Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка комплексной технологии термогазобаровоздействия на призабойную зону пласта на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка комплексной технологии термогазобаровоздействия на призабойную зону пласта на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений"

На правах рукописи

Гуторов Александр Юльевич

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОГАЗОБАРОВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17- "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений "

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа- 2009

003464499

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор геолого-минералогических наук,

профессор, академик РАЕН Мухаметшин Вячеслав Шарифуллович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Котенев Юрий Алексеевич; кандидат технических наук Шарафутдинов Ирик Гафурович. Ведущая организация Открытое акционерное общество научно-

производственное предприятие научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт геофизических исследований геологоразведочных скважин (ОАО НЛП ВНИИГИС).

Защита состоится « 3 » апреля 2009 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «27» февраля 2009 года. Ученый секретарь совета ¿Оь

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Ново-Елховское нефтяное месторождение, основным продуктивным объектом которого являются терригенные коллекторы девонских отложений, вступило в завершающую стадию разработки. Основными негативными признаками этой стадии являются неуклонный рост обводненности добываемой продукции и постепенное уменьшение производительности скважин, одной из главных причин которой является интенсивное отложение асфальто-смолистых и парафиновых осадков (АСПО) в интервале перфорации и призабойной зоне пласта (ПЗП). Этот процесс носит прогрессирующий характер в связи с интенсивным охлаждением пласта за счет закачки в него больших объемов холодной воды для поддержания пластового давления (ППД).

В последние годы появились методы, основанные на использовании твердых ракетных топлив с высокой теплотворной способностью и с регулируемым временем горения. Однако, несмотря на высокую эффективность применения пороховых зарядов для повышения коэффициента продуктивности скважин путем термогазобарического воздействия на ПЗП с целью очистки ее от АСПО, было установлено, что они имеют относительно узкую область применения, ограниченную величиной обводненности, величиной перемычки до ближайшего водоносного пласта и допустимой величиной качества изоляции заколонного пространства в скважинах, выбранных для обработки. Подобные ограничения метода не позволяют максимально использовать его высокие потенциальные возможности для повышения производительности скважин.

Цель диссертационной работы

Разработка комплексной технологии повышения производительности добывающих скважин на основе термогазобарического воздействия (11ЪВ) путем исследования и оптимизации условии его применения при эксплуа

/

цш терригенных коллекторов девонских отложений на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений.

Основные задачи исследования

1 Анализ эффективности различных методов повышения коэффициента продуктивности скважин, осложненных АСПО в интервале перфорации и продуктами кольматации в ПЗП.

2 Исследование влияния геолого-промысловых условий в скважинах (таких как обводненность, текущий дебит по нефти, величина перемычки, величина зумпфа) к моменту воздействия, а также фильтрациогаго-емкостных свойств (ФЕС) терригенных коллекторов на результат применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии IIЬВ и обоснование выбора критериев для его применения в условиях Акташской площади.

3 Оценка степени неопределенности и уровня технологического риска использования этих критериев.

4 Изучение особенностей протекания теплофизических процессов в продуктивном пласте при 11 ЬВ, при повторной перфорации на депрессии и с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ), а также возможность их комплексирования с другими технологиями с целью расширения области ее применения.

5 Разработка комплексной технологии ТГБВ с целью повышения коэффициента продуктивности скважин, осложненных АСПО в интервале перфорации и продуктами кольматации в ПЗП, эксплуатирующих высокообвод-ненные терригенные коллекторы на завершающей стадии их разработки.

Методы исследования

Использование корреляционно-статистических методов обработки промыслового и экспериментального материала.

Научная новизна

1 Установлено влияние геолого-промысловых факторов объекта обработки (проницаемости, нефтенасыщенности, начальной обводненности про-

4

дукции, величины дебита нефти до обработки, величины перемычки до водоносного пласта, плотности повторной перфорации, депрессии на пласт, величины зумпфа) на результат применения технологии ТГБВ и обоснованы критерии выбора объектов для ее эффективного применения.

2 Показано, что применение водоизолирующих гидрофобизирующих составов до проведения ТГБВ позволило за счет контакта составов с пластовыми системами гидрофобизировать поверхность каналов фильтрации и увеличить фильтрационное сопротивление в обводненной части пласта, что создает условия для применения предлагаемой комплексной технологии ТГБВ в высокообводненных скважинах.

На защиту выносятся

1) результаты исследования влияния геолого-промысловых условий и ФЕС продуктивных объектов на технико-экономическую эффективность применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ;

2) критерии выбора объектов для обработки ТГБВ с целью повышения коэффициента продуктивности скважин при обводненности до 80-90 %;

3) комплексная технология применения ТГБВ в скважинах, коэффициент продуктивности которых снижен отложениями АСПО в интервале перфорации и продуктами кольматации ПЗП и эксплуатирующих высокообводнен-пые терригенные коллекторы на завершающей стадии их разработки.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1 Разработанная комплексная технология ТГБВ за счет применения до воздействия водоизолирующих гидрофобизирующих составов на месторождении с высокообводненными терригенными коллекторами позволяет расширить возможности выбора объектов и увеличить потенциальный фонд скважин для обработки в 1,5- 2 раза по сравнению с технологией ТГБВ, применяемой в ОАО "Татнефть", где выбор объектов для обработки в условиях Акташской площади составляет не более 20-25% фонда скважин.

2 Внедрение разработанной автором комплексной технологии П ЪВ на двух опытных участках Акташской площади Ново-Елховского нефтяного месторождения позволило получить технологический эффект в 4200 тонн дополнительно добытой нефти и одновременно уменьшить объемы попутно добываемой воды.

3 Разработанная "Временная инструкция по применению усовершенствованной технологии очистки фильтра и декольматации призабойной зоны пласта на добывающих скважинах с терригенными коллекторами" используется в НГДУ "Елховнефть" ОАО "Татнефть" в качестве нормативного документа в области повышения нефтеотдачи пластов при проведении текущего ремонта скважин.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались и обсуждались на геологической конференции НГДУ "Заинскнефть" в марте 2004 года, научно-практической конференции НГДУ "Заинскнефть" в мае 2005 года, научно-технической конференции ОАО "Татнефть" в г. Альметьевске в шоне 2007 года, а также на научно-практических конференциях при УГНТУ (филиал в г. Октябрьский) в 2001,2004,2005,2006 и 2007гг.

Публикации

По результатам работы опубликовано 12 научных трудов, в том числе 6 статей в рецензируемых изданиях; опубликована также одна монография в соавторстве.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных • выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 106 наименований. Работа изложена на 158 страницах машинописного текста, содержит 17 таблиц и 53 рисунка.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, показана научная новизна, перечислены защищаемые соискателем положения, приведены материалы, подтверждающие практическую ценность выполненной им научной работы.

Первая глава посвящена анализу особенностей геологического строения терригенной толщи продуктивных девонских отложений Акташской площади Ново-Елховского месторождения и промысловой обстановки, обусловленной вступлением её в завершающую стадию разработки.

На основе анализа графического материала показано, что сложное многопластовое строение терригенной толщи продуктивного девона оказывает преобладающее влияние на закономерности перераспределения запасов по площади и разрезу под влиянием техногенных факторов (рисунок 1).

Помимо техногенных факторов, связанных с технологией ППД, в снижении производительности действующего фонда играют роль и техногенные факторы вторичного типа, также обусловленные применением этой технологии. К ним относятся процессы, связанные с отложением АСПО в интервале перфорации, а также труднорастворимых кольматантов в ПЗП.

Структура остаточных запасов нефти девонских горизонтов Аггашсш Ойхтдакмгиьккннаэлкикхи площади по состоянию на1.0Ш7г

ВвМ

□вгтишькпонмкк] Вввтщакж

а) б)

Рисунок 1 - Структура начальных (а) и остаточных (б) запасов нефти

девонских горизонтов Акташской площади

Основной причиной активного протекания указанного процесса является необратимое нарушение термодинамического равновесия пластового флюида, связанного с закачкой в пласт больших объемов холодной воды через систему ППД. Кольматация ГОП обязана своим существованием выносу из пласта с пластовым флюидом твердых осадков в виде нерастворимых солей и частиц скелета горной породы.

В таблице 1 приведены данные о состоянии разработки девонских отложений Акташской площади по низкопродуктивному фонду скважин, из которой видно, что при увеличении объемов закачиваемой воды с целью ППД, среднее забойное давление в зоне отбора снизилось и уже в 2005году оказалось ниже давления насыщения нефти газом (Рнас.= 7,9 МПа) при неуклонно снижающемся среднем коэффициенте продуктивности (за 5 лет на 20%) и растущем количестве текущих ремонтов с отложением АСПО на подземном оборудовании (за 5 лет на 50%).

Таблица 1 - Состояние показателей разработки по низкопродуктивному фонду скважин Акташской площади

Показатели 2003г. 2004г. 2005г. 2006г. 2007г.

1 Закачка воды, тыс. м"1 6955,2 7131,6 7162,4 7596,7 8050,2

2 Среднее забойное давление по низкопродуктивному фонду в зоне отбора, МПа 8,65 8,09 7,82 7,79 7,48

3 Средний коэффициент продуктивности по низкопрдуктивному фонду, т/сут-МПа 4,60 4,50 4,40 3,80 3,70

4 Количество текущих ремонтов с отложениями АСПО на подземном оборудовании, шт. 52 67 75 76 78

В результате выполненного анализа применяемой технологии нефтедобычи из терригенных коллекторов девонских отложений можно сделать следующие выводы:

- существующая система разработки продуктивных девонских отложений способствует негативному процессу образования АСПО в интервале перфорации и кольматации ПЗП;

- учитывая значительное влияние на текущий коэффициент продуктивности скважин процесса активного их отложения в интервале перфорации и ПЗП, необходимо разработать и применять наиболее эффективные способы их удаления.

Во второй главе приводятся результаты анализа применения различных методов борьбы с кольматацией и выпадением АСПО в ПЗП и интервале перфорации, производится их ранжирование согласно эффективности и обосновывается выбор наиболее эффективных технологий применительно к условиям добычи из терригенных коллекторов девонских отложений Акташ-ской площади Ново-Елховского месторождения.

Большой вклад в исследование проблемы механизма формирования АСПО и кольматации ПЗП внесли Н.Г.Ибрагимов, З.А.Хабибулин, Ю.В.Антипин, В.П.Тронов, М.К.Рогачев, В.В.Шайдаков и др.

Исследованиями указанных авторов было установлено, что интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине. Состав и свойства АСПО со временем также меняются. На завершающей стадии разработки при повышенной обводненности продукции и охлаждении продуктивных пластов происходят существенные изменения в механизме образования

АСПО, составе и свойствах отложений. Процесс выпадения АСПО сдвигается вниз по глубине скважины, и к настоящему времени отложения наблюдаются непосредственно в ПЗП.

В последнее время нашли широкое применение различные способы очистки интервала перфорации и ПЗП от АСПО. К ним в первую очередь относятся химические ("МИА - ПРОМ", РМД-1, КРК), физико-химические методы очистки (АХВ). Одним из эффективных тепловых методов обработки является технология термогазобарического воздействия с использованием регламентированного в ОАО "Татнефть" оборудования ТИС-1. С помощью дан-

ной технологии осуществляется комплексное воздействие на ПЗП высокой температурой и пульсирующей парогазовой смесью.

Эффективность применения перечисленных технологий существенно снижается, если имеет место кольматация ПЗП твердой фазой. В этих условиях наиболее широко применяются химические методы воздействия (КПАС, ПАКС, СНПХ-9030), а также комбинированные технологии, сочетающие, например, комплексное химико-депрессионное воздействие (КХДВ), комплексное виброволновое и депрессионно-химическое воздействие (КВДХВ).

Однако эти методы имеют существенные ограничения по уровню обводненности объекта обработки, с ростом которого их эффективность значительно снижается.

С целью обоснованного выбора универсальной технологии очистки интервала перфорации и ПЗП от АСПО и твердых (малорастворимых) кольма-тантов в существующих условиях был выполнен анализ технологической эффективности различных вариантов технологий.

Сравнение эффективности приведенных геолого-технических мероприятий (ГТМ) показывает, что максимальным по уровню получения дополнительной добычи на одну скважино-обработку является метод 11ЬВ - 856 т/скв. Следующими по эффективности идут технологии: повторного вскрытия на депрессии (ДПК)- 803 т/скв., комплексное акустико-химическое воздействие (АХВ)- 726 т/скв. и повторное вскрытие с ПАВ - 592 т/скв.

В связи с этим можно с уверенностью предположить, что если ТГБВ скомплексировать с технологией повторного вскрытия пласта перфорацией, то суммарная технологическая эффективность комбинированной технологии • ТГБВ+ПК поднимется более чем в 2 раза.

В третьей главе диссертационной работы приводятся результаты исследований, выполненных с целью оценки влияния геолого-промысловых факторов и ФЕС продуктивных коллекторов девонских отложений Акташской

10

площади на эффективность применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ при очистке интервала перфорации и ПЗП от АСПО и продуктов кольматации.

В условиях Акташской площади данная технология реализовалась с помощью устройства ТИС-1, представляющего собой конструктивные сборки, спускаемые в скважину в интервал обработки на каротажном кабеле.

В состав устройства типа ТИС-1 (РД ОАО "Татнефть" № 153-39.0-33604) входит: термогазобарогенератор в виде металлической штанги, на которую нанизываются пороховые шашки, выполненные в виде полых цилиндров. Величина сборки (штанги) и количество шашек могут варьироваться от величины обрабатываемого интервала (интервала перфорации и ПЗП).

Пороховые шашки представляют собой безоболочечный пороховой заряд (ПЗ), который благодаря этому сгорает полностью в течение относительно короткого времени (8-15 с) и развивает в зоне горения (эпицентре заряда) высокую температуру (до +2500° С) и высокое давление (до 120 МПа, включая гидростатическое). Происходит воспламенение и сгорание ПЗ в течение некоторого времени Д^ сопровождаемое резким ростом температуры и давления в ПЗП, при этом очевидно, что за отрезок времени, прошедшего с момента начала истечения газа в скважину, в движение придет не вся масса жидкости, заполняющая скважину, а только часть ее {Лт), равная

Ат=р05ск& , (1)

где ро- плотность жидкости, кг/м3;

площадь поперечного сечения скважины, м2; к - скорость перемещения скачка уплотнения, м/с; А время, с.

В эпицентре заряда образуется парогазовый пузырь, который начинает интенсивно расширяться до момента уравновешивания его внутреннего давления внешним гидростатическим.

После этого начинается обратная деформация (сжатие) парогазового пузыря, вызванная действием веса вышележащего столба жидкости в скважине.

11

Пульсации парогазового пузыря оказывают интенсивное репрессионно-депрессионное воздействие на ПЗП через отверстия фильтра колонны, которые к этому времени уже очистились от АСПО за счет высокой температуры и носят постепенный затухающий (в течение 3-5 мин) характер.

Давление парогазовой смеси при этом достегает своего пикового значения (110-120 МПа) и прорывается через отверстия фильтра.

Протекающие при этом пульсации парогазового пузыря способствуют эффективной очистке ПЗП и интервала перфорации.

За период с 2000 по 2007 годы с помощью указанной модификации тер-могазобарического устройства на Акташской площади были обработаны 16 скважин, эксплуатирующих продуктивные коллекторы пашийского горизонта девонских отложений.

При выборе объектов для обработки ТГБВ учитывались критерии, указанные в соответствующих РД, которые рекомендовали выбирать для воздействия на пласты с пористостью не менее 15%, глинистостью менее 2%, обводненностью не более 40%, расстоянием до ближайшего водоносного пласта не менее 5м и величиной зумпфа не менее Юм. Согласно РД проводилась дополнительная перфорация с плотностью от 10 до 20 отв./м.

На основании результатов выполненного автором анализа применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ на 16 скважинах Акташской площади были построены графики, отражающие корреляционно-статистические связи между параметрами, характеризующими полученный технологический эффект (Д<3„,т/мес.; AQB,T/Mec.; АТ,мес.; ДКпр,т/сутМПа), и геолого- промысловыми (Кн,%; к,мкм2; Ь,м; Нпср,м; Пф,м/о; Нзпф,м; qB, %; qH, т/сут; ДР„/ДРд) факторами объекта обработки. Всего было установлено 19 •корреляционно-статистических связей с различной степенью корреляции.

С целью количественной оценки диагностических критериев использования установленных корреляционно-статистических связей для технико-экономического обоснования выбора объектов обработки в условиях Акташ-

ской площади автором был введен технологический критерий эффективности от применения технологий, направленных на прирост добычи нефти (в расчете на одно геолого-техническое мероприятие) для восполнения потерь от различных причин с целью выполнения показателя проектной добычи нефти по Акташской площади, который позволил установить их оптимальные критериальные границы.

Одновременно, учитывая вероятностный характер установленных корреляционно-статистических связей, автором была проведена оценка степени риска использования полученных критериев при выборе объектов для их обработки методом ТГБВ.

Результаты обработки установленных корреляционно-статистических связей, количественные значения границ диапазона диагностических критериев и уровень риска их использования для обоснованного выбора объектов обработки методом ТГБВ приведены в таблице 2, из которой следует, что оптимальный технико-экономический эффект может быть достигнут при использовании диагностических критериев, существенно отличающихся от рекомендованных вышеупомянутым РД.

Из произведенного сопоставления, можно сделать вывод о том, что данный метод ТГБВ может применяться с необходимой технологической эффективностью на очень ограниченном числе объектов.

Так, если использовать критерий предельной обводненности (< 20%), то скважин с таким уровнем обводненности имеется не более 17%. Если использовать в качестве дополнительного критерия минимально допустимый дебит по нефти (> 3 т/сут), то скважин с таким уровнем дебита имеется не более 2627% от всего эксплуатационного фонда. А что касается критерия, связанного с допустимой величиной зумпфа, то согласно выполненным исследованиям, он может и должен быть менее 20 м; кстати, доля скважин с таким зумпфом составляет 64-65%, а согласно РД - более 10 м (доля скважин соответственно меньше - 35-36%). Что касается требований к начальной нефтенасыщенности

(> 84%), то доля подходящих по этому критерию объектов не превышает 37%, а по предельной проницаемости (к>0,140 мкм2) и того меньше - 16%. На основании результатов выполненного автором анализа следует, что выбор объектов для применения технологии ТГБВ в условиях Акташской площади крайне ограничен и составляет не более 20-25% от общего фонда скважин.

Таблица 2 - Установленные корреляционные связи диагностических

критериев и значений факторов риска их применения

Вид корреляционной Диапазон диагности- Значение фак- Обозначение

зависимости ческих критериев тора риска, % фактора риска

1 ДС5»-Ч» 13 Ш

2 Ад„-К„ К„>84% 16 Я2

3 ДКщ, - кн К„>84% 16 ЯЗ

4 ДО, - Н,П(Ь Нзпф<20м 25 Я4

5 Д(}„ - Нзпф Нзп4<20М 25 Я5

б ДКП0 - Нзпф Нзп4<20м 25 Ы6

7 Д(}„-к 0,21>к >0,14 мкм2 26 Я7

8 ДКпп-к 0,21>к >0,14 мкм2 26 Я8

9 ДОа-Нп«, Нпер>11м 30 Я9

ю Д<3н - Яв Я „<20% 33 Я10

И ДСЗн-Пф Пф>0,29 м/о 33 Ю1

12 ДТ-ДРП/ДРЛ 2,6>ДРп/АРд>2 38 Ш2

13 ДО„ - ДР„/АРд 2,6>ДРП/ДРЛ>2 40 ЮЗ

14 ДСЗн-Ян Ян£3,0 т/сут 40 Я14

15 ДК„Р-Я„ Я „>3,0 т/сут 40 Ю5

16 ДТ-к 0,21>к >0,14 мкм2 43 Я16

17 Д<2„-к 0,21>к >0,14 мкм2 48 Ш7

18 ДОв-ДР./АРд 2,6>ДРп/ДРд>2 50 Ш8

19 ДС2в - Щ Пф>0,29м/отв. 65 Ю9

Из вышеизложенного можно сделать вывод о том, что установленные ограничения области применения метода ТГБВ в условиях Акташской пло-.щади необходимо преодолеть за счет комплексирования его с другими эффективными технологиями воздействия на ПЗП, расширяющими область его применения на больший класс объектов обработки.

В четвертой главе диссертационной работы приводятся результаты разработка комплексной технологии воздействия на интервал перфорации и ПЗП на основе метода ТГБВ, а также данные о ее производственном опробовании на скважинах Акташской площади.

Анализ результатов исследования корреляционно-статистических зависимостей, приведенных в главе 3 (см. таблицу 2) диссертационной работы, служит основой для понимания особенностей теплофизических процессов, протекающих в ПЗП при обработке ее методом ТГБВ.

В частности, очень важное и даже решающее значение на механизм термогазобарических процессов, протекающих в ПЗП при сжигании ПЗ, оказывают три обстоятельства (при неизменности всех остальных: количества ПЗ, его теплотворной - и газотворной- ТЛ^г способностей) - это ненаправленное. расфокусированное действие пороховых газов при сгорании порохового заряда, совершенство повторного вскрытия пласта перфорацией и наличие близкорасположенного зумпфа.

Ввиду того, что все процессы в обрабатываемой зоне протекают при высоких температурах, то основными реакциями в процессе преобразования углеводородов будут реакции пиролиза, что обуславливает преобразование асфальгено-смолистых и парафиновых кольматирующих отложений в углеводороды с меньшей молекулярной массой, за счет чего происходит существенное снижение их общей вязкости в ближней зоне, которая оказывается подготовленной к ее очистке путем дополнительного депрессионпого воздействия. Это создаст благоприятные предпосылки к комплексному применению ТГБВ для эффективной обработки ПЗП.

Необходимость уменьшения уровня обводненности обрабатываемого объекта до 20% вместо 40% и более обусловлено тем обстоятельством, что при прорыве под давлением парогазовоздушной смеси через очищенные от АСПО отверстия фильтра, происходит интенсивная гидрофилизация ближней зоны пласта.

В случае уменьшения зумпфа происходит эффект естественной фокусировки ударно-теплового воздействия в зоне фильтра, что приводит к еще более интенсивному прорыву парогазовоздушной смеси в ПЗП и, соответственно, большей ее гидрофилизации.

При проведении повторной перфорации проявляются два взаимоисключающих эффекта: с одной стороны - повышается эффективность декольмата-ции ПЗП, а с другой - создаются благоприятные условия для гидрофилизации ПЗП. Отсюда вытекает необходимость выбора ее оптимальной плотности, которая не должна превышать 4 отв./м и производиться с ПАВ.

Другой, важной проблемой, которую необходимо решить, является обеспечение получения положительного технологического эффекта от ТГБВ на коллекторах с обводненностью вплоть до предельно возможной (80-90 %).

Из практики проведения водоизоляционных работ (ВИР) в высокооб-водненных добывающих скважинах известно, что для снижения обводненности добываемой продукции необходимо закачать в ПЗП гидрофобную (обратную) эмульсию или любой другой водоизолирующий состав, способный блокировать гидрофильные интервалы пласта и создать в его ближней зоне гидрофобный экран, непроницаемый для воды.

В результате выполненных в предыдущих главах диссертационной работы исследований и учитывая их многофакторность, следует рекомендовать комплексную технологию очистки интервала перфорации и ПЗП от АСПО и кольматанта в процессе текущего ремонта скважин с целью повышения их производительности для терригенных коллекторов девонских отложений с высоким уровнем обводненности (> 80%), низкими текущими дебетами (от 1,5 т/сут и более), небольшими перемычками до ближайшего водоносного .пласта (> Зм), малыми зумпфами (> 5м) и невысокой фазовой проницаемостью (0,05 мкм2 и более), которая должна осуществляться в последовательности согласно разработанной этапности выполнения работ.

На первом этапе выполняют подбор скважин для данной технологии, который сводится к анализу температур в призабойной зоне пласта и забойных давлений, а также оценке динамики уменьшения коэффициента продуктивности скважин (изменения скин-фактора). Как дополнительный параметр анализа учитывается статистика выпадения АСПО на подземном оборудовании. Выборка таких скважин может производиться в информационно-поисковой программе "АРМИТС" ОАО "Татнефть" или по любой другой программе выборки и сортировки данных.

При этом выбираются девонские скважины с забойным давлением ниже давления насыщения или забойной температурой ниже температуры начала кристаллизации АСПО, а также уменьшившие дебит жидкости из-за снижения коэффициента продуктивности (изменения скин-фактора). Так как процессы формирования АСПО и кольматации ПЗП происходят постепенно, то выбираются скважины, которые проработали некоторое время (5-8 месяцев) в условиях, благоприятных для образования АСПО и кольматации ПЗП.

Комплексную технологию рекомендуется применять в скважинах, коэффициент продуктивности в которых снизился из-за отложения АСПО в интервале перфорации и продуктов кольматации в призабойной зоне пласта, характеризующихся следующими геолого-физическими условиями:

- при наличии неоднородных пропластков;

- обводненности до 80-90%;

- текущем дебите по нефти не менее 1,5 т/сут;

- величине перемычки до водоносного пласта не менее Зм;

- герметичной эксплуатационной колонне;

- качественном сцеплении цементного камня с породой и колонной в интервале 15-20м выше и ниже обрабатываемого пласта;

- когда зумпф не менее 5м от низа расположения заряда.

По разработахшой автором технологической схеме проведение комплексной технологии ТГБВ пооперационно выполняется в следующей последовательности:

1 Производится промывка скважины нефтью или водным раствором ПАВ в объеме не менее 1,5 объема скважины.

2 Производится дополнительная перфорация с плотностью не более 4 отв./м.

3 Определяется приемистость скважины путем нагнетания нефти или водного раствора ПАВ.

4 Закачивается расчетное количество гидрофобной (обратной) эмульсии в дренированную зону пласта из расчета не менее 1,5 м3/1м перфорированной толщины пласта. Продавка выполняется нефтью или водным раствором ПАВ.

5 После подъема воронки производится спуск и проведение обработки интервала перфорации и призабойной зоны пласта с помощью термогазоба-рогенератора в интервале нефтенасыщенной его части.

6 Производится очистка призабойной зоны пласта свабированием в объеме, равном полутора объемам скважины.

Обратная эмульсия необходимого качества и в требуемом количестве приготавливается на стационарной установке или в условиях скважины согласно «Инструкции по приготовлению и регулированию параметров жидкости глушения на основе обратной эмульсии (ГЭР), стабилизированной эмульгаторами "Ялан-Э-1"».

Состав и параметры обратных эмульсий регулируются изменением соотношения водной и углеводородной составляющих раствора и степенью минерализации водного компонента и включает в себя:

- нефть девонскую товарную, кг/м3 - 870;

- эмульгатор Ялан-Э-1, кг/м3 - 950;

- пластовую девонскую воду, кг/м3 -1180.

Количество обратной эмульсии и значение ее вязкости для блокирования дренированной зоны пласта определяются для каждой скважины индивидуально. Чем выше приемистость пласта, тем больше объем эмульсии и выше значения вязкости. Условная классификация приемистости и соответ-

ствующее ей количество эмульсии с необходимой условной вязкостью приведены в таблице 3.

Повторная перфорация проводится в интервале работающей нефтенасы-щенной части пласта, а также той нефтенасыщснной части пласта, которая по данным промыслово-геофизических исследований (ГИС- комплекс "приток - состав") не работает. Средняя плотность зарядов на 1м не должна превышать 4 отверстий.

Таблица 3 - Классификация объектов по приемистости

Коэффициент приемистости, м3/час-МПа Минимальный объем эмульсии, м3 Условная вязкость по ВП-5, с

1,1-1,6 4-5 250-300

1,6-2,1 6-8 400-500

>2,1 10-12 600-700

Количество секций зарядов термогазобарогенератора и интервал их размещения в стволе скважины напротив интервала перфорации выбирается в зависимости от нефтенасыщенной толщины пласта, определяемой также по данным ГИС, проведенным до применения данной технологии.

Разработанная автором комплексная технология ТГБВ была апробирована с его участием на двух участках Акташской площади, где добывающие скважины № 1218 и 2321 были выбраны в качестве очаговых, а остальные пять выполняли роль реагирующих.

До и после проведения комплексной технологии ТГБВ на обрабатываемых скважинах был выполнен необходимый комплекс (РД 153-39.0-38405) исследований, включавший определение скин-фактора, снятие профилей притока пласта, проведение оценки качества крепления скважин.

Реакция очаговых скважин на применение комплексной технологии, предложенной автором и выполненной в соответствии и последовательности вышеназванных этапов, а также эффект от ее применения по всем скважинам, входящим в пределы двух выбранных участков, определялись по методике в соответствии с нормативными положениями, действующими в ОАО

"Татнефть". Технологический эффект представлен в таблице 4 и составляет за 2007-2008гг. 4200 тонн дополнительно добытой нефти.

Таблица 4 - Результаты применения комплексной технологии ТГБВ

№ скв. Интервал перфорации, ь, м Величина перем. Нпср, М Коэфф. качества цеме-нтир., Ккач Депрессия, ДР Скин-фактор, в Данные о добыче

ДО ТГБВ, МПа после ТГБВ, МПа до ТГБВ после ТГБВ до ТГБВ после ТГБВ

Чн, т/сут Ч», % Чн, т/сут ч». 1 %

Участок 1

1 1218 1664,0-1683,4 3,2 0,53 7,2 4,6 1,323 -0,180 1,6 84,5 4,9 62,7

2 1356 1700,0-1718,8 5,2 0,58 4,0 3,9 0,342 0,020 7,9 94,0 12,2 90,0

3 1217 1681,6-1704,0 8,8 0,91 7,4 7,3 -0,153 -0,189 6,9 92,3 7,2 91,5

4 1918 1656,4-1676,0 4>2 0,63 2,2 2,1 -0,084 -0,099 8,7 95,8 12,2 93,8

Участок 2

5 2321 1732,4-1737,4 7,6 0,75 7,1 5,6 0,280 -0,293 0,9 55,0 3,6 24,5

6 3415 1646,8-1648,6 9,0 0,13 5,3 5,4 -0,202 -0,223 5,6 97,0 7,2 96,0

7 1775 1720,6-1745,0 3,0 0,80 3,2 3,1 0,309 0,049 3,6 95,0 6,2 91,0

Итого по участку 1 и 2 В среднем на один участок 35,2 17,6 53,5 26,8

Приведенные результаты исследований дают основание считать, что разработанная комплексная технология ТГБВ очистки интервала перфорации и ПЗП в процессе текущего ремонта скважин является эффективной операцией по повышению производительности скважин. На рисунке 2 приведен пример диаграммы профиля притока жидкости из пласта по скважине № 1218 до и после применения комплексной технологии ТГБВ, показывающий перераспределение добываемой продукции по интервалам пласта. В результате такого воздействия вступили в работу ранее не работавшие интервалы, имеющие большую текущую иефтенасыщенность, и исключились из работы интервалы притока воды. Результаты контроля за содержанием воды в добываемой жидкости из очаговых (№ 1218 и 2321) и реагирующих скважин опытных участков показали, что после применения данной технологии происходит уменьшение обводненности обработанных и окружающих их

скважин, обеспечивающее дополнительную добычу нефти, уменьшение объемов попутно добываемой воды.

Рисунок 2 - Диаграммы профиля притока добывающей скважины № 1218 до (а) и после (б) применения комплексной технологии воздействия на ПЗП

Это явилось результатом закачки гидрофобизирующего раствора, который обеспечил не только блокирование в пласте промытых, гидрофильных прослоев, но также охват пласта воздействием со стороны соседних нагнетательных скважин и привел к восстановлению режима активного вытеснения нефти в пределах выбранного участка к забоям соседних реагирующих скважин.

По результатам успешного опробования рекомендованной технологии автором утвержден проект "Временной инструкции по применению усовершенствованной технологии очистки фильтра и декольматации призабойной зоны пласта на добывающих скважинах с терригенными коллекторами",

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 По результатам выполненного анализа эффективности различных методов повышения коэффициента продуктивности скважин (химических, физико-химических, физических), осложненных АСПО и кольматацией ПЗП,

показано, что на завершающей стадии разработки термогазобарическая обработка обладает наибольшей эффективностью по сравнению с остальными методами.

2 Исследованием корреляционных связей геолого-промысловых данных по скважинам к моменту воздействия, а также фильтрационно-емкостных свойств коллекторов установлены геолого-промысловые критерии эффективного применения метода, позволившие установить границы применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ. Определено, что выбор объектов для данного метода в условиях Акташской площади составляет не более 20- 25% фонда скважин.

3 На основании анализа применения данной технологии установлены интервалы неопределенности выбранных границ изменения, влияющих на технологическую эффективность факторов относительно всего диапазона их существования (проявления), и оценен уровень технологического риска использования этих факторов, который изменяется от 13 до 65 %.

4 Уточнен механизм протекания теплофизических процессов в интервале перфорации и ПЗП при обработке ее ТГБВ, при повторной перфорации на депрессии и с применением ПАВ. Показано преобладание при этом процессов гидрофилизации ПЗП, а также доказана возможность компяексирования метода ТГБВ с технологиями, блокирующими водонасыщенные каналы для расширения области ее применения.

5 Предложена комплексная технология, включающая ТГБВ с дополнительной перфорацией и закачкой в пласт водоизолирующего гидрофобизи-рующего раствора с целью повышения эффективности очистки интервала перфорации от АСПО и ПЗП от кольматанта и блокирования промытых высокопроницаемых каналов для увеличения охвата пласта воздействием в добывающих скважинах, эксплуатирующих высокообводненные терригенные коллекторы, что позволяет расширить границы области ее применения и увеличить потенциальный фонд скважин для обработки в 1,5- 2 раза.

6 Дополнительная добыча нефти от применения разработанной автором технологии по скважинам, входящим в пределы двух выбранных участков, за 2007- 2008гг. составила 4200 тонн.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 12 научных трудах, их них 6 опубликованы в изданиях, включенных в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ:

1 Гуторов Ю.А. Пути повышения эффективности различных методов увеличения нефтеотдачи в условиях Среднего Поволжья / Ю.А.Гуторов, С.А.Калташов, А,Ю.Гуторов // Нефть и газ-2001: Проблемы добычи, транспорта и переработки: межвузовский сб. науч. тр. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001.- С.27-36.

2 Гуторов Ю.А. Анализ эффективности различных методов интенсификации нефтеотдачи в условиях Среднего Поволжья / Ю.А.Гуторов, С.А.Калташов, А.Ю.Гуторов // Каротажник: научно-технический вестник,-Тверь: АИС, 2002,- Вып. 93.- С.119-120.

3 Гуторов А.Ю. Анализ и пути совершенствования разработки 5 блока Акташской площади Ново-Елховского месторождения Н Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: межвузовский сб. науч. тр.-Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004.- С.360-361.

4 Гуторов А.Ю. Анализ эффективности применения технологии термо-имплозионной обработки скважин в условиях терригенных коллекторов Ново-Елховского нефтяного месторождения // Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 2006.- № 6.- С.63-66.

5 Гуторов А.Ю. Современные тенденции в разработке различных видов технологий СКО и пути их оптимизации с целью повышения эффективности применения / А.Ю.Гуторов, Ю.А.Гуторов // Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 2006.- № 10,- С. 18-21.

6 Гуторов А.Ю. О некоторых особенностях выбора объектов воздействия с целью увеличения нефтеотдачи методом термоимплозии на поздней стадии разработки месторождений / А.Ю.Гуторов, Е.В.Воронова // Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. науч. тр.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006.-Т.1.- С.82-88.

7 Гуторов А.Ю. Особенности выработки продуктивных пластов и пути совершенствования системы разработки нефтяных месторождений республики Татарстан на поздней стадии эксплуатации / А.Ю.Гуторов, Г.Н.Шариков // Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. науч. тр.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006.-Т. 1,-С.88-103.

8 Гуторов А.Ю. О возможности оптимизации технологии термогазоба-рического воздействия на ПЗП добывающих скважин в условиях поздней стадии эксплуатации Акташской площади Ново-Елховского месторождения // Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 2008.- № 2. - С.21- 25.

9 Гуторов А.Ю. К вопросу о путях повышения эффективности термога-зобарической обработки призабойной зоны пласта в условиях терригенных коллекторов девонских отложений // Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 2008.-№ 1.-С.27-31.

10 Гуторов А.Ю. Результаты исследования причин роста обводненности продукции после термогазобарической обработки ПЗП добывающих скважин в условиях Акташской площади Ново-Елховского нефтяного месторождения // Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ, 2008.- № 3. - С.28-31.

11 Гуторов Ю.А. Информационный контроль и сопровождение капитального ремонта нефтегазовых скважин / Ю.А.Гуторов, А.Ю.Гуторов,- Октябрьский: Изд-во "Октябрьская городская типография", 2008. - 230с.

12 Мухаметшин В.Ш. К вопросу о возможности оценки степени риска обоснованного выбора объектов обработки призабойной зоны пласта методом термогазобаровоздействия / В.Ш.Мухаметшин, А.Ю.Гуторов // Нефтепромысловое дело,- М.: ВНИИОЭНГ, 2008.- № 8. - С.28-29.

Подписано в печать 26.02.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 45.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Гуторов, Александр Юльевич

Введение .4

Глава 1 Особенности геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных коллекторов тер-ригенной толщи девонских отложений.9

1.1. Геолого-физическая характеристика Акташской площади Ново-Елховского нефтяного месторождения.9

1.2. Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных коллекторов девонских отложений .12

1.3 Влияние геологического строения и ФЕС продуктивных пластов на особенности их разработки.15

1.4. Физико-химические свойства и состав углеводородного сырья продуктивных отложений.26

1.5. Состояние разработки продуктивных коллекторов девонских отложений.29

Глава 2 Технологическая эффективность современных методов интенсификации нефтедобычи.38

2.1 Причины выпадения АСПО и результаты применения различных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) по их удалению.38

2.2 Анализ возможности повышения эффективности термо-газобарического воздействия (ТГБВ) с целыо повышения производительности скважин.48

Глава 3 Перспективы совершенствования методов воздействия на

ПЗП и межскважинное пространство (МСП).60

3.1 Исследование степени влияния геолого- промысловых факторов и ФЕС на эффективность ТГБВ.60

3.2 Изучение влияния качества крепления скважин на обводненность продукции после проведения ТГБВ.82

3.3 Перспективы и возможности оптимизации режима нестационарного заводнения для обеспечения эффективного воздействия на МСП с целью повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) .90

Глава 4 Разработка и внедрение эффективной технологии повышения нефтеотдачи пластов на завершающей стадии разработки месторождений.106

4.1 Анализ условий достижения максимального технико-экономического эффекта при применении технологии ТГБВ. 106

4.2 Разработка комплексной технологии ТГБВ и результаты ее применения.115

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка комплексной технологии термогазобаровоздействия на призабойную зону пласта на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений"

Актуальность проблемы. Ново-Елховское нефтяное месторождение, основным продуктивным объектом которого являются терригенные коллекторы девонских отложений, вступило в завершающую стадию разработки. Основными негативными признаками этой стадии являются неуклонный рост обводненности добываемой продукции и постепенное уменьшение производительности скважин, одной из причин которой является интенсивное отложение асфальто-смоло-парафиновые осадков (АСПО) в интервале перфорации и призабойной зоне пласта (ПЗП). Этот процесс носит прогрессирующий характер из-за интенсивного охлаждения пласта за счет закачки в него больших объемов холодной воды для поддержания пластового давления (ППД).

Широко распространенные к настоящему времени методы борьбы с АСПО в существующих условиях оказались малоэффективными.

В последние годы появились методы, основанные на использовании твердых ракетных топлив с высокой теплотворной способностью, регулируемым временем горения. Положительные качества этих изделий, связанные с их относительной дешевизной и компактностью, возможностью создания на их основе специализированных мобильных устройств, доставляемых в скважины на каротажном кабеле, относительно непродолжительный процесс обработки с их помощью ПЗП позволили создать целое направление в области технологии интенсификации притока нефти.

Однако было установлено, что они имеют относительно узкую область применения, ограниченную величиной обводненности, величиной перемычки до ближайшего водоносного пласта и допустимой величиной качества изоляции заколонного пространства в скважинах, выбранных для обработки [22,71,78].

Подобные условия, особенно на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений, существенно ограничивают применение метода ТГБВ на ПЗП и не позволяют максимально использовать его высокие потенциальные возможности для повышения производительности скважин.

Цель диссертационной работы

Разработка комплексной технологии повышения производительности добывающих скважин на основе термогазобарического воздействия (ТГБВ) путем исследования и оптимизации условий его применения при эксплуатации терригениых коллекторов девонских отложений на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений.

Основные задачи исследования

1. Анализ эффективности различных методов повышения коэффициента продуктивности скважин, осложненных АСПО в интервале перфорации и продуктами кольматации ПЗП.

2. Исследование влияния геолого-промысловых условий в скважинах (таких как обводненность, текущий дебит по нефти, величина перемычки, величина зумпфа) к моменту воздействия, а также фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) терригенных коллекторов на результат применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ и обоснование выбора критериев для его применения в условиях Акташской площади.

3. Оценка степени неопределенности и уровня технологического риска использования этих критериев.

4. Изучение особенностей протекания теплофизических процессов в продуктивном пласте при ТГБВ, при повторной перфорации на депрессии и с применением поверхностно-активных веществ, а также возможность их ком-плексирования с другими технологиями с целью расширения области ее применения.

5. Разработка комплексной технологии ТГБВ с целью повышения коэффициента продуктивности скважин, осложненных АСПО в интервале перфорации и продуктами кольматации ПЗП, эксплуатирующих высокообводнен-ные терригенные коллекторы на завершающей стадии их разработки.

Методы исследования

Использование корреляционно-статистических методов обработки промыслового и экспериментального материала, построения геологических и гидродинамических компьютерных моделей продуктивных отложений.

Научная новизна

1. Установлено влияние геолого-промысловых факторов объекта обработки (проницаемости, нефтенасыщенности, начальной обводненности продукции, величины дебита нефти до обработки, величины перемычки до водоносного пласта, плотности повторной перфорации, депрессии на пласт, величины зумпфа) на результат применения технологии ТГБВ и обоснованы критерии выбора объектов для ее эффективного применения.

2. Показано, что применение водоизолирующих гидрофобизирующих составов до проведения ТГБВ позволило за счет контакта составов с пластовыми системами гидрофобизировать поверхность каналов фильтрации и увеличить фильтрационное сопротивление в обводненной части пласта, что создает условия для применения предлагаемой комплексной технологии ТГБВ в высокообводненных скважинах.

На защиту выносятся

1. Результаты исследования влияния геолого-промысловых условий и ФЕС продуктивных объектов на технико-экономическую эффективность применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ.

2. Критерии выбора объектов для обработки ТГБВ с целью повышения коэффициента продуктивности скважин при обводненности до 80-90 %.

3. Комплексная технология ТГБВ в скважинах, коэффициент продуктивности которых снижен отложениями АСПО в интервале перфорации и продуктами кольматации в ПЗП и эксплуатирующих высокообводненные терригенные коллекторы на завершающей стадии их разработки.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Разработанная комплексная технология ТГБВ за счет применения до воздействия водоизолирующих гидрофобизирующих составов на месторождении с высокообводненными терригенными коллекторами позволяет расширить возможности выбора объектов и увеличить потенциальный фонд скважин для обработки в 1,5-2 раза по сравнению с технологией ТГБВ, применяемой в ОАО "Татнефть", где выбор объектов для обработки в условиях Акташской площади составляет не более 20-25% фонда скважин.

2. Внедрение на двух опытных участках Акташской площади Ново-Елховского нефтяного месторождения разработанной автором комплексной технологии позволило получить технологический эффект в 4200 тонн дополнительно добытой нефти и одновременно уменьшить объемы попутно добываемой воды.

3. Разработанная "Временная инструкция по применению усовершенствованной технологии очистки фильтра и декольматации призабойной зоны пласта на добывающих скважинах с терригенными коллекторами" используется в НГДУ "Елховнефть" ОАО "Татнефть" в качестве нормативного документа в области повышения нефтеотдачи пластов при проведении текущего ремонта скважин.

Автор выражает благодарность за оказанную помощь и ценные советы при выполнении настоящей работы своему научному руководителю- профессору, д.г.-м.н. В.Ш.Мухаметшину, следующим сотрудникам и коллегам по работе в НГДУ "Елховнефть": главному инженеру НГДУ- Р.И.Шафигуллину и главному геологу И.З.Чупиковой, а также заведующему лабораторией стимуляции скважин института "ТатНИПИнефть"- д.т.н. М.Х.Мусабирову за помощь и консультации при проведении опытно- методических работ.

Апробация работы.

Основные результаты работы докладывались и обсуждались на геологической конференции НГДУ "Заинскнефть" в марте 2004 года, научно-практической конференции НГДУ "Заинскнефть" в мае 2005 года, научно-технической конференции ОАО "Татнефть" в г. Альметьевске в июне 2007 года, а также на научно-практических конференциях при УГНТУ (филиал в г. Октябрьский) в 2001, 2004, 2005, 2006 и в 2007г.г.

Публикации.

По результатам работы опубликовано 12 научных трудов, в том числе 6 статей в рецензируемых изданиях; опубликована также одна монография в соавторстве.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Гуторов, Александр Юльевич

Выводы н рекомендации.

Полученные в результате выполненных исследований данные позволяют уточнить диагностические критерии выбора продуктивных терриген-ных коллекторов девонских отложений Акташской площади Ново-Елховского месторождения для регламентированной в ОАО "Татнефть" тер-могазобарической обработки ПЗП в штатном исполнении, а именно:

1. Начальная (до эксплуатации) нефтенасыщенность пласта должна быть не менее 84%;

2. Начальная (до обработки) обводненность добываемой продукции должна быть не более 20%;

3. Начальный (до обработки) дебит по нефти должен быть не менее 3,0 т/сут.;

4. Коэффициент проницаемости должен быть не менее 0,140 мкм и не более 0,210 мкм2;

5. Минимальное расстояние до нижнего водоносного пласта должно быть не менее 11 м.;

6. Среднее расстояние между отверстиями при проведении повторной перфорации должно быть не менее 0,29 м/отв.;

7. Величина отношения значении депрессии на ПЗП после обработки и до обработки должна быть не менее 2,0 и не более 2,6.

8. Величина зумпфа на забое скважины должна быть в пределах 20м.

Полученные результаты позволяют установить более обоснованные оптимальные критерии выбора объектов для применения регламентированной в ОАО "Татнефть" термогазобарической обработки ПЗП по сравнению с известными официальными рекомендациями, которые носят более общий характер, не всегда учитывающий геолого-промысловые и ФЕС особенности конкретных площадей и залежей, представленных терригенными коллекторами девонских отложений [22].

3.2 Изучение влияния качества крепления скважин на обводненность продукции после проведения ТГБВ

Сравнительный анализ технологической эффективности ТГБВ с такой технологией повышения производительности скважин, как бурение бокового ствола (БС) показывает [23,67,68], что она уступает ей весьма немного (не более чем в 1,5раза) при значительно более низкой (в 5-7 раз) себестоимости работ.

Однако более детальное исследование автором влияния различных геолого-физических факторов на конечный технологический эффект показало, что в некоторых случаях наряду с ростом дополнительной добычи по нефти после обработки с помощью ТГБВ ПЗП добывающих скважин наблюдается существенное увеличение обводненности добываемой продукции.

Так, например, согласно результатов, полученных автором, приведенных в работе [27], было установлено, что значительное влияние на обводненность продукции оказывают величина перемычки между продуктивным пластом и ближайшим к нему водоносным, а также размер зумпфа. Причем, и в первом и во втором случаях обводненность продукции оказывается тем выше, чем меньше по величине упомянутые параметры.

Учитывая аномальное воздействие на колонну генерируемых в скважине теплового и репрессионного импульсов, можно предположить, что рост обводненности после ТГБВ объясняется также возникновением под их влиянием необратимых разрушений цементного кольца и соответствующим ухудшением его водоизолирующих возможностей.

Чтобы проверить правильность сделанного предположения автором был проведен анализ влияния состояния цементного кольца на его водоизо-лирующую способность до и после обработки ПЗП с помощью ТГБВ.

С этой целью автором на Акташской площади были выбраны 17 скважин, где была проведена обработка ПЗП с помощью ТГБВ, и 34 соседних с ними добывающих скважин, всего 51 скважина. Затем был оценен коэффи

82 циент качества цементирования вблизи интервала перфорации по данным акустической цементометрии (АКЦ) [31,64,73,80] и сопоставлен с величиной текущей обводненности добываемой продукции. Полученные результаты приведены в таблице 3.2.

На основе данных, представленных в таблице 3.2 была построена статистическая зависимость между величиной коэффициента качества цементирования и значениями текущей обводненности добываемой продукции до и после обработки ТГБВ. Результат полученной статистической связи между этими параметрами приведен на рис. 3.21.

Из полученного на нем распределения следует, что обводненность добываемой продукции уменьшается с ростом величины коэффициента качества первичного цементирования.

Заключение

В диссертационной работе автором в результате выполненных исследований разработана комплексная технология повышения производительности добывающих скважин, эксплуатирующих высокообводненные терриген-ные коллектора девонских отложений на завершающей стадии разработки, основанная на комплексном применении термогазобарического воздействия на ПЗП в сочетании с предварительной закачкой водоизолирующих составов и последующей ее очисткой путем свабирования.

В ходе решения поставленной перед автором цели работы были получены следующие важные научные результаты:

1. По результатам выполненного анализа эффективности различных методов повышения коэффициента продуктивности скважин (химических, физико- химических, физических), осложненных АСПО и кольматациен ПЗП, показано, что на завершающей стадии разработки термогазобарнческая обработка обладает наибольшей эффективностью по сравнению с остальными методами [46,50].

2. Исследованием корреляционных связей геолого-промысловых данных по скважинам к моменту воздействия, а также фильтрационно-емкостных свойств коллекторов установлены геолого-промысловые критерии эффективного применения метода, позволившие установить границы применения регламентированной в ОАО "Татнефть" технологии ТГБВ [27]. Определено, что выбор объектов для данного метода в условиях Акташской площади составляет не более 20- 25% фонда скважин.

3. На основании анализа применения данной технологии установлены интервалы неопределенности выбранных границ изменения, влияющих на технологическую эффективность факторов относительно всего диапазона их существования проявления), и оценен уровень технологического риска использования этих факторов, который изменяется от 13 до 65% [49,106].

4. Уточнен механизм протекания теплофизическнх процессов в интервале перфорации и ПЗП при обработке ее ТГБВ, при повторной перфорации на депрессии и с применением ПАВ. Показано преобладание при этом процессов гндрофилизацин ПЗП, а также доказана возможность комплекснрования метода ТГБВ с технологиями, блокирующими водонасыщенные каналы для расширения области ее применения [51,52].

5. Предложена комплексная технология, включающая ТГБВ с дополнительной перфорацией и закачкой в пласт водоизолнрующего гндро-фобнзирующего раствора с целью повышения эффективности очистки интервала перфорации от АСПО и ПЗП от кольматанта и блокирования промытых высокопроницаемых каналов для увеличения охвата пласта воздействием в добывающих скважинах [53,Прил.1], эксплуатирующих высокообводненные терригенные коллекторы, что позволяет расширить границы области ее применения и увеличить потенциальный фонд скважин для обработки в 1,5- 2 раза.

6. Разработанная комплексная технология ТГБВ прошла с участием автора опытно-промышленное опробование в НГДУ "Елховнефть" ОАО "Татнефть" в условиях, Акташской площади [Прил.2] н подтвердила высокую технологическую эффективность [Прил.З]. Дополнительная добыча нефти от ее применения по скважинам, входящим в пределы двух выбранных участков, за 2007- 2008гг. составила 4200 тонн.

В качестве перспективы развития научного направления, связанного с решением проблемы извлечения трудноизвлекаемых запасов предполагается разработать комплексную технологию на основе ТГБВ+ перфорация+ гидро-фобизация) с одновременным воздействием на межскважинное пространство путем использования селективных водоизолирующих составов в сочетании с оптимизацией режима нестационарного заводнения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гуторов, Александр Юльевич, Уфа

1. Р.Х.Муслимов, А.М.Шавалиев, Р.С.Хисамов и др. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского месторождения//М.: ВНИИОЭНГ, 2т.-1995.-230С.

2. Р.Х.Муслимов. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения// КазаныКГУ.-1974.- 88С.

3. АРМ "Лазурит. Версия 98М". Руководство пользователя ОАО "Тат-нефть'У/ТатНИПИнефть. нТЦРИТ.- Бугульма:1999.- 44С.

4. Е.В.Воронова. Компьютерное моделирование- эффективное средство контроля и управления выработкой запасов многопластовых залежей нефти на поздней стадии их эксплуатации//Межвузовский сборник научных трудов:

5. Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.- Уфа:2004.-С.59-65.

6. Р.Х.Муслимов. Особенности выработки пластов и совершенствования системы разработки нефтяных месторождений на поздней ста-дии//Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Татарии.- Альметьевск: ОАО "Татнефть". 1981.

7. С.А.Султанов и др. Оценка нефтеотдачи пласта Д1 Бавлинского нефтяного месторождения// Ж. "Татарская нефть"- Казань: 1961.- № 3.

8. И.А.Гуськова. Механизм и условия формирования АСПО на поздней стадии разработки нефтяного месторождения//Диссертация. на соискание ученой степени к.т.н., ТатНИПИнефть.-Бугульма: 1998.- 172С.

9. В.Е.Кащавцев, Ю.П.Гаттенбергер, с.Ф.Люшин. Предупреждение со-леобразования при добыче нефти// М.: Недра. 1985.- 215С.

10. А.Г.Габдрахманов. О причинах образования кристаллических осадков и совершенствование методов борьбы сними//Нефтяное хозяйство.- М.: 1973.-№2.- С.46-49.

11. С.Ф.Люшин, А.М.Ершов, Ф.А.Гарипов и др. О причинах отложения гипса в скважинах НГДУ "Чекмагушнефть"//Тр.БашНИПИнефть.- Уфа: 1973.- вып.34.- С.79-90.

12. А.П.Крылов. Основные принципы разработки нефтяных залежей с применением нагнетания рабочего агента в пласт// Труды МНИ,- М.: Гостоп-техиздат.-1953.- вып. 12.

13. Р.Г.Галеев. Повышение выработки трудно извлекаемых запасов углеводородного сырья//М.: КубК-а. 1997.-352С.

14. Г.З.Ибрагимов, В.А.Сорокин, Н.И.Хисамутдинов. Химические реагенты для добычи нефти//Справочник рабочего.- М.: Недра.-1986.- 240С.

15. М.Х.Мусабиров. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин// М.: ВНИИОЭНГ.-2002.-224С.

16. П.П.Галенский. Борьба с парафинами при добыче нефти// М.: Гос-топтехиздат.- I960.- 88С.

17. В.И.Кудинов Совершенствование тепловых методов разработки ме-строждений высоковязкой нефти//М.:Нефть и газ.-1996.-280С.

18. В.А.Амиян, Н.П.Васильева, А.А.Джавадян. Повышение нефтеотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения/Юбзор сер. "Нефтепромысловое дело".-М.:ВНИИОЭНГ.-1997,- С12- 14.

19. РД № 153-39.0-336-04. Инструкция по применению термогазогенератора импульсного скважинного ТИС-1 для воздействия на призабойную зону пласта//ОАО"Татнефть"- ООО НТП "ВУГЭЦ",- 2004.- 18С.

20. А.Ю.Гуторов. Анализ эффективности применения технологии термо-имплозионной обработки скважин в условиях терригенных коллекторов Но-во-Елховского нефтяного месторождения//НТЖ "Нефтепромысловое дело»",-М.: ВНИИОЭНГ.-2006.-№ 6.- С.63-66.

21. А.В.Гулимов, Н.М.Зараменских. Элементы теории процесса имплозии. Скважинные геофизические технологии на рубеже веков//Сб.статей ОАО НПП ВНИИГИС- Уфа: 2000.- С.393- 403.

22. Н.М.Зараменских, А.В.Гулимов. Термобарическое воздействие на нефтяной пласт с термогазогенераторами на основе твердых ракетных топ-лив. Скважинные геофизические технологии на рубеже веков//Сб. статей ОАО НПП ВНИИГИС,-Уфа: 2000,- С.404-410.

23. А.И.Кузнецов, Н.Н.Мухаметдинов. Термоимплозионный метод обработки призабойной зоны нефтяного пласта//НТВ "Каротажник".-ТверыАИС.- 1997.- вып. 40.- С.81- 85.

24. А.И.Кузнецов, Н.М.Зараменских, Н.Н.Мухаметдинов и др. Некоторые новые возможности термоимплозионного метода обработки призабойной зоны нефтяного пласта.//НТВ "Каротажник.- Тверь: АИС.-1999.- вып. 64- С.66-69 .

25. А.В.Гулимов, Н.М.Зараменских, А.И.Кузнецов и др. Термогазодинамическое воздействие на нефтяной пласт// ОАО НПП ВНИИГИС.- Октябрьский: 1999.- С.36.-Деп.ВИНИТИ 28.04.99 № 1379-В99.

26. П.А.Прямов, Д.А Бернштейн, М.Г.Гуфранов. Руководство по применению акустических и радиометрических методов контроля качества цементирования нефтяных и газовых скважин.- Уфа: ВНИИНПГ.- 1978.- 109С.

27. Е.В.Воронова. Разработка методики оценки распределения остаточных запасов нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации//Диссертация на соискание учено степени к.т.н.- Уфа: УГНТУ.- 2007-268С.

28. М.Л.Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов// М: Недра.-1985.- 215С.

29. Р.Х.Муслимов. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения// Казань: КГУ.- 2003.- 596С.

30. И.И.Клищенко, А.В.Григорьев, А.П.Телков. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин// М.: Недра.- 1998.-267С.

31. Н.Н.Непримеров, А.Г.Шарагин. Внутриконтурная выработка нефтяных пластов// Казань: КГУ.- 1961.- 261С.

32. В.М.Добрынин. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа// М.: Недра.- 1970.- 241С.

33. Г.Д.Голф-Рафт. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов// М.: Недра.- 1986.- 486С.

34. Р.Н.Дияшев, А.В.Костерин, Э.В.Скворцов. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах// Казань: КГУ.- 1999.- 237С.

35. Л.А.Крауклис, П.В.Крауклис. Кинематика и динамика гидроволн, распространяющихся в обсаженной скважине// Вопросы динамической теории распространения сейсмических волн.- М.: Наука.- 1979.- вып. 19.- С.91-98.

36. Ю.М.Малокович. Релаксационная фильтрация// Казань: КГУ.-1980.-128С.

37. Г.И.Баренблатт, Ю.П.Желтов. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах// М.: Наука. Докл. АН СССР,- i960.- т.132.- № з- С.89- 101.

38. Р.С.Хисамов, Э.И.Сулейманов и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений// М.: ВНИИОЭНГ.-1999.- 227С.

39. А.Ю.Гуторов , Ю.А.Гуторов, С.А.Калташов. Анализ эффективности различных методов интенсификации нефтеотдачи в условиях Среднего Поволжья// НТВ "Каротажник",- Тверь: АИС.- 2002 .- вып. 93.- С.119- 120.

40. А.Ю.Гуторов. Анализ и пути совершенствования разработки 5 блока Акташской площади Ново-Елховского месторождения// Межвузовский сборник научных трудов: Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.- Уфа: УГНТУ.- 2004.- С.360-361.

41. А.Ю.Гуторов, Ю.А.Гуторов. Современные тенденции в развитии различных видов технологий соляно-кислотных обработок и пути их оптимизации с целью повышения эффективности применения//НТЖ "Нефтепромысловое дело".- М.: ВНИИОЭНГ.- 2006.- № 10.- С.18-21.

42. А.Ю.Гуторов. К вопросу о путях повышения эффективности термога-зобарической обработки призабойной зоны пласта в условиях терригенных коллекторов девонских отложений// НТЖ "Нефтепромысловое дело".- М.: ВНИИОЭНГ.-2008.- № 1.- С.27- 31.

43. А.Ю.Гуторов, И.З.Чупикова, Р.А.Афлетонов, Д.Н.Макаров. Способ обработки призабойной зоны пласта//3аявка на изобретение № 2007143427/03(047570) от 10.12. 2007г.

44. Ю.А.Гуторов, А.Ю.Гуторов. Физические основы механизма воздействия нестационарного заводнения на продуктивные коллекторы в системе

45. ППД//Сборник научных трудов: Технологии нефтегазового дела.- Уфа: изд.1. УГНТУ,- 2007.- С.55- 65.

46. Б.И.Леви, В.И.Дзюба. Исследование эффективности разработки нефтяных месторождений на основе экономико-математического моделирования// Обзор ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело".- М.: 1982.- вып.21.

47. С.А.Жданов, Г.С.Малюгина. Исследование факторов риска при применении методов нефтеотдачи пластов// Обзор ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело".- М.: 1986.- вып.5 (112).

48. Р.Х.Муслимов, А.М.Шавалиев, Р.Г.Хамзин. Циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана// Геология, геофизика нефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ 1993.- № 8.- С.24- 29.

49. Геолого-промысловый анализ разработки горизонтов ДО и Д1 Ново-Елховского нефтяного месторождения: Отчет по договору № 90.394.91// ТатНИПИнефть; Руководитель Л.В.Просвиркина, В.Л.Коцюбинский,- Бу-гульма: 1992.

50. Уточнение геологического строения и подсчет запасов нефти горизонтов Д1 и ДО Ново-Елховского месторождения: Отчет по договору № 22.76// ТатнИПИнефть; Руководитель В.Г.Грызунов,- Бугульма: 1993.

51. В.Л.Коцюбинский. О способах построения пластовых карт прерывистых коллекторов//М.: Геология нефти и газа .-1971.- № 1.

52. М.В.Кривоносов. Некоторые результаты исследования прочности цементного кольца между интервалами перфорации// Сб.- Опыт одновременной раздельной эксплуатации.- М.: ЦНИИТЭнефтегаз.- 1964.

53. Инструкция по определению предельно- допустимых и оптимальных забойных давлений добывающих скважин для терригенных коллекторов нефтяных месторождений Татарии. Руководитель Р.Н.Дияшев,- Бугульма: 1982.

54. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений// Добыча нефти.- М.: Недра.- 1983.

55. Анализ эффективности и формирование нормативов эффективности применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов: Отчет// ТатНИПИнефть; Руководитель Р.Р.Ибатуллин.- Бугульма: 1997.

56. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.//ВНИИнефть; приложение 5.- М.: 1993.- 76С.

57. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологиям ОПЗ пластов и стимуляции работы скважин ОАО "Татнефть".- Альметьевск: 1998.-190С.

58. Инструкция по безопасной технологии термоимплозионной обработки скважин с использованием термоисточника, Фирма "Силен", АОЗТ "ВестПетролеум". -1996.- 8С.

59. РД 39-1-1283-85. Комплексная технология воздействия на призабой-ную зону скважин с целью ограничения отборов воды, ВНИИ.-1985.- С.29.

60. РД 39-0147585-201-00. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологии и креплению скважин на месторождениях ОАО"Татнефть".- Бу-гульма: 2000.- 320С.

61. В.И.Щуров. Техника и технология добычи нефти// М.: ООО ТИД "Альянс",- 2005.- 5 ЮС.

62. Р.Г.Абдулмазитов. Основные итоги выполнения 3 Генеральной схемы разработки и принципы разработки залежей по горизонтам Д1 и ДО Ромаш-кинского нефтяного месторождения (4 Генеральная схема разработки)// Нефтяное хозяйство.- М.:2003.- № 8.

63. Уточненный проект разработки горизонтов ДО и Д1 Ново- Елховского нефтяного месторождения на поздней стадии. Акташская площадь.// ТатНИ-ПИнефть; Руководитель Р.Р.Ибатуллин,- Бугульма: 2003.

64. Геологический отчет НГДУ "Елховнефть" за 2006год.//НГДУ "Ел-ховнефть" ОАО'Татнефть".- Альметьевск: 2007.

65. РД № 153-39.0-335-04. Инструкция по применению устройства тер-моимплозионного УТИ-1 с термогазогенератором СТГГ-80 для воздействия на призабойную зону пласта. ОАО "Татнефть"- ООО "ВУГЭЦ".- 2004.- ЗОС.

66. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах (от 28.декабря 1999г. № 445/323).- М.: Недра,- 1999.- 68С.

67. РД № 153-39.1-415-05. Инструкция по выбору методов исследований при ремонте скважин// ТатНИПИнефть,- Бугульма: 2005.- 88С.

68. РД № 153-39.1-335-04. Регламент ведения ремонтных работ в скважинах ОАО "Татнефть'У/ТатНИПИнефть.- Бугульма: 2004,- 99С.

69. РД № 153-39.0.381-05. Инструкция по технологии глушения и промывке нефтедобывающих скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов //ТатНИПИнефть.- Бугульма: 2004.- 50С.

70. Совершенствование технологии циклического воздействия и изменения направления фильтрационных потоков на нефтяные пласты: Отчет по заказ- наряду № 85.2078.90//ТатНИПИнефть; Руководитель А.М.Шавалиев,-Бугульма: 1990.-180С.

71. И.Н.Шустеф. Влияние трещиноватости на характер обводнения скважин при повышенном давлении нагнетания//Труды ПермьНИПИнефть.-1975 .-вып. 12,- С.200- 218.

72. Под. ред. Д.Г.Антониади. Освоение ресурсов трудно извлекаемых и высоковязких нефтей// Сб. докл.4-й Международной конференции. Анапа,2004./ Нефтяная компания "Роснефть".- Краснодар: изд. "Эдви".-2004.- 600С.

73. Н.И.Хисамутдинов, Ш.Ф.Тахаутдинов и др. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами.//М.:ОАО "ВНИИОЭНГ" .-2001.- 184С.

74. В.П.Тронов. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений// Казань: изд."ФЭН" АН РТ.- 2004.- 584С.

75. В.А.Блажевич, В.Г.Уметбаев, В.А.Стрижнев. Тампонажные (изоляционные) материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах.// Справочник.- Уфа: РИО. Госкомиздат БССР.-1992.- 88С.

76. В.А.Амиян, А.В.Амиян. Повышение производительности скважин// М.: Недра.- 1986,- 160С.

77. Гуторов Ю.А., Гуторов А.Ю. Информационный контроль и сопровождение капитального ремонта нефтегазовых скважин // Октябрьский, УГ-НТУ, изд. в ГУПРБ "Октябрьская городская типография", 2008,- 230С.

78. РД № 153-39.0-566-08. Регламент по работе с корпоративной информационной системой "АРМИТС" //ОАО "Татнефть".-Альметьевск: 2008,-С.ЗЗ.

79. РД № 39-1-906-83. Инструкция по технологии направленной кислотной обработки карбонатных коллекторов с использованием обратных эмульсий // ТатНИПИнефть.- Бугульма: 1984.- 14С.

80. РД № 153-39.0-304-03. Регламент по применению технологии повышения нефтеотдачи пластов и снижению обводненности путем закачки гидрофобной эмульсии //ТатНИПИнефть.- Бугульма: 2002.- 15С.

81. РД № 153-39.0-384-05. Оптимальный комплекс и периодичность гидродинамических методов контроля за разработкой месторождений ОАО "Татнефть" // ТатНИПИнефть,- Бугульма: 2004.- 33С.

82. Регламент по определению дополнительной добычи нефти от работ по повышению нефтеотдачи, стимуляции и капитальному ремонту скважин на месторождениях Республики Татарстан //ОАО "Татнефть".- Альметьевск: 1999.- 8С.

83. РД 39-0147035-209-87. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов//ВНИИ.-М.:1987.- 52С.

84. Разрыв пласта давлением пороховых газов. Под ред. Ю.П.Желтова// ВНИИОЭНГ,- М.:1967.- 64С.

85. Осложнения в нефтедобыче. Под ред. Н.Г.Ибрагимова, Е.И.Ишемгужи-на // Уфа: Изд. "Монография".2003.- 294С.

86. И.М.Амерханов. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений// Обзорн.информ. Сер. "Нефтепромысловое дело". М.:ВНИИОЭНГ. 1980.- 56С.

87. И.А.Гуськова. Механизм и условия формирования АСПО на поздней стадии разработки нефтяного месторождения// Диссертация на соискание ученой степени канд.техн.наук.-Бугульма:1998.- 155С.

88. Н.М.Нагимов и др. Эффективность воздействия на асфальто-смоло-парафиновые отложения различных углеводородных композитов//Нефть России. Техника и технология добычи нефти.-М.:2002.- № 2.- С.68- 70.

89. Регламент проведения опытно-промысловых работ в области повышения нефтеотдачи пластов и обработки призабойной зоны скважин//ОАО "Татнефть".-Альметьевск: 2003.- 21 С.

90. РД 153-39.1-252.02. Руководство по эксплуатации скважин установками скважинных штанговых насосов в ОАО "Татнефть"// ТатНИПИнефть.-Бугульма: 2002.- 233С.

91. А.И.Кузнецов. Разработка способов и средств для обработки призабойной зоны скважин, основанных на применении геофизической аппаратуры на каротажном кабеле// Диссертация на соискание ученой степени канд. техн.наук.-Октябрьский: 1999.- 201 С.

92. В.Ш.Мухаметшин, А.Ю.Гуторов. К вопросу о возможности оценки степени риска обоснованного выбора объектов обработки призабойной зоны пласта методом термогазобаровоздействия //НТЖ "Нефтепромысловое дело»",-М.: ВНИИОЭНГ.-2008.-№ 8,- С.28-29.