. Применение синтетических полимеров для ограничения притока вод в скважины. Тюмень: Сборник научных трудов СибНИИНП, вып. 5, 1976.

86. Куликова Н.В., Пермякова JI.A., Нурбаев Б. Анализ экономической эффективности изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. -Тюмень: Сборник научных трудов СибНИИНП, вып. 5, 1976.

87. ЮО.Нурбаев Б., Кучумов Р.Я. Промыслово-экспериментальные исследования по ограничению притока воды в скважинах. Тезисы докладов международной научно-технической конференции. -Тюмень: ОАО "Запсибгазпром", 1997.

88. Drake E.N., Calcavecchio P. Plugging Wellbores. US. Patt. №392722, 28.06.82; Exxon Research engineering Co.

89. Ю2.Бережной А.И., Назаренко В.А. и др. Новый полимерный состав на основе карбомидной смолы. М.: Б.И. "Техника и технология сооружения газовых и газоконденсатных скважин", 1984.

90. ЮЗ.Гелеобразующий или вязкоупругий композиционный состав для блокировки пластов. Ухта: Б.И. Коми ЦНТИ, ИЛППО 70-88, 1988.

91. Ю4.Матвеев Ю.М., Стрижнев В.А., Бабенкол В.Л. Технология ограничения вод в скважинах ПО "Юганскнефтегаз". М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1985. -№11.

92. Гелеобразующий состав для изоляции пластовых вод. — Ухта: Коми ЦНТИ, шифр ИЛ ППО 67-88, 1988.

93. Юб.Балакиров Ю.А., Спас В.Б. и др. Пенообразующий состав для ограничения притока пластовой воды в скважину. Пат. №4110294/22-03, УкрГипроНИИнефть, 1986.

94. Ю7.Мирзаджанзаде А.Х., Зайцев Ю.В. и др. Методическое руководство по выбору объектов для проведения методов воздействия на призабойную зону. М.: ВНИИнефть, 1974.

95. Ю8.Мирзаджанзаде А.Х., Булатов А.И. и др. Методическое руководство по применению методов распознавания образов при промывке и креплении скважин. — Краснодар: ВНИИКрнефть, 1974.

96. Дементьев Л.Ф., Хитров Е.А., Шурубор Ю.В. Применение информационных мер в нефтепромысловой геологии. Сборн. науч. трудов -Пермь: ПермНИПИнефть, вып. 10, 1974.

97. О.Адлер Ю.П. Введение в планирование эксперимента. -М.: Металлургия, 1969.-155с.

98. Ш.Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. -М.: Наука, 1976.-279с.

99. Кучумов Р.Я., Шагиев Р.Г. Применение методов математической статистики и планирование эксперимента при решении задач нефтегазодобычи.-Уфа: Изд-во УНИ, 1979.-1 Юс.

100. НЗ.Налимов В.В., Чернова Н.А. Статистические методы планирования экстремальных экспериментов. -Mi: Наука, 1965.-340с.

101. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Модели надежности функционирования нефтепромысловых систем. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1999;-135с.

102. Кучумов Р.Я., Нурбаев Б., Кучумов P.P. Моделирование надежности нефтепромысловых систем и ремонтно-изоляционных работ в осложненных условиях. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 1998. - 224с.

103. Кучумов Р.Я., Пчелинцев Ю.В., Кучумов P.P. Моделирование системы технического обслуживания и ремонта скважинного оборудования в осложненных условиях эксплуатации. Тюмень: Изд-во «Вектор-Бук», 2000. -171с.

104. Пчелинцев Ю.В., Кучумов.P.P. Эксплуатация и моделирование работы часто ремонтируемых наклонно направленных скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, 2000.-520с.