Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Геотехнологические основы освоения трудноизвлекаемых запасов мелких сложнопостроенных месторождений нефти
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Геотехнологические основы освоения трудноизвлекаемых запасов мелких сложнопостроенных месторождений нефти"
УДК 622.276.1/4
На правах рукописи
Ои-з
ХУЗИН РИНАТ РАИСОВИЧ
ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОСВОЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ МЕЛКИХ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ
Специальности: 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений» 25.00.15 - «Технология бурения и освоения скважин»
5 Н С Я 2903
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Уфа-2009
003482495
Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Карбон-Ойл»
Научный консультант - доктор технических наук, профессор
Андреев Вадим Евгеньевич
Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор
Гафаров Шамиль Анатольевич
- доктор технических наук, профессор Поляков Владимир Николаевич
- доктор геолого-минералогических наук, профессор
Хайрединов Нил Шахиджанович
Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью
«Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология»
Защита состоится 26 ноября 2009 г. в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».
Автореферат разослан
Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук
Л.П. Худякова
Актуальность темы исследований
В Республике Татарстан (РТ) разработкой мелких месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТрИЗ) занимаются в основном малые независимые нефтяные компании (МНК), на долю которых приходится более 20 % всех углеводородов, добываемых в республике.
Большинство разрабатываемых месторождений с ТрИЗ расположено в пределах Южно-Татарского свода (ЮТС) и Мелекесской впадины (МВ). До недавнего времени месторождения находились на балансе нефтегазодобывающих управлений ОАО «Татнефть» и не разрабатывались из-за их нерентабельности. Но, начиная с 1997 года, в связи с созданием МНК, началось их активное освоение, чему способствовал созданный в РТ благоприятный налоговый климат.
В настоящее время, из-за отсутствия соответствующей экономической конъюнктуры, освоение залежей с ТрИЗ становится не всегда выполнимой задачей. В этих условиях основным направлением в повышении эффективности освоения и выработки ТрИЗ нефти из мелких месторождений является организация системного и комплексного подхода ко всему циклу освоения месторождений, начиная с этапа бурения скважин и завершая вторичными и третичными методами увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).
Заканчивание скважин является ключевым в освоении и разработке нефтяных месторождений. На этом этапе закладываются основы, во многом определяющие количественные и качественные показатели работ на всех этапах разработки месторождений. Это, в первую очередь, сохранение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных горизонтов и качественное разобщение пластов, что в итоге определяет продуктивность скважины и долговременность срока её эксплуатации.
Важнейшим резервом увеличения нефтеотдачи с пластов месторождений с ТрИЗ является повышение успешности проводимых мероприятий по МУН, с учетом всех особенностей механизма воздействия на продуктивные пласты и тщательного изучения условий их применимости. И, наконец, необходимым условием обеспечения рентабельности работ по месторождениям с ТрИЗ является постоянный поиск, разработка и внедрение малозатратных ре-сурсо- и энергосберегающих технологий в системах поддержания пластового давления и добычи нефти.
Цель работы
Обеспечение эффективного освоения ТрИЗ мелких сложнопостроен-ных месторождений путем комплексного использования инновационных
энергосберегающих технологий вскрытия продуктивных пластов, интенсификации притока, вторичных и третичных МУН.
Основные задачи исследований
- анализ геолого-физических характеристик сложнопостроенных залежей нефти месторождений Мелекесской впадины и Западного склона ЮжноТатарского свода;
- разработка технологий первичного вскрытия продуктивных пластов сложнопостроенных залежей с ТрИЗ;
- кластеризация и типизация продуктивных объектов, приуроченных к карбонатным коллекторам;
- изучение петрофизических и ФЕС пород-коллекторов типичных объектов;
- сравнительный геолого-промысловый анализ разработки типичных объектов;
- создание и испытание инновационных энергосберегающих вторичных и третичных МУН, технологий интенсификации добычи нефти и поддержания пластового давления (ППД).
Методы исследований
Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения научно-исследовательских, опытно-промышленных работ с применением современных физических, физико-химических методов исследований.
Работы по классификации мелких месторождений МВ и ЮТС выполнялись на основе метода математической статистики (кластерного анализа) и теории искусственного интеллекта (искусственные нейронные сети).
Научная новизна
1. На примере месторождений МВ и ЮТС разработана методология комплексного освоения ТрИЗ мелких сложнопостроенных залежей нефти.
2. Научно обоснованы и экспериментально подтверждены новые технологии первичного вскрытия продуктивных пластов мелких сложнопостроенных залежей с ТрИЗ.
3. Проведена кластеризация и типизация продуктивных объектов МВ и ЮТС, приуроченных к карбонатным коллекторам, независимыми методами кластерного анализа и искусственных нейронных сетей (ИНС).
4. Уточнено и дополнено представление об особенностях распределения петрофизических и ФЕС пород-коллекторов выделенных типичных объектов.
5. Установлены геотехнологические особенности выработки запасов и проведен сравнительный геолого-промысловый анализ разработки типичных объектов с использованием безразмерных параметров эффективности процессов.
6. Теоретически обоснован, экспериментально подтвержден и успешно испытан в промысловых условиях комплекс технических и технологических решений в области энергосберегающих, гидродинамических и физико-химических МУН, интенсификации добычи и систем заводнения при освоении ТрИЗ мелких сложнопостроенных залежей нефти с карбонатными коллекторами.
Основные защищаемые положения
1. Методология комплексного освоения ТрИЗ мелких сложно-построенных залежей нефти.
2. Новые технологии первичного вскрытия продуктивных пластов мелких сложнопостроенных залежей нефти с ТрИЗ.
3. Результаты кластеризации и типизации продуктивных объектов МВ и ЮТС, приуроченных к карбонатным коллекторам, независимыми методами кластерного анализа и искусственных нейронных сетей.
4. Геотехнологические особенности разработки и выработки запасов типичных объектов выделенных кластеров с учетом выявленных закономерностей распределения петрофизических и фильтрационных свойств пород-коллекторов.
5. Комплекс технических и технологических решений в области энергосберегающих методов освоения скважин, интенсификации добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов и ППД.
6. Новые композиционные составы для вскрытия продуктивных пластов и увеличения продуктивности добывающих скважин.
Практическая ценность и внедрение результатов работ
Результаты практических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований, разработанные методологические подходы, новые разработки и технологии прошли апробацию в промышленном масштабе на сложнопостроенных месторождениях Дачное, Мальцевское, Некрасовское, Максимкинское, Николаевское, Фомкинское, Ермаковское Республики Татарстан и на Кереметьевском участке недр Самарской области.
Разработан комплекс технологий и технических средств по сохранению ФЕС прискважинной зоны продуктивных отложений на заключительном этапе строительства скважин на месторождениях с ТрИЗ.
Разработаны и внедрены:
• способ получения ксантанового загустителя «Сараксан-Т» и на его основе малокомпонентный биополимерный раствор для первичного вскрытия пластов;
• рецептура бурового раствора с пониженной плотностью для вскрытия продуктивных горизонтов с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД);
• рецептуры тампонажных составов для формирования защитного экрана в интервале продуктивных пород;
• техника и технология защиты продуктивных пластов от цементного воздействия при креплении эксплуатационных колонн;
• ударно-волновой метод формирования защитного экрана в при-скважинной зоне продуктивной толщи пласта с целью временного отключения нефтесодержащих пропластков и долговременной изоляции водонасы-щенных интервалов продуктивной толщи;
• рецептура кислотной композиции для карбонатных месторождений сТрИЗ.
Разработаны руководящие документы:
• по технологии формирования изоляционных экранов в прискважин-ной зоне продуктивных и водоносных пластов гидродинамическим методом;
• по способу защиты продуктивных и изоляции осложненных пластов кассетными перекрывателями;
• по технологии приготовления бурового раствора на основе биополимеров «Сараксан-Т» при вскрытии продуктивных пластов.
Апробация результатов исследования
Основные положения и результаты диссертационной работы апробированы на Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений» (Москва, 2004), II Международной научно-практической конференции, посвященной 90-летию Самарского государственного технического университета (Самара, 2004), Всероссийской научно-практической конференции, посвященной разработке, производству и применению химреагентов для нефтяной и газовой промышленности (Москва, 2002), VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы ре-сурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Уфа, 2009), Межрегиональной научно-практической конференции, посвященной внедрению современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами (Ижевск, 2003), Республиканской научно-практической конференции «Совершенствование методов проектирования разработки нефтегазовых место-
рождений на современном уровне» (Альметьевск, 2004), Республиканской научно-практической конференции «О перспективах разработки карбонатных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти» (Лениногорск, 2007), научно-методических советах «ТатНИПИ-нефть», Республиканской комиссии по разработке нефтяных месторождений, координационных совещаниях малых нефтяных компаний, на выездных конференциях НТО ООО «Татнефть-Бурение».
Личный вклад
В работах, написанных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежит постановка задач, научное руководство и непосредственное участие во всех видах исследований, в проведении промысловых работ и обобщении их результатов, в получении научных выводов и рекомендаций.
Автор выражает глубокую благодарность профессору Андрееву В.Е., под влиянием которого сформировались направления научных исследований, профессору Муслимову Р.Х., д-ру техн. наук Ибрагимову Н.Г., д-ру г.-м наук. Хи-самову P.C., д-ру техн. наук Ибатуллину P.P., д-ру техн. наук Юсупову И.Г., канд. техн. наук Рылову Н.И., плодотворная работа с которыми способствовала становлению и развитию идей, положенных в основу работы, коллективу научных сотрудников Центра химической механики нефти АН РБ и института «ТатНИПИнефть», а также специалистам ОАО «Татнефть» и МНК.
Публикации
Основные положения диссертационной работы освещены в 38 печатных работах, включая 1 монографию, 20 статей, в том числе 9 из них опубликованы в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ; в 14 патентах и 3 руководящих документах.
Объём работ
Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, содержит 302 страницы текста, 81 рисунок и 45 таблиц, список использованных источников насчитывает 276 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность работы, цель и основные задачи исследований, научная новизна, практическая значимость и апробация работы.
Вопросам геологии и нефтеносности в РТ посвящены работы Н.Г. Аб-дуллина, И.А. Андропова, Э.З. Бадамшина, Г.С. Веселова, В.А. Лобова, И.А. Ларочкиной, Р.Х. Муслимова, В.И. Троепольского, Н.Ш. Хайрединова, P.C. Хисамова и др.
Исследованию проблем бурения и заканчивания скважин посвящены работы ведущих ученых отрасли Р.Г. Абдрахманова, А.И. Булатова, Р.Г. Габдул-лина, С.Е. Ильясова, И.С. Катеева, Ю.С. Кузнецова, А.К. Куксова, М.Р. Мавлю-това, В.П. Овчинникова, В.Н. Полякова, Р.Ш. Рахимкулова, Н.И. Рылова, В.Г. Татаурова И.Г. Юсупова и др.
Проблемам разработки месторождений с ТрИЗ, в том числе с применением прогрессивных технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов, посвящены многочисленные труды зарубежных и отечественных исследователей: В.Е. Андреева, A.A. Боксермана, Р. Дентона, С.А. Жданова, Р.Р. Ибатуллина, Н.Г. Ибрагимова, Ю.А. Котенева, М. Маскета, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Х. Мус-лимова, M.J1. Сургучева, Н.Ш. Хайрединова, P.C. Хисамова, Н.И. Хисамутди-нова, В.Н. Щелкачева и др.
В главе 1 рассмотрены особенности геологического строения и нефтеносность основного объекта исследований - нижне- и среднекаменноуголь-ных отложений ЮТС и MB. Приведено структурно-тектоническое районирование, охарактеризованы основные нефтеносные комплексы в каменноугольных отложениях, коллекторские свойства и параметры нефтей.
В настоящей работе основное внимание уделено нижне- и среднека-менноугольным нефтеносным комплексам, получившим наибольшее развитие в пределах западного склона ЮТС и восточного борта MB.
Карбонатный турнейский комплекс. На месторождения нефти комплекса приходится 15 % извлекаемых запасов и 12 % годовой добычи нефти. Промышленно-нефтеносными являются залежи верхнетурнейского подъяру-са нижнего карбона (кизеловско-черепетские отложения), составляющие 25 % от числа выявленных в РТ залежей. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1 до 25 м. Тип залежей преимущественно массивный.
Терригенный визейский комплекс. В терригенных отложениях ви-зейского яруса выявлено около 35 % от общего количества залежей нефти. Наиболее широко распространены залежи, приуроченные к песчаным пластам-коллекторам средней и верхней пачек (бобриковский и тульский горизонты). Суммарная эффективная мощность от 0,4 до 18 м. Тульские залежи нефти представлены меньшей по мощности пачкой - от 0,5 до 16 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная мощность в среднем составляет 2,5 м и колеблется от 0,5 м до 6,15 м.
Карбонатный окско-башкирский комплекс (алексинские, намюр-серпуховские и башкирские отложения). Мощность пластов коллекторов колеблется в пределах от 0,7 до 4,8 м. Суммарная эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 до 3,4 м. В серпуховском ярусе нефтепрояв-
ления имеют локальное развитие, а основными в данном комплексе являются продуктивные пласты башкирского яруса. Преимущественный тип залежей -массивные и пластово-сводовые с общей мощностью нефтенасыщенных пластов от 0,8 до 30,3 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 6,39 м и колеблется в пределах от 0,25 до 18 м.
Терригенно-карбонатный верейский комплекс. Максимальное развитие нефтеносности в верейских отложениях объясняется благоприятным сочетанием в разрезе карбонатных пористых коллекторов с изолирующими их сверху плотными глинистыми породами регионально выдержанной покрышки. Тип залежей преимущественно пластово-сводовый. В целом, площади залежей в верейских отложениях на многих объектах распространены примерно в тех же границах, что и в башкирском ярусе. Эффективная нефтенасыщенная толщина коллекторов верейского комплекса составляет в среднем около 3,0 м и колеблется в пределах от 0,8 м до 25 м.
Карбонатный каширско-гжельский комплекс. Размещение залежей в каширско-гжельском локально нефтеносном комплексе территориально совпадает с зонами распространения башкирских и верейских залежей нефти. В большинстве случаев это единичные залежи небольшой эффективной мощности (около 1,8 м). Чаще всего нефтеносны 1-2 цористо-проницаемых пласта, но в отдельных случаях нефтью может быть насыщен почти весь разрез каширского горизонта.
Типы коллекторов и параметры нефтей. Породы-коллекторы верхне-турнейских отложений относятся в основном к поровому типу. Слоистое строение верхнетурнейской толщи обусловлено сочетанием в разрезе пород разных структурно-генетических типов, обладающих различными коллек-торскими свойствами (известняки комковатые, сгустково-детритовые). Лучшие коллекторские свойства имеют комковатые известняки, пористость их составляет 8,0...21,8 %, проницаемость 0,004...0,021 мкм2. Сгустко-детритовые известняки характеризуются несколько худшими свойствами -пористость в среднем 11%, проницаемость 0,001.. .0,012 мкм2. Число эффективных слоев в продуктивной части разрезов скважин колеблется от 1 до 18 и составляет в среднем 3.. .6.
ФЕС пород-коллекторов терригенной толщи визейского яруса характеризуются наилучшими параметрами среди рассматриваемых комплексов. Пористость радаевско-бобриковских песчано-алевролитовых отложений изменяется в диапазоне от 10 до 30 %, проницаемость может достигать 3...4 мкм2. Эффективная нефтенасыщенная толщина тульско-бобриковских пород составляет 2,64... 4,15 м.
Верей-башкирские отложения характеризуются трещинно-поровым типом коллектора. Пористость изменяется в широких пределах от 0,5 до 21 %, проницаемость от 0,002 до 0,150 мкм2.
Породы-коллекторы башкирского яруса имеют пористость от 10 до 22 %, проницаемость от 0,010 до 0,300...0,400 мкм2. По различным месторождениям доля коллекторов колеблется от 58 до 80 %, составляя в среднем 70 %. Залежи нефти в основном массивного типа.
Карбонатные пласты верейского горизонта по своему литологическому составу близки к башкирским отложениям, но по ФЕС отличаются более высокой пористостью (от 10 до 22,7 %, в среднем около 16 %) и проницаемостью от 0,010 до 1Д83 мкм2. Тип залежей пластовый.
Нефти карбонатных коллекторов верхних горизонтов МВ имеют по сравнению с остальными месторождениями республики и сопредельных областей худшие свойства: вязкость их в пластовых условиях весьма высока и достигает 530 мПа-с. С востока (юго-восточный склон ЮТС) на запад, в направлении к МВ, отмечается определенная закономерность в изменении свойств пластовой нефти: вязкость ее увеличивается до 100 мПа-с-и более, плотность - от 0,843 до 0,91 г/см3, газосодержание и давление насыщения нефти газом уменьшаются соответственно от 25,5 до 7,2 м3/т и от 7,4 до 2,4 МПа. По содержанию серы (2,8...4,6 %), смол (2,5...19,6 %) и парафина (2,2...4,8 %) нефти относятся к типу высокосернистых, смолистых и парафиновых.
Значительная часть месторождений восточного борта МВ и западного склона ЮТС характеризуется небольшими площадными размерами, по величине запасов относится к категории мелких, по качеству запасов - к трудно-извлекаемым. Большая часть месторождений относится к малоэффективным. Для этих месторождений характерно сочетание двух-трех-четырех нефтеносных этажей, площади нефтеносности обычно уменьшаются вниз по разрезу, залежи полностью или частично совпадают в плане, характеризуются большой зональностью и послойной неоднородностью пластов. Разнородные и разновозрастные природные резервуары, содержащие залежи нефти, сложность их строения, заключающаяся в различных геолого-геофизических параметрах продуктивных пластов, неоднородности и расчлененности последних, широкий диапазон изменения вязкости и плотности нефтей и т. д. являются основными факторами, влияющими на все этапы разработки малоэффективных месторождений.
На первом этапе важная роль отводится качественному вскрытию продуктивного горизонта, так как от этого полностью зависит уровень начально-
го дебита, длительность эффективной эксплуатации скважины и, в конечном итоге, коэффициент нефтеизвлечения в период разработки месторождения.
Вторая глава посвящена разработке технологического комплекса на основе созданных теоретических предпосылок, технологических процессов и технических средств по сохранению ФЕС продуктивных отложений на этапе заканчивания скважин на месторождениях с ТрИЗ.
Рассмотрен механизм негативного воздействия бурового и тампонаж-ного растворов на коллекторские свойства продуктивного пласта при вскрытии пласта и цементировании эксплуатационной колонны и показаны существующие и разработанные методы снижения отрицательного воздействия указанных растворов на продуктивный пласт.
В значительной степени качество первичного вскрытия пласта определяется физико-химическими свойствами применяемых буровых растворов.
Выбор оптимальной рецептуры буровых растворов с учетом неоднородности ФЕС пород- и условий бурения позволяет снизить негативное воздействие на продуктивную зону пласта.
Проведены лабораторные исследования по изучению влияния разработанных и применяющихся буровых растворов на фильтрационные свойства пород. Коллекцию образцов для исследования подбирали таким образом, чтобы в ней были представлены породы высокой, средней и низкой проницаемости.
Модель нефти для фильтрации через образцы керна готовилась на основе поверхностной обезвоженной нефти, отобранной на устье скважины. Измеряли плотность и вязкость приготовленной модели нефти. Модель фильтрата буровых растворов для обработки исследуемых кернов готовили на водопроводной воде с применением комплекса реагентов, используемых для обработки полимерных буровых растворов.
В данной работе использовались модели фильтратов полимерных буровых растворов, применяемых на месторождениях ОАО «Татнефть» и МНК.
Результаты экспериментов по определению степени восстановления проницаемости по нефти, полученные на 18 образцах керна для фильтратов трех типов буровых растворов - безглинистый полимерный раствор (раствор № 1), полимерный раствор со «сшитым» полиакриламидом (раствор № 2) и полимерный раствор с крахмальным реагентом на основе пластовой девонской воды (раствор № 3) приведены в таблице 1. Для более наглядного сравнения воздействия фильтратов на проницаемость пород были построены зависимости степени восстановления нефтепроницаемости как от нефтепрони-цаемости при начальной водонасыщенности (рисунок 1), так и от увеличения
водонасыщенности после обработки фильтратами относительно начальной (рисунок 2). Относительное увеличение водонасыщенности для образцов высокой проницаемости после обработки фильтратом и прокачки нефти на двух скоростях в среднем по двум образцам произошло в 6,8 раза. Как следствие этого - минимальное в этой группе образцов восстановление нефтепрони-цаемости (20 %). Для образцов средней и низкой проницаемости при увеличении их водонасыщенности в среднем в 2 раза степень восстановления неф-тепроницаемости составила 39,4 %, т.е. в 2 раза выше, чем у высокопроницаемых образцов.
Таблица 1 - Результаты экспериментов по воздействию фильтратов буровых растворов на проницаемость пород по нефти
Тип раствора Проницаемость, 10"3мкм2 Водонасыщенность, % Объемы прокачиваемой нефти после обработки фильтратами Проценты восстановления проницаемости
по воздуху по нефти
до обработки после обработки до обработки после обработки поровых объемов эффективных поровых объемов
1010 123 43,4 5,0 30,5 15,4 23,9 35,3
853 97 37 5,7 23,5 25,1 37,4 38
№1 488 382 50,4 61,8 17,6 18,6 7,6 13,1 28,8 29,7 16 16,6 24,1 28,3 34,9 30,1
117 9,9 4,4 24,1 31 11,7 26,6 44,4
102 3,4 2,6 28,7 37,4 11,4 29 76,5
1053 286 20 4,0 27,2 9,9 15,4 7
887 216 17,9 4,6 18,9 19,8 28,9 8,3
№2 877 405 251 18,2 22,3 6,3 7,6 9,2 28,4 21,2 10,8 15,7 16,6 24,5 8,9 34,6
100 5,5 1 22,3 23 8,9 16,7 18,2
106 6,7 1,54 22,2 27,6 10,8 23,6 23
941 55,5 10,6 5,0 35,3 10,7 16,7 19,1
911 32,6 6,8 4,6 30,0 9,4 13,5 20,9
№3 434 404 21 12,5 3.04 3,56 12 12 24,7 30,7 11,0 14,3 18.3 23.4 14,5 28,5
142 4,76 0,9 17,6 31,9 15,0 29,2 18,9
12! 3,31 1,23 19,4 29,1 15,0 30,9 37,2
Анализируя данные таблицы 1 и рисунков 1 и 2, можно констатировать, что после обработки фильтратом бурового раствора происходит снижение неф-тепроницаемости. Наименьшим оно оказывается в образцах с низкой проницаемостью при начальной водонасыщенности. В образцах с низкой проницаемостью относительное увеличение водонасыщенности после обработки фильт-
ратами меньше, чем в образцах с высокой и средней проницаемостью. При этом конечная водонасьдценность не зависит от коллекторских свойств пород и колеблется в довольно узком диапазоне от 25 до 35 % от порового объема.
у = -10.4021.п(х) + 79.514
И2 = 0.7573
у = -4.52071_п(х) + 35.109 у = -4.28851_п(х) + 33.152
Д2 = 0.3622
Я2 = 0.5535 —■-■—-
0 50 100 150 200 250 300 350
нефтепроницаемость при начальной водонасыщенности,10-3мкм2 ♦ фильтрат №1 ■ фильтрат N82 » фильтрат№3
Рисунок 1 — Зависимости степени восстановления нефтепроницаемости после
обработки фильтратами буровых растворов от нефтепроницаемости при начальной водонасьпценности
2 г
л н о о г о га я
X X
о а. с о ь
■9-
о х
^ у = 56,744х"°да5
И2 = 0,4059
■ -----
у = 2582х"0,65СВ
■ ^ч_____ Р2 = 0,5628
0 1 2 3 4 5 6 7 8
Водонасыщенность, %
♦ Фильтрат №1 ■ Фильтрат №2 | I
Рисунок 2 — Зависимости степени восстановления нефтепроницаемости
от соотношения водонасыщенности до и после обработки фильтратами буровых растворов
Механизмы взаимодействия фильтратов полимерных и глинистых буровых растворов с породой различны. Фильтрат глинистого бурового раствора кольматирует поровое пространство из-за проникновения глинистых дисперсных частиц в породу. При этом степень восстановления нефтепроницае-мости возрастает с улучшением коллекторских свойств породы, а для низкопроницаемых пород снижение нефтепроницаемости в большей степени необратимо.
Наименьшими кольматирующими свойствами из трех испытанных растворов с добавками полимеров обладает раствор полиакриламида без сшивки (фильтрат № 1).
Сшивка (стабилизация) ПАА изменяет механизм кольматации с водо-полимерного на полимерно-дисперсный и увеличивает величину кольматации. Кольматиругощие свойства фильтратов № 2 (полиакриламид со сшивкой) и № 3 (на основе крахмала) оказались примерно одинаковыми (при скорости фильтрации нефти 1 м/сут.).
На рисунке 3 приведены зависимости нефтепроницаемости от остаточной водонасыщенности для каждого типа фильтрата бурового раствора. Первая область (на рисунке показана штрихом) является допустимой областью применения полимерных растворов на водной основе, где проницаемость снижается в 2...3 раза и вторая область, где проницаемость снижается в 6...20 раз, является областью неэффективного применения буровых растворов на водной основе без применения дополнительных мероприятий по предупреждению глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в при-забойную зону пласта (защитный экран, перекрыватели и т.д.)
Оптимальными растворами, отвечающими требованиям эффективного вскрытия сложнопостроенных коллекторов, являются полимерные и биополимерные композиции, которые образуют псевдопластичные системы, обладающие низкими значениями вязкости в динамике, а в статических условиях - многократно увеличивающие её.
Разработан способ получения ксантанового загустителя «Сараксан-Т» культивированием штаммов-продуцентов ХапЬтав сатреБй^ на питательной среде, содержащей источник углеродного питания, минеральные соли и факторы роста, в условиях аэрации и перемешивания, с последующей стерилизацией полученного ферментационного раствора добавлением формальдегида или выделением его из стерилизованного ферментационного раствора с помощью изопропилового спирта.
♦ Фильтрат №2
10 15 20 25 30 35
Водонасыщенность, %
♦ Фильтрат №3
10 15 20 25 30 35 Водонасыщенность, %
10 15 20 25 30 35
Водонасыщенность, %
Рисунок 3 - Результаты исследования области эффективного применения буровых растворов на водной основе
На его основе разработана рецептура малокомпонентного биополимерного раствора, предназначенная для сохранения и улучшения коллекторских свойств пласта при первичном вскрытии терригенных и карбонатных продуктивных отложений. Анализ реологических показателей полимерного раствора (условной вязкости, динамического напряжения сдвига, пластической вязкости) с применением биополимера «Сараксан-Т» показал, что данный реагент по своим показателям не уступает импортным аналогам.
Применение данного раствора при первичном вскрытии продуктивных пластов позволило в среднем в 4,7 раза повысить начальный дебит на пятнадцати скважинах Мальцевского и Некрасовского месторождений.
Для пластов с АНПД разработана рецептура мультифазного бурового раствора с пониженной плотностью 950.. .600 кг/м3, который содержит в своём составе эфиры целлюлозы, комплексный структурообразователь, воздух (или азот) и воду. Наличие газовой фазы придаёт качественно новые фильтрационные свойства буровому раствору. В силу низкой вязкости воздуха по отношению к воде в процессе бурения скважины происходит фильтрация воздушной фазы в продуктивный пласт с опережением водной и твёрдой фаз, за счёт чего в порах пласта формируется дополнительное сопротивление при эффекте Жамена. Обобщенные результаты применения мультифазного бурового раствора на 175 объектах месторождений с ТрИЗ РТ приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Результаты внедрения мультифазного бурового раствора (дебит базовых скважин принят за 100 %).
Тип бурового раствора Карбонатный коллектор, дебит/скин Терригенный коллектор, дебит / скин По всем типам коллекторов, дебит/скин
Мультифазные системы 121 / -0,5...0,2 196/-1,0...0,2 165/-1...-0,5
Базовые растворы / скин 100/5...10 100/4...8 100/4...10
Величина скин-фактора в пределах - 1..Д2 указывает на фактическое отсутствие в призабойной зоне скважины слоя с ухудшенной проницаемостью в сравнении с более удаленной частью пласта.
В работе приведены результаты экспериментальных исследований по изучению тампонирующих свойств полимер-дисперсных и глинистых суспензий на физических моделях поровых и порово-трещинных пород с целью формирования устойчивых и временных защитных экранов в водо- и нефте-насыщенных интервалах продуктивной толщи.
Эксперименты выполнялись на кернах с высокой, средней и низкой проницаемостью в двух вариантах исполнения - в режиме постоянной
фильтрации при постоянном перепаде давления, и в режиме фильтрации с импульсами давления.
Использовались два типа бурового раствора - на полимерной и глинисто-полимерной основе. По результатам выполненных исследований получены следующие выводы:
- при гидроимпульсном режиме прокачивания буровых растворов через керн перепад давления в 2,0...2,5 раза ниже, чем при статическом режиме прокачивания;
- после прокачивания 1...2 поровых объемов глинистого бурового раствора через керн с высокой проницаемостью отмечается резкий рост перепада давления вследствие интенсивной кольматации порово-трещинных каналов на незначительном расстоянии от торцовой поверхности керна;
- при формировании кольматационных экранов в порово-трещинных образцах горных пород с применением полимерных буровых растворов обеспечивается сохранение ФЕС в процессе бурения скважин.
Разработаны рецептуры полимерно-дисперсных систем и глинистые суспензии для создания кольматационных экранов в ПЗП в водо- и нефтена-сыщенных пластах.
В работе приведены результаты экспериментальных исследований процессов формирования цементной крепи скважины при разобщении пластов в интервале продуктивных отложений.
Установлено, что формирование водяных поясов и каналов происходит в начальной стадии его твердения, т.е. после прекращения движения цементного раствора по заколонному пространству при наличии гидродинамической связи ствола скважины с пластом.
Затем происходит формирование каналов в цементной смеси вследствие избыточного гидродинамического давления, создаваемого разнонапор-ными пластами и пропластками.
■ В таблице 3 представлены результаты исследования по определению величины градиента давления гидропрорыва на контакте «порода - фильтрационная корка - тампонажный камень» и на контакте «порода - тампонаж-ный камень» без фильтрационной корки.
Высокое значение величины градиента давления гидропрорыва получено на контакте тампонажного камня с естественной поверхностью породы: низкие значения получены на контакте «тампонажный камень - глинистая корка», а на контактах «тампонажный камень - глино-карбонатная, полимер-карбонатная, крахмальная и биополимерная корки» величина градиента давления гидропрорыва в 2 раза превышает аналогичное значение по глинистой
корке, однако в сравнении с естественной поверхностью величина давления гидропрорыва значительно ниже.
Таблица 3 - Исследование давления гидропрорыва контактных поверхностей цементного камня с породой
Контактная зона Характеристика поверхности Градиент давления гидропрорыва р, МПа/м
Цементный камень - порода Естественная 11,10
Глинистая корка 0,55
Глино-карбонатная 0,11
Полимер-карбонатная 0,11
Крахмальная корка 0,11
Биополимерная корка 0,11
С целью защиты продуктивного интервала от воздействия бурового и цементного растворов предложено три новых способа временной и долговременной изоляции ствола.
Первый способ: с помощью кассетного перекрывателя в предварительно расширенном интервале продуктивного интервала до спуска и цементирования эксплуатационной колонны.
Кассетный перекрывателъ представляет собой свернутый в рулон металлический лист, подпружиненный пластинчатыми пружинами. За счет упругой деформации пластинчатых пружин в предварительно расширенном интервале пласта обеспечивается плотное прилегание металлического листа к стенкам скважины по всему его периметру.
Второй способ: с помощью тампонажных материалов с химически активными композициями (тампонажный защитный экран).
Тампонажный защитный экран формируется в предварительно расширенном интервале ствола скважины и представляет собой низкопроницаемую оболочку толщиной 0,9... 1,0 см, позволяющую предотвратить проникновение в призабойную зону пласта (ПЗП) твердой и жидкой фаз при цементировании эксплуатационной колонны.
При создании такого экрана учитывались следующие требования: низкие фильтрационные характеристики, высокая прочность и возможность легкого раскольматирования.
На основании проведенных лабораторных исследований были разработаны рецептуры тампонажных смесей с химически активными добавками, которые по прочностным свойствам соответствуют требованиям государст-
венного стандарта для облегченных цементов, а после кислотного воздействия приобретают высокие фильтрационные свойства.
Для повышения фильтрационных сопротивлений нефте- и водонасы-щенных пластов при строительстве скважин и последующего восстановления гидродинамической связи системы «пласт-скважина», разработан третий способ селективного гидродинамического воздействия на ПЗП. Принцип метода основан на формировании многократных циклических импульсных ударов с использованием компоновки бурильной колонны.
Основой метода является кольматирование прискважинной зоны водоносных и продуктивных пластов разнородными составами.
Долговременная кольматация ПЗП водоносных горизонтов осуществляется глинистым раствором.
Кратковременная кольматация нефтенасыщенных пластов производится безглинистыми растворами на полимерной основе. Буровой раствор, благодаря псевдопластичным свойствам, проникает в пласт, а после остановки, мгновенно увеличивает вязкость. В результате, создаётся защитный экран в ПЗП продуктивного пласта, защищающий горизонт от негативного воздействия цементного раствора. При освоении полимерный раствор вымывается из ПЗП, а карбонатный наполнитель удаляется при кислотной обработке.
Третья глава посвящена кластеризации и типизации продуктивных объектов и изучению их петрофизических и ФЕС. Кластеризация объектов имеет целью формирование объектов в определенные группы, которые будут близки или аналогичны по геолого-физическим параметрам пластов и физико-химическим свойствам флюидов, насыщающих эти пласты. Выделение однотипных объектов позволит обоснованно тиражировать применение успешных технологий и методов воздействия на пласт в пределах объектов одной группы.
При выделении однородных групп в условиях значительного количества объектов исследования и параметров, их характеризующих, процесс эффективного и надежного группирования становится возможным лишь с использованием метода, в основе которого лежат логический и математический анализы. Для более достоверного распределения объектов по группам имеющегося объема и качества информации наиболее удобнее использование кластерного анализа и ИНС.
Кластеризация выполнена для 123 продуктивных объектов, находящихся в районе МВ и ЮТС на территории Республики Татарстан.
Выполненная кластеризация объектов исследования, приуроченных к каширо-верейским отложениям, позволила выделить пять однородных групп,
по башкирскому и турнейскому ярусам выделено по четыре группы объектов. Для качественной характеристики и выявления особенностей выделенных групп объектов по исходным геолого-физическим и физико-химическим параметрам были рассчитаны минимальные, максимальные и средние значения для гипотетических залежей. Каждая из выделенных групп объектов обладает своими специфическими особенностями.
При кластеризации объектов, приуроченных к каширо-верейским и башкирским отложениям, были определены объекты, не вошедшие в группы из-за значительного отличия некоторых параметров. Продуктивные объекты каширо-верейских отложений Демкинского месторождения не вошли в группу из-за низкого значения начального пластового давления, равного 5,7 МПа, при среднем значении 9,5 МПа и высокой проницаемости, равной 1,208 мкм2, при среднем 0,177 мкм2. Верейский горизонт Ивинского месторождения имеет самое высокое значение эффективной нефтенасыщенной толщины 45 м. Каширский горизонт Курманаевского месторождения характеризуется низкой пластовой температурой 10 °С.
Для определения «близости» объектов, не вошедших ни в одну группу к той или иной совокупности объектов, предложено проведение группирования с использованием искусственных нейронных сетей.
С целью выделения однородных групп была создана ИНС со следующими характеристиками: тип (архитектура) - «соревнование» (competitive), алгоритм обучения - «векторное квантование» (vector quantization LVQ). Первоначально создавалась сеть, состоящая из 10 нейронов, после обучения которой было установлено число эффективных нейронов (групп), равное 5. Для повышения качества группирования объектов по ИНС необходимо процесс обучения разбить на несколько циклов, каждый из которых включает в себя некоторое количество эпох. Количество эпох за один цикл обучения для новой сети с четырьмя эффективными нейронами принималось равным 100. После каждого цикла анализировалось распределение объектов по группам. Количество необходимых циклов определялось в процессе обучения до постоянства выходных данных. В нашем случае количество циклов составило 10 (1000 эпох).
В результате группирования по 58 объектам каширо-верейского горизонта в первую группу вошли 12 объектов, во вторую - 12, в третью - 16, в четвертую - 11 и в пятую - 7. По 38 объектам башкирского яруса горизонта в первую группу вошло 8 объектов, во вторую - 11, в третью - 8, в четвертую - 5 и в пятую - 6. Продуктивные отложения турнейского яруса представлены 27 объектами: первая группа состоит из 6 объектов, вторая - из 4, третья - из 6, четвертая - из 5 и пятая - из 6.
Сопоставление результатов кластерного анализа и ИНС показало хорошую сходимость.
Группирование с помощью нейросетевого моделирования определило, к каким совокупностям объектов ближе объекты, не вошедшие в группы по кластерному анализу. Так, например, объект исследования в верейских отложениях Демкинского месторождения ближе всего к третьей группе.
Кроме того, кластеризация по двум независимым способам позволила выделить наиболее характерные объекты, т.е. объекты, которые формируют основу группы вне зависимости от способа группирования, к таким объектам относятся продуктивные пласты башкирского яруса: дачного месторождения; мальцевского месторождения; некрасовского месторождения.
Характеристики коллекторских свойств выделенных объектов исследовались по четырём параметрам: открытой пористости, проницаемости, неф-тенасыщенности и эквивалентному диаметру пор и каналов.
В таблице 4 по всем трём группам показаны пределы изменения параметров, коэффициенты вариации пористости и проницаемости, среднеарифметические значения параметров и количество образцов.
Таблица 4 - Характеристика по керну групп объектов разработки,
выделенных по результатам кластерного анализа и метода ИНС
Группа Открытая пористость, % от - до (вариация) среднее (кол-во анализов) Газопроницаемость, Ю-3 мкм2 от - до(вариация) среднее (кол-во анализов) Нефтенасыщенность, % от - до среднее (кол-во анализов)
Группа I (база - продуктивные пласты башкирского яруса Дачного месторождения) 2.4-23.9 (0.4771 10,0 (63) 0,27-802 (1,70) 108/26,7 (57) 42.3 - 85.6 71,1 (50)
Группа II (база - продуктивные пласты башкирского яруса Мальцевского месторождения) 2.9-21.3 (0.3271 11,9(116) 0,14- 1101 (1.82) 86,0/22,5(110) 31.7-90.8 69,5 (97)
Группа III (база - продуктивные пласты башкирского яруса Некрасовского месторождения) 5.0-28.0 (0.3431 13,6(48) 0,08- 1013 (1.28) 183/66,0 (44) 58.3-90.2 79,3 (34)
Примечание. Среднее значение проницаемости: арифметическое / геометрическое
На рисунках 4-6 представлены полигоны распределения пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по трём основным группам.
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 28 пористость, %
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 28 пористость, %
Рисунок 4 - Частотное распределение образцов по пористости
26,32
0,06 0,16 0,4 1 2,5 6,3 15,9 39,8 100 251 631 проницаемость, 10 3 мкм2
0,06 0,16 0,4 1 2,5 6,3 15,9 39,8 100 251 631 проницаемость, 10"3 мкм2
Рисунок 5 - Частотное распределение образцов по проницаемости
23
0,06 0,16 0,4 1 2,5 6,3 15,9 39,8 100 251 631 проницаемость, 10"3 мкм2
На основании полученных данных сделаны следующие выводы:
1. Наилучшими ФЕС и наиболее высокой нефтенасыщенностью обладают объекты группы III.
2. Объекты групп I и II близки по нефтенасыщенности и эквивалентному диаметру пор и каналов. Отличие этих групп состоит в том, что группа I имеет более низкую пористость по сравнению с группой II и несколько большую проницаемость (0,108 и 0,086 мкм2 соответственно).
3. Наиболее однородны по проницаемости объекты группы Ш (коэффициент вариации 1,28). Менее однородны по этому параметру объекты групп I и II (коэффициенты вариации их 1,70 и 1,82 соответственно).
4. Наибольшая доля неколлекторов (55,1 %) характерна для объектов группы II, а наименьшая (18,6 %) - для объектов группы I. В объектах группы III доля неколлекторов составляет 35,2 %.
Полученные выводы хорошо согласуются с характеристикой кластерного анализа объектов башкирского яруса по геолого-физическим параметрам (таблица 3).
В таблице 5 приведены данные распределения образцов по величине показателя смачиваемости для каждой из трёх групп.
Таблица 5 - Характеристика смачиваемости пород башкирского яруса
по группам объектов разработки, выделенным по результатам кластерного анализа и метода ИНС
Объект Распределение образцов по величине показателя смачиваемости М, шт. ( %) Расчётный косинус угла смачивания породы в системе «нефть-вода»
0-0,20 0,210,40 0,410,60 0,610,80 0,811,00
Группы I (башкирский ярус Дачного месторождения) 10 (90,9) 1 (9,1) -0,76
Группы II (башкирский ярус Мальцевского, Пионерского и Аксубаево-Мокшинского месторождений) 7 (21,9) 9 (28,1) 5 (15,6) 6 (18,8) 5 (15,6) -0,09
Группы III (башкирский ярус Некрасовского и Виш-нёво-Полянского месторождений) 9 (42,9) 7 (33,3) 5 (23,8) -0,48
Практически гидрофобными показали себя породы по объектам группы I. Породы по объектам группы III характеризуются значительным ростом доли образцов, преимущественно гидрофобных, и появлением пород промежу-
точной смачиваемости. Смачиваемость пород объектов группы II изменяется от фобных до фильных примерно с равным количеством как фобных, так и фильных образцов.
В таблице 6 приведены результаты расчетов распределения долей по-рового объёма (в %), контролируемых фильтрационными каналами с диаметром от минимального до максимального, указанного в числителе.
Таблица 6 - Распределение долей порового объёма
Объект Распределение долей порового объёма в зависимости от диаметра фильтрационных каналов
Группа I 36,71 (9) 77,3 (9) 19,58 56,6 9.47 44,1 4.80 36,3 1.60 27,1 0.96 21,6
Группа II 40.74 (2\) 71,3 (21) 20,13 54,1 10,09 40,6 5.05 31,6 1.70 22,9 1.01 18,6
Группа III 38,9 (20) 64,2 (20) 19,61 50,8 9.73 38,7 4,88 30,8 1.63 23,3 0.98 19,3
Примечание, В числителе - максимальный диаметр фильтрационных каналов, мкм; в знаменателе — контролируемая доля порового объёма, %.
Четвертая глава посвящена сравнительному геолого-промысловому анализу и определению эффективности разработки типичных объектов с ТрИЗ. Для выявления особенностей показателей эксплуатации исследуемых объектов в анализ включены продуктивные объекты, приуроченные к Верейскому горизонту и турнейским ярусам вышеуказанных месторождений. Кроме того, это позволит оценить эффективность выработки запасов нефти для залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления и без организации закачки воды.
Сравнение динамики основных показателей разработки выполнялось на графиках разработки в относительных единицах, где каждая величина -это отношение текущего показателя разработки к его максимальному значению за период разработки объекта. Эта величина соответствует текущему коэффициенту использования запасов нефти. Залежи отложений среднего карбона являются основными эксплуатационными объектами. Рассматриваемые объекты характеризуются невысокими отборами нефти от начальных извлекаемых запасов (1-10 %). Срок разработки рассматриваемых месторождений составляет: Дачное - 10 лет, Мальцевское - 7 лет, Некрасовское - 5 лет. За рассматриваемый срок эксплуатации продуктивных объектов, который является первой стадией разработки, можно отметить, что имеющиеся максимальные уровни добычи нефти были достигнуты при различных отборах от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).
По объектам Дачного месторождения максимумы добычи отмечались: для объекта, приуроченного к башкирскому ярусу, при отборе 7,5 % от НИЗ; для объекта в верейском горизонте - 8 %; для турнейского объекта - 10 %. По остальным объектам максимумы были достигнуты при меньших значениях коэффициента использования запасов (КИЗ). Все рассматриваемые объекты находятся в стадии растущей добычи, и по этой причине максимальные уровни добычи в перспективе изменятся. Уровень отбора жидкости по рассматриваемым объектам характеризуется постоянным его наращиванием и полностью соответствует динамике добычи нефти. Обводненность продукции при изменении динамики добычи нефти по всем объектам, кроме «башкирского» Мальцевского месторождения, имеет тенденцию к росту и изменяется от 13 % на верейском объекте Мальцевского месторождения до 54 % на башкирском объекте Дачного месторождения.
Разработка залежей производится как отдельными скважинами, так и скважинами с использованием оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ).
Фонд добывающих скважин исследуемых объектов увеличивается за счет бурения и ввода новых скважин. Максимальное количество добывающих скважин отмечается при КИЗ более 7,5 % для пластов в карбонатных коллекторах Дачного месторождения.
Темпы отборов от НИЗ по объектам не превышают 2,6 %. Максимальные темпы отборов у объекта в башкирском ярусе Мальцевского месторождения - 2,6 % и объекта приуроченного к турнейскому ярусу Мальцевского месторождения - 2,3 %. Объекты разработки в верейском горизонте и башкирском ярусе характеризуются одинаковыми темпами отбора от НИЗ, которые составляют 1,3 % и 1,2 % соответственно. Максимальное значение отбора от НИЗ по продуктивным пластам верейского горизонта Мальцевского месторождения было достигнуто в 2007 году при КИЗ, равном 2,2 %. Самым низким темпом отбора характеризуется объект башкирского яруса Некрасовского месторождения, составляющий 0,4 %.
Системы поддержания пластового давления организованы на четырех объектах разработки: Дачном месторождении (башкирский, турнейский ярусы, верейский горизонт); Мальцевском месторождении (башкирский ярус). Максимальные уровни закачки воды по рассматриваемым объектам были достигнуты при отборах от НИЗ 5,4... 10,2 %. По турнейскому ярусу Дачного месторождения последние три года сохраняются высокие уровни закачки воды. Более жесткая система заводнения на башкирском ярусе Дачного место-
рождения, где на одну нагнетательную скважину с 2004 по 2007 год приходится 4-5 добывающих скважин.
По объекту разработки Некрасовского месторождения можно отметить, что система разработки находится на начальной стадии формирования. Выводы об эффективности системы разработки делать преждевременно. Объекты разработки Дачного и Мальцевского месторождений разрабатываются достаточно эффективно. Некоторые негативные моменты в динамике основных технологических показателей обусловлены необходимостью регулирования процесса разработки эксплуатационных объектов. Следует отметить тенденцию к преждевременному росту доли воды в объеме добываемой продукции.
Эффективная разработка исследуемых и подобных объектов возможна при соблюдении следующих основных принципов:
- первичное и вторичное вскрытие нефтеперспективных объектов производить с учетом неоднородностей разреза и гидродинамических особенностей флюидов среды скважина-пласт;
- выбор системы разработки и эксплуатацию объекта осуществлять с учетом литологических особенностей залежи;
- оптимально подбирать депрессию на пласт с целью обеспечения выработки запасов по толщине пласта;
- по каждой конкретной залежи разрабатывать индивидуальный подход к организации системы заводнения.
Проанализированы результаты комплексного подхода к решению проблем рациональной разработки объектов башкирского яруса на примере Дачного месторождения.
Нефтяное месторождение Дачное в составе Ульяновского месторождения было открыто в 1978 г. Как самостоятельное в рамках современных лицензионных границ оно выделено в 1998 г. По геологическому строению месторождение относится к сложнопостроенным с ТрИЗ.
Основные запасы нефти (95,9 %) приходятся на залежи карбонатных отложений башкирского, турнейского ярусов и верейского горизонта. В отложениях башкирского яруса выделяются две продуктивные пачки, индексируемые условно как Сбш-1 и Сбш-2, с которыми связаны восемь залежей нефти. Размеры залежей изменяются от 0,7 х 0,5 до 6,50 х 4,25 км, этаж нефтеносности - от 8,2 до 43,5 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 2,6 до 19,4 м. Продуктивный разрез яруса является достаточно сложным, среднее количество прослоев-коллекторов составляет 7,9; доля коллекторов равна 0,45.
Промышленная разработка объекта в пределах Дачного, Красно-Ключевского и Кугеминского поднятий началась с 2000 г. вводом скважин в эксплуатацию на естественном упруговодонапорном режиме.
По состоянию на 01.01.2004 г. из башкирского яруса добыто 141,4 тыс. т нефти, или 2,8 % от НИЗ. Общий фонд действующих скважин по башкирскому ярусу составляет 33: отбор продукции осуществляют 29 скважин, через 4 нагнетательные скважины организовано поддержание пластового давления. Все добывающие скважины работают механизированным способом. Среднесуточные дебиты скважин составляют: 4,1 т/сут нефти, и 5,8 т/сут жидкости, обводненность - 28,6 %. Средняя приемистость нагнетательных скважин-41 м3/сут.
Систему заводнения начали внедрять на месторождении с середины 2002 г. (скв. 3562), пять скважин (№№ 3565, 3619, 3668, 3553 и 3571) были освоены в 2003 г., две (№№ 3617 и 3569) - в начале 2004 г. Источником водоснабжения является очищенная пластовая вода, попутно добываемая с нефтью. На фонде нагнетательных скважин осуществляется циклический режим закачки. Все нагнетательные скважины охвачены мероприятиями по внедрению гелеобразующих композиций СПС и Карфас.
Технологии воздействия на пласт направлены на повышение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата карбонатных пластов при заводнении, достигаемом закачкой в нагнетательные скважины в первом случае полиакриламидных полимеров и ацетата хрома, во втором - реагента Карфас, отличительными особенностями которого являются способность образования геля непосредственно в пласте и гомогенность закачиваемого водного раствора, делающая его пригодным для применения на карбонатных пластах с высокой неоднородностью.
Работы по комплексному (многофакторному) воздействию на пласт выполнялись в разных вариантах:
I. Результаты одновременного комбинированного воздействия на пласт технологии заводнения и потокоотклонения (СПС) рассмотрены на примере участка нагнетательной скв. 3668, расположенного на Кутеминском поднятии месторождения Дачное.
Скважина освоена под закачку в апреле-мае 2003 г. с приемистостью 40 м3/сут. В июне того же года осуществлена закачка СПС. Объем закачанной композиции составил 250 м3. В сентябре 2003 г. проведена подкачка СПС. В общей сложности в нагнетательную скв. 3668 закачано 550 м3 композиционного состава и реагентов: полиакриламида (ПАА) - 2,3 т, ацетата хрома (100%)-0,21 т.
В ходе осуществления обоих циклов технологии достигнуто плавное повышение давления закачки на 65...80 % и снижение удельной приемистости на 18 %, что является косвенным подтверждением успешности скважино-обработок и механизма действия композиции в пласте.
На участке проведения работ находятся пять добывающих скважин (№№ 628Д, 3633, 3637, 1446 и 3641), расположенных на расстоянии от 300 до 900 м, т.е. они являются объектами отбора первого-третьего рядов по отношению к нагнетательной скв. 3668. Схема расположения скважин показана на рисунке 7.
шшаит*
Рисунок 7 - Схема расположения участка нагнетательной скв. 3668
Из анализа динамики текущих показателей работы участка в целом за 2002-2004 гг. (рисунок 8) следует:
1. Освоение нагнетательной скважины под закачку и применение технологии закачки СПС практически совпали во времени, поэтому оценка и раздел их эффективности будут носить условный характер,
2. Мероприятия проведены на фоне резкого (от 10 до 45 %) роста обводненности и снижения отборов нефти, что сигнализировало о проблемно-сти данного участка.
I—I Закачка, куб.м/мес. ♦■Он, т/мес, -*-Ож, т/мес. Обвод., %
Рисунок 8 — Динамика текущих показателей работы участка нагнетательной скв. 3668
3. Эксплуатация скважин в период после воздействия осуществляется на фоне все более увеличивающихся отборов жидкости и определенной стабилизации обводненности продукции с сентября 2003 года. Начиная с четвертого месяца, скважины вступили в фазу устойчивой реакции на комплекс мероприятий: очаговое заводнение и два цикла закачки СПС. При этом четкий результат в виде снижения обводненности с 57,6 до 37,1 % (-20,5 %) и прироста добычи нефти с 17,7 до 21,6 т/сут. (+ 3,9 т/сут.) отмечается в течение 7 мес. по скв. 3637. Наличие прямой гидродинамической связи данной скважины с нагнетательной было подтверждено результатами гидропрослушивания.
Ровная, устойчивая эксплуатация наблюдается по скв. 1446. Снижение обводненности с 32,7 до 29,5 % и сохранение этого показателя на достигнутом уровне вплоть до февраля 2004 г. просматриваются по скв. 628 Д.
4. Текущая эффективность применения технологий составила по участку 3370 т нефти в течение 9 мес. Эта величина выражает суммарный эффект от гидродинамического воздействия и применения технологии закачки СПС.
I ю
* г
5000 4000 3000 2000 1000 0
II. Комплексное многофакторное воздействие на продуктивный пласт и насыщающие его флюиды подразумевают активное внедрение технологий через систему добывающих скважин.
С этой целью в двух добывающих скважинах (№№ 2201 и 3554) испытана технология «Скрид» с использованием специального соляно-кислотного раствора избирательного действия. Разработанный состав раствора обладает рядом преимуществ по сравнению с растворами чистой соляной кислоты. Реагент «Скрид» снижает скорость и степень растворения в обводненной части карбонатного пласта и одновременно увеличивает эти параметры неф-тенасыщенного карбонатного коллектора, что выравнивает проницаемость призабойной зоны пласта.
Скважина 2201 введена в эксплуатацию в 1998 г. За этот период суммарные отборы нефти составили 2190 т, воды - 50 т, т. е. скважина работает с достаточно продолжительным безводным периодом.
В целях улучшения коллекторских свойств пласта в январе 2004 г. проведена обработка скважины по технологии «Скрид». В результате дебит скважины по нефти увеличился от 0,8 до 2,5 т/сут.
Скважина 3554 эксплуатируется с июля 2001 г., суммарные отборы нефти составили 2810 т, воды - 680 т. Скачок обводненности от 12 до 35 % произошел в апреле 2003 г., достигнув к концу года 50 %. За счет соляно-кислотной обработки с использованием реагента «Скрид» получен прирост дебита нефти с 3,5 до 8,2 т/сут при снижении обводненности до 18 % (рисунок 9).
350
100
л ю о Ч
а ю О
-Он, т/мес.
-Ож, т/мес.
-Обвод.,'
Рисунок 9 — Динамика текущих показателей работы скв. 3554 32
В добывающих скв. 3557 и 3568 внедрена технология «Кварц + соляная кислота».
Скважина 3557 введена в эксплуатацию в октябре 2000 г. Накопленные отборы нефти составили 4530 т, воды - 190 т. (рисунок 10).
При сохранении обводненности на уровне 5...7 % наблюдалось динамичное снижение отборов нефти. В результате проведенной в июле 2003 года обработки дебит скважины увеличился от 2,1 до 4,4 т/сут.
Скважина 3568 в активной эксплуатации пребывает с января 2001 г. Суммарные отборы нефти составили 3640 т, воды - 130 т. В сентябре 2003 г. при среднем дебите нефти, равном 2,1 т/сут, осуществлена технология «Кварц + соляная кислота», за счет чего получен прирост дебита до 3,0 т/сут.
и 200 ш £ ■р
¡5 1Б0-| О vJ
3 120 УгГ If II
•Q. 80' 0) Z
л ю о "J* 1- W»
январь март >х га 3 20 to ИЮЛЬ сентябрь ноябрь мнвдрь март « ' я п с 2 2 S 2003 сентябрь ноябрь январь го о 2 март
-♦-Qh, т/мес. -И-Ож, т/мес. -•-Обвод., %
Рисунок 10 - Динамика текущих показателей работы скв. 3557
Положительные результаты по водоограничению получены при применении технологии «Карфас» в скважине 3577, введенной в эксплуатацию в январе 2002 г. Накопленные отборы нефти составили 3180 т, воды - 790 т. Источник обводнения - пластовая вода.
Реакция скв. 3577 на освоение под закачку нагнетательной скв. 3571 и применение технологии «Карфас» проиллюстрирована на графике (рисунок 11); дебит скважин вырос на 1,9 т/сут, а обводненность снизилась на 15,7 %.
33
s 240 ^ 160
J 80
/
Г1 \,и
(W / l\ у?
г / V- I \ г ТУ
январь март май м о 8 июгъ сентябрь ноябрь январь март май м о 2 июгъ сентябрь ноябрь январь м о g март
100 80 60 40 20 0
-Qh, т/мес.
-Qjk, т/мес.
-Обвод., %
Рисунок 11 — Динамика текущих показателей работы скв. 3577
Результаты проведенной работы по ОПЗ скважин Дачного месторождения приведены в таблице 7. В целом, за счет проведения ОПЗ на пяти скважинах, получено 1030 тонн дополнительной добычи нефти.
Таблица 7 - Динамика показателей эксплуатации добывающих скважин на месторождении Дачное до и после ОПЗ
Технология Номер добывающей скважины Дата закачки Дебит нефти, т/сут Обводненность, % Дополнительная добыча нефти, т Продол-житель-ность анализа, мес.
ДО ОПЗ после ОПЗ прирост ДО ОПЗ после ОПЗ изменение
Скрид 2201 Январь 2004 г 0,8 2,5 +1,7 3,7 7,4 +3,7 127 2
3554 Декабрь 2003 г. 3,5 8,2 +4,7 50,0 18,0 -32,0 323 3
Кварц +С0ЛЯ- ная кислота 3557 Июль 2003 г. 2,1 4,4 +2,3 6,2 6,2 0 318 8
3568 Сентябрь 2003 г. 2,1 3,0 +0,9 3,7 3,2 -0,5 171 6
Кар-фас 3577 Февраль 2004 г. 6,5 8,4 +1,9 51,7 36,0 -15,7 88 2
Разработана кислотная композиция для ОПЗ продуктивных пластов скважин с ТрИЗ. Оптимальная рецептура предлагаемого состава определялась на основании полного комплекса лабораторных исследований, результаты которых сведены в таблицу 8.
Таблица 8 - Физико-химические свойства кислотного состава для ОПЗ.
1 Замедление скорости реакции в сравнении с 10 % соляной кислотой, раз 1,7
2 Эмульгируемость с нефтями, % ост. эмульсии 0
3 Фактор интенсификации, раз 2,2
4 Коррозионная активность, г/м^ч 0,5
5 Межфазное натяжение КС на границе с нефтью, мН/см Менее 0,4
Состав был испытан в 2005 году на одиннадцати скважинах ОАО «Иделойл», за счет чего было добыто 430 т нефти на скважино-операцию.
В целом, в 2005 году, за счет комплексного использования гидродинамических и физико-химических МУН пластов, было добыто свыше 25 тысяч т нефти, что составило 19,5 % от общего объема добычи.
Проведенный анализ показал, что принятый в ОАО «Иделойл» метод системного регулирования процесса разработки является в целом результативным и высокоэффективным. Применение циклического заводнения в сочетании с МУН пластов и ОПЗ нагнетательных и добывающих скважин способствует получению интегрального технологического эффекта в виде дополнительно добытой нефти по отношению к базовому уровню.
Пятая глава посвящена разработке и внедрению инновационных энерго- и ресурсосберегающих технологий в области систем поддержания пластового давления и добычи нефти.
В ходе освоения мелких нефтяных залежей с ограниченным запасом пластовой энергии возникает необходимость формирования системы заводнения на начальном этапе разработки.
Разработан способ разработки многопластового нефтяного месторождения, позволяющий значительно снизить капиталовложения при освоении и эксплуатационные затраты при разработке месторождений нефти. Способ предусматривает размещение скважин на залежи в соответствии с системой разработки, отбор нефти механизированным способом из верхнего и нижнего пластов и искусственное воздействие на пласт для поддержания
пластового давления путем закачивания в пласты рабочей жидкости. Сначала отбирается нефть из пластов одновременно и раздельно в одной скважине до снижения забойных давлений до 3...4 МПа. Затем подбираются скважины для одновременно раздельного отбора продукции из одного пласта и закачки жидкости в другой пласт в одной скважине (рисунок 12). При организации закачки в верхний пласт и отбора из нижнего пласта производится их разобщение с помощью пакера, спускаемого на насосно-компрессорных трубах (НКТ) с фильтром. Рабочая жидкость с ингибитором коррозии подается по межтрубному пространству, а с нижнего пласта через фильтр отбирают продукцию пласта. При выборе под закачку нижнего пласта и отборе из верхнего пласта фильтр скважины в интервале верхнего пласта разобщают двумя пакерами. Межтрубное пространство над верхним и нижним па-керами сообщают с помощью обводных каналов, смонтированных на наружной поверхности НКТ.
С целью повышения надежности разобщения пластов и повышения эксплуатационных характеристик при организации заводнения разработана установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта (рисунок 13). Установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта в скважине содержит колонну труб и пакер, установленный между нижним и верхним пластами. Колонна труб выше верхнего пласта оснащена дополнительным пакером, выполненным в виде самоуплотняющейся манжеты. Внутри колонна труб выше верхнего пласта снабжена распределителем потока с двумя сквозными каналами. В колонне труб напротив верхнего пласта установлен полый шток, верхний конец которого размещен в сквозном поворотном канале, а нижний герметично вставлен в поперечную перегородку, выполненную в колонне труб между нижним и верхним пластами. Внутреннее пространство колонны труб сообщено вертикальным сквозным каналом распределителя потока и отверстиями, выполненными в колонне труб с верхним пластом, а заколонное пространство колонны труб выше дополнительного пакера сообщено поворотным сквозным каналом распределителя потока, внутренним пространством полого штока и перфорированными отверстиями хвостовика с нижним пластом. Пакер размещен на нижнем конце колонны труб и выполнен в виде эластичной манжеты, поджимаемым снизу хвостовиком при его опоре на забой.
Рисунок 12 - Устройство для совмещенной закачки и отбора
Рисунок 13 -Устройство для одновременной закачки жидкости и добычи нефти
При организации системы заводнения на мелких залежах с ТрИЗ, где нет инфраструктуры и месторождения не обустроены, необходимо определение и обеспечение индивидуального оптимального объема воды, закачиваемой в пласт.
Выпускаемые в настоящее время в России насосные установки не в полной мере отвечают вышеперечисленным требованиям.
Разработана регулируемая насосная установка, не имеющая аналога в отечественной промышленности, которая обладает высокими технико-экономическими характеристиками по сравнению с существующими насосными установками и учитывает требования к насосам для организации регулируемой индивидуальной закачки воды в пласт на мелких месторождениях.
Новая разработка обеспечивает замеры объемов закачиваемой жидкости, обладает минимумом движущихся деталей. В конструкции применены простые в обслуживании узлы и детали, а потребление электроэнергии в 3.. .4 раза ниже, чем у аналогов (АНТ-90, СИН-46).
Установка прошла промысловые испытания на опытном участке семиточечного элемента разработки башкирской залежи Некрасовского месторождения ООО «Карбон-Ойл», представленной низкопроницаемым карбонатным коллектором с высоковязкой нефтью, и показала высокую эффективность. Центральная скв.1278 освоена под нагнетание воды с применением установки в сентябре 2008 г. Регулируемая закачка с помощью нового оборудования позволяет обеспечивать безводную добычу нефти по добывающим скважинам опытного участка. По состоянию на 01.12.08 г. устьевое давление нагнетательной скважины составило 3...4 МПа, приемистость 20...25 м3/сут. Накопленная закачка в пределах элемента разработки составляет 1100 м3. Дополнительная добыча нефти по участку 310 т (2,5 т/сут. на скважину), эффект продолжается. Установка сертифицирована и начато серийное производство.
Значительная доля ТрИЗ нефти МВ и ЮТС сосредоточена на мелких изолированных структурных поднятиях, примыкающих к более крупным месторождениям. Освоение таких залежей традиционными подходами (обустройство, организация заводнения и т.д.) экономически нецелесообразно. В этих условиях альтернативным методом может стать разработка залежи на естественном режиме методом свабирования.
Разработанный автором способ предусматривает установку специального устройства для свабирования перед началом работы в каждой скважине на колонном фланце с помощью болтового соединения. Устройство предназначено для спуско-подъёма оборудования в скважину агрегатами, не имеющими собственной мачты (рисунок 16).
После завершения работы в каждой скважине из числа намеченных к свабированию, в зависимости от полученных результатов их последовательно группируют. Скважины, в которых получены увеличение дебита или его восстановление, эксплуатируют в прежнем режиме, т.е. механизированным способом с использованием глубинного насоса. Скважины, в которых получен высокий дебит при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи, эксплуатируют в режиме свабирования. Скважины, где не получено увеличение дебита, эксплуатируют с использованием сваба в периодическом режиме работы.
Периодический режим эксплуатации скважин свабированием позволяет значительно снизить эксплутационные расходы и продлить рентабельность работы скважины.
При сравнительном анализе изменения дебитов скважин, при их переводе из механизированного способа эксплуатации на метод добычи свабиро-
ванием практически во всех случаях наблюдается увеличение дебитов скважин до 100 % и выше.
Так, скв. 644, 643 Максимкинского месторождения эксплуатировались с помощью винтовых насосов с дебитами 4,1 и 6,5 м3/сут. соответственно. После перевода их на добычу методом свабирования дебит по скв. 644 возрос до 10,2 м3/сут., по скв. 643 - до 8,6 м3/сут.
Отчасти, увеличение дебитов скважин происходит за счет создания сва-бом в призабойной зоне пласта знакопеременных градиентов давления, что значительно снижает влияние капиллярно-гравитационных сил в коллекторе, увеличивая тем самым продуктивность скважины.
Однако в случае с карбонатным коллектором трещинно-порового типа, в отличие от коллекторов порового типа, процессы перераспределения давления происходят с запаздыванием, т.к. течение флюида к забою скважин возможно только по трещинам, а их подпитка осуществляется из матриц, наполнение которых происходит в результате капиллярной пропитки.
С целью уточнения представлений о механизме изменения ФЕС в процессе свабирования на скв. 21 Свердловского поднятия были проведены исследовательские работы. Объектом эксплуатации являются верейские отложения с порово-трещинным типом пласта, размер залежи 2,1 х 0,8 км. По состоянию на 1.03.2009 г. пластовое давление составило 5,7 МПа, дебит скважины - 1,4 м3/сут безводной нефти.
По залежам с ТрИЗ механизм взаимосвязи необратимых деформаций пород при снижении давления ниже предельно допустимых с изменением ФЕС и продуктивности карбонатного коллектора остается малоизученным.
Считается, что снижение забойного давления ниже допустимого приводит к необратимым изменениям ФЕС карбонатных пластов (смыканию трещин), вследствие чего многократно снижается продуктивность скважины.
Действительно, при достижении критического давления карбонатные коллектора сжимаются и не пропускают жидкость к скважине. Однако, переступив этот порог, можно улучшить ФЕС пласта за счет образования микротрещин.
В этих условиях, определяющим критерием улучшения ФЕС является предел прочности коллектора на сжатие осж. С использованием формулы
2
®сж= <Зсж.О (1 - аш), где осж.о ~ предел прочности при сжатии минеральной фазы, рассчитанной по модулю Юнга; а - эмпирический коэффициент, характеризующий форму пор, рассчитаны пределы сжатия верейских отложений МВ и ЮТС, приведенные в таблице 9.
Таблица 9 - Расчет прочности для верейских отложений МВ и ЮТС
Пористость, Предел прочности Предел прочности на сжатие, тах,
доли ед. на сжатие, тт, МПа
МПа
0,08 14,08 24,01
0,1 10,96 22,52
0,12 8,23 21,08
0,14 5,9 19,68
0,16 3,95 18,34
0,18 2,39 17,04
0,2 1,22 15,79
На основании полученных расчетов построен график диапазона предела сжатия для верейских отложений МВ и ЮТС (рисунок 14).
30
—Предел прочности, тах, МПа Предел прочности, тт, МПа
0,07 0,09 0,11 0,13 0,15 0,17 0,19 Пористость, д.ед.
Рисунок 14 - График диапазона предела сжатия для верейских отложений МВ и ЮТС
В соответствии графиком, на рисунке 14 определен диапазон предела прочности на сжатие для исследуемой скважины №21, находящийся в интервале от 4,8 до 19,0 МПа.
Определяем минимальное давление на кровлю пласта, при котором может начаться необратимое изменение ФЕС коллектора.
5,7 МПа
0,9 МПа
текущее пластовое давление
критическое давление, при котором изменяются ФЕС
4,8 МПа
минимальный предел сжатия горной породы
В ходе свабирования в определенный момент началось постепенное сжатие коллектора и, как следствие, уменьшение дебита скважины. Динамика изменения давления при свабирования приведена на рисунке 15.
Рисунок 15 - Динамика изменения давления при свабировании на скважине № 21
При достижении давления на кровлю в интервале 0,57...0,84 МПа приток из пласта практически прекратился. Был сделан вывод о необходимости регистрации КВД для определения причин изменения ФЕС коллектора. Перед регистрацией КВД давление в этом диапазоне поддерживалось в течение 75 часов.
Обработка замеров (интерпретация) была проведена методом детерминированного анализа с последующим моделированием ситуации.
Результаты обработки КВД приведены в таблице 10.
Таблица 10 - Изменение параметров пласта по результатам обработки КВД
№ п/п Значения
Параметры Ед. изм до воздей- после воз-
ствия действия
1 Гидропроводность Д*см/сПз 2,758 3,28
2 Пьезопроводность см"7сек 670 796
3 Потенциальный коэффициент продуктивности м3/сут*атм 0,15 0,54
4 Потенциальный дебит при депрессии 1 МПа м3/сут 1,46 5,37
5 Пластовое давление МПа 5,7
После воздействия произошло качественное изменение ФЕС продуктивного пласта. Гидропроводность и пьезопроводность изменились примерно
в одинаковой степени (в 1,2 раза), что могло произойти вследствие увеличения проницаемости.
Таким образом, воздействие на пласт жесткими циклическими депрессиями, превышающими предел сжатия горных пород, позволило улучшить ФЕС коллектора и увеличить производительность данной скважины.
Разработан способ обработки призабойной зоны пласта, предусматривающий спуск в скважину на колонне НКТ генератора импульсов давления с размещением его над местом разобщения. После закачки обрабатывающего состава в призабойную зону на нее воздействуют барическими импульсами с целью снижения давления в зоне обрабатываемого пропластка до пластового. Затем производится циклическое воздействие на призабойную зону за счет подъема и спуска столба жидкости в колонне НКТ с последующей откачкой продуктов реакции. Использование способа на пяти скважинах Некрасовского и Мальцевского месторождений с применением 12 % раствора соляной кислоты позволило получить в среднем 167 т нефти на 1 скважино-операцию.
Запасы мелких месторождений с ТрИЗ РТ приурочены к многопластовым месторождениям, распределение которых по числу продуктивных пластов приведено в таблице 11.
Таблица 11 - Распределение доли запасов и количества пластов по месторождениям
Число пластов Доля месторождений, % Доля запасов, %
1 11,9 9,5
2 9,5 4,7
3 40,5 33,3
4 28,6 34,8
5 7,1 15,1
6 2,4 2,6
Совместная разработка двух объектов одной скважиной (общим фильтром) осуществляется обычно по экономическим соображениям, когда раздельная эксплуатация нерентабельна. Проделанный анализ по 54 скважинам Архангельского месторождения показал, что средний дебит при совместной разработке верей-башкирских отложений на 40 % ниже, чем при раздельной эксплуатации. Ожидаемый коэффициент нефтеотдачи составит 8,4 против 16,7 % по верейскому и 9,7 % по башкирскому горизонтам.
Разработан способ эксплуатации двух пластов в одной скважине и оборудование для его осуществления (рисунок 17). Данный способ обеспечивает возможность устойчивого отбора суммарной продукции пластов независимо от забойных давлений пластов и с продукцией разной вязкости. Способ включает спуск в скважину на колонне НКТ насоса в зону верхнего пласта с хвостовиком и пакером, разобщение этим пакером верхнего пласта от нижнего и совместный отбор продукции пластов насосом с использованием дополнительного обратного клапана, который устанавливается на хвостовике под пакером в зоне нижнего пласта. Данный способ внедрен на 17 скважинах Дачного и Мальцевского месторождений, в результате средний прирост добычи составил 1,60 т/сут. на 1 скважину.
В целом, внедрение разработанных энерго- и ресурсосберегающих технологий только по компаниям ЗАО «Иделойл» и ООО «Карбон-Ойл» позволило сократить эксплуатационные затраты в среднем на 6-9 % и обеспечить дополнительную добычу в объеме 17,2 тыс. т.
от барабана лебедки
и
Рисунок 16 - Устройство для свабирования скважин
Рисунок 17 - Способ эксплуатации двух пластов в одной скважине и оборудование для его осуществления
Основные выводы и рекомендации
1. Обобщены и систематизированы наиболее характерные особенности геологического строения продуктивных пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов мелких сложнопостроенных нефтяных месторождений МВ и ЮТС Республики Татарстан.
2. На основании анализа теоретических представлений, экспериментальных исследований и промысловых результатов о влиянии буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта сформулирована концепция сохранения и восстановления ФЕС прискважинной зоны продуктивных пластов на завершающей стадии строительства скважин, в соответствие с которой:
- разработана новая рецептура бурового раствора на основе предлагаемого биополимера «Сараксан-Т», обеспечивающая сохранение ФЕС прискважинной зоны пластов в аномально нестационарных горно-геологических условиях их применения на месторождениях с ТрИЗ;
- установлено, что сшивка полиакриламида изменяет механизм кольма-тации с водополимерного на полимер-дисперсный, увеличивая величину кольматации;
- выявлено, что конечная фильтратонасыщенность при взаимодействии полимерных буровых растворов с проницаемыми горными породами не зависит от ФЕС коллектора и колеблется в довольно узком диапазоне от 22,0 до 34,0 % от порового объема, при этом относительное увеличение водона-сыщенности приводит к снижению степени восстановления нефтепроницае-мости коллектора;
- определены области оптимального использования полимермеловых, полимерных и биополимерных буровых растворов в условиях малоэффективных месторождений Республики Татарстан - неоднородные низкопродуктивные пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2.
3. На основе анализа экспериментальных и промысловых исследований физико-химических процессов, происходящих в продуктивных интервалах при цементировании эксплуатационной колонны разработан технико-технологический комплекс защиты прискважинной зоны продуктивного интервала от загрязнения его цементным раствором, включающий:
- простой в технологическом решении кассетный перекрыватель, обеспечивающий герметичность и высокую устойчивость к гидромеханическим нагрузкам, возникающим в процессе строительства скважины;
- защитный экран на основе тампонажного материала с химически активными добавками;
- ударно-волновой способ формирования кольматационных экранов в водо- и нефтенасыщенных пластах с применением дисперсных систем на глинистой и полимерной основах.
4. В результате проведенной кластеризации и типизации карбонатных продуктивных объектов MB и ЮТС независимыми методами кластерного анализа и ИНС выявлены однородные группы, в которых обоснованы типичные объекты, на примере которых выполнен анализ распределения петрофи-зических и ФЕС коллекторов, установлены геолого-технологические особенности выработки запасов в условиях запроектированных систем разработки и реализованных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и снижения обводненности продукции.
5. На основании выполненных теоретических, лабораторных, геолого-промысловых и гидродинамических исследований разработан и внедрен комплекс технических и технологических решений в области интенсификации добычи нефти, ППД и ОРЭ нескольких пластов мелких сложнопостро-енных месторождений с ТрИЗ.
6. Новизна технических и технологических решений, предложенных в результате экспериментальных и промысловых исследований, подтверждается 14 патентами РФ, разработаны и утверждены 3 руководящих документа. Новые разработанные технологии внедрены на 219 скважинах, экономический эффект составил 289 млн руб.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах
Публикации в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях,
рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ
1. Билялов Н.Г. Результаты опытно-промышленных работ по использованию безглинистых растворов для вскрытия горизонтов с трудноизвлекае-мыми запасами нефти / Н.Г. Билялов, JI.C. Сидоров, P.P. Хузин, B.C. Тими-ров, А.П. Антипов, А.Я. Вакула // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 2000. -№. 12. - С.45.
2. Хузин P.P. Технология заканчивания скважин на Дачном месторождении / P.P. Хузин // НТЖ «Бурение и нефть». - М., 2003. - № 1. - С. 37-40.
3. Хузин P.P. Комплексный подход к решению проблем эффективной разработки карбонатных коллекторов Дачного месторождения / P.P. Хузин,
B.C. Тимиров // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - № 10. - С. 63-69.
4. Хузин P.P. Автоматизация оперативной работы геологической службы малой нефтяной компании / Хузин P.P., Тимиров B.C., Видякин В.В. // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - 2004. - № 8. - С. 59-65.
5. Хузин P.P. Технология заканчивания скважин с формированием защитных экранов в продуктивных пластах / Р.Р. Хузин, Р.Ш. Тахаутдинов, A.B. Андреев // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ОАО «ВНИИ ОЭНГ», 2005. - № 1. - С. 42-47.
6. Хузин P.P. Совершенствование соляно-кислотного воздействия на карбонатные коллекторы и прогнозирование его результатов / P.P. Хузин, Ю.А. Котенев, А.П. Чижов и др. // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». - 2009. - № 2 (76). - С. 5-9.
7. Хузин P.P. Инновационные направления увеличения сложно-построенных карбонатных коллекторов высоковязкой нефти на примере Николаевской и Некрасовской групп месторождений ООО «Карбон-Ойл» / P.P. Хузин, В.Е. Андреев, B.C. Тимиров // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». - 2009. - № 2 (76). -
C. 27-31.
8. Хузин P.P. Совершенствование технологии вскрытия сложнопостро-енных коллекторов на этапе заканчивания скважин строительством / P.C. Хисамов, P.P. Хузин, B.C. Тимиров // НТЖ «Нефтяное хозяйство». -№ 1.-2009.-С. 30-33.
9. Хисамов P.C. Выбор метода увеличения нефтеотдачи на основе интерпретации геологического строения коллекторов по литолого-генетическим признакам / P.C. Хисамов, B.C. Тимиров, P.P. Хузин, // НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 2009. - № 8. - С. 32-33.
Монографии и отдельные издания
10. Хузин P.P. Повышение эффективности технологий заканчивания скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти / P.P. Хузин // СПБ.: ООО «Недра», 2006. - 151 с.
11. Хузин P.P. Опыт использования полимерных буровых растворов при заканчивании скважин на месторождениях Татарстана / P.P. Хузин, М.Ф. Каримов, Н.И. Рылов, И.В. Львова, A.B. Бердников. // Всероссийская научно-
практическая конференция «Разработка, производство и применение химреагентов для нефтяной и газовой промышленности». - М., 2002. - С. 267.
12. Хузин P.P. Лабораторное моделирование на кернах с целью оценки влияния на фильтрационные свойства пласта применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов / P.P. Хузин, K.M. Мусин, И.В. Львова //Сб. трудов ГУП «НИИНефтеотдача». Академия наук Республики Башкортостан. - Уфа: Изд-во «Монография». - Вып. 4. - 2003. -С. 153-159.
13. Хузин P.P. Разработка технических средств и тампонажных составов для защиты интервала продуктивных пород от загрязнения цементным раствором при креплении скважин / P.P. Хузин, И.В. Львова, A.B. Бердников // НТЖ «Интервал». - 2003. - № 11. - С. 74-78.
14. Хузин P.P. Анализ и совершенствование методов проектирования разработки верей-башкирских карбонатных отложений на примере Дачного нефтяного месторождения / P.P. Хузин, B.C. Тимиров // Материалы конференции «Совершенствование методов проектирования разработки нефтегазовых месторождений на современном уровне», посвященной 70-летию академика Р.Х. Муслимова. - Альметьевск, 2004.- С. 181-201.
15. Хузин P.P. Современные подходы в разработке карбонатных коллекторов и основные перспективы эффективной выработки запасов нефти Дачного месторождения / P.P. Хузин, Ю.А. Котенев, A.B. Чибисов и др. // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти: сб. статей ОАО НПФ учебного центра «Геофизика». - Уфа, 2004. -Вып. 1. - С 185-189.
16. Хузин P.P. Технология заканчивания скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти / P.P. Хузин // Материалы Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». - Москва: РАГС при Президенте РФ, 2004 г. -С. 418-424.
17. Федоров K.M. Математическое моделирование процесса интенсификации добычи нефти соляно-кислотным раствором избирательного действия / K.M. Федоров, P.P. Хузин, А. В. Андреев // Ашировские чтения, посвященные 90-летию Самарского государственного технического университета: Тезисы докладов II Международной научно-практической конференции. - Самара, 2004. - С. 22.
18. Хузин P.P. Комплексная технология заканчивания скважин на карбонатные отложения нефтяных месторождений Татарстана / P.P. Хузин, B.C. Тимиров И.Г. Юсупов, Н.И. Рылов и др. // Материалы научно-практической конференции «О перспективах разработки карбонатных
коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти», посвященной добыче 3-миллиардной тонны нефти РТ. -Лениногорск, 2007. - С. 91.
19. Хузин P.P. Инновационные направления в решении проблем эффективной разработки небольших карбонатных залежей нефти за счет энергосберегающих технологий на примере Мальцевского и Некрасовского месторождений Мелекесской депрессии / P.P. Хузин, B.C. Тимиров, В.Е. Андреев // Материалы VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2009. - С. 92-99.
20. Хузин P.P. Совершенствование разработки мелких залежей нефти, представленных сложнопостроенными карбонатными коллекторами / P.P. Хузин P.C. Хисамов, B.C. Тимиров и др. // НТЖ «Интервал. Передовые нефтегазовые технологии». - 2009. - № 1. - С. 61-63.
21. Хузин P.P. Классификация мелких месторождений с трудноизвлекае-мыми запасами Мелекесской впадины и Западного склона Южно-Татарского свода методами кластерного анализа и искусственных нейронных сетей и характеристика их коллекторских свойств / P.P. Хузин // НТЖ «Нефть. Газ. Новация». - 2009. -№ 3. - С. 22-26.
Патенты
22. Пат. 2224873 Российская Федерация. Способ заканчивания строительства скважины / Хузин P.P., Рылов Н.И., Тахаутдинов Р.Ш., Косолапое А.К., Львова И.В., Мартынов Ф.П., Шершень А.Н., Артынников В.А. / Б.И. -2004. - № 06.
23. Пат. 2213861 Российская Федерация. Способ обработки призабойной зоны пласта / Ахунов P.M., Абдулхаиров P.M., Ахметов Н.З, Гареев И.Ш., КабировШ.К.,ХузинР.Р.,ХаннановМ.Т. //Б.И. -2003.-№28.
24. Пат. 2243984 Российская Федерация. Буровой раствор / Тахаутдинов Р.Ш., Сидоров Л.С., Сидоров Ю Л., Попов И.В., Хузин P.P., Хаса-нов Я.С. / Б.И. - 2005. - № 01.
25. Пат. 2264534 Российская Федерация. Установка для свабирования малодебитной скважины / Хузин P.P., Раянов М.М., Шаяхметов Ш.К. // Б.И. -2005.-№32.
26. Пат. 38196 Российская Федерация. Устройство для спуско-подъема оборудования в скважину / Ахунов P.M., Манько М.И., Козлов A.A.,
Гареев И.Ш., Абдулхаиров P.M., Сулейманов P.M., Хузин P.P. // Б.И. - 2004. -№15.
27. Пат. 2255216 Российская Федерация. Состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемы-ми запасами нефти / Хузин P.P., Шаяхметов Ш.К., Тимиров B.C., Гирфанов Р.Г., Шаяхметов А.Ш.// Б.И. - 2005. - № 18.
28. Пат. 2296212 Российская Федерация. Способ эксплуатации двух пластов в одной скважине и оборудование для его осуществления / Хузин P.P., Шаяхметов Ш.К., Тимиров B.C., Гирфанов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. // Б.И. -2007. - № 09.
29. Пат. 2258133 Российская Федерация. Способ добычи трудноизвле-каемых запасов нефти / Хузин Р.Р., Тахаутдинов Р.Ш., Шафигуллин М.Р., Тимиров B.C., Шаяхметов А.Ш. // Б.И. - 2005. - № 22.
30. Пат. 2285115 Российская Федерация. Способ разработки карбонатного многопластового нефтяного месторождения порово-трещиноватой пористости / Хузин P.P., Тахаутдинов Р.Ш., Шаяхметов А.Ш., Тимиров B.C. // Б.И. - 2006. - № 28.
31. Пат. № 2299317 Российская Федерация. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения / Хузин P.P., Тимиров B.C., Шаяхметов Ш.К., Гирфанов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. // Б.И. - 2007. - № 14.
32. Пат. 2323005 Российская Федерация. Способ получения ксантаново-го загустителя «Сараксан» или «Сараксан-Т» / Ватолин А.К., Грошев В.М., Дерябин В.В., Зигмунт В.А., Казарян В.П., Месяцев В.И., Тимофеев A.A., Хвостова В.Ю., Хузин P.P. // Б.И. - 2008. - № 12.
33. Пат. 2362793 Российская Федерация. Буровой раствор / Хузин P.P., Ибатуллин P.P., Хисамов P.C., Тимиров B.C., Месяцев В.И., Вакула А.Я., Дерябин В.В., Рылов Н.И. // Б.И. - 2009. - №21.
34. Пат. 65120 Российская Федерация. Установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта / Хузин P.P. Тимиров B.C., Габдуллин Р.Г., Страхов Д.В., Зиятдинов Р.З. // Б.И. - 2007. -№07.
35. Пат. № 82007 Российская Федерация. Установка нагнетательная, объемная регулируемая / Балахонцев В.В., Каримов А.Ф., Хузин P.P., Тимиров B.C. // Б.И. - 2009. - № 10.
Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 22.10.2009 г. Бумага писчая. Заказ № 646 Тираж 100 экч. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.
Содержание диссертации, доктора технических наук, Хузин, Ринат Раисович
Список принятых сокращений
1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И НЕФ- 7 ТЕНОСНОСТЬ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОГО СКЛОНА ЮЖНО-ТАТАРСКОГО СВОДА И ВОСТОЧНОГО БОРТА МЕЛЕКЕССКОЙ ВПАДИНЫ
1.1. Общий обзор
1.2. Структурно-тектоническое районирование
1.3. Основные нефтеносные комплексы, месторождения и залежи 16 нефти в каменноугольных отложениях.
1.4. Коллекторские свойства и параметры нефтей
1.5. Выводы
2. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ПО 48 СОХРАНЕНИЮ ФИЛЬТР АЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ
2.1. Аналитический обзор состояния проблем заканчивания сква- 48 жин на малоэффективных месторождениях и залежах
2.1.1. Анализ состояния проблемы сохранения фильтрационно- 48 емкостных свойств призабойной зоны продуктивных пластов при первичном вскрытии
2.1.2. Анализ состояния проблемы сохранения коллекторских свойств 57 призабойной зоны продуктивных пластов при креплении скважины
2.1.3. Методы снижения отрицательного воздействия цементных рас- 63 творов на коллекторские свойства продуктивных пластов
2.1.4 Методы упрочнения и формирования защитного экрана
2.2. Разработка технологии сохранения фильтрационно-емкостных 72 свойств призабойной зоны продуктивных пластов при первичном вскрытии
2.2.1. Экспериментальные исследования на кернах с целью оценки 72 влияния полимерных буровых растворов на фильтрационные свойства пласта
2.2.2. Методика проведения экспериментальных исследований
2.2.3. Оценка влияния полимерных буровых растворов на фильтраци- 77 онные свойства коллекторов терригенных пород
2.2.4. Результаты лабораторного моделирования на кернах терригенных пород и анализ влияния бурового раствора на водной основе с добавлением полиакриламида без сшивки на нефтепрони-цаемость
2.2.5. Результаты лабораторного моделирования на кернах терриген- 87 ных пород и анализ влияния бурового раствора на водной основе с добавлением полиакриламида со сшивкой на нефтепрони-цаемость
2.2.6. Результаты лабораторного моделирования на кернах терриген- 88 ных пород и анализ влияния бурового раствора на водной основе с добавлением полисахаридов (крахмала) на нефтепрони-цаемость
2.2.7. Исследование области эффективного применения полимерного 90 бурового раствора на водной основе
2.3. Экспериментальные исследования по изучению влияния фильт- 92 рата полимерного бурового раствора на проницаемость образцов пород - коллекторов карбонатных отложений
2.4. Разработка рецептуры бурового раствора для первичного 101 вскрытия продуктивных пластов на сложнопостроенных месторождениях с ТРиЗ
2.5. Разработка рецептуры МФБР плотностью менее 1000 кг/м для 110 вскрытия продуктивных пластов на месторождениях с АНПД
2.6. Исследование кинетики формирования цементной крепи сква- 117 жины в интервале продуктивных отложений при разобщении водонефтенасыщенных пластов
2.6.1. Анализ качества цементирования эксплуатационных колонн на 117 Дачном нефтяном месторождении
2.6.2. Разработка физической модели заколонного пространства 125 скважины для исследования кинетики формирования цементного камня на начальной стадии твердения цементного раствора
2.6.3. Экспериментальные исследования процесса формирования це- 129 ментного камня на начальной стадии его твердения
2.7. Экспериментальные исследования тампонирующих свойств по- 136 лимерно-дисперсных систем и глинистых суспензий на поро-вых и порово-трещинных коллекторах
2.7.1. Разработка тампонирующих растворов (композиций) на основе 136 полимерно-дисперсных систем и глинистых суспензий
2.7.2. Разработка методики исследования тампонирующих свойств 139 полимерно-дисперсных систем на поровых и порово-трещинных коллекторах
2.7.3. Результаты экспериментальных исследований тампонирующих 142 свойств полимерно-дисперсных систем и глинистых суспензий на поровых и порово-трещинных коллекторах
2.8. Разработка ресурсосберегающих технологий формирования за- 144 щитного экрана в интервале продуктивного пласта
2.8.1. Разработка технологии создания защитного экрана с примене- 152 нием тампонажных материалов
2.8.2. Разработка технологии защиты продуктивного интервала от 154 воздействия цементного и бурового растворов с помощью кассетного перекрывателя
2.8.3. Расчет усилия прижатия обечайки кассетного перекрывателя к 159 стенке скважины
2.8.4. Оценка эффективности технологии формирования защитного 164 экрана в продуктивном пласте с применением тампонажных материалов и перекрывателей кассетного типа
2.9. Разработка энергосберегающей технологии формирования за- 169 щитного экрана на основе ударно-волнового метода воздействия на прискважинную зону продуктивной толщи пласта
2.9.1. Технология ударно-волнового способа воздействия на при- 169 скважинную зону в продуктивном интервале скважины
2.9.2. Результаты испытания технологии формирования защитного 172 экрана в прискважинной зоне продуктивной толщи пласта с применением ударно-волнового метода
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Хузин, Ринат Раисович
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Обобщены и систематизированы наиболее характерные особенности геологического строения продуктивных пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов мелких сложнопостроенных нефтяных месторождений MB и ЮТС Республики Татарстан.
2. На основании анализа теоретических представлений, экспериментальных исследований и промысловых результатов о влиянии буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта сформулирована концепция сохранения и восстановления ФЕС прискважинной зоны продуктивных пластов на завершающей стадии строительства скважин, в соответствие с которой:
- разработана новая рецептура бурового раствора на основе предлагаемого биополимера «Сараксан-Т», обеспечивающая сохранение ФЕС прискважинной зоны пластов в аномально нестационарных горно-геологических условиях их применения на месторождениях с ТрИЗ;
- установлено, что сшивка полиакриламида изменяет механизм кольматации с водополимерного на полимер-дисперсный, увеличивая величину кольматации;
- выявлено, что конечная фильтратонасыщенность при взаимодействии полимерных буровых растворов с проницаемыми горными породами не зависит от ФЕС коллектора и колеблется в довольно узком диапазоне от 22,0 до 34,0 % от порового объема, при этом относительное увеличение водонасыщенности приводит к снижению степени восстановления нефтепроницаемости коллектора;
- определены области оптимального использования полимермеловых, полимерных и биополимерных буровых растворов в условиях малоэффективных месторождений Республики Татарстан - неоднородные низкопродуктивные пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм2.
3. На основе анализа экспериментальных и промысловых исследований физико-химических процессов, происходящих в продуктивных интервалах при цементировании эксплуатационной колонны разработан техникотехнологический комплекс защиты прискважинной зоны продуктивного интервала от загрязнения его цементным раствором, включающий:
- простой в технологическом решении кассетный перекрыватель, обеспечивающий герметичность и высокую устойчивость к гидромеханическим нагрузкам, возникающим в процессе строительства скважины;
- защитный экран на основе тампонажного материала с химически активными добавками;
- ударно-волновой способ формирования кольматационных экранов в водо-и нефтенасыщенных пластах с применением дисперсных систем на глинистой и полимерной основах.
4. В результате проведенной кластеризации и типизации карбонатных продуктивных объектов MB и ЮТС независимыми методами кластерного анализа и ИНС выявлены однородные группы, в которых обоснованы типичные объекты, на примере которых выполнен анализ распределения петрофизических и ФЕС коллекторов, установлены геолого-технологические особенности выработки запасов в условиях запроектированных систем разработки и реализованных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и снижения обводненности продукции.
5. На основании выполненных теоретических, лабораторных, геолого-промысловых и гидродинамических исследований разработан и внедрен комплекс технических и технологических решений в области интенсификации добычи нефти, ППД и ОРЭ нескольких пластов мелких сложнопостроенных месторождений с ТрИЗ.
6. Новизна технических и технологических решений, предложенных в результате экспериментальных и промысловых исследований, подтверждается 14 патентами РФ, разработаны и утверждены 3 руководящих документа. Новые разработанные технологии внедрены на 219 скважинах, экономический эффект составил 289 млн руб.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Хузин, Ринат Раисович, Уфа
1. Абдуллин Н.Г., Аминов Л.З., Мельников С.Н. и др. Закономерности размещения условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. Том. III. Тат. АССР. Труды ИГиРГИ. 168 с.
2. Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов А.С., Викторин В.Д., и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. -М.:ВНИИОЭНГ, 1996. 280 с.
3. Войтович Е.Д., Гатиятуллин Н.С. Тектоника Татарстана. Издательство Казанского университета, 2003. 132 с.
4. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. Монография М.:КУБК-а, 1997. - 352 с.
5. Ларочкина И.А. Геологические основы поисков и разведки нефтегазовых месторождений на территории республики Татарстан. Казань, издательство ООО «ПФ «Гарт», 2008. 210 с.
6. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань: Таткнигоиздат. - 1985. - К.176 с.
7. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: «Фэн» Академии наук РТ, 2005.-688 с.
8. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань: Таткнигоиздат. -1989-С. 3-4.
9. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Хисамов Р.Б. и др. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. В 2-х томах. Казань: «Фэн» Академии наук РТ, 2007. - 316 с.
10. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. М: ООО «Недра-Бизнесцентра», 2004. - 628 с.
11. Хисамов Р.С. и др. Минерально-сырьевая база Республики Татарстан, Казань: «Фэн» Академии наук РТ, 2006. 320 с.
12. Хисамов Р.С. и др. Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана. Казань: «Фэн», 2006. - 328 с.
13. Ясашин A.M., Яковлев А.И. Испытание скважин М.: Недра, 1967. - С. 7.
14. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Технология заканчивания скважин Уфа, 1996. -С. 33-34.
15. Булатов А.И. Детективная биография герметичности крепи нефтяных и газовых скважин Краснодар, 2009. - С. 629-634.
16. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов-в осложненных условиях М.: Недра, 1989.-С. 37-39.
17. Рылов Н.И. И др. Совершенствование эксплуатации нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки Бугульма: ТатНИПИнефть, 1989. - С. 24-29.
18. Спивак А.И. Технология бурения нефтяных и газовых скважин М.: Недра, 2004.-С. 98.
19. Габдуллин Р.Т., Ишкаев Р.К. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1998. - С. 7-14.
20. Гайворонский И.Н., Бережной Н.И., Углов В.А. К вопросу о материальном стимулировании за вскрытие пласта // Экономика нефтяной промышленности: РНЭС. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - № 9 - С. 10-11.
21. Kiota F.A., Krneger R.F., Rye D.S. Effect of perforation damage on well productivity // J.Petrol, Technol. 1974. - XI. - Vol.26, № 11. - p.p. 1304-1314.
22. Прусова H.JI. Исследование процесса закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств // Дисс. . канд. техн. наук. -М.:ВНИИБТ, 1988. 154 с.
23. Орлов М.И. и др. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллектора нефти и газа М.: Недра, 1976. - 88 с.
24. Подгорнов В.И., Ахмадиев Р.Г. Влияние процессов фильтрации буровых растворов на изменение проницаемости коллекторов // Сб.: «Итого науки и техники». Сер. «Разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ВИНИТИ, 1975. - Т.6. - С. 60-67.
25. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин М.: Недра, 1978, - 259 с.
26. Состояние и пути повышения эффективности заканчивания скважин / Е.П. Ильясов // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 1985. - № 9. - С. 19-22.
27. Булатов А.И., Макаренко П.П., и др. Теория и практика заканчивания скважин / Под ред. А.И. Булатова. М.: ОАО Изд-во «Недра», 1997. - Т. 1. - 365 с.
28. Рабинович И.Р., Смирнов Н.Т. и др. Оценка качества вскрытия1 пластов и освоения скважин // Обзор, информ. Сер. Бурение. М.:ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 16.- С. 40.
29. О методах исследований по оценке потенциальной продуктивности скважин / Р.Н. Дияшев, В.А. Иктисанов и др. // НТЖ «Интервал». 2002. - № 11. - С. 18-21.
30. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений- М.: ВНИИОЭНГ, 2001. 209 с.
31. Жиденко Г.Г., Савченко В.В. и др. Влияния качества сооружения, состояния и числа эксплуатационных скважин на-газоотдачу продуктивных горизонтов// Обзор. Информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИЭгазпром, 1989.-вып.10.-36 с.
32. Фридлендер Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах- М.: Недра, 1985. 199 с.
33. Переходные процессы, в пластах при первичном вскрытии* и их влияние на освоение скважин / B.C. Замахаев // НТЖ «Бурение» 2001. - №2. - С. 11-14.
34. Евгеньев А.Е., Турниер В.Н. Фильтрация пены и газа в насыщенной- пеной пористой среде В кн. Гидродинамика и фильтрация однофазных и многофазных потоков,- М.: Недра, 1972. - 79-82 с.
35. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин / С.А. Рябоконь, А.И. Пеньков и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2000. - № 2. -С. 16-22.
36. Горгоц В.Д. Разработка технологий вскрытия продуктивных пластов сложнопостроенных залежей, обеспечивающих сохранение их фильтрационно-емкостных свойств: Автореф. дис.канд.техн.наук.- Тюмень, 2003. 24 с.
37. Справочник по промывке скважин / Булатов А.И. и др. М.: Недра, 1984. - 317 с.
38. Дедусенко Г.Я., Иванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы. М.: Недра, 1985. - 160 с.
39. Corlev W.T., Patlon Gohn T. Clear Fluids they are not always not-damaging.// Word Oil. 1984.-XI. - vol. 199, № 6. - pp. 66-69.
40. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов.-М.:Недра, 1979.-239 с.
41. Паус К.Ф. Буровые промывочные жидкости М.: Недра, 1967. - 280 с.
42. Грей Дж.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Пер.с англ.- М.: Недра, 1985 509 с.
43. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин -М.: Недра, 1976.-с.34.
44. Межлумов А.О., Макурин Н.С. Бурение скважин с применением воздуха, газа и аэрированной жидкости. М.: Недра, 1967. - 320 с.
45. Мазур В.П., Белей И.В. и др. О влиянии технологии вскрытия продуктивных пластов бурением на их эксплуатационные качества // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». -1993. № 9-10. - С. 1-7.
46. Мазур В.П., Межлумов А.О. и др. Вскрытие нефтеносных горизонтов с очисткой забоя воздухом // Бурение: РНТС. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - №8. - С. 13-15.
47. Применение буровых растворов для качественного вскрытия продуктивного пласта / И. Зобнин // НТЖ «Бурение и нефть». 2005. - № 4. - С. 22-23.
48. Kruger R.F. An overviene of formation demage and well productivity in oilfield operations.// J. Petrol. Technol. 1986. - vol. 38, №2. - pp. 131-152.
49. King G.E., Anderson A.R., Bigham M.D. A Field stady of anderbalance pressures nessary to obtain clean peforations using tubingconveyed perforating.// J. Petrol. Technol. 1986. - vol.38, № 7, pp. 662-664.
50. Экспериментальная оценка влияния процесса цементирования на их относительную продуктивность / В.И. Яковенко, М.Н: Шурыгин // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 1999. -№ 7-8. - С. 44-46.
51. Агаджанов Р.С. Влияние глинистого раствора и конструкции забоев на продуктивность газовых скважин // Газовое дело: НТС. -1969. № 10. - С.7-9.
52. Снижение отрицательного воздействия тампонажных растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов / В.В. Следков, В.Г. Татауров // НТЖ «Вестник ассоциации буровых подрядчиков» 2001. - № 4. - С. 34-38.
53. Влияние конструкции забоя на добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе / О.А. Лебедев, Н.М. Саркисов, В.Б. Александров, ЮЛ. Жетлухин // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 1984. - № 12. - С.42-44.
54. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири / О.Б. Качалов, Н.Я. Медведев и др. // НТЖ «Техника и технология бурения скважин. Отечественный опыт» 1988. - №2. - С. 15-17.
55. К вопросу о влиянии процесса цементирования на продуктивность скважин / А.Е. Нижник, А.К. Куксов, О.А. Лебедев и др. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 2001. - № 5-6. - С. 27-29.
56. Воздействие на призабойную зону пластов на поздней стадии разработки месторождений / Р.Ш. Рахимкулов, И.М. Галлямов // НТЖ «Нефтяное хозяйство» -1986. № 7. - С.38-41.
57. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра, 1990.-409 с.
58. Применение облегченных тампонажных растворов для цементирования продуктивных пластов / В.Ф. Янкевич, С.И. Кабанов и др. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» 2002. - №7-8. - С. 40-43.
59. Облегченные тампонажные материалы / Д.В. Орешкин, Г.Н. Первушин, К.В. Беляев // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» -2002. -№11. -С. 21-23.
60. Бабаян Э.В., Крылов В.И., Сидоров Н.А. Современные технико-экономические особенности цементирования нефтяных и газовых скважин // Обзор, информ. Сер. Бурение. М.-.ВНИИОЭНГ, 1981. - вып. 16. - С. 32-35.
61. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин / М.Р. Мавлютов, Ю.С. Кузнецов, В.Н. Поляков // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 1984. - № 6. - С.7-10.
62. Татауров В.Г. Исследование и разработка технико-технологических мероприятий по обеспечению надежности разобщения проницаемых пластов (на примере Пермского Прикамья): Автореф. дис. . канд.техн.наук Тюмень, 1997. - 29 с.
63. Гаршина О.В. Разработка и исследование рецептур безглинистых буровых растворов на основе полисахаридов для вскрытия продуктивных пластов (на примере Пермского Прикамья): Автореф. дис. канд.техн.наук Тюмень, 1997. - 26 с.
64. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. - 408 с.
65. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р. Технология вскрытия продуктивных отложений с кольматацией ствола струями глинистого раствора // Тез. докл. Всесоюзной конф. «Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин». Ивано-Франковск, 1982. - С.72-73.
66. Асфандияров Р.Т., Клявин P.M. Метод струйной обработки стенок при бурении и заканчивании скважин // Тр. / БашНИПИнефть. Уфа, 1987. - Вып. 76. - 146 с.
67. А.С. №1732715 СССР, кл. Е21В 21/00, 1987. Способ кольматации стенок скважины / Н.А. Шамов, Ю.С. Кузнецов, Р.Ш. Муфазалов.
68. Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П., Катков А.П. Вибрационная технология вскрытия продуктивных горизонтов нефтяных скважин // Тез. докл. Второй Всесоюзной конф. «Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин». -Ивано-Франковск, 1988. С.36-37.
69. Кузнецов Р.Ю. Исследование и разработка технологии заканчивания скважин многопластовых залежей открытым забоем: Автореф. дис. . канд.техн.наук -Тюмень, 2002. 27 с.
70. Ильясов С.Е. Совершенствование технических средств и составов для регулирования проницаемости приствольной зоны продуктивных пластов (на примере Пермского Прикамья): Дис. канд.техн.наук Тюмень, 1999. - 129 с.
71. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов М.: ВНИИОЭНГ, 1996.- Обзор. Информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин. Зарубежный опыт. Вып. 1. - С. 20-31.
72. Буровые растворы для горизонтальных скважин М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Обзор. Информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин. Зарубежный опыт. - Вып. 8-9. - С. 23-32.
73. Инструкция по технологии формирования изоляционных экранов в прискважинной зоне продуктивных и водоносных пластов гидродинамическим методом на месторождениях ННК РД 153 - 39.0 - - 09. - Бугульма, 2009.
74. Инструкция по технологии приготовления бурового раствора на основе биополимеров «Сараксан» или «Сараксан-Т» при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях ННК РД 153 - 39.0 - - 09. - Бугульма, 2009.
75. Инструкция по способу защиты продуктивных пластов и изоляции осложнённых пластов кассетными перекрывателями на месторождениях ННК РД 153 - 39.0 - - 09.- Бугульма, 2009.
76. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологии крепления скважин на месторождениях АО «Татнефть» РД 39-0147585-201-00. Бугульма, 2000. 155 с.
77. Пат. № 1750281 РФ, кл. Е21В 21/00. Устройство для кольматации стенки скважины в процессе бурения / И.С. Катеев и др.
78. А.С. № 911015 СССР, кл. Е21В 33/13. Способ заканчивания скважин / Г.С. Абдрахманов и др.
79. Рахимкулов Р.Ш., Шахмаев З.М., Афридонов Р.Т. Технология крепления эксплуатационных колонн, исключающая проникновение тампонажного раствора в продуктивный пласт // Тр. / БашНИПИнефть. 1990. - Вып. 82. - С. 35-42.
80. Крепление эксплуатационных колонн с применением новых технических средств и технологий / Р.Ш. Рахимкулов, Р.Т. Афридонов, Р.А. Латыпов и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 1996. - № 2. - С.59-63.
81. Сборник инструкций, РД и регламентов по технологии вскрытия продуктивных горизонтов терригенных и карбонатных отложений на месторождениях АО «Татнефть» РД 39-0147585-200-00. Бугульма, 1999. - 60 с.
82. Регламент на заканчивание скважин строительством РД 39-0147585-232-01. -Бугульма: ТатНИПИнефть, 2001.
83. Голещихин С. И. и др. Внедрение технологии вскрытия продуктивных пластов на депрессии с использованием отечественного оборудования // НТЖ «Бурение и нефть» 2005. - № 4. - 18-20; 2005. -№ 5. - С. 14-17.
84. Пат. 2362793 Российская Федерация. Буровой раствор / Хузин P.P., Ибатуллин P.P., Хисамов Р.С., Тимиров B.C., Месяцев В.И., Вакула А.Я., Дерябин В.В., Рылов Н.И. // Б.И. 2009. - №21.
85. Барановский В.Т., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин М.: Недра, 1983. - 352 с.
86. Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И. Крепление скважин с применением проходных пакеров-М.: Недра, 1987. 128 с.
87. Дон Н.С., Титков Н.И., Гайворонский А.А. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах М.: Недра, 1974. - 272 с.
88. Теория и практика заканчивания скважин. Том 3,4 / Под ред. проф. А.И. Булатова. М.: Недра, 1998. - Т. 3-410 е.; Т.4 - 496 с.
89. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем М.: Недра, 1976 - 280 с.
90. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах -М.: Недра, 1980-304 с.
91. Голышкина Л. А. Исследование и разработка способов повышения герметичности контактных зон цементного камня заколонного пространства скважин: Дис. . канд.техн.наук Уфа, 1977. - 173 с.
92. Амерханова С.И. Повышение эксплуатационной надежности крепи скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений: Дис. . канд.техн.наук. -Бугульма, Уфа, 2002. 173 с.
93. Ю5.Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений // Казань. 1996. 188 с.
94. Разработка технических средств и тампонажных составов для защиты интервала продуктивных пород от загрязнения цементным раствором при креплении скважин / P.P. Хузин, И.В. Львова, А.В. Бердников // НТЖ «Интервал». 2003. -№11,-С. 74-78.
95. Пат. 2061837 Российская Федерация. Способ заканчивания скважины / Рылов Н.И.,Муслимов Р.Х.,Фаткуллин P.X.,Захарова Г.И.,Тюрин В.В. 1996.
96. А.С. №578433, MmE21B33/13, 1977г. Устройство для селективной изоляции участков ствола скважины / Зубов Ю.В. и др.
97. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере М.: Недра, 1990. - 211 с.
98. Камалов Ф.Х., Латыпов Р.С., Еникеев М.Д. и др. Современное оборудование для испытания и интенсификации добычи НТВ «Каротажник», Тверь, 1997. - Вып. 38' -С. 82-91.
99. Ш.Кузнецов А.И., Мухаметдинов Н.Н., Термоиплозионный метод обработки призабойной зоны нефтяного пласта НТВ «Каротажник», Тверь, 1997. -Вып. 40.-С. 81-85.
100. Гайворонский И.Н. Состояние и перспективы развития методов интенсификации притоков в нефтяных и газовых скважинах взрывными методами НТВ «Каротажник», Тверь,,1998. - Вып. 43 - С. 40-46.
101. ПЗ.Савелов Р.П., Пивкин Н.М., Пялых Н.М., Южаников П.М. Применение порохового акустического аккумулятора давления для интенсификации добычи нефти НТВ «Каротажник», Тверь, 1997. - Вып. 42 - С. 43-45.
102. Герштанский О.С. Опыт применения акустического воздействия на призабойную зону проницаемых пород на месторождениях Западного Казахстана -НТВ «Каротажник», Тверь, 1998. Вып. 48. - С. 76-79.
103. Молчанов А.А., Дмитриев Д.Н., Ушкало В.А. Аппаратура импульсного упругого воздействия на нефтяные пласты для интенсификации'режима работы нефтегазовых скважин НТВ «Каротажник», Тверь, 1998. -Вып. 50. - С. 16-21.
104. Горбачёв Ю.И., Кузнецов O.JL, Рафиков Р.С., Печков А.А. Физические основы акустического метода воздействия на коллекторы «Геофизика», 1998. -№4. - С.59.
105. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996. - 330 с.
106. Горбачёв Ю.И. Физико-химические основы ультразвуковой очистки призабойной зоны нефтяных скважин «Геоинформатика», 1998. - №3. - 5-9.
107. Крылов В.И., Рылов Н.И. Исследование изменения гидродинамического давления на стенки необсаженных скважин и разработка мероприятий по их снижению Труды ТатНИПИ «Бурение скважин и добыча нефти». - Казань: Таткнигоиздат, 1971.-Вып. 17.-С.47-58.
108. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий М.: Недра, 1988. - С. 113-118.
109. Бергин А.В. Петрофизическая основа оценки эффективности нефтеизвлечения -Материалы межрегион, науч.-практич. конференции. Ижевск, 1995. - С. 289-294.
110. Технологические проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин / Поляков В.Н., Мнацаканов В.А. и др. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» 2009. - № 6. - С. 29
111. Поляков В.Н., Кузнецов Ю.С., Ишкаев Р.К. и др. Системные решения технологических проблем заканчивания скважин Материалы международного технологического симпозиума, 2003. - С. 411-416.
112. Структуросберегающие технологии импульсного дренирования нефтяных пластов / А.И. Гурьянов, Д.В. Прощекальников и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство».- 2004. № 12.-С. 92-93.
113. Защита продуктивных пластов от загрязнения / X. Акчурин, В. Ипполитов, С.Соломенников, Н.Туровский // НТЖ «Бурение и нефть». 2006. - № 1. - С.26-27.
114. Экспериментальные исследования биополимерных компонентов буровых растворов / Н.Г. Кашкаров, С.В. Сенюшкин, Ю.Н. Титов // НТЖ «Бурение и нефть».- 2007. № 10. - С.34-36.
115. Обеспечение качественного вскрытия продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений / В.Н. Кошелев, С.Н. Шишков // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2007. - № 6. - С.38-41.
116. Совершенствование вскрытия сложнопостроенных коллекторов / Г.Ф. Кандаурова, С.Н. Андронов // НТЖ «Бурение и нефть» 2002. - № 3. - 32-35.
117. Способ повышения качества вскрытия продуктивных коллекторов и нефти и газа / В.П. Овчинников, В.В. Салтыков, A.M. Киреев // НТЖ «Бурение и нефть» -2007.-№ 10.-32-33.
118. Опыт применения «зашитых» полимеров в качестве кольматантов при бурении скважин / Б.М. Курочкин, Т.Н. Тинчурин, и др. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» 2005. - № 6. - С. 22-24.
119. Высокоингибирующий экологически безопасный буровой раствор для бурения горизонтальных скважин / О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников, И.В. Лодина и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2007. - № 9. - С. 46-49.
120. Новое поколение буровых растворов на основе афронов / В.А. Куксов, С.В. Меденцев и др. // НТЖ «Бурение и нефть». 2002. - № 8. - С.54-55.
121. Внедрение технологии вскрытия продуктивного пласта Бавлинского месторождения в условиях депрессии / В.В. Аникин // НТЖ «Нефтяное хозяйство» -2005.-№4.-25-26.
122. Определение стабильности глинистых суспензий / В.И. Иванников // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» 2005. -№11.-С. 29
123. Комплекс технологий сохранения и увеличения продуктивности нефтяных пластов / Р.С. Хисамов, Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров // НТЖ «Нефтяное хозяйство» -2007. -№ 7. -С. 50-53.
124. Технология заканчивания скважин на Дачном месторождении / P.P. Хузин // НТЖ «Бурение и нефть». 2003. - № 1. - С. 37-40.
125. Технология заканчивания скважин с формированием защитных экранов в продуктивных пластах / P.P. Хузин, Р.Ш. Тахаутдинов, А.В. Андреев // НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2005. - № 1. - С. 42-47.
126. Совершенствование технологии вскрытия сложнопостроенных коллекторов на этапе заканчивания скважин строительством / Р.С. Хисамов, P.P. Хузин, B.C. Тимиров // НТЖ «Нефтяное хозяйство». № 1. - 2009. - С. 30-33.
127. Хузин P.P. Повышение эффективности технологий заканчивания скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти СПБ.: ООО «Недра», 2006.- 151 с.
128. Пат. 2224873 РФ. Способ заканчивания строительства скважины / Хузин P.P., Рылов Н.И., Тахаутдинов Р.Ш., Косолапов А.К., Львова И.В., Мартынов Ф.П., Шершень А.Н., Артынников В.А. / Б.И. 2004. - № 06.
129. Пат. 2213861 РФ. Способ обработки призабойной зоны пласта / Ахунов P.M., Абдулхаиров P.M., Ахметов Н.З, Гареев И.Ш., Кабиров Ш.К., Хузин P.P., Ханнанов М.Т. // Б.И. -2003.-№28.
130. Пат. 2243984 РФ. Буровой раствор / Тахаутдинов Р.Ш., Сидоров JI.C., Сидоров Ю Л., Попов И.В., Хузин P.P., Хасанов Я.С. / Б.И. 2005. - № 01.
131. Пат. 2323005 РФ. Способ получения ксантанового загустителя «Сараксан» или «Сараксан-Т» / Ватолин А.К., Грошев В.М., Дерябин В.В., Зигмунт В.А., Казарян В.П., Месяцев В.И., Тимофеев А.А., Хвостова В.Ю., Хузин P.P. // Б.И. 2008. - № 12.
132. Способ повышения качества изоляции пластов / А.Г. Гурджиев // НТЖ «Бурение и нефть». 2007.-№ 4. - С. 25.
133. К вопросу о плотности контакта расширяющегося цементного камня с обсадными трубами / Д.Ф. Новохатский, А.Е. Нижник и др. // НТЖ «Бурение и нефть». 2007. - № 12. - С. 28-30:
134. Внедрение новых эффективных технологий крепления скважин / Н.М. Бредихин и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2004. - № 1. - С. 98-99.
135. Повышение качества разобщения пластов с применением устройства манжетного цементирования / Т.М. Габбасов, Р.И. Катеев и др // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2008. - № 7. - С. 40-42.
136. Научно-технические основы и технология разобщения нефтеводоносных пластов / P.M. Гилязов, Р.Ш. Рахимкулов и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2007. - № 6. - С. 45-49.
137. Совершенствование технологии крепления скважины для увеличения нефтеотдачи продуктивного пласта / А.Я. Вакула, В.Н. Максимова, A.M. Луконин // НТЖ «Бурение и нефть». 2002. - № 8. - С. 50-52.
138. Каналообразование в цементном камне при использовании оснастки обсадных колонн из алюминиевых сплавов / И.Н. Евдокимов, А.П. Лосев // НТЖ «Нефтяное хозяйство». -2008. -№ 6.-С. 98-101.
139. Развитие техники и технологии локального крепления скважин для изоляции зон осложнений / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, P.P. Ибатуллин и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2008. - № 7. - С. 34-38.
140. Объемные изменения цементного раствора и камня, влияющие на качество цементирования камня / Л.И. Рябова, Д.С. Шляховой, Е.В. Тимофеева // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2008. - № 2. - С. 40-42.
141. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти. -Альметьевск, 2008. С. 103.
142. Шакиров А.Н. Геологические основы применения методов увеличения нефтеотдачи в продуктивных отложениях палеозоя Татарстана / СПб.: ООО «Недра», 2003.- 173 с.
143. Хузин P.P., Тимиров B.C. Совершенствование методов проектирования разработки нефтегазовых месторождений Татарстана на современном уровне. -Альметьевск, типография ОАО «Татнефть», 2004. С. 181-183.
144. Султанов Ш.Х. Метотехиология системного анализа разработки нефтяных месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов. Уфа: Монография, 2009. - С. 47-53.
145. Вахитов Г.Г. и др. Геология и разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта. Ленинградское отделение «Недра», 1972. - С. 24-28.
146. Хузин P.P., Юсупов И.Г., Рылов Н.И. и др. О перспективах разработки карбонатных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти. Казань: Идел-Пресс, 2007. - С. 91-104.
147. Мерзляков В.Ф. Обоснование и совершенствование технологии разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.:Недра, 2003. - С. 210-213.
148. Нугайбеков А.Г. Геотехнологические особенности нефтеизвлечения в карбонатных коллекторах. М.: Изд-во АГН, 1999. - С. 155-158.
149. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений-при заводнении. М.: Недра, 1974.-С. 23-27.
150. Абызбаев И.И., Андреев В.Е. Прогнозирование применения новых методов увеличения нефтеотдачи при освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. Уфа: Монография, 2007. - С. 56-58.
151. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей. М.: Недра, 1978.-С. 122-123.
152. Влияние свойств коллектора и состава кислотных растворов на эффективность обработок скважин / В.А. Мордвинов, В.Н. Глущенко // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» 2002. - № 11. - С. 22-26.
153. Валиханов А.В., Муслимов Р.Х. и др. Разработка малопродуктивных коллекторов. Казань: Таткнигоиздат, 1970. - С. 82-83.
154. Гуревич А.Е., Крайчик М.С., Батыгина Н.Б. и др. Давление пластовых флюидов. -Ленинград: Недра, 1987.-С. 17-20.
155. Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. М.: Недра, 1987. - С. 17-19.
156. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: «Фэн» Академии наук РТ, 2005.-687 с.
157. Технологическая схема разработки Дачного нефтяного месторождения / Бакиров И.М. и др. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2002.
158. Берлин А.В. Петрофизическая основа оценки эффективности нефтеизвлечения // Материалы межрегиональной научно-практической конференции. Ижевск, 1995. -С. 289-296.
159. Повышение эффективности выработки карбонатных коллекторов при заводнении / Т.Б. Бравичева, JI.B. Масленникова // НТЖ «Бурение и нефть». 2007. -№ 9 - С. 26-27.
160. Анализ динамики и характера преждевременного обводнения скважинной продукции карбонатных коллекторов / М.Г. Насибуллин, P.P. Зарипов, М.П. Круглов и др. // НТЖ «Нефтепромысловое дело» 2005. - № 3. - С. 15-19.
161. Состояние и перспективы разработки карбонатных отложений Ново-Елховского месторождения / Ю.А. Котенев, В.Е. Андреев, А.В. Чибисов и др. // НТЖ «Нефтепромысловое дело» 2005. - № 2. - С.13-17.
162. Методика определения проницаемости карбонатных пород с учетом их фациальной неоднородности / Д.И. Ганичев, Ю.В. Меркушина, О.А. Ботвиновская, Б.А. Никулин // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2008. - № 11. - С. 10-11.
163. Гидрофобизация призабойной зоны пласта как метод повышения нефтеотдачи / А.В. Старкова, Т.С. Рогова // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2003. -№ 12. - С. 36-38.
164. Интенсификация добычи нефти из высокообводненных карбонатных пластов / Ю.В. Антипин, А.В. Лысенков, АЛ. Карпов и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» -2007. -№ 5. С. 96-98.
165. Особенности изменения фильтрационных характеристик пород-коллекторов при реагентно-импульсном воздействии / О.Н. Сизоненко, Н.М. Шерстнев // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2001. -№ 4. - С.49-51.
166. Исследование карбонатных пластов на перспективность методом нестационарного дренирования / Ю.М. Молокович, А.И. Марков, А.А. Давлетшин и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2002. -№ 2. - С. 50-52.
167. Исследование фильтрационных потоков при разработке водонефтяных и газонефтяных зон карбонатных коллекторов / Т.Б. Бравичева, Л.В. Масленникова // НТЖ «Бурение и нефть». 2007. - № 11. - С. 28-30.
168. Новый подход к увеличению продуктивности и снижению обводненности скважин в карбонатных коллекторах / Е.П. Жеребцов, Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 1998. -№ 7. - С. 26-27.
169. Автоматизация оперативной работы геологической службы малой нефтяной компании / Хузин P.P., Тимиров B.C., Видякин В.В. // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». 2004. - № 8. - С. 59-65.
170. Геолого-промысловое обоснование внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов / Р.С. Хисамов, A.M. Евдокимов и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2008. - № 7. - 50-52.
171. Смачиваемость пород-коллекторов в процессе разработки залежей нефти / М.Т. Абасов, Р.Ю. Алияров и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2004. - № 8. - С. 69-71.
172. Эффективность заводнения залежей небольших нефтяных месторождений / А.Н. Шандрыгин, Н.В. Белова, М.А. Комин // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2003. -№ 4. - С. 82'.
173. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии / Казань: Таткнигоиздат, 1978. С.8.
174. Ибрагимов^ Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983. - С. 112-114.
175. Курочкин Б.М. Техника и технология ликвидации осложнений при бурении и капитальном-ремонте скважин. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - II том - С. 224.
176. Ганиев Р.Ф., Андреев В1Е., Котенев Ю.А., Украинский. Л.Е. Проблемы и перспективы волновой технологии многофазных систем в нефтяной и газовой промышленности. СПб.: ООО «Недра», 2008. - С. 143-148.
177. Сургучев М.Л., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое, тепловое, циклические воздействия на нефтяные пласты. М.: Недра, 1975. - 131 с.
178. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Сургучев М.Л. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1983. - С. 34-35.
179. Глущенко В.Н., Поздеев О.В. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. Москва, 1992. - С. 52.
180. Молокович Ю.А., Хисамов Р.С., Марков А.И. и др. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием. Казань, 2009. - С. 79-80.
181. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах РД-39-1-442-80. - Москва, 1980. - С. 20-52.
182. Ибатуллин P.P., Ибрагимов H.F., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 2004. -С. 261-263.
183. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Самара, 2000. - С. 92-101.
184. Котенев Ю.А., Нугайбеков Р.А. Повышение эффективности эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. М.: Недра, 2004. - С. 55-59.
185. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М.: Недра, 1974. -С. 123-127.
186. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Изд-во ЮГУ, 1999. - С. 75-81.
187. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-М.: Недра, 1985.-С. 10-12; 165-174.
188. Герштанский О.С., Шерстнев Н.М., Крылов Д.А. и др. Влияние физических полей на технологические процессы нефтедобычи. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - С. 69-70.
189. Механизм действия потокоотклоняющих технологий / Л.М. Петрова, Н.А. Аббакумова, Т.Р. Фосс, Г.В. Романов // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2007. - № 12. -С. 64-67.
190. Проявление относительных фазовых проницаемостей при заводнении трещиновато-поровых карбонатных коллекторов / В.И. Колганов // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2003. -№ 1. - С. 41-43.
191. Опытное применение водонабухающего полимера при очаговом заводнении / Б.М. Курочкин, Р.С. Хисамов, Н.З. Ахметов и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» -2003.-№7.-С. 68-72.
192. Применение сшитых полимерно-гелевых составов для повышения нефтеотдачи / М.М. Хасанов, Т.А. Исмагилов, В.П. Мангазеев и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» -2002.-№7.- С. 110-112.
193. Трудноизвлекаемые ресурсы и разработка залежей вязких нефтей / Я. Л. Белорай, И.Я. Коненко, М.В. Чертенков, А.А. Чередниченко // НТЖ «Нефтяное хозяйство» -2005. -№ 7.- С. 120-122.
194. Новые технологии увеличения охвата пластов заводнением / P.P. Ибатуллин, М.Р. Хисаметдинов, Ш.К. Гаффаров, Ш.Г. Рахимова и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2007. - № 7.- С. 46-48.
195. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий при разработке месторождений высоковязкой нефти / А.С. Султанов, А.В. Насыбуллин, Р.З. Сатаров // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2008. - № 7.- С. 54-57.
196. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий на основе скин-фактора / В.М. Федоров, В.М. Мешков // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2003. - № 12,-С. 50-51.
197. Совершенствование технологий разработки карбонатных коллекторов с учетом преимущественного направления трещиноватости / О.И. Буторин, И.В. Владимиров, Р.С. Нурмухаметов и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2002. - № 2.- С. 53-55.
198. Повышение нефтеотдачи пластов с использованием композиций на основе биополимера продукт БП-92 / Е. Лозин, Г. Якименко, С. Власов и др. // НТЖ «Бурение и нефть». 2004. - № 12. - С.8-14.
199. Моделирование закачки полимеров для повышения нефтеотдачи пласта: проблемы и особенности / В.Р. Сыртланов, А.И. Корабельников // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2002. - № 6.- С. 41-44.
200. Динамический нефтекислотный разрыв карбонатных пластов / В.П. Дыбленко, И.А. Туфанов, и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2007. -№ 4. - С. 64-67.
201. Интенсификационная технология обработки призабойной зоны пласта // А.А. Просвирин, Ю.А. Беляев // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2004. -№ 4. - С. 45-47.
202. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. - С. 66-69.
203. Разработка кислотных составов для ОПЗ высокотемпературных нефтегазовых пластов / С.Г. Сафин, С.С. Сафин // НТЖ «Нефтепромысловое дело» 2005. -№ 9. - С.24-29.
204. Интенсификация притоков нефти и газа при освоении скважин, вскрывших терригенные коллекторы // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2005. -№ 1. - С. 61-63.
205. Новые технологии повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями / В.И. Кудинов // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2002. -№5.-С. 92-95.
206. Интенсификация добычи нефти путем применения временноблокирующих составов / О.С. Герштанский // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2004. -№ 9. - С. 96-98.
207. Повышение нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами с использованием физических методов в поле нестационарного заводнения / В.П. Дыбленко, и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2005. -№ 4. - С. 76-79.
208. Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин / Р.С. Хисамов, Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров // НТЖ «Нефтяное хозяйство» -2003. -№4.-С. 43-45.
209. Техника и технология интенсификации добычи нефти на объектах ОАО «Татнефть» / P.P. Ибатуллин, Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2003. -№ 4. - С. 39-42.
210. Освоение скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами с использованием комплекса волновых технологий / В.П. Дыбленко, И.А. Туфанов, А.П. Очаковский и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2008. -№ 11. - С. 112-116.
211. Комплексный подход к решению проблем эффективной разработки карбонатных коллекторов Дачного месторождения / P.P. Хузин, B.C. Тимиров //
212. НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004.- №10. - G. 63-69.'
213. Выбор метода увеличения нефтеотдачи на основе интерпретации геологического строения коллекторов по литолого-генетическим признакам / Р.С. Хисамов, B.C. Тимиров, Р;Р. Хузин, // НТЖ «Нефтяное.хозяйство». 2009. - № 8. - 2 с.
214. Совершенствование разработки мелких залежей нефти, представленных сложнопостроенными; карбонатными коллекторами^/ P.P. Хузин Р.С. Хисамов, B.C. Тимиров? и; др. // НТЖ «Интервал. Передовые нефтегазовые технологии». -2009.-№ 1.-С. 61-63.
215. Пат. 2255216 РФ. Состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Хузин P.P., Шаяхметов Ш.К;, Тимиров B.C., Гирфанов Р.Г., Шаяхметов A.IIL// Б.И. -2005. -№18;
216. Новые технологии интенсификации добычи углеводородов / В.Т. Гребенников, А.Н. Иванов, М.Ю. Попов // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2004. -№ 8.- С. 90-93.
217. Селективная изоляция водопритоков при разработке многопластовых месторождений / А.Г. Пасынков, Р.Р: Габдулов и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство». -2008. № 5.-С. 64-66,
218. Предупреждение раннего обводнения скважин / Б.А. Лысенков, Э:В. Аносов // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2004. - № 1. - С. 61-63.
219. Валовский В.М., Валовский К.В. Техника и технология свабирования скважин. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. С. 7.
220. Хавкин А .Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. Москва, МО МАНПО, 2000. - С. 24-30.
221. Максутов Р.А., Доброскок Б.Е., Зайцев Ю.В. Одновременно-раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. М.: Недра, 1974. - С. 203-208.
222. Кривоносов И.В., Балакирев Ю.А. Освоение, исследование и эксплуатация многопластовых скважин. М.: Недра, 1975. - С. 14-18.
223. Репин Н.Н., Девликанов В.В. и др. Технология механизированной добычи нефти. М.: Недра, 1976. - 141 с.
224. Зайцев Ю.А., Балакирев Ю.А. Добыча нефти и газа. М.: Недра, 1981. - С. 71-73.
225. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. М.: Недра, 1985.-С. 131-133.
226. Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработке нефтяных пластов. Изд-во КГУ, 2004. - С. 26-31.
227. Физические методы органической химии. Под редакцией А. Вайсбергера. Том 1.-М.: ИЛ, 1950.-С. 22-26.
228. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследование совместно эксплуатируемых пластов. -М.: Недра, 1971-С. 166-167.
229. Гидроимпульсное кислотное воздействие на нефтяные пласты месторождений РУП «ПО «Белоруснефть» / А.И. Гавриленко // НТЖ «Бурение и нефть». 2008. -№ 9. - С.39-40.
230. Инновационные направления увеличения сложно-построенных карбонатных коллекторов высоковязкой нефти на примере Николаевской и Некрасовской групп месторождений ООО «Карбон-Ойл» / P.P. Хузин, В.Е. Андреев, B.C. Тимиров //
231. НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». 2009. -№2(76).- С. 27-31.
232. Пат. 2264534 РФ. Установка для свабирования малодебитной скважины / Хузин P.P., Раянов М.М., Шаяхметов Ш.К. // Б.И. 2005. - № 32.
233. Пат. 38196 РФ. Устройство для спуско-подъема оборудования в скважину / Ахунов P.M., Манько М.И., Козлов А.А., Гареев И.Ш., Абдулхаиров P.M., Сулейманов P.M., Хузин P.P. // Б.И. 2004. - № 15.
234. Пат. 2296212 РФ. Способ эксплуатации двух пластов в одной скважине и оборудование для его осуществления / Хузин P.P., Шаяхметов Ш.К., Тимиров B.C., Гирфанов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. // Б.И. 2007. - № 09.
235. Пат. 2258133 РФ. Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти / Хузин P.P., Тахаутдинов Р.Ш., Шафигуллин М.Р., Тимиров B.C., Шаяхметов А.Ш. // Б.И. -2005. № 22.
236. Пат. 2285115 РФ. Способ разработки карбонатного многопластового нефтяного месторождения порово-трещиноватой пористости / Хузин P.P., Тахаутдинов Р.Ш., Шаяхметов А.Ш., Тимиров B.C. // Б.И. 2006. - № 28.
237. Пат. № 2299317 РФ. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения / Хузин P.P., Тимиров B.C., Шаяхметов Ш.К., Гирфанов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. // Б.И. 2007. - № 14.
238. Пат. 65120 РФ. Установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта / Хузин P.P. Тимиров B.C., Габдуллин Р.Г., Страхов Д.В., Зиятдинов Р.З. // Б.И. 2007. - № 07.
239. Пат. № 82007 РФ. Установка нагнетательная, объемная регулируемая / Балахонцев В.В., Каримов А.Ф., Хузин P.P., Тимиров B.C. // Б.И. 2009. - № 10.
240. Применение плашечных свабов для подъема жидкости из скважин по эксплуатационным колоннам / К.В. Валовский, Г.Ю. Басос, Н.Л. Логинов и др. // НТЖ «Нефтяное хозяйство» 2005. - № 7. - С. 56-60.
241. Гидроударная технология для повышения нефтедобычи и нефтеотдачи / С.В. Борткевич, В.О. Вуден, С.А. Костров // НТЖ «Нефтегазовые технологии» 2005. -№6.-С. 5-6.
242. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта.- М.: Недра, 1971.-С.68-73.
243. Дортман Н.Б. Петрофизика. М.: Недра, 1992. - 1 том. - С. 83-86.
244. Кульнин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов. М.: Недра, 1974. - С. 71-80.
245. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Т. и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999. - С. 202-205.
246. В.Н. Василевский, А.И. Петров. Исследование нефтяных и пластов. М.: Недра, 1973.-С. 108-126.
247. Сургучев М.Л. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987.-С. 40-47.
-
Хузин, Ринат Раисович
-
доктора технических наук
-
Уфа, 2009
-
ВАК 25.00.17
- Геотехнологические основы регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами
- Научно-методическое обоснование разработки залежей углеводородного сырья с трудноизвлекаемыми запасами
- Повышение эффективности базовых и информационно-управляющих технологий при разработке месторождений углеводородов с трудно извлекаемыми запасами
- Концепция геолого-промыслового изучения крупных нефтегазовых месторождений в процессе из разведки и разработки
- Научно-методические основы повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи
