автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование контроля эксплуатации газовых скважин на месторождениях Севера Тюменской области по результатам промысловых исследований

На правах рукописи

ХИЛЬКО ВЛАДИМИР АЛЕКСЕЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНТРОЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15.06 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ ДИССЕРТАЦИИ НА СОИСКАНИЕ УЧЕНОЙ СТЕПЕНИ КАНДИДАТА ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК

УФА -1997

Работа выполнена в Научно-Технологическом Центре предприятия "Надымгазпром" Российского акционерного общества "Газпром"

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ - дл и., профессор О.М.ЕРМИЛОВ НАУЧНЫЙ КОНСУЛЬТАНТ - к.т.н. , с н.с. Б.В. ДЕГТЯРЕВ

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ:

- доктор геолого-минералогических наук,

профессор М.А. ТОКАРЕВ

- кандидат технических наук, доцент О.И.БУТОРИН

ВЕДУЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ: ПРЕДПРИЯТИЕ ЯМБУРГГАЗДОБЫЧА

Защита состоится " " 1 ggfг в " часов

на заседании Диссертационного Совета Д.063.09.02 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа-62, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в технической библиотеке УГНТУ Автореферат разослан " &" ^^^ 199/Гг.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ Диссертационного Совета, доктор физико-математических наук, профессор

^//¿¿(^J P H. Бахтизин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Характерными особенностями газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области являются кустовое размещение эксплуатационных скважин, большая толщина и высокая литологиче-ская неоднородность слабосцементированных продуктивных пластов-коллекторов, водонапорный режим эксплуатации.

Все эти факторы определяют специфику разработки этих уникальных месторождений и приоритетные направления контроля эксплуатации скважин, как наиважнейшего элемента системы разработки. Работа посвящена решению задач контроля эксплуатации газовых скважин с учетом вышеперечисленных особенностей.

АКТУАЛЬНОСТЬ.

Основные запасы газа Российской Федерации приурочены к уникальным месторождениям севера Тюменской области. В мировой практике аналогов таких месторождений нет. В связи с этим актуальным является обобщение и совершенствование методов и способов контроля эксплуатации скважин на этих месторождениях и использование их при разработке новых месторождений этого региона.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Совершенствование методов контроля эксплуатации газовых скважин крупных месторождений севера Тюменской области.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1. Совершенствование способов обработки результатов исследований скважин на стационарных режимах фильтрации.

2. Диагностирование природы и количества выносимой из газовых скважин воды по данным ее химического анализа с учетом термобарических условий.

3. Диагностирование генезиса и состава выносимых с потоком газа механических примесей для обоснования оптимальных технологических режимов работы скважин.

4. Оптимизация добычи газа из кустовых скважин с различающимися продуктивными характеристиками, работающих в один шлейф.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА РАБОТЫ

1. Обоснованы области применимости наиболее распространенных моделей установившегося притока газа на основе статистической обработки массовых промысловых газодинамических исследований скважин на сеноманских залежах.

2. Выявлена закономерность взаимосвязи между коэффициентами в формуле Роулинса-Шелхарда.

3. Путем исследований скважин на стационарных режимах фильтрации без проведения дополнительных измерений на малых депрессиях определена граница применимости закона Дарси.

4. Впервые показана возможность определения доли техногенной воды в продукции скважины по данным химического экспресс-анализа с учетом термобарических условий.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

1. Разработан и внедрен на предприятии Надымгазпром пакет прикладных компьютерных программ GDI для массовой обработки результатов промысловых газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации.

i

2. Разработан способ диагностики выносимой с потоком газа жидкости, который реализован в виде пакета прикладных программ WODР для оперативного контроля обводнения газовых скважин на предприятии Надымгазпром.

3. Предложен и внедрен пакет прикладных программ KUST для оптимизации работы кустовых скважин Юбилейного и Ямсовэйского месторождений предприятия Надымгазпром.

4. При участии автора разработаны «Технологический регламент по проведению промысловых и лабораторных исследований для диагностики мехпримесей в потоке газа» и пакет программ GRAN для обоснования оптимальных технологических режимов работы скважин на Медвежьем и Юбилейном месторождениях предприятия Надымгазпром.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ В процессе решения поставленных задач использовались геолого-промысловые данные, а их обработка проводилась методами математической статистики, теории вероятности, трубной и подземной гидравлики.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ Основные результаты работы докладывались автором на всероссийском семинаре молодых ученых и специалистов, посвященном 25-летию ДП Надымгазпром (г. Надым 1996 г.), на второй всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" (г.Москва, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997 г.), неоднократно на научно-технических советах предприятия "Надымгазпром".

ОБЪЕМ И СТРУКТУРА РАБОТЫ Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и выводов. Диссертация содержит //<? страниц машинописного текста, включая ¿7 рисунков, 5" таблиц, список литературы из /О/ наименования, а также приложения объемом 90 страниц.

Автор выражает искреннюю признательность А.В. Баранову, А.И. Березнякову, В.И. Васильеву, Б.В. Дегтяреву, О.М. Ермилову, Н.В. Михайлову, Н.Б. Мизулиной, U.C. Немировскому, А.В. Орлову, Ю.Г. Тер-

Саакяну, В.А. Туголукову, Л.С. Чугунову, Р.Г. Шагиеву, З.А. Хабибулли-ну, а также коллективам. Научно-Технологического Центра "Надымгазпром" и кафедры разработки и эксплуатации газовых и газо-конденсатных месторождений УГНТУ за помощь при выполнении работы.

Во введении приводится общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, сформулированы цели и задачи исследований.

В первой главе рассмотрены цели и основные методы обработки результатов исследований скважин на стационарных режимах фильтрации.

С целью сопоставления эффективности различных методов обработки результатов газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации, нами были обработаны все имеющиеся в архивах и базах данных предприятия Надымгазпром исследования скважин Медвежьего месторождения, выполненные с начала его разработки по 1996 год. Всего было обработано 5744 исследования. По каждому исследованию для рассмотренных зависимостей определялись величина достоверности аппроксимации результатов исследования и средняя относительная погрешность вычисления дебита. Для выявления возможных зависимостей коэффициентов разных уравнений от времени эксплуатации скважин, от пластового давления и давления на устье остановленных скважин, а также самих коэффициентов этих уравнений между собой, нами были вычислены попарные коэффициенты корреляции всех этих величин (см. таблицу).

В результате этого анализа были определены области применимости для каждой из рассмотренных математических моделей. Например, довольно высокая корреляционная зависимость коэффициента Кд от давления на устье остановленной скважины дает возможность с достаточной точностью прогнозировать рабочие дебиты, увеличить интер-

вал времени между исследованиями и проводить сами исследования на меньшем количестве режимов.

Таблица

Результаты статистической обработки газодинамических исследований скважин Медвежьего месторождения на стационарных режимах фильтрации

Зависимость, линеаризованная зависимость Средняя величина достоверности аппроксимации результатов исследования Средняя относительная погрешность при определении дебита, % Значения коэффициентов линейной корреляции

Р5„-Р| = а-(3 + Ь-С12, Рт-Рз_а + Ь.а 0 0,852 2,08 а от Рпп 0,381 b от Рпл 0,400

Р'„-Р? = а-С5 + Ь-Ог+С, Рпл-Р|-с_а+Ь0 0 0,916 1,47 а от Рпл 0,329 b от Рпл 0,352 с от Рпл 0,359

0 = С{р1-Р1)ы, 1пО = 1пС + N • 1п(Рп„ - Р?) 0,983 2,78 С от Рпл 0,399 N от Рпл 0,396 С от N 0,941

. 0,976 6,99 Ь от Рпл 0,509

О =К,-л/Рст-Р, 0,996 5,91 Kq от Рст 0,783

Установлена высокая степень корреляционной зависимости между коэффициентами в формуле Роулинса-Шелхарда

со средним коэффициентом корреляции 0,94, причем отмечается очень высокая стабильность этой зависимости для каждой конкретной скважины в виде

N = к С*, (2)

где кис)- эмпирические коэффициенты, получаемые по результатам исследований.

На рис. 1 представлен пример такой зависимости, построенной по результатам обработки всех проведенных в течение эксплуатации исследований на скв. 129 Медвежьего месторождения.

С

Рис. 1. Зависимость коэффициентов С и N для скв. 129 Медвежьего месторождения по результатам всех проведенных на ней исследований.

Поскольку величина коэффициента N в формуле (1) является переменной, определить структуру коэффициента С в общем случае че-резвычайно затруднительно. Например, Корнельсоном были предложены зависимости коэффициентов С и N от коэффициентов а и b двучлен-

i

ной формулы только при определенном дебите. В общем случае коэффициент С характеризует продуктивность пласта, а коэффициент N -степень отклонения от линейного закона фильтрации.

Четкий физический смысл коэффициента С проявляется в случаях, когда показатель степени N равен 1 или 0,5. При N= 1 имеет место линейный закон фильтрации:

0 = С.(р2,-р?)1'0,

(2)

где согласно формуле Дюпюи для плоскорадиального притока газа к забою гидродинамически совершенной скважины с_ тг к-И-гр То

цг-р0-Т1пРк' (3)

Рс

Рпл. р, - пластовое и забойное давления; к - коэффициент проницаемости; И - газоотдающая толщина пласта; Т, Т0 - пластовая и стандартная температуры; г, г0 - коэффициенты сжимаемости в пластовых и стандартных условиях; Р0 - давление при стандартных условиях; ц - динамическая вязкость газа в пластовых условиях; Кк, Яс - радиус контура питания и радиус скважины.

При N=0,5 степенная формула представляет собой формулу Крас-нопольского, решенную относительно дебита, погрешность которой пренебрежимо мала при высоких скоростях фильтрации

0 =

2 (тс• И) -гр-Рс ( 2 ог1»0'5

р-.р0.2.Ро.Т ^ ' (4)

где р0 - плотность газа при стандартных условиях; р' - коэффициент, характеризующий геометрию поровых каналов.

Учитывая высокую стабильность зависимости между коэффициентами формулы (1), можно определять фильтрационные параметры пласта-коллектора. Для этого нужно вычислить коэффициент С1Л (т.е. при Л/=1). Как видно из рисунка 1, этот параметр для данной скважины составляет 2,61, используя структуру коэффициента (3) легко определить величину кМ/л.

Обработка всего массива данных показала, что взаимосвязь между коэффициентами формулы (1) достаточно уверенно можно определять

и по результатам всего лишь одного исследования. Для этого нужно весь диапазон измеренных в процессе исследования дебитов поделить на поддиапазоны и рассматривать их, как независимые исследования скважины. Например, на рис. 2 представлено сравнение зависимостей, построенных по одному и по всем исследованиям скв. 129 Медвежьего месторождения. Как видно из рисунка, значение коэффициента С1ш0 получилось практически таким же (2,65), как при обработке результатов всех исследований данной скважины.

N

1

0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4

10

20

30

40 С

Рис. 2. Определение коэффициентов Сг.о по результатам исследования скв. 129 Медвежьего месторождения от 15.09.89 г.

При обработке результатов исследований высокодебитных сено-манских скважин по двучленной формуле, нередко наблюдается характерный излом индикаторной линии при 0=(30 в координатах (Рпп2-Р32)/С)=Ц0). Такое явление объясняется тем, что при дебитах О<(20

справедлив линейный закон фильтрации. Индикаторная кривая в этом диапазоне дебитов, представляет собой линию, параллельную оси абсцисс (Коротаев, 1990). Для обработки таких исследований была предложена формула (Немировский, 1997), учитывающая изменение режима притока газа к забою скважины

Р2ПЛ- И = а ■ О - (ао -О - Ь - О2) • Х(0 - О0), (5)

где Х(О-Оо) - единичная функция определена как

Х<0-00) = |° """

[1 при <3 > О0

а= ц-гчуТ ,, н ь=_ Р*-Р0-г-Ра-Т

30 " 2 • л • И • ¿о • То • к0,5 ' т - коэффициент пористости; - критическое число Рейнольдса, определяющее условия нарушения линейного закона фильтрации, <30 -максимальный дебит при котором во всей области дренирования еще сохраняется линейный закон фильтрации.

Однако, по формуле (5) могут быть обработаны только те исследования, где есть явно выраженный горизонтальный участок индикаторной линии в координатах ДР2/(Э = ^0).

Из сравнения структур коэффициентов Сю и коэффициента а в формуле (5) следует, что они должны подчиняться равенству

а=1/С1Л. (6)

Тогда формулу (5) можно записать в следующем виде

Р^ л - Р? = • О - (ао • О - Ь ■ О2) ■ Х(0 - О0). (7)

Сго

Отсюда вытекает возможность определения границы применимости закона Дарси без проведения измерений при малых депрессиях. На рис. 3 приведен пример обработки результатов исследования скв. 450 по этой методике.

Анализ по 54 скважинам Медвежьего месторождения показал, что средняя относительная разница определения коэффициентов проницаемости по статистической связи "керн-геофизика" и с применением предлагаемого нами способа обработки результатов газодинамических исследований скважин составляет 25%.

сг

0,5 0,4 -0,3

§0,2 О.

0,1

1—Prm2-Pj2=0,337Q-( 0,186Q-0,0006Q2 )X(Q-Qo) Q0=252

i /

a

У Y'

250 200 150

а i

CVJ

юо а

50

о 100 200 300 400 500

Q, тыс.м3/сут

Рис. 3. Результаты обработки исследования скв. 450 Медвежьего месторождения от 23.10.94 г. по уточненной двухчленной и степенной формулам совместно

1- Pn»2-P'=f(Q); 2 - (Pj-P32)/Q=f(Q).

Во второй главе рассмотрены особенности контроля контакта газ - вода в массивных залежах с водонапорным режимом эксплуатации и высокопроницаемыми гранулярными коллекторами, способ диагностики выносимой из газовых скважин воды по данным химического анализа, а также результаты оперативного контроля обводнения скважин на Медвежьем месторождении.

Для диагностики генезиса воды, выносимой из газовых скважин, по термобарическим параметрам вычисляют количество конденсационной влаги в добываемом газе У\/К0Нд, и по данным химического анализа проб воды, определяют общую минерализацию М и соотношение ионов

е=Са/(№+К), (8)

где Са, К - содержание в пробе ионов кальция, натрия, калия, соответственно.

Общее количество минерализованной воды вычисляют по формуле

ЧЛ/ИИН=(\Л/ЮНД • М) / (С ■ М„+(1 -С) • - М), (9) где величина С определяется в соответствии с выражениями

1 при Са/(Ыа + К)<еп

С:

а Га

0т ' при 0П < Са / (№ + К) < от, (10)

(Эт-вп) (№+к)-(еп-ет)

О при Са/(Ыа + К)> эт

9 - соотношение ионов Са/(Ыа+К) в лластовой воде данного месторождения; 0 - характерное отношение ионов Са/(№+К) в технических растворах, применяемых на данном месторождении в качестве задавочной или промывочной жидкости, Мп. Мт- минерализации пластовой и техногенной вод, соответственно.

Общее количество выносимой из скважины воды (включая конденсационную) определяется по формуле

^вын=(С-\Ли ' Мп+(1-С) Щлт Мг)/М (11) а количество техногенной воды

Щ=( 1-С)УУмин. (12)

На рис. 4 представлено распределение скважин Медвежьего месторождения подоле пластовой воды в продукции за 1996 год.

Применение предложенной нами методики диагностики выносимой из скважин воды позволяет проводить оперативный контроль обводне-

ния скважин на месторождениях с водонапорным режимом эксплуатации и высокопроницаемыми, высокопористыми коллекторами, где процесс обводнения носит, как правило, прорывной характер. Применение данной методики позволяет так же автоматизировать обработку данных по геохимическому контролю обводнения скважин.

1%<\д/<5% 5%<У7<10% 10%<У7<40% «".'>40% Доля пластовой воды в продукции

Рис.4. Распределение скважин Медвежьего месторождение подоле пластовой воды в продукции за 1996 год.

В третьей главе описываются способ определения генезиса вы-

I

носимых из газовых скважин механических примесей, экспериментальные исследования динамики выноса мехпримесей и жидкости в процессе отработки скважин после бурения и проблема оптимизации работы кустовых скважин с различающимися продуктивными характеристиками.

Для правильного назначения технологических режимов необходимо проводить контроль за разрушением призабойной зоны при освоении и отработке вновь пробуренных скважин.

При участии автора был разработан способ диагностики генезиса механических примесей, выносимых из газовых скважин с потоком газа, включающий диагностику несцементированных осадочных пород физико-химическими методами определения минерального состава пород, исследование гранулометрического состава пород с помощью ситового анализа с отмучиванием пелитовой фракции, изучение формы, размеров и поверхности зерен под микроскопом.

Время продувки скважины и дебит скважины при ее освоении после бурения или капитального ремонта имеет огромное значение. При малом дебите и времени продувки не будет достигнута необходимая степень очистки ствола и призабойной зоны, что приведет к снижению продуктивности скважины и выносу большого количества воды и мех-примесей в газосборные шлейфы. При больших дебитах будет бесполезно израсходовано значительное количество газа. Кроме того, при наличии слабосцементированных коллекторов чрезмерно большие расходы могут привести к разрушению пласта и усиленному выносу из скважины абразивного материала.

Согласно правилам разработки газовых и газоконденсатных месторождений нормативное время отработки скважин в атмосферу после бурения или капремонтов составляет 72 часа. Обоснования такой длительности не приводится, такая практика сложилась как некое усреднение опыта эксплуатации скважин по всем газовым месторождениям.

Для выработки рекомендаций по определению оптимальных режимов и длительности отработки скважин, обеспечивающих достаточную очистку призабойной зоны при минимальных суммарных потерях

газа, нами были проведены специальные исследования при освоении и отработке (при постоянном режиме продувки) скв. 3046 Ямбургского месторождения.

За время продувки в процессе освоения и отработки скважины из скважины было выпущено около 2 млн. м3 газа с практически постоянным дебитом около 1200 тыс. м3 /сутки, причем большая часть выпущенного газа (1375 тыс. м3) прошла через сепарирующее устройство. За это время было проведено 12 циклов измерений количества выносимых жидкости и мехпримесей. В процессе экспериментальных исследований было отобрано на анализ 17 проб воды и 32 пробы мехпримесей.

Из результатов экспериментальных исследований в процессе освоения и отработки скважины в режиме продувки с постоянным дебитом следует, что очистка ствола и призабойной зоны скважины от основной массы промывочной и задавочной жидкости завершилась приблизительно через 5-6 часов после вызова притока. В дальнейшем удельный вынос стабилизировался на уровне 30-50 см3 на тыс.м3. Плотность и соленость вынесенной жидкости в процессе отработки также быстро уменьшались.

Удельный вынос твердых взвесей снижался несколько медленнее, стабилизация его на уровне 0,07-0,08 мг/м3 наступила примерно через 20 часов и в течение следующих суток практически не снижалась. По данным петрографических и гранулометрических исследований, большая часть мехпримесей в первые 20 часов отработки представлена мелко- и средне-зернистым кварцевым песком, металлической крошкой и продуктами коррозии металла. После 30 часов отработки скважина выносила практически чистый сеноманский песок.

Аналогичные эксперименты по изучению динамики выноса жидкости и мехпримесей в процессе отработки скважины после бурения были

проведены нами на скв. 5063 и 5062 Ямбургского ГКМ. Результаты экспериментов получились практически идентичными с вышеописанными.

По результатам экспериментальных промысловых и лабораторных исследований по динамике выноса твердых взвесей при освоении и отработке скв. 3046, 5062 и 5063 можно сделать следующие выводы.

Рекомендуемый правилами срок отработки скважин в течение 72 часов при постоянном дебите для высокодебитных сеноманских скважин завышен. Так, в нашем эксперименте, ствол и призабойная зона скважины очистилась - от основной массы техногенных мехпримесей и жидкости в течение 30-40 часов после начала отработки, поэтому срок отработки для каждой группы скважин следует устанавливать экспериментально. При этом в процессе проведения отработки скважины необходимо периодически, после смены режима или изменении объемов выноса, производить отбор проб жидкости и механических примесей на гидрохимический и гранулометрический анализ.

В условиях резкой неоднородности коллекторов, характерной для | газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области, приуроченных к дельтовым наносам пра-Оби, продуктивность даже близко расположенных скважин нередко сильно различается. При работе в общий шлейф более "сильные" скважины берут на себя основную нагрузку, а более слабые работают в полсилы, или вообще останавливаются. Для оптимизации работы кустовых скважин необходимо пере-

I

1 распределить нагрузку на скважины без потери производительности куста в целом и предотвратить остановки отдельных скважин.

Нами на базе математической модели работы куста скважин решена многомерная экстремальная задача. Функцией цели является выражение

Р = Е(Р„Я -Р«) + Д1+Д2. (13) 1=1 1

где рПЛ) - пластовое давление ¡-ой скважины куста, Рвх - давление на

входе в УКПГ.

Выражения для Д! и д2 имеют вид

Al= 2b(Pmax,-Py )

1=1 V I '/

1>0,

ПРИ РУ)<Ртах. При Ру >Ртах.

(14)

Д2= ^'(Pminj-Py ,)

X = О, при py. > Pmin

' J 1

к>0, при Py.<Pmi„

(15)

где ртах - максимальное допустимое давление на устье i-ой скважины, i

Pmin - минимальное допустимое давление на устье i-ой скважины, pv -

i ' i

текущее давление на устье ¡-ой скважины; X - безразмерный коэффициент пропорциональности.

Решая эту экстремальную задачу, можно добиться установления желаемых дебитов по каждой отдельной скважине при минимально-возможных потерях пластовой энергии.

В четвертой главе описывается созданное автором программное

обеспечение для оперативного контроля эксплуатации газовых скважин.

i

На базе описанных выше методик и способов созданы следующие пакеты программ:

1. GDI - для обработки большого потока информации по результа-

там исследования скважин на стационарных режимах фильтрации;

2. KUST - для оптимизации работы кустовых скважин;

3. WODA - для контроля обводнения скважин;

4. GRAN - для автоматизации обработки гранулометрического

анализа механических примесей, выносимых с потоком газа.

Все описанные в работе пакеты программ официально зарегистрированы в агентстве по правовой охране программ для ЭВМ, баз данных и топологий интегральных микросхем Российской Федерации.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Путем анализа и статистической обработки данных промысловых исследований скважин на стационарных режимах фильтрации обоснованы области применимости наиболее распространенных моделей притока газа к забою скважин и выявлена закономерность взаимосвязи между коэффициентами в формуле Роулинса-Шелхарда.

2. Показана возможность определения границы применимости закона Дарси путем исследования газовых скважин на стационарных режимах фильтрации без дополнительного измерения на малых депрессиях. Сопоставление границ определенных по предложенному автором способу с данными других исследователей, полученных на основе проведения измерений в широких диапазонах изменения дебитов и депрессий, показало их хорошее соответствие.

3. По отношению содержания ионов кальция к суммарному содержанию ионов калия и натрия и расчета количества конденсационной воды предложено диагностировать природу и компонентный состав выносимой из скважин воды. Разработанный автором пакет программ WODA позволяет эффективно проводить геохимический контроль газовых скважин и правильно планировать работы по изоляции водопритока.

4. Предложено диагностировать генезис выносимых с потоком газа механических примесей на основе определения минерального состава, форм и размеров частиц. Для автоматизации обработки данных по

выносу мехпримесей разработан пакет программ GRAN, который позволяет сделать правильные выводы о процессах происходящих в скважине.

5. Разработан и внедрен пакет программ KUST позволяющий моделировать работу куста скважин с различающимися продуктивными характеристиками, а также определять оптимальный с точки зрения минимума потерь пластовой энергии технологический режим работы каждой скважины.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Середа М.Н., Баранов A.B., Дегтярев Б.В., Хилько В.А., Орлов A.B. Контроль выноса пластовой воды из газовых скважин по данным специальных газодинамических исследований и химического анализа.// В кн.: Актуальные проблемы освоения газовых и газоконден-сатных месторождений Крайнего Севера - М.: ВНИИГАЗ, 1995, с. 130-134.

2. Хилько В.А. Возможности применения экспертных систем для решения задач контроля за разработкой газовых месторождений /I В кн.: Труды молодых ученых и специалистов, посвященные 25-летию ДП Надымгазпром (г. Надым 1996 г.).- М.: ИРЦ Газпром, 1996 с. 12-14.

3. Хилько В.А. Диагностика выносимой из газовых скважин воды по данным химического анализа. // В кн.: Труды молодых ученых и специалистов, посвященные 25-летию ДП Надымгазпром (г. Надым 1996 г.).- М.: ИРЦ Газпром, 1996, с. 14-16. ¡

4. Хилько В.А. Пакет программ GDI для обработки данных газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации // В кн.: Труды молодых ученых и специалистов, посвященные 25-летию ДП Надымгазпром (г. Надым 1996 г.).М.: ИРЦ Газпром, 1996 с. 42-45.

5. Дегтярев Б.В., Березняков А.И., Хилько В.А., Мизулина Н.Б., Шай-дуллин P.M. Экспериментальное исследование выноса жидкости и механических примесей в процессе освоения и отработки скважины II В кн.: Труды молодых ученых и специалистов, посвященные 25-летию ДП Надымгазпром (г. Надым 1996 г.).- М.: ИРЦ Газпром, 1996 с. 37-41

6. Березняков А.И, Дегтярев Б.В., Хилько В.А. Оптимизация работы кустовых скважин с различающимися продуктивными характеристиками.- М.: ИРЦ Газпром, 1997. Научно-техн. сб., сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе, N 1, с. 3-9.

7. Хилько В.А.. Оперативное решение задач эксплуатации газовых скважин при помощи прикладных компьютерных программ //Повышение эффективности освоения газовых месторождений Крайнего Севера,- М.: Наука, 1997, с. 212-220.

8. Ремизов В.В., Чугунов Л.С., Дегтярев Б.В., Подоляко М.И., Ермилов О.М., Хилько В.А. Определение приоритетных задач при строительстве и эксплуатации газовых скважин крупных месторождений Севера Тюменской области. - М.: ИРЦ Газпром, 1997. Научно-техн. сб., сер.: Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе, N 3-4, с. 28-32.

9. Пакет программ для обработки результатов анализа гранулометрического состава мехпримесей, выносимых из газовых скважин. -//Хилько В.А., Чугунов Л. С., Березняков А. И., Дегтярев Б.В.-/Листинг исходного текста 9 с. (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №970286 от 24.06.97 г.).

10. Пакет программ для обработки исследований скважин на стационарных режимах фильтрации (для газовых пластов).-//Хилько В.А., Чугу-нов J1. С., Березняков А. П., Дегтярев Б.В.-/ Листинг исходного текста 45 с. (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №970287 от 24.06.97 г.).

11. Пакет программ для диагностики воды, выносимой из эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин по данным химического анализа. -//Хилько В.А., Чугунов Л. С., Березняков А. И., Дегтярев Б.В., Киселев М.Н.- / Листинг исходного текста 9 с. (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №970288 от 24.06.97 г.).

12.Пакет программ для оптимизации работы кустовых скважин с различающимися продуктивными характеристиками. -//Хилько В.А., Чугунов Л. С., Березняков А. И., Дегтярев Б.В.-/Листинг исходного текста 19с. (Свидетельство об официальной регистрации программы для ЭВМ №970289 от 24.06.97 г.).

13.Хилько В.А. Разработка программного обеспечения для решения задач эксплуатации газовых скважин на месторождениях севера Тюменской области. В сб.: Тезисы докладов второй всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности". - ГАНГ им. U.M. Губкина, 1997, С. 25-26.

14.Технологический регламент по проведению промысловых и лабораторных исследований для диагностики мехпримесей в потоке газа.-/Авт.: Березняков А.И., Березнякова E.H., Дегтярев Б.В., Мизулина Н.Б., Киселев М.Н., Хилько В.А., Надым.: НТЦ Надымгазпрома, 1997, 28 с.