Графоаналитические исследования эффективности гидроимпульсного воздействия на призабойную зону пласта Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276.66

Д.Г. Петраков1, e-mail: [email protected]; К.С. Купавых1, e-mail: [email protected]; А.С. Купавых1, e-mail: [email protected]

1 ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет» (Санкт-Петербург, Россия).

Графоаналитические исследования эффективности гидроимпульсного воздействия на призабойную зону пласта

В статье проанализированы результаты графоаналитических исследований эффективности технологии гидроимпульсного воздействия на призабойную зону нефтяного пласта с применением двух жидкостей с различными вязкоупругими характеристиками. Представлены положительные результаты опытно-промышленных испытаний на Туймазинском месторождении (Республика Башкортостан, Россия) на действующей нагнетательной скважине. В ходе испытаний импульсы давления генерировались на устье скважины и передавались к забою, в качестве проводника импульсов использовалась пластовая вода. Далее была поставлена задача оценить эффективность данной технологии при использовании в качестве проводника импульсов двух жидкостей с различными вязкоупругими характеристиками. Для этого рассмотрена взаимосвязь развития импульсов давления на забое от соотношения объемов данных жидкостей в скважине и их динамической вязкости на моделях Томсона - Тета и Максвелла. Выявлена степенная зависимость развития импульсов давления на забое от увеличения импульса давления, генерированного на устье скважины. Установлено, что при малых объемах жидкости, непосредственно контактирующей с призабойной зоной, перепад давления на забое скважины практически не зависит от изменения динамической вязкости этой жидкости, а зависит только от импульсов давления, генерируемых на устье скважины. Результаты исследований доказывают эффективность технологии гидроимпульсного воздействия с использованием жидкостей с различными вязкоупругими характеристиками за счет синергетического эффекта при освоении, ремонте и эксплутации скважин в сложных геологических условиях.

Ключевые слова: импульс давления, интенсификация притока, синергетический эффект, воздействие на призабойную зону пласта, гидроразрыв пласта, опытно-промышленные испытания, сеть трещин, модель Томсона - Тета, модель Максвелла, зависимость перепада давления, вязкоупругие характеристики жидкости.

D.G. Petrakov1, e-mail: [email protected]; K.S. Kupavykh1, e-mail: [email protected]; A.S. Kupavih1, e-mail: [email protected]

1 Federal State Budgetary Educational Institution of Higher Education "Saint-Petersburg Mining University" (Saint Petersburg, Russia).

Tabular-Analytical Studies of Mud-Impulse Impact Effectiveness on Bottomhole Formation Zone

The article analyses the results of graph analytic studies for the efficiency of hydroimpulsive effect technology on the critical area of oil formation using two fluids of different viscoelastic behaviour. The beneficial effects of pilot commercial tests carried out in the running injection wells of Tuimazin field (Bashkortostan Republic, Russia). In testing pressure pulses were being generated at the wellhead and sent to the bottomhole, a pulse guide being formation water. Then the target was set to evaluate the efficiency of the given technology using two fluids of different viscoelastic behaviour as a guide of pulses. To do this we considered the interdependence of the development of bottomhole pressure pulses from the ratio of volumes of given fluids in the well and their dynamic viscosity using Thomson-Tet and Maxwell models. Power dependence of bottomhole pressure pulse development from pressure pulse increase generated at the wellhead was identified. It was proved that with a small amount of fluid being in direct contact with the bottomhole zone, the bottomhole pressure differential does not virtually depend on changes in dynamic viscosity of this fluid. It depends only on pressure pulses generated at the wellhead. The results obtained prove the efficiency of hydroimpulsive effect technology using fluids of different viscoelastic behaviour due to a synergistic effect in development, repair and operation of wells under difficult geological conditions.

FIELD DEVELOPMENT AND EXPLOITATION

Keywords: pressure pulse, intensification of well simulation. synergetic effect, impact on PTA, formation fracturing, experimental and production tests, fracture network, Thompson-Tat model, Maxwell model, dependence of pressure overbalance, visco-elastic characteristics of liquid.

Многие нефтегазовые месторождения России переходят в стадию падающей добычи либо отнесены к категории месторождений струдноизвлекаемыми запасами или со сложно построенными коллекторами. Вводом в эксплуатацию новых месторождений обеспечить стабильный прирост извлеченных запасов и компенсировать текущее падение добычи углеводородов невозможно. Вновь вводимые в разработку залежи, как правило, приурочены к слабопроницаемым, высоконеоднородным и низкопродуктивным коллекторам,а запасы углеводородов в них относятся к категории трудноизвлекаемых. Основной объем добычи приходится на месторождения, введенные в эксплуатацию в 1970-1980-х гг. На этих месторождениях наблюдался интенсивный отбор флюида, приведший к нарушению оптимальных режимов эксплуатации, высокому уровню обводненности добываемой продукции и существенному загрязнению призабойных зон добывающих и нагнетательных скважин. Эти факторы в совокупности делают актуальным освоение новых энергоэффективных и высокорентабельных технологий, которые способны обеспечить стабильные поддержание и прирост добычи углеводородов в сложных геолого-промысловых условиях [1]. Осложнения при эксплуатации месторождений углеводородов связаны с работой добывающих и нагнетательных скважин. К числу осложнений, в частности, относятся: • затруднения или невозможность освоения скважин после бурения или ремонта, обусловленные сложными геофизическими характеристиками залежей, такими как низкая проницаемость и высокая неоднородность коллекторов, а также большие глубины залегания продуктивных пластов;

• существенное падение, а иногда и полное прекращение отбора флюида из добывающих скважин или закачки воды в нагнетательные скважины, обусловленное накоплением в процессе эксплуатации загрязняющих частиц на основных фильтрационных полях, в результате чего ухудшаются фильтрационные характеристики призабойных зон скважин;

• высокая обводненность добываемой скважинной продукции, часто вызванная только прорывом воды по высокопроницаемому интервалу, приводит к нерентабельности их дальнейшей эксплуатации и, как следствие, к остановке действующих скважин [1].

По перечисленным причинам практически во всех нефтедобывающих регионах России большое количество скважин относится к бездействующему фонду. Стоимость восстановления или реанимации бездействующих и аварийных скважин в разы меньше объема капитальных затрат на бурение новых. Учитывая эквивалентную добычу, ввод бездействующих нерентабельных скважин в эксплуатацию может оказать значительное влияние на эффективность показателей работы нефтедобывающей отрасли.

ГИДРОИМПУЛЬСНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

Главным объектом воздействия большинства известных методов обработки скважин является призабойная зона пласта (ПЗП). Следовательно, мероприятия, направленные на ее очистку и восстановление естественной проницаемости, не только способствуют росту текущей добычи, но и повышают нефтеотдачу залежи [2]. В этом ключе наиболее предпочтительными являются технологии, которые могут оказывать заметное влияние на улучшение фильт-

рационных и коллекторских свойств, не образуя при этом новых неоднородно-стей, таких, например, как при гидроразрывах пласта, способных привести как к интенсификации притока флюида в скважину, так и к прорыву воды [1]. Среди многообразия применяемых в настоящее время методов, способных улучшить коллекторские свойства при-забойной зоны,особое место занимают гидроимпульсные методы воздействия. Они отличаются относительной простотой проведения технологических операций, доступностью и распространенностью применяемого оборудования, малыми затратами материальных, трудовых и энергоресурсов и способны выступать в роли оперативных методов интенсификации работы добывающих и нагнетательных скважин. Наиболее эффективным является создание перепадов давлений, превышающих давление гидроразрыва, хотя практика показывает, что доводить до гидроразрыва не обязательно, так как при регулярном гидроимпульсном воздействии из-за систематической деформации прискважинной зоны пласта развивается система существующих трещин и образуются новые. Импульсы давления на забое скважины должны быть достаточными для периодического расширения трещин. При качественном формировании импульса воздействия от устья скважины его передний фронт воздействует на стенки трещины подобно движущемуся с большой скоростью клину [3]. Энергия импульса воздействия, сгенерированного от устья скважины, расходуется на деформацию трещин и переупаковку зерен скелета породы пласта. Если давление, генерируемое на забое, превышает пластовое, осуществляются раскрытие трещин, их деформация и развитие. Если же давление закачива-

Ссылка для цитирования (for citation):

Петраков Д.Г., Купавых К.С., Купавых А.С. Графоаналитические исследования эффективности гидроимпульсного воздействия на призабойную зону пласта // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 5. С. 42-46.

Petrakov D.G., Kupavykh K.S., Kupavih A.S. Tabular-Analytical Studies of Mud-Impulse Impact Effectiveness on Bottomhole Formation Zone. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 5, P. 42-46. (In Russian)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 May 2018

43

Сводная таблица интерпретации гидродинамических исследований скважин Summary table of hydrodynamic data interpretation

Дата исследования Date of studies Вид исследования Type of studies Приемистость Q , м3/сут зак' ' J Intake capacity ^ак, m3/day Давление на забое Р ,, МПа заб' Bottomhole pressure Рзаб, MPa Пластовое давление Рпл на верхних дырах перфорации, МПа Formation pressure Р г пл at upper perforation holes, MPa Коэффициент приемистости К , м3/сут.МПа прием' ' J Injectivity index К , m3/day.MPa прием Совокупный коэффициент извлечения нефти Aggregate oil recovery ratio

08.05.2013 May 8, 2013 Кривая падения забойного давления A bottomhole pressure decline curve 69 17,7 17,0 0,18 -4,5

30.06.2014 June 30, 2014 Кривая падения забойного давления A bottomhole pressure decline curve 33 17,2 14,9 0,14 -5,1

25.04.2016 April 25, 2016 Кривая падения забойного давления A bottomhole pressure decline curve 24 17,2 15,5 0,05 0,29

11.07.2016 July 11, 2016 Кривая падения забойного давления A bottomhole pressure decline curve 75 17,7 15,0 0,27 -5

емой жидкости снижается до уровня пластового, процесс раскрытия трещин прекращается [4].

После максимального расширения трещин происходит снижение давления жидкости в пласте до пластового и постепенное закрытие трещин за счет выдавливания из них жидкости. Зерна скелета пласта, переместившиеся или деформировавшиеся под действием импульса давления, полностью не смыкаются с зернами на противоположной стороне трещины. В зонах трещин, где под воздействием гидроимпульса давления происходит переориентация зерен скелета породы пласта, стенки трещины полностью не смыкаются, оставляя связанные между собой мелкие поры, соизмеримые с полостями между зернами коренной породы. Наличие таких пустот увеличивает проницаемость породы коллектора [5]. Предлагаемый способ воздействия импульсов давления по эффекту близок к технологии имплозии с той разницей, что в данном варианте удары можно чередовать неограниченное количество раз с периодичностью 3-10 с. Формирование повторных импульсов воздействия увеличивает раскрытие трещин, их протяженность и разветвленность. Таким образом, применение технологии гидроимпульсного воздействия созда-

ет в призабойной зоне продуктивного пласта развитую сеть трещин, наличие которых увеличивает проницаемость [6-8]. При этом не требуется введения проппанта, поскольку вследствие переориентации зерен скелета породы пласта происходит неполное примыкание стенок трещин. Генератор импульсов давления, размещаемый на устье скважины, должен удовлетворять техническим требованиям по скорости нарастания и длительности поддержания давления скважинной жидкости. В этих условиях происходят максимальная деформация и развитие трещин пласта.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ГИДРОИМПУЛЬСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗП НА ТУЙМАЗИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Для подтверждения эффективности описываемой технологии в июне 2016 г. на действующей нагнетательной скв. 1157 Туймазинского месторождения было проведено испытание в целях увеличения приемистости пласта. Для оценки параметров и состояния призабойной зоны до и после гидроимпульсного воздействия были проведены гидродинамические исследования скважины силами ООО «Башнефть-Петротест».

В апреле 2016 г. по результатам исследований получены следующие параметры: забойное давление -17,2 МПа; пластовое давление -15,5 МПа; коэффициент приемистости -0,05 м3/(сут-МПа) (табл.). В июле 2016 г. после выхода скважины на режим проведены гидродинамические исследования, по результатам интерпретации которых получены следующие параметры: рост приемистости - до 75 м3/сут (в три раза по отношению к предыдущим исследованиям), рост коэффициента приемистости скважины - до 0,27 м3/(сут.МПа) (в пять раз по отношению к предыдущим исследованиям). Таким образом, результаты опытно-промышленных испытаний свидетельствуют об эффективности предложенной технологии гидроимпульсного воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. Эффективность воздействия подтверждена проведением гидродинамических исследований до и после воздействия [9].

ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ДВУХ ЖИДКОСТЕЙ С РАЗЛИЧНЫМИ ВЯЗКОУПРУГИМИ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ

Применение вышеописанной технологии подразумевает возможность использования двух жидкостей с раз-

FIELD DEVELOPMENT AND EXPLOITATION

ra m 3 Q- 140

го X 01 i— 120

о; s (Л 1Л ÇD O. jy O 100

cu 80

ra cC 60

и -Û E 40

i-tí 5 i 0 20 0

Импульс давления на устье Р, МПа Wellhead pressure pulse Р, МРа

1,5 МПа-с (MPas),/ = 1 м (m) -3 МПа-с (MPas), / = 1 м (m) 10 МПа-с (MPas),/= 1 м (m) -1,5 МПа-с (MPas),/ = 80 м (m) ■3 МПа-с (MPas),/ = 80 м (m) -10 МПа-с (MPas),/ = 80 м (m)

-♦-1,5 МПа-с (MPas), / = 400 м (m) 3 МПа-с (MPas), / = 400 м (m) 10 МПа-с (MPas), / = 400 м (m) 1,5 МПа-с (MPas), / = 800 м (m) 3 МПа-с (MPas), / = 800 м (m) 10 МПа-с (MPas), / = 800 м (m)

Рис. 2. Аналитическая зависимость развития импульсов давления на забое от генерируемого импульса на устье, высоты столба и вязкости жидкости-агента

Fig. 2. Analytic dependence of wellhead pressure pulse development from a generating wellhead pulse, height of fluid column and viscosity

Рис. 1. Принципиальная схема технологии гидроимпульсного воздействия с применением в скважине двух жидкостей с различными вязкоупругими характеристиками: 1 - устьевая арматура; 2 - буферная задвижка;

3 - генерируемые импульсы давления;

4 - точка контакта жидкостей с различными вязкоупругими характеристиками; 5 - пакер; 6 - продуктивный пласт

Fig. 1. Basic diagram of the hydropulsive effect technology using two fluids of different viscoelastic behaviour in the well: 1 - wellhead assembly; 2 - buffer valve; 3 - generating pressure pulses; 4 - contact point of fluids of different viscoelastic behaviour; 5 - packer; 6 - pay formation

личными вязкоупругими характеристиками. Это может быть жидкость-агент (кислотный состав, растворы поверхностно-активных веществ или полимеров) в нижней части ствола скважины и рабочая жидкость (техническая или пластовая вода) - в верхней части (рис. 1). В таком случае рабочая жидкость принимает на себя генерируемые импульсы давления на устье скважины и передает их жидкости-агенту, по которой происходит дальнейшая передача

их к забою. В связи с этим исследование взаимосвязи развития импульсов давления на забое и соотношения объемов жидкости-агента и рабочей жидкости в скважине, а также их динамической вязкости представляют значительный интерес.

Для расчета примем следующие обозначения: L - исходная глубина скважины от устья до забоя в метрах, I -высота, занятая жидкостью-агентом, исчисляемая в метрах от забоя скважины до точки контакта с рабочей жидкостью. Соответственно, количество рабочей жидкости в скважине определяется как 1-1. Эти жидкости имеют различные вязкоупругие характеристики Ц - динамическая вязкость жидкости-агента, Па.с, и т]2 - динамическая вязкость рабочей жидкости, Па.с) и могут находиться в скважине в разных пропорциях. Модель вязкой жидкости можно представить в виде модели Томсона - Тета или модели Максвелла [10, 11]: 1) модель Томсона - Тета:

где т - деформация; G - коэффициент Пуассона; т] - коэффициент динамической вязкости; а - напряжение сдвига; 2) в модели Максвелла деформация упругости рассматривается как сумма напряжений сдвига:

■ [da] [da] А [da] 1

МйГЫ/Ылё

ск т G dt if

(2)

В нашем случае важно определить условия развития импульса давления на забое скважины, учитывая скорость движения ударной волны от устья и ее связь с вязкоупругими свойствами среды.

Рассмотрим возможность разрыва сплошности вязкой жидкости:

dx

(3)

T = Ts + T/= G-a + ri-

da dt'

(l)

где x - координата по длине скважины; ^ - градиент скорости в направлении оси х.

Вязкость жидкости по глубине скважины может различаться: х < 1, ti = т|1, ^ »л ^ х > /, т| = л2.

Определим связь скорости движения жидкости и ее вязкости:

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 May 2018

45

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

^ С1 п

~г = —, х = 0, и = и, с1х Т| 0

где С1 - коэффициент изменения давления по глубине скважины, Па; и - скорость движения жидкости, м/с; и0 - начальная скорость движения жидкости, задаваемая на устье скважины, м/с. Скорость и определяется начальной скоростью и0 и является функцией вязкости с учетом глубины скважины:

u

- u0 + C1 Si

ФУ

(4)

u = u0 +

U = Un + ^+ —-,Х>1.

Til

(5)

При достижении забоя скважины:

х = L, u = 0;

С A CAL-1) ип + — + —-' = 0.

0 Ла Л2

Отсюда:

С=__

1 I .¡.-С

л4 Л2

Движение скважинной жидкости относительно мгновенного положения ударной волны определяется следующим образом:

О ,

,х<1;

и = и„-

■ 4W) а^у

. (7)

Др = р.с.Ди,

(8)

где р - плотность жидкости, кг/м3; с -скорость ударной волны, м/с. Изменение скорости движения жидкости при достижении ударной волной забоя скважины:

(6) Ли =

Подставив уравнение (6) в (5), получим скорость движения жидкости в скважине:

где

(9)

Тогда уравнение (8) принимает вид:

(10)

Импульс давления, создаваемый на забое скважине, по формуле Жуковского определяется изменением скорости движения жидкости:

Мл, Л2 )

Для технического расчета по форму-ле(10) принимаем следующие допущения, максимально приближенные

Импульс давления на устье Р, МПа Wellhead pressure pulse Р, MPa

-♦-1,5 МПа-с (MPas), I = 1 м (m) -■- 3 МПа-с (MPas), i = 1 м (m) 10 МПа-с (MPas), i = 1 м (m)

Импульс давления на устье Р, МПа Wellhead pressure pulse Р, MPa

-♦-1,5 МПа-с (MPas), 1 = 80 м (m) 3 МПа-с (MPas), 1 = 80 м (m) 10 МПа-с (MPas), 1 = 80 м (m)

m Q. га <a

« 7,

e -a

to

m

га ^

« 7,

220

11

r)d

Импульс давления на устье Р, МПа Wellhead pressure pulse Р, MPa

-*-1,5 МПа-с (MPas), I = 400 м (m) -■- 3 МПа-с (MPas), / = 400 м (m) 10 МПа-с (MPas), / = 400 м (m)

Импульс давления на устье Р, МПа Wellhead pressure pulse Р, MPa

-♦-1,5 МПа-с (MPas), / = 800 м (m) -■-3 МПа-с (MPas),/ = 800 м (m) 10 МПа-с (MPas), / = 800 м (m)

Рис. 3. Рассчет зависимости изменения импульса воздействия от соотношения объемов жидкостей в скважине: а) при высоте жидкости 1 м;

б) при высоте жидкости 80 м; в) при высоте жидкости 400 м; г) при высоте жидкости 800 м

Fig.3. Design of the dependence between effect pulse changes and ratios of fluid volumes in the well: а) at fluid height 1 m; б) at fluid height 80 m;

в) at fluid height 400 m; г) at fluid height 800 m

46

№ 5 май 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

FIELD DEVELOPMENT AND EXPLOITATION

к условиям испытаний: £ - глубина скважины 1600 м; I - высота столба жидкости-агента от забоя, от 1 до 800 м; т!1 - динамическая вязкость жидкости-агента, от 1,5 до 10,0 МПа.с; ?12 - динамическая вязкость рабочей жидкости 1,0 МПа.с; Р - генерируемый импульс давления на устье, от 1 до 20 МПа; р - плотность скважин-ной жидкости 1050 кг/м3 (допущение ввиду того, что в скважине находятся две жидкости с плотностями, мало отличающимися от плотности технической (пластовой) воды); с примем для идеальных условий равной скорости распространения звука в воде 1000 м/с ( для трубопроводных систем). Полученные результаты представлены на рис. 2.

Из рис. 2 видно, что с увеличением импульса давления Р, сгенерированного на устье скважины, развитие импульсов давления на забое ДР происходит по степенной зависимости. Для более детального анализа рассчитаем зависимость изменения импульса воздействия от соотношения объемов жидкостей в скважине (рис. 3). Проанализировав рисунок, можно сделать вывод, что при малых высотах жидкости-агента перепад давления, создаваемый на забое скважины, практически не зависит от изменения динамической вязкости этой жидкости-агента и зависит только от импульсов давления Р, генерируемых на устье скважины. С дальнейшим ростом высоты подъема жидкости-агента и уменьшения высоты столба рабочей

жидкости разности их динамических вязкостей оказывают все большее отрицательное влияние на амплитуду импульса давления, создаваемого на забое ДР, при одних и тех же импульсах давления Р, генерируемых на устье скважины. При соотношении высот жидкости-агента и рабочей жидкости 1:1 и относительно небольшой разнице их динамических вязкостей эффективность формирования импульсов давления на забое скважины снижается почти в два раза. Для сохранения максимального импульса давления, создаваемого на забое ДР, при использовании большого количества жидкости-агента необходимо повышать ее динамическую вязкость относительно рабочей жидкости в несколько раз.

References:

1. DybLenko V.P, KamaLov R.N., SharifuLLin R.Ya., Tufanov I.A. Increase of Well Productivity and Recovery with the Use of Vibrowave Impact. Moscow, Nedra, 2000, 381 p. (In Russian)

2. Vakhitov G.G., Simkin E.M. The Use of Physical Fields for OiL Recovery from OiL-Bearing Formations. Moscow, Nedra, 1985, 231 p. (In Russian)

3. AL-Hashim H., Kissami V., AL-Yousef H.Y. Effect of Multiple Hydraulic on Gas-WeLL Performans. J. PetroL. TechnoL., 1993, VoL. 45, Iss. 6, P. 558-563.

4. MikhaLyuk A.V. Shooting and PuLsed WeLL Fracturing. Kiev, Naukova Dumka, 1986, 207 p. (In Russian)

5. Buryan Yu.A., Sorokin V.N., Leskin F.Yu. LocaL WeLL Fracturing by Means of ImpLosion Impact. Neft' i gas = OiL and Gas, 2009, № 3, P. 53-57. (In Russian)

6. NikoLayev N.I., ShipuLin A.V., Kupavykh K.S. ResuLts of Research and Efficiency of AppLying Integrated SoLution for ChemicaL Treatment of BottomhoLe Formation Zone. Territorija "NEFTEGAS" = OiL and Gas Territory, 2015, No 4. P. 79-83. (In Russian)

7. NigmatuLLin R.I. Pyzh V.A., Simonenkov I.D. The Effect of AnomaLous FLuctuations with Intensive Pressure Surges in the Shock Wave, Propagating in Water Suspension of Bentonite CLay. Izvestiya vuzov. Neft' i gaz = Higher EducationaL Institutions News. OiL and Gas, 1983, No. 11, P. 45-47. (In Russian)

8. ShipuLin A.V. The Usage of a BorehoLe FLuid Mass Inertia on Exposure to a Formation. Neft'. Gaz. Novatsii = OiL. Gas. Innovations, 2009, No. 2, P. 34-35. (In Russian)

9. ShipuLin A.V., Kupavykh K.S. Experience of SeLective Baro-Interaction TechnoLogy AppLication. Neft'. Gaz. Novatsii = OiL. Gas. Innovations, 2016, No. 12, P. 71-74. (In Russian)

10. MaxweLL J.K. Matter and Motion. Izhevsk: Research-and-deveLopment center "ReguLyarnaya i khaoticheskaya dinamika [ReguLar and chaotic dynamic]", 2001, 178 p. (In Russian)

11. Kupavykh K.S. The RationaLe and DeveLopment of Integrated TechnoLogies for the DeveLopment and Repair of WeLLs in Low-PermeabiLity Carbonate Reservoirs. Abstract of the dissertation work for PhD in TechnicaL Sciences. Saint Petersburg, NationaL MineraL Resource University of Mines, 2015, 20 p. (In Russian)

Литература:

1. Дыбленко В.П., Камалов Р.Н., Шарифуллин Р.Я., Туфанов И.А. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия. М.: Недра, 2000. 381 с.

2. Вахитов Г.Г., Симкин Э.М. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов. М.: Недра, 1985. 231 с.

3. AL-Hashim H., Kissami V., AL-Yousef H.Y. Effect of Multiple Hydraulic on Gas-Well Performans // J. Petrol. TechnoL. 1993. Vol. 45. Iss. 6. P. 558-563.

4. Михалюк А.В. Торпедирование и импульсный гидроразрыв пород. Киев: Наукова думка, 1986. 207 с.

5. Бурьян Ю.А., Сорокин В.Н., Лескин Ф.Ю. Локальный гидроразрыв пласта методом имплозионного воздействия // Нефть и газ. 2009. № 3. С. 53-57.

6. Николаев Н.И., Шипулин А.В., Купавых К.С. Результаты исследований и эффективность применения комплексной технологии химической обработки призабойной зоны пласта // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015. № 4. С. 79-83.

7. Нигматуллин Р.И., Пыж В.А., Симоненков И.Д. Эффект аномальных колебаний с интенсивными всплесками давления в ударной волне, распространяющихся по водной суспензии бентонитовой глины // Известия вузов. Нефть и газ. 1983. № 11. С. 45-47.

8. Шипулин А.В. Использование инерции массы скважинной жидкости при воздействии на пласт // Нефть. Газ. Новации. 2009. № 2. С. 34-35.

9. Шипулин А.В., Купавых А.С. Опыт применения технологии избирательного баровоздействия // Нефть. Газ. Новации. 2016. № 12. С. 71-74.

10. Максвелл Дж.К. Материя и движение. Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. 178 с.

11. Купавых К.С. Обоснование и разработка комплексной технологии освоения и ремонта скважин в карбонатных низкопроницаемых коллекторах: автореф. дис. ... канд. техн. наук (25.00.15). СПб.: Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2015. 20 с.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 May 2018

47