Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана

Герштанский, Олег Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана"

На правах рукописи УДК 622.276.43.

ГЕРШТАНСКИЙ ОЛЕГ СЕРГЕЕВИЧ

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ ВЫСОКОПАРАФИНИСТОЙ

НЕФТИ НАПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЗАХСТАНА.

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва 2005

Работа выполнена в ЗАО «НИПИнефтегаз». Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор,

академик РАЕН Басниев К.С.

доктор технических наук, профессор, академик РАЕН Максутов Р.А.

доктор технических наук, академик РАЕН Малофеев Г.Е.

Ведущая организация: Институт геологии и разработки

горючих ископаемых (ИГиРГИ).

Защита состоится «18» февраля 2005 г. в 10 часов на заседании диссертационного Совета Д.222.006.01 ВАК Минобразования России при ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть"), Москва, 127422, Дмитровский проезд, д. 10.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть». Автореферат разослан 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, с.н.с.

М.М. Максимов

Общая характеристика работы.

Актуальность проблемы.

В Казахстане основные приросты извлекаемых запасов и добычи углеводородов следует ожидать за счет новых месторождений Каспийского моря.

Однако при этом, одной из главных задач нефтедобывающей промышленности республики на современном этапе ее развития остается интенсификация добычи углеводородов на освоенных и обустроенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и содержащих значительные остаточные запасы нефти.

В Казахстане из 58 месторождений - 30 продуцируют высокопарафини-стые и вязкие нефти. К их числу относятся известные всему миру Узень, Же-тыбай и Карамандыбас.

Эксплуатация таких месторождений изначально затруднена крайне сложными геолого-физическими условиями: большим количеством неоднородных по площади и разрезу многопластовых горизонтов, близостью начального пластового давления к давлению насыщения нефти газом, и пластовой температуры, - к температуре начала кристаллизации парафина (Узень).

На поздней стадии разработки проблемы существенно обостряются в результате несовершенства используемых методов поддержания пластового давления и низкой эффективности применяемых технологий и реагентов.

В этих условиях возникает необходимость поиска принципиально новых технико-технологических решений для интенсификации нефтедобычи.

В настоящей работе приводятся результаты многолетних теоретических и экспериментальных исследований, которые включают в себя как решения отдельных конкретных задач по разработке новых и усовершенствованию известных технологий, подбору оптимальных реагентов и промышленному их освоению, так и создание научно-технического задела в вопросах изыскания принципиальной возможности использования новых нетрадиционных методов воздействия на пласт, ПЗП, скважину, флюид для интенсификации добычи нефти и защиты нефтепромыслового оборудования.

Большой вклад в решение фундаментальных проблем разработки многопластовых месторождений с парафинистой нефтью внесли: Аметов И.М.,

Баренблатт Г.М., Басниев К.С., Боксерман А.А., Вахитов Г.Г., Горбунов А.Т., Девликамов В.В., Ентов В.М., Желтов Ю.В., Жданов СА, Крылов А.П., Максутов Р.А., Малофеев Г.Е., Мирзаджанзаде А.Х., Сафронов СВ., Сургу-чев М.Л., Шерстнев Н.М., Швецов И.А., Щелкачев В.Н. и др., но, тем не менее, эти проблемы и в настоящее время сохранили свою актуальность.

Цель работы. Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана.

Основные задачи исследований.

1. На основе анализа эксплуатации многопластовых месторождений Казахстана с высокопарафинистой нефтью выявить основные факторы, осложняющие их разработку и негативно влияющие на эффективность применяемых технологических процессов.

2. Исследовать возможности усовершенствования традиционных или разработки новых технологических процессов, технических средств и реагентов путем интенсификации работы скважин, воздействия на пласт и ПЗП, применения многофункциональных композиций ПАВ.

3. По результатам лабораторных и промысловых исследований выработать критерии применимости и технико-экономической целесообразности использования усовершенствованных методов и средств нефтедобычи.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались на основании современных представлений о строении сложнопостроенных залежей и модельных расчетов с использованием теорий упругости и пластичности, теории подобия, результатов математического моделирования процесса распространения ударных волн в сферически симметричных средах, методами статистики, экспериментальными исследованиями в лабораторных и промысловых условиях.

Научная новизна и достоверность полученных результатов.

1. Применительно к конкретным условиям разработана методика определения оптимальных составов неионогенных и анионактивных ПАВ с различными добавками, снижающими их адсорбцию и деструкцию в пласте (Патенты №№: РФ 2007550, 2012788,2041346 и РК4730).

2. Разработана новая методика исследования реологических особенностей нефтей, включающая определение предельного напряжения сдвига нефти в промысловых условиях (Патент РФ № 1104253).

3. Разработаны оптимальные составы полимерсодержащих водорастворимых многофункциональных композиций направленного воздействия на реологические характеристики нефтей с целью повышения эффективности инги-бирования отложений и снижения сопротивлений при транспорте.

4. Научно обоснован метод расчета показателей выработки слоисто-неоднородных пластов с парафинистой нефтью при смене температурных режимов нагнетания для оптимизации условий разработки нефтегазовых месторождений (Патент РФ № 2034136).

5. На примере месторождения Узень показана тенденция развития методов заводнения, включая циклическое (Патент РК № 12459). Установлена возможность создания горячей оторочки при периодической закачке холодной воды и ее геотермального нагрева в стволе скважины (Патенты РФ №№: 2034137, 2038468,2119046).

6. Определена временная кинетика процессов электроосмотической фильтрации водных растворов ПАВ (ОП-10, сульфонол, сульфонат, МЛ-80, ДС-РАС, дисолван и КМЦ) в пористой среде. Обоснована необходимость тестирования материалов при проведении геолого-технических мероприятий на электроосмотическую активность, используя в качестве критерия коэффициент электроосмотической проницаемости (РД39-3-1273-85).

7. Научно обоснована и экспериментально подтверждена возможность использования геолого-физической и гидрогеологической среды для получения сшитого полимера в пористой среде (Патент РФ № 1627678).

8. Разработаны методики подбора и составления оптимальных рецептур ингибиторов комплексного действия, гелеобразующих и временно блокирующих композиций на основе ВУС и ПАВ для воздействия на ПЗП и ствол скважины (Патенты РК №№: 3330, 4673, 5985, 6888, 7531, 7641, 11520, 12454, 12455, 12673; Патенты РФ №№: 1694859, 1822862).

9. Выведены аналитические зависимости для определения технологических и конструктивных параметров установки очистки труб от твердых отложений методом ударно-волнового воздействия (Патент РФ №1463356).

10. Изучено влияние физических полей на процессы нефтедобычи и эксплуатационную надежность оборудования. Выявлены закономерности изменения свойств цементного камня и интенсивности отложения АСПО и солей под их действием, разработаны новые технологии и устройства для обработки ПЗП, технологического оборудования и добываемого флюида (Патенты РК №№: 5254, 5255, 7201, 7642, 7643, 7644, 11190, 11216, 12456).

11. Установлено синергическое действие на ПЗП и характеристики неф-тей совместного электроразрядного воздействия и растворов ПАВ.

12. Разработаны оригинальные методики проведения ингибиторной обработки ПЗП с промежуточным осаждением реагента в пласте и с применением ВУСов (Патент РФ № 1694859), ограничения водопритоков лигносульфонат-ными гелями и временноблокирующими составами (Патенты РК 7640, 8975, 12402).

Основные защищаемые положения.

1. Методика исследования реологических особенностей флюида с определением предельного напряжения сдвига нефти в промысловых условиях.

2. Метод расчета показателей выработки слоисто-неоднородных пластов с парафинистой нефтью при смене температурных режимов нагнетания.

3. Усовершенствование методов заводнения регулированием интенсивно -сти нагнетания и отбора жидкости.

4. Система тестирования материалов на электроосмотическую активность с использованием в качестве критерия коэффициента электроосмотической проницаемости.

5. Использование геолого-физической и гидрогеологической среды для получения сшитого полимера в пористой среде.

6. Методика расчета параметров установки для очистки оборудования от твердых отложений ударно-волновым воздействием.

7. Методика подбора и составления оптимальных рецептур ингибиторов, гелеобразующих и временно блокирующих композиций на основе ВУС и ПАВ.

8. Усовершенствование электроразрядного воздействия (ЭРВ) путем совместного использования его с обработками скважин ПАВами и полимерами.

9. Закономерности изменения свойств цементного камня и снижения интенсивности солепарафиновых отложений под действием электрических полей.

10. Технологии и реагенты для интенсификации работы скважин:

- технология импульсного воздействия на ПЗП ПАВами и ВУСами;

- составы и эмульсии для восстановления проницаемости ПЗП;

- поинтервальная обработка скважин лигносульфонатными гелями и временно блокирующими составами и реагенты для ограничения водопритоков;

- совместное использование полимеров и многофункциональных ПАВ;

- направленное кислотное воздействие с применением ВУСов;

- технологии ингибиторной защиты ПЗП и оборудования с промежуточным осаждением реагента в пласте и с применением ВУСов;

- способы магнитной и электромагнитной обработки ПЗП и флюида.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

Практическая ценность научных исследований заключается в их реализации при разработке конкретных технологий, технических средств и реагентов. Их промышленное внедрение позволило существенно повысить показатели освоения залежей и надежности оборудования и, тем самым, снизить остроту проблемы разработки многопластовых месторождений с аномальными свойствами флюидов.

Разработанный метод исследования реологических особенностей нефтей успешно применяется на промыслах Казахстана и существенно повысил оперативность сбора исходных данных для выбора оптимальных технологий и реагентов.

Широкомасштабное внедрение «Программы перехода на энергосберегающую технологию заводнения ...» на Узенском месторождении позволило сэкономить значительные средства и упростить процесс разработки.

Явные преимущества разработанной модификации циклического заводнения отражены в результатах ее внедрения на месторождении Узень.

Внедрен целый ряд новых высокоэффективных технологий и реагентов для интенсификации нефтедобычи и повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования:

- технология импульсного воздействия на ПЗП с применением ПАВ и ВУСов (по результатам обработки 59 добывающих и 119 нагнетательных скважин дополнительная добыча нефти составила 20,3 тыс. т., объемы ограничения отбора воды - 161,1 тыс. м3, сокращения непроизводительной закачки -1036 тыс. м3);

- составы для восстановления проницаемости ПЗП;

- поинтервальная обработка скважин лигносульфонатными гелями и временно блокирующими составами и рецептуры составов, позволяющие увеличить дебит в 3.. .20 раз и снизить обводненность с 96 до 50%;

- технология направленного кислотного воздействия (зафиксировано увеличение приемистости нагнетательных скважин с 80 до 350 м3/сутки, дебит добывающих —в 1,2...2,0 раза, снижение обводненности на 10%);

- вибро-акустический и ударно-волновой методы очистки оборудования;

- ингибиторная защита оборудования и ПЗП с промежуточным осаждением реагента в пласте и с применением ВУСов (эффект последействия увеличивается в 1,6...8 раз, расход ингибитора снижается на 15%);

- магнитная и электромагнитная обработки ПЗП и флюида, увеличивающие межремонтный период работы скважин с 30.. .50 суток до 6.. .9 месяцев;

- усовершенствование технологии строительства и ремонта скважин, включая нетрадиционные методы воздействия физическими полями.

Апробация работы и публикации.

Основные положения диссертационной работы докладывались:

На Ученом совете ОАО «ВНИИнефть» (Москва, 1992г.), на Международной научно-технической конференции, г. Актау, 22-24 мая 1996 г., на III Международном семинаре «Нефтегазоносные резервуары Северного и Восточного побережья Каспийского моря», г. Алматы, 12-14 июня 1996 г., на XIV Губкинских чтениях «Развитие идей Губкина в теории и практике нефтегазо-

вого дела», г.Москва, 15-17 октября 1996 г., на 5-ой научно-технической конференции, г. Москва, РГУ, 23-24 января, 2003 г.

Основное содержание диссертации отражено в 95 опубликованных работах, в том числе, 4 монографиях и 66 патентах.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка использованных источников и приложения с актами внедрения результатов исследований. Общий объем работы 354 страниц текста, в том числе 166 рисунков и 102 таблицы. Список литературы в объеме 23 страниц включает 286 наименований.

Содержание диссертации.

В введении обоснована актуальность решаемой проблемы. Сформулирована цель работы и основные задачи исследований, показана научная новизна и практическая ценность диссертационной работы. Приведены сведения о внедрении основных результатов научных исследований и их апробации.

В первой главе диссертации проведен анализ геолого-физических характеристик и особенностей разработки месторождений Казахстана: Узень, Ка-рамандыбас и Жетыбай. Эти месторождения характеризуются крайне сложной структурой построения продуктивных залежей и аномальными свойствами флюидов, что изначально затрудняет их разработку. Блоки, представленные низкопродуктивными неоднородными коллекторами, вырабатываются значительно хуже, и для вовлечения их в эффективную разработку требуется на время воздействия отключение высокопродуктивных пропластков, либо раздельная разработка высоко- и низкопродуктивных зон.

Высокое содержание в добываемой продукции смол, асфальтенов, парафина и коррозионноактивных газов вызывает необходимость применения защитных мероприятий для исключения негативного воздействия этих факторов на процессы нефтедобычи и надежность оборудования.

Особые трудности возникают при эксплуатации месторождений типа Узень, на которых начальные пластовые давления и температура близки к условиям насыщения нефти парафином. Их разработка должна осуществляться при поддержании термобарических условий эксплуатации.

На практике разработка ведется в режиме истощения пластовой энергии, упругий режим сменяется на режим растворенного газа, что естественно приводит к падению пластового давления и, по мере его снижения, в пластах развиваются деформационные процессы, наблюдается выпадение парафина, повышается плотность и вязкость нефтей, проявляются их структурно-механические свойства.

С переходом на водонапорный режим эти проблемы существенно обостряются. Бессистемная закачка холодных, не совместимых по свойствам с пластовой жидкостью вод, приводит к биогенному заражению пластов, преждевременному обводнению скважин, интенсификации коррозионных процессов и проявлению дополнительных негативных факторов в виде отложения в пласте и на поверхности оборудования минеральных и органических солей.

Наиболее опасные последствия вызывают изменения термобарических условий эксплуатации, причем снижение пластового давления - в большей степени, что проявляется в ряде случаев в виде необратимых процессов ухудшения свойств коллектора продуктивного пласта, ПЗП и добываемого флюида. Применяемые технологии и реагенты не обладают многофункциональностью, необходимой для предотвращения всей совокупности осложняющих процесс разработки факторов и не учитывают реологических особенностей нефтей. Для их усовершенствования потребовалось проведение комплекса научных и экспериментальных исследований, результаты которых приведены в последующих разделах.

Вторая глава посвящена исследованиям технологических процессов разработки месторождений, в основном методам заводнения. На примере месторождения Узень прослежена многолетняя эволюция их развития, включающая закачку холодной и горячей воды, ступенчатое (СТЗ) и фигурное (ФЗ) методы заводнения, энерго- и ресурсосберегающую технологию термозаводнения, раздельную разработку высокопродуктивных и низкопродуктивных зон (ВПЗ и НПЗ), различные модификации нестационарного заводнения и применение ПАВ.

Для повышения пластового давления предпринималось интенсивное наращивание объемов закачки (рис.1). До 1970 года это сопровождалась повышением добычи нефти, практически, без заметного увеличения обводненно-

сти. Однако, в последующие годы увеличение объемов закачки до 47 млн. т. (1976 г.) привело к катастрофическому заводнению залежи.

Рис. 1. Динамика изменения отбора нефти и закачки холодной и горячей воды относительно их максимальных величин:

1-нефть,

2-хол. вода,

3-гор. вода.

Обводненность скважин за три года (с 1975 г по 1978 г) увеличилась почти в 3 раза (с 22% до 65%). Монотонное приращение нефтедобычи прослеживается до 1975 года. Среднегодовой прирост колебался от 900 до 2 млн. 200 тыс. т. С 1976 года происходит резкое падение объемов добываемой нефти, при этом предпринимается дальнейшее наращивание объемов закачки. Продолжительность закачки холодной воды по отдельным блокам составляла от 4-х до 8 лет. Зоны охлаждения достигли 190...210 м. Объем коллекторов, затронутых охлаждением, составил порядка 680 млн.м3.

Для исправления последствий охлаждения пластов с 1969 года параллельно с холодной начинается закачка горячей воды, что позволило снизить темпы падения нефтедобычи. В то же время коренным образом исправить положение в целом по месторождению не удалось. Несмотря на увеличение доли горячей воды в общем объеме закачиваемой жидкости, эффективность способа со временем снижалась, что ставило под сомнение целесообразность его дальнейшего применения.

Для увеличения охвата разработкой запасов нефти и стабилизации нефтедобычи опробованы СТЗ и ФЗ, раздельная разработка ВПЗ и НПЗ пласта.

При СТЗ происходит изменение направлений фильтрационных потоков за счет: регулируемого отключения и включения в работу нагнетательных рядов скважин; избирательной перфорации нефтяных пластов в новых нагнетательных скважинах; дифференцирования давления нагнетания в зависимости от проницаемости пластов. ФЗ следует рассматривать как дальнейшее разви-

тие технологии ступенчатого заводнения путем дополнительного разрезания прямоугольных полей СТЗ диагональными рядами нагнетательных скважин.

СТЗ проводилось на 42 нефтяных полях, на которых расположено около 35% скважин добывающего фонда месторождения, а ФЗ на 7 нефтяных полях XIV горизонта и 4 полях XV горизонта, охватывающих соответственно 16 и 22% фонда добывающих скважин. В результате был получен эффект в виде дополнительной добычи нефти (рис. 2). Однако, несмотря на высокую эффективность на отдельных площадях, реализация данных технологий в полном объеме при существующей сетке нагнетательных скважин не была достигнута, что не позволило получить проектного охвата пластов заводнением.

Обоснование целесообразности применения в системе ППД горячей или холодной воды нашло свое отражение в разработанном соискателем совместно с учеными ВНИИнефть методе энерго- и ресурсосберегающего заводнения. В его основе лежит принцип оптимизации. Математически обоснованная методика расчета технологических вариантов заводнения (патент РФ №2034136) позволяет определить оптимальный момент перехода от термозаводнения на закачку холодной воды для продвижения закаченных оторочек.

Рис.2. Динамика изменения относительной нефтедобычи месторождения Узень при СТЗ и ФЗ. Горизонты: 1-ХШ 2-XIV 4-XVI. 5-Средняя по

месторождению.

Применительно к месторождению Узень показано, что в первоначальный период нагнетания холодной воды в связи с охлаждением пластов происходило отключение из работы слоев с низкой и пониженной проницаемостью

(10-60 мкм2). По мере перехода на закачку горячей воды, наступал постепенный их прогрев и включение в работу. В энергосберегающем варианте после перехода на закачку холодной воды не происходит отключение указанных слоев в связи с удалением фронтов вытеснения на значительное расстояние от нагнетательных скважин, где температура выше критической. На основании выполненных модельных расчетов получена, практически, полная картина выработки слоисто-неоднородных пластов с парафинистой нефтью при смене температурных режимов нагнетания.

Комплексный термогидродинамический анализ по наиболее крупным горизонтам (ХШ, XIV, XV и XVI) показал необходимость безотлагательного перехода на энергосберегающий вариант, что и было проведено на основании разработанной «Программы перехода на энергосберегающую технологию термозаводнения...».

При переходе на не нагретый вытеснитель коэффициент нефтеизвлечения на момент обводнения продукции 98% по ХШ горизонту снижается (по сравнению с продолжением закачки горячей воды) на 1,7% (с 31,9 до 30,2%), по XIV - на 2,6% (с 36,2 до 33,6%), по XV - на 2,0% (с 31,5 до 29,5%), по XVI -на 2,7% (с 34,7 до 32%). Продолжение закачки горячей воды обеспечивает более высокое нефтеизвлечение, а холодной - наименьшие энергозатраты, однако в целом, по энергетическому показателю, наибольший эффект достигается именно при использовании энергосберегающей технологии (рис. 3,4).

Энергоэффект от перехода на энергосберегающую технологию составил 228,8 Пета Дж, что равно 63,55 ГВт*ч (при стоимости 1 кВт*ч - 62 руб. по состоянию на 1986 г оценивается в 3938,4 млрд. руб.).

Представляют также интерес способы разработки (Патенты РФ № 2034137, 2038468, 2119046), включающие периодическую закачку холодной воды, нагреваемой геотермальным теплом Земли в стволе скважины во время технологической выдержки с повторением циклов до создания необходимого объема оторочки горячей воды вокруг нагнетательной скважины. В указанных работах приведены зависимости для определения технологических параметров закачки в зависимости от конкретных геолого-физических условий и конструкции скважины. Их приемлемость подтверждена успешной апробацией этих методов на двух участках месторождения Узень.

При реализации в 5а блоке в пределах XIII горизонта технологии раздельной разработки ВПЗ и НПЗ средние дебиты нефти увеличились с 3,0 до 17,2 т в сутки. Коэффициент нефтеизвлечения возрос с 18,3 до 20,8 %. Дополнительная добыча нефти составила 45 тыс. тонн. Однако наряду с положительными результатами было установлено, что в пяти из десяти действующих скважин произошло интенсивное обводнение до 85 %, в ВПЗ очень низким остается коэффициент охвата. Эти обстоятельства свидетельствуют о недостаточной изученности всех аспектов данного направления.

Рассмотренные выше технологии СТЗ и ФЗ в настоящее время получили свое дальнейшее развитие и в литературе известны как методы нестационарного или циклического заводнения. Применительно к условиям месторождения Узень при непосредственном участии соискателя разработана конкретная модификация циклического заводнения (патент РК № 12459), в соответствии с которой закачку агента осуществляют увеличивая давление нагнетания до величины 90% от давления гидроразрыва пласта, в период закачки останавливают добывающие скважины с обводненностью более 90%, а отбор флюида производят до снижения забойного давления на 20...25% ниже давления насыщения. Незначительное увеличение газовой фазы в потоке жидкости не приводит к негативным последствиям, а лишь способствует повышению упругости пластовой системы. Циклы повторяют до достижения рентабельно-

сти нефтедобычи. Использование этой технологии на месторождении Узень обеспечило более полный охват воздействием зоны дренирования скважин и, как результат, снижение обводненности на 20...30% и увеличение коэффициента нефтеизвлечения на 10... 12%.

С целью повышения нефтевытесняющих свойств нагнетаемого агента автором проведен комплекс лабораторных исследований, в результате которых разработаны оригинальные составы на основе неионогенных и анионактив-ных ПАВ (ОП-10, АФ9-12, ДС-РАС) с различными добавками, снижающими их адсорбцию и деструкцию в пласте (Патенты №№: РФ 2007550, 2012788, 2041346 и РК 4730). Установлено, что при использовании в качестве добавки к неонолу АФ9-12 продукта отхода производства синтетического глицерина снижаются: адсорбция композиции на 16,7... 50%, температура застывания с -15 до -30°С, химическая деструкция до 13... 18%. Удельная эффективность применения данного состава на опытном участке Узенского месторождения составила 99,6 т дополнительной нефти на 1т композиции. Промысловое использование технологии на месторождениях Узень, Жетыбай, Карамандыбас проводится с 1990 года в соответствии с разработанным РД 39-Р-020-90.

Третья глава посвящена разработке путем проведения лабораторных исследований новых полимерсодержащих составов ПАВ.

Разработка полимерсодержащих водорастворимых многофункциональных композиций (ПВМК) ПАВ выполнена автором на основе анализа применения многофункциональных (МФК) ПАВ в качестве ингибиторов, при профилактических обработках ПЗП, глушении скважин, при транспорте нефти и эмульсий; в результате чего установлено:

- наиболее высокие ингибирующие, смачивающие и деэмульгирующие свойства проявляют МФК ПАВ типа ВРК и НМК, основанные на композициях коллоидных ПАВ и комплексонов;

- при введении в состав растворителей для профилактических обработок ПЗП добавок неионогенных и ионоактивных ПАВ повышается эффективность отмыва, стабилизация композиций и фобизация поверхности;

- для солянокислотных обработок (СКО) хорошо зарекомендовали себя разработанные соискателем кислотно-углеводородные составы (КУС), со-

держащие газовый бензин, неонол, СМДД или СНПХ (6002, 6013) и соляную кислоту, обладающие высокой эффективностью удаления отложений, не активизирующие процесс коррозии и не разрушающие крепь;

- для снижения гидравлических потерь и стабилизации эмульсий при перекачке мангышлакской нефти успешно используются анионные ПАВ (суль-фонол НП-1), неионогенные, оксиэтилированные алкилфенолы, катионоак-тивные (диметилдиаммонийхлорид - ДМДАХ) и депрессаторные присадки,

- для профилактики и удаления минеральных и органических отложений используются добавки в виде ХТ-48 фирмы «Baker - Petrolite», полиакрила-мида (ПАА), карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ) и полиэтиленоксида (ПЭО).

- хорошие результаты получены при использовании композиций типа МЛ и ВРК (НМК), образующих на поверхности трубопровода коллоидный слой, уменьшающий силу трения потока о стенку трубы.

С целью расширения спектра применимости и разработки новых систем на основе МФК ПАВ с модифицированными реологическими характеристиками, приобретаемыми при добавлении к ним водорастворимых полимеров, соискателем проведены исследования, результаты которых представлены на рис. 5... 10 и в табл. 1, 2, и сделаны следующие выводы:

1. При введении в композицию ПАВ добавки полимеров наблюдается

снижение напряжения сдвига и вязкости нефти (рис. 5).

Рис. 5. Реологические зависимости для Узенской нефти с добавлением полимерсодержащей композиции

/50 г на 1т жидкости в виде 1% р-ра, при температуре 30°С/.

1-НМК+0,1%КМЦ,

2-НМК+0,05%ПЭ0,

3-НМК+0,05%КМЦ,

4-НМК,

5-НМК+0,05%ПАА О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 у, с

Наиболее эффективным в этом отношении является ПЭО. В области ККМ эффект практически не зависит от концентрации композиции в нефти.

1, Па

2. Наблюдаемые зависимости поверхностного натяжения ПАВ на границе с воздухом от их концентрации в воде имеют ярко выраженный перегиб, соответствующий ККМ (рис.6).

Рис. 6. Зависимость межфазного натяжения ПАВ на границе с воздухом от их концентрации в воде.

1-НМК,

2-НМК + 0,05%ПЭО, 3 - НМК+0,005%ПЭО.

Горизонтальный участок характеризует область концентраций, где большая часть ПАВ находится в мицеллярной форме. В основном добавки полимеров снижают ККМ, что может оказать влияние на сокращение расхода композиций в технологических операциях.

3. Эффект отмыва 0,1% водного раствора смеси, состоящей из НМК с добавкой 0,1...0,5% КМЦ, выше, чем у водного раствора НМК той же концентрации (рис. 7, табл. 1).

Рис. 7. Эффективность отмыва АСПО 0,1% водными растворами НМК:

1 - без добавок,

2 - е добавкой 0,5%КМЦ,

3 - с добавкой КМЦ(50:50%)

При добавлении ПВМК ПАВ в нефть для ингибирования АСПО наблюдается избирательный эффект, зависящий от концентрации раствора (табл. 1).

4. Добавление полимеров к многофункциональным композициям ПАВ приводит к увеличению пропускной способности трубопровода за счет снижения гидравлических сопротивлений и повышения продолжительности действия реагента (рис. 8, табл. 2).Эффективность рассчитывалась по отношению разности прироста расходов после ввода композиции и нефти к первоначально установившемуся расходу (до закачки реагента), в процентах.

Таблица 1

Изменение содержания АСПО в нефти и в осадке на стенках «холодного _цилиндра» в результате отмыва и ингибирования_

№ Наименование системы Наименование и количество реагента Коэффициент светопогло-щения

Концентрация водного р-ра.

0% 0,1% 0,20% 0,30%

1. Нефть - 3240 - - -

2. АСПО из нефти (№ 1) - 3670 - - -

3. Нефть (№ 1) после выделения АСПО - 3240 - - -

4. АСПО из нефти (№ 1) после отмыва НМК - - 3780 3445

5. АСПО из нефти (№ 1) после отмыва НМК+0,05% ПЭО - 3860 3840 3570

6. Нефть (№1) после ингибирования НМК+0,05% ПЭО - 2910 2947 2969

7. Нефть - 3138 - - -

8. АСПО из нефти (№ 7) - 3540 - - -

9. АСПО из нефти (№ 7) после отмыва НМК + 0,1%КМЦ - 4074 3693 4784

10. АСПО из нефти (№ 7) после отмыва НМК+0,5%КМЦ - 2618 3178 2696

11. Нефть (№7) после ингибирования НМК+0,5% КМЦ (50г/1м3) - 2849 2351 2234

Таблица 2

№ Наименование композиции (1% р-р) Т"С Средняя эффективность, %

1 НМК+0,1% ПА А 22,1...22,3 26,7

2 НМК 22,4 12,7

3 НМК+ 0,05% ПЭО 20,3... 23,3 36,9

В скважинах, эксплуатирующих неоднородные продуктивные пласты, выравнивание профиля и увеличение охвата обеспечивается нагнетанием вязкоупругих систем, для которых фильтрационное сопротивление пористой среды пропорционально скорости их движения. Это способствует выравниванию воздействия на низко- и высокопроницаемые пропластки. При введении полимера полученные смеси становятся неравновесными, вязкоупругими системами. Происходит образование полиэлектролитных комплексных соединений, вследствие чего проявляются синергические эффекты.

•

я 1

•.» - и

1 ^ ■ - .---■

._ —и

1 т | ---

1 »

о I 3 0 К 10 2р ,0 4в Ю т0

1 ри I , Н II

Рис.8. Изменение расхода при дозировании композиций НМК (50г/т, Р=0,2 МПа): 1- композиция НМК+0,05 % ПЭО, II - композиция НМК.

Обозначения: Добавление в поток: 1- нефти, 2- полимерсодержащей композиции,

I зак. -время ввода "добавки".

5. Изучение нефтевытесняющих свойств композиций проводилось на модели пористой среды, заполненной кварцевым песком, по экспресс - методике. Через термостатируемый насыпной образец, насыщенный водой и нефтью, при определенном давлении фильтровались 0,1...0,3% водные растворы НМК (ВРК), содержащие 0,05...0,5% ПАА, ПЭО, ДМДАХ, КМЦ. Размеры модели и параметры фильтрации выбирались с соблюдением основных положений теории математического моделирования.

ВГК НМК ВРК + М5Ч НМК♦1Я |П*М)% НМК«М9% НМК(ВРК) +

ПАЛ Ул ПЭО ПАЛ ПАА »¿К КМЦ

Рис. 9. Диаграмма эффективности нефтевытеснения различными реагентами.

По эффективности нефтевытеснения растворы ПВМК ПАВ располагаются в следующий ряд: НМК < (НМК+0,050%ДМДАХ) < (НМК+0,05%ПАА) < (НМК+0,05%ПЭО) < [НМК+0,1%(0,5%)КМЦ] (рис.9).

Такая же зависимость наблюдается и для смесей на основе ВРК.

6. Исследования набухания под действием ПАВ проводились с песком с глиной; песком с глиной, пропитанной нефтью, и песком с глиной, пропитанной нефтью, после отмыва 0,1 %-м водным раствором НМК.

В процессе опыта фиксировались изменения объема смеси под действием исследуемой композиции по сравнению с дистиллированной водой. Кинетические кривые отображались в координатах: время набухания, час - высота поднятия поршня прибора ("Н", мм).

На процесс набухания глины оказывает влияние тип полимера и его содержание (рис.10).

Рис. 10. Кинетика набухания глины в смеси с песком (25% и 75%), в различных средах:

1 -вода,

2- 0,1% водный р-р НМК+0,5%КМЦ,

3- 0,3% водный р-р НМК +0,5%КМЦ,

Полученные результаты исследований позволяют для конкретных условий производить обоснованный подбор состава и концентрации ПВМК ПАВ.

В четвертой главе рассмотрены вопросы интенсификации работы скважин на поздней стадии разработки, проведен анализ применяемых методов восстановления их продуктивности и приемистости скважин. Установлено, что предпочтительными следует признать щадящие виды воздействия, исключающие создание мощных импульсов давления, которые могут привести к нарушениям обсадной колонны и способствовать обвальному прорыву нагнетаемой воды в скважину по образовавшимся трещинам. К таким методам относятся обработки различными реагентами, ультразвуком, электрическим и электроразрядным воздействием. В процессе их усовершенствования:

---

3 -----Г-

О 20 40 60 80 100

1. Установлено, что интенсивность разрушения цементного камня при СКО резко повышается по мере увеличения числа обработок (рис.11), и зависит от концентрации раствора, состава тампонажной смеси и времени реагирования (рис.12). Допустимая концентрация раствора не должна превышать 15%, но и в этом случае целесообразно использование добавок, снижающих воздействие кислоты на цементный камень и коррозию оборудования, например, освоенные НИИнефтепромхим ингибиторы коррозии СНПХ 6002, 6013, 6012. Соискателем рекомендуется с этой целью применять кислотно-углеводородные составы (КУС), допускающие использование соляной кислоты концентрацией 26-35%, или метод направленного кислотного воздействия с использованием ферромагнитных ВУСов.

Рис.11. Изменение обводненности продукции в результате кислотных обработок (скв. 1751, Узень). Обозначения: 1 -вода, 2 - нефть

Рис.12. Взаимодействие соляной кислоты различной концентрации с тампонажными цементами.

Обозначения: 1 -ПЦТ, 2 -ШПЦС, 3 -ОЦГ, 4 -цемент + мел.

2. Для борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина разработан и внедрен целый ряд, защищенных патентами РК: 3330, 4673, 5985, 6877, 6886, 6887, 6888, 7201, 7323, 7642, 7647,12453, 12587, 12631, 12673 и РФ: 1463356, 1694859, 1822862, ингибиторов, эффективность которых подтверждена практикой их использования на промыслах Казахстана.

3. Разработаны технологии ингибиторной защиты ПЗП и оборудования скважин, которые позволяют повысить эффективность воздействия на все виды отложений, снизить расход ингибитора на 15% и увеличить период последействия в 1,6.. .8 раз.

Сущность первого способа заключается в осаждении реагента в пласте за счет создания условий для образования «псевдогелей» при реагировании активных групп ингибитора с пластовыми водами, содержащими ионы кальция. «Псевдогели», обладая достаточно хорошей растворимостью, могут обеспечить концентрацию реагента, способную надежно ингибировать отложения солей. Для этого в пласт закачивается раствор фосфорсодержащего ингибитора на пластовой воде, подкисленной соляной кислотой до рН=2 и содержащей не менее 2 г/л ионов кальция. В процессе реакции происходит осаждение в добываемой воде комплексной органофосфорной соли кальция. В результате концентрация реагента снижается до предельно эффективной (5 мг/л) за 160... 180 суток, что почти вдвое дольше обычного.

Принцип действия второго способа (Патент РФ № 1694859) основан на использовании гелеобразующего состава (ВУС), который закачивается в предварительно промытую ПЗП между двумя порциями ингибитора.

Первая доза ингибитора и вслед за ней ВУС поступают в высокопроницаемые обводненные пропластки. По мере заполнения поровых каналов ВУС и реагирования с пластовыми водами возрастают гидравлические сопротивления передвижению растворов и после снижения фильтрационных свойств данных пропластков до значений, соответствующих проницаемости нефтена-сыщенных коллекторов, подачу прекращают и скважину выдерживают на реагирование в течение 48 часов. Это приводит к дальнейшему снижению проницаемости обводненных пропластков, поэтому следующая доза ингибитора поступает в нефтенасыщенные коллектора и создает условия для диспергирования отложений парафина и солей и образования тонкодисперсных систем, легко удаляемых с потоком нефти. При этом обводненные пропласт-ки выполняют роль естественного дозатора, ограничивающего расход ингибитора фильтрационной способностью заполненного ВУСом коллектора.

Для условий Узени при обводненности добываемой продукции более 70% увеличение длительности ингибирующего действия до 225...450 суток достигается при использовании в качестве ингибитора: 0,3 %-ного раствора МФК МЛ-80, а в качестве ВУСа: 3% раствора КМЦ, бихромата калия - 3%, пресной воды - 94%. Оптимальная дозировка ингибитора обеспечивается при увеличении фильтрационных сопротивлений обводненных пропластков в 50... 100 раз.

4. Совместно со специалистами ИИПТ НАН Украины и ВНИИнефть им. А.П.Крылова усовершенствован способ электроразрядного воздействия (ЭРВ). Обосновано и экспериментально подтверждено, что при сочетании ЭРВ с обработками скважин ПАВами и полимерами достигается синергиче-ский эффект в виде значительного увеличения проницаемости ПЗП, более эффективного ингибирования и отмыва АСПО, снижения интенсивности выпадения минеральных солей.

Электрический разряд в среде водных растворов (НМК+КМЦ) в сравнении с водой сопровождается меньшими в 1,2 раза потерями при пробое и более высокими, приблизительно в 1,15 раза, значениями амплитуд импульса сжатия. В свою очередь ЭРВ улучшает отмывающие и ингибирующие свойства композиций (табл. 3).

Таблица 3

Эффективность полимерсодержащих композиций по отмыву и ингиби-рованию АСПО до и после ЭРВ.

№

Реагент

Эффективность, %

ингибирования

0,1% водный раствор (НМК+0,5% КМЦ) необработанный обработанный 100 импульсами обработанный 200 импульсами 0,2% водный раствор (НМК-Н>,5% КМЦ) необработанный обработанный 100 импульсами обработанный 200 импульсами 0,3% водный раствор (НМК+0,5% КМЦ) необработанный обработанный 100 импульсами обработанный 200 импульсами_

43 56 56

46 59 58

42 58 52

52 56

51 56 59

52 56

Полученные зависимости напряжения сдвига и вязкости от скорости сдвига (рис. 13, 14) показывают, что в случае ЭРВ композиция более эффективно влияет на изменение реологических параметров нефтей.

Разработанный с участием автора способ включает нагнетание раствора МФК ПАВ типа МЛ, импульсную обработку призабойной зоны циклическими электрическими разрядами с числом импульсов на 1 м мощности: в породах, пористостью m > 10% - 50... 100 и 100... 300,- в породах пористостью m < 10%, причем обработку проводят в два этапа, с технологической выдержкой между ними.

По результатам испытаний на керновом материале построен график для определения оптимального числа импульсов (п) в каждом цикле в зависимости от пористости среды (рис.15).

Рис.15. Рекомендуемое число импульсов в цикле обработки в зависимости от пористости

Рис.16. Эффективность отмыва АСПО 0,3% водным р-ром ВРК:

Обозначения: 1-без ЭРВ, 2-ЭРВ, 5имп.; 3-ЭРВ, ЮОимп.

При совместной обработке достигается повышение отмывающей способности в 1,3... 1,7 раза (рис.16, где Эф - эффективность отмыва; Т - время от-мыва) и рост амплитуды импульса сжатия в 1,3 раза.

При ЭРВ на ВУСы увеличение числа импульсов обработки приводит к увеличению радиуса растекаемости и резкому падению предельного напряжения сдвига. Данный эффект используется в скважине для разрушения и удаления из продуктивного объекта изолирующего ВУСа. Полное разрушение структуры происходит при числе импульсов 200... 300.

5. Разработаны и внедрены два принципиально новых метода очистки труб от твердых отложений.

Во-первых, установка для безостановочной обработки трубопроводов наземных коммуникаций вибро-акустическим методом, обеспечивающая разрушение солепарафиновых отложений толщиной до 20 мм, плотных солевых - до 8 мм.

Во-вторых, разработанный совместно со специалистами ОАО «ВНИИ-нефть» им. А.П.Крылова, МГТУ им. Н.Э.Баумана, НГДУ Узеннефть способ очистки НКТ, элементов замерных установок и расклинивания ЭЦН, основанный на использовании ударно-волнового воздействия (УВВ). При участии соискателя путем математического моделирования процесса распространения ударных волн в сферически симметричных средах выведены аналитические зависимости для определения основных технологических и конструктивных параметров установки УВВ, справедливость которых подтверждена успешной эксплуатацией ее на месторождении Узень. Установка позволяет проводить одновременную очистку 3-х труб НКТ за 15 мин независимо от толщины и вида отложений, конфигурации труб, исключая при этом их деформацию и сохраняя, практически, неизменными механические и структурные свойства материала. Срок окупаемости оборудования - 39 дней.

6. Изучено влияние физических полей (магнитных, электрических, электромагнитных) на технологические процессы нефтедобычи и эксплуатационную надежность оборудования. В результате исследований:

- выявлены особенности процесса обработки движущегося флюида магнитным полем и разработаны технические решения, позволившие расширить возможности существующих устройств. Основным их отличием является возможность индуцирования на стенках НКТ электромагнитных полей, препятствующих адсорбции на их поверхности зарядов и оказывающих дополнительное магнитное воздействие на флюид;

- разработана установка для обработки скважин электромагнитным полем, позволяющая воздействовать на ПЗП без остановки и глушения скважины;

- установлены зависимости электрокинетического потенциала пористых образцов из бентонитовой глины с добавками ПАВ: МЛ-80, 0П-10, дисолван, КМЦ, сульфонат, сульфонол, ДС-РАС при концентрациях: 0,1...5%; закономерности влияния минерализации водных растворов и температуры среды на интенсивность электроосмотических процессов, на основании которых разработана система тестирования используемых при ремонтах скважин материалов на электроосмотическую активность (РД 39-3-1273-85);

- установлена закономерность изменения скорости фильтрации растворов в зависимости от параметров электрического поля при различных перепадах давления.

Справедливость выявленных закономерностей влияния электрического поля на свойства пористых сред, флюидов и технологические характеристики оборудования была подтверждена при проведении экспериментальных работ в промысловых условиях (6 глава диссертации).

В данной главе приведены также результаты проведенных соискателем работ по усовершенствованию технологии цементирования скважин традиционными методами: подбор буровых растворов и тампонажных смесей, использование расширяющихся добавок и замедлителей сроков схватывания раствора, повышение качества вскрытия продуктивного горизонта.

Глава 5 посвящена разработке и внедрению технологии поинтервальных обработок скважин. Эффективность обработок во многом определяется пол-

нотой и достоверностью исходной информации, в том числе и о реологических характеристиках нефтей.

С целью уточнения лабораторных исследований соискателем разработан способ определения предельного напряжения сдвига нефти в промысловых условиях, включающий регистрацию на забое скважины параметров восстановления давления после остановки скважины и в процессе закачки в нее жидкости. Способ нашел широкое применение на промыслах за счет обеспечения высокой оперативности сбора информации, необходимой и достаточной для выбора оптимальной технологии освоения скважины.

Впервые аналитически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания состава, позволяющего использовать геолого-физическую и гидрогеологическую среду для получения сшитого полимера в порах пласта - коллектора. Для этого в пласт закачивается 0,01... 1,0% водный раствор ПАА с рН 1,0...4,0, содержащий 0,005...0,05% хромата или би-хромата одновалентного катиона.

Полимер в водном растворе не сшивается, поскольку хром находится в окисленной недиссоциированной форме, и раствор легко фильтруется в пласт. По мере продвижения по пласту кислота, находящаяся в закачиваемом растворе, реагирует с породой, в частности, с сульфидом железа с выделением сероводорода, взаимодействующего с бихроматом калия в кислой среде с образованием катиона хрома: Сг2072" + ЗН28 + 8Н+ -> 2Сг3+ + 38 + 7НгО

Катион хрома реагирует с карбоксильной группой ПАА, образуя сшитый полимер в пористой среде. Сшивка ПАА катионом хрома происходит в объеме поры, поэтому образуется микрогелевая частичка сшитого полимера, по размерам соизмеримая с размерами пор. Сшитый полимер движется по пласту, обеспечивая его глубокую проработку по высокопроницаемой части. В результате охват пласта заводнением, а, следовательно, и его эффективность значительно повышаются.

Время и интенсивность сшивки может регулироваться путем предварительной закачки перед раствором ПАА водного раствора окислителя хрома-тов, нейтрализующего избыточное количество пластового восстановителя.

На модели пласта лабораторными исследованиями установлено, что предлагаемый состав, содержащий 0,01...0,5% ПАА и 0,006...0,05% хромата или бихромата одновалентного катиона с рН=1...4, эффективнее известных аналогов за счет лучших фильтрационных и водоизолирующих свойств.

В табл.4 представлены результаты обработок скважин, проведенные в 1990 году. В среднем, дополнительная добыча на одну операцию составила 1980 т.

Таблица4

Результаты работ по воздействию на призабойную зону пластов составом на

основе ПАА и БХК

№ № Горизонт Параметры до Параметры Дополн. Продол-

СКВ. обработки после обработ- добыча житель-

ки нефти, ность

% <5н % <2н т эффекта,

воды Т/сут воды Т/сут сутки

1 210 Х1Н-Х1У 95 11 66 27 2768 173

2 5313 XIV 89 18 83 20 338 169

3 1268 Х1П-Х1У 86 18 61 36 3114 173

4 5694 XVI 78 10 65 12 342 171

5 5779 XVI 78 23 54 31 1336 167

6 1639 ХШ-Х1У 96 8 77 32 3984 166

В связи дефицитом ПАА для получения гелей соискателем были предложены лигносульфонаты (ЛС) щелочных и щелочноземельных металлов, являющиеся доступным и дешевым сырьем. При взаимодействии ЛС с соединениями шестивалентного хрома происходит образование гелей, прочность которых увеличивается с увеличением молекулярной массы ЛС.

Поскольку коллоидные свойства лигносульфонового комплекса поддаются изменению и регулированию в реакциях катионозамещения, термополимеризации и гелеобразования были проведены лабораторные исследования с ЛС натрия марки «А» (ОСТ 13-183-33), а также концентратами порошкообразной сульфитнодрожжевой бражки, на основе № и КН4 (ТУ 81-04-225-79).

В ходе лабораторных исследований определялось:

- оптимальное соотношение ЛС и бихромата калия в рабочих растворах;

- время гелеобразования в зависимости от содержания компонентов и температуры;

- поведение полученных гелей в различных водах;

- прочность полученных гелей (на приборе Вика).

Концентрация товарного ЛС составляла 26-53%, бихромата калия - изменялась от 2 до 5%. Зависимости определены для температур от 20 до 60°С.

Исследованы прочностные свойства гелей различных составов: ЛС №+ и МН^-форм, - в зависимости от процентного содержания, количества добавляемого К2СГ2О7 и вида катиона ЛС. Было показано, что прочность гелей растет с увеличением содержания ЛС до 60%. Значительно увеличивается прочность гелей с увеличением К2Сг207 от 3 до 4%. Установлено, что наибольшей прочностью обладают гели, приготовленные на основе растворов №СЬ, и жестких вод.

Проведена серия экспериментов по изучению возможности изменения времени гелеобразования при контакте с различными материалами. Установлено, что при контакте с глинистыми и цементными растворами ге-леобразование не происходит в связи с изменением рН.

При контакте с пресной водой гели набухают и теряют прочность. Для условий месторождения Узень подобраны рецептуры с использованием морской и пластовой вод плотностью 1,1 г/см3.

В результате лабораторных исследований разработан ряд составов, приведенных в табл. 5.

Таблица 5

Рекомендуемые рецептуры составов.

Наименование компонентов Варианты

1 2 3 4 5

ЛС натрия жидкий, марки А, % 26 53 - 26 50

ЛС натрия, порошкообразный, % - - 18 - -

Бихромат калия, % 3..3,5 3-3,5 3..3,5 1,5.-2,0 3,0

Вода пресная, % до 100 100 100 - -

Вода морская, % до - - - 100 -

Вода жесткая, (1,1 г/см3), % до - - - - 100

Время гелеобразования, при 60 °С (час) при 20 °С (сут) 3..4 2 2..2,5 1,5.. 2 3..4 2 1..1,5 1 1-1,5 18

Результаты поинтервальных обработок скважин месторождения Узень на опытном участке в блоках II, III и XVII горизонтов полученными гелями представлены в табл.6.

Таблица6

Результаты поинтервальных обработок нагнетательных скважин лигносульфо-

натными гелями

№ СКВ. Интервал перфорации м Параметры до обработки Параметры после обработки

Давле ние, МПа Приемистость, м3/сут Коэф. охвата Давление, МПа Приемистость м3/сут Коэф. охвата

4100 1305 -1338 9а 326 0,02 9,0 189 0,31

6030 1308 -1326 8,5 835 0,015 8,2 638 0,090

4030 1320 -1354 8,7 453 0,34 8,6 283 0,52

4025 1292 -1331 8,8 520 0,18 9,0 250 0,36

6005 1270 -1279 9,5 216 0,4 9,7 80 0,62

6010 1295-1325 8,9 248 0,28 9,8 101 0,46

6007* 1310 -1335 8.0 354 0,04 8,7 156 0,18

4015* 1369 -1410 8,8 500 0,017 8,7 97 0,23

• - Обработка производилась полимерными суспензиями.

На основе лабораторных исследований разработаны рецептура и технология воздействия на призабойную зону пласта с применением временнобло-кирующих составов, при которой временно перекрывается высокопроницаемая часть пласта и воздействию подвергаются низкопродуктивные пласты и пропластки, ранее не участвующие в работе.

Была исследована возможность получения двухкомпонентноого состава на основе ПАА содержащего: окислитель (бихромат калия) и восстановитель (сульфит натрия), где окислитель является сшивающим агентом, а восстановитель, - регулирует саморазрушение системы.

Структурирование геля в зависимости от температуры, времени выдержки и концентраций реагентов исследовалось на ротационном вискозиметре «Реотест -2». За временной критерий деструкции принималось время, в течение которого вязкость снижалась до величины исходного раствора ПАА. Были изучены характеристики полимерного геля в области концентра-

ций бихромата калия 0,1 ...0,4%, что составляет 100...400% по отношению к массе ПАА Соотношение бихромата калия и сульфита натрия составляло 1:2, что обеспечивало полное превращение Сг6+в Сг3+(рис. 17, табл.7).

240

Я С 200

160

§ 120

се 40

4'А 1/1

л. ; 5

чЧ ___2

и 1 1 и ■

и С

г/ / г! г / 1

0,5

1,5

2,5

3 3,5

В ре м я , час

Таблица 7

Состав геля

ПАА. К2Сг207 N82803 °С

% % %

0,1 0,1 0,2 70

0,1 0,2 0,4 70

0,1 03 0,6 70

0,1 0,4 0,8 70

0,1 0,1 0,2 90

0,1 0,2 0,4 90

Рис. 17. Кинетические кривые структурирования геля.

Обозначение Рнс. 17

Изменяя концентрацию бихромата калия и сульфита натрия, можно в широких пределах регулировать процесс структурирования ПАА, получая составы с различной вязкостью и механической прочностью.

С повышением концентрации ПАА значительно повышается термостабильность геля, снижается способность к саморазрушению системы. Поэтому для использования данной системы в качестве временноблокирующих составов целесообразно, чтобы концентрация ПАА не превышала 0,1%, а бихромата калия - составляла 200...300% при соотношении окислитель-восстановитель 1:2...2:1.

Индукционный период при этом колеблется в зависимости от соотношения реагентов и температуры.

Образующийся гель имеет вязкость, на два порядка превышающую вязкость исходного полимерного раствора, обладает упругими, пластичными и адгезионными свойствами, чем обеспечивает надежную тампонирующую способность при температурах пласта. Рассматриваемая полимерная система технологична, поскольку при температуре окружающей среды на поверхности она не структурируется.

Возможность регулирования процесса структурирования системы ПАА+ (окислитель-восстановитель) в широком временном и температурном диапазоне (5...50°С) с получением саморазрушающегося в пределах 3...10 часов геля делает ее перспективной для временной изоляции высокопроницаемых пластов и пропластков.

При выборе рецептуры необходимо учитывать минерализацию воды. В работе предлагаются различные составы в зависимости от жесткости воды.

С целью отработки технологии были проведены промысловые испытания на скважине 1818 месторождения Узень. Выбор указанной скважины для испытания технологии объяснялся хорошей «промытостью» наиболее проницаемого (1191-1196м) из вскрытых перфорацией пластов (0,027...0,640 мкм2).

Технологическая схема комплексной обработки включала два этапа. На первом этапе была осуществлена временная блокировка высокопроницаемого обводненного пропластка. В скважину было закачано 16 м3 разработанного состава. После продавки в пласт и выдержки для структурирования состава, был проведен 2-ой этап: принимающие пласты были обработаны газовым бензином в объеме 32 м3.

В результате проведенных работ средний дебит скважины увеличился на 20 м3/сутки, обводненность снизилась с 96% до 50%, дебит по нефти достиг 26т/сутки (до обработки - 1,3 т/сутки).

В целом, на основании результатов лабораторных и промысловых работ разработаны оригинальные технологии воздействия на призабойную зону пласта с применением гелеобразущих составов на основе ПАА и лигносуль-фонатов, саморазрушающихся временноблокирующих составов.

В главе шестой приведены результаты промысловых испытаний, которые позволили для конкретных условий уточнить диапазон оптимальных технологических параметров предложенных решений, выработать критерии их применимости и дать объективную оценку их технологической и экономической эффективности в сравнении с ранее используемыми для аналогичных целей современными технологиями, реагентами и устройствами.

Результаты внедрения ПВМК ПАВ.

Суммарная добыча по ГУ-54 в период дозирования ПВМК в затрубное пространство увеличилась с 802 мэ/сут в июле до 846 м3/сут в августе, до 859 м3/сут в сентябре при неизменном действующем фонде скважин. В наблюдаемых скважинах отмечена устойчивая подача жидкости с увеличением дебита в летние месяцы. Средний межочистной период скважин увеличился с 55 до 71 сут.

В скважинах эффективность ингибирования АСПО оценивалась по изменению нагрузки на головку балансира. Нагрузки, определенные по динамо-граммам, снизились в анализируемых скважинах в среднем на 5387 Н или на 13 %, сила тока - на 12%.

Для оценки влияния ПВМК на снижение гидравлических сопротивлений замерялось давление самопишущим манометром в коллекторе ГУ-54. Давление в период дозирования ПВМК в среднем снизилось на 11 %, при среднем расходе композиции 140г / 1м3 жидкости.

В результате использования композиции на ГУ 101 (Карамандыбас) суммарная добыча жидкости из скважин ЗУ-4 увеличилась с 542 до 616 м3/сут. В расчете на 1 скважину прирост добычи по жидкости составляет 4,2 м3/сут, по нефти - 0,96 мэ/сут при средней обводненности продукции скважин 60 %. Количество подземных ремонтов, приходящихся на 10 скважин и взятых, примерно за 3 месяца до и в течение ингибирования ПВМК, уменьшилось с 12 до 7.

Во время дозирования композиции ПВМК на коллекторе замерных установок ЗУ-102а и ЗУ-1, подключенных к групповой установке ГУ-100 месторождения Карамандыбас, давление в трубопроводах снизилось на 23 %.

Реализация технологии при обработке ПЗП в 90 скважинах месторождения Узень позволила получить дополнительный прирост добычи нефти 15900т.

Технология импульсного воздействия на ПЗП и ствол скважины нашла широкое применение на месторождении Узень. Ее внедрение в 59 добывающих и 119 нагнетательных скважинах позволило получить суммарный технологический эффект за счет вовлечения в разработку не дренируемых пропла-стков и отключения промытых интервалов пластов: дополнительная добыча нефти - 20,3 тыс.т; объем восстановленной производительной закачки воды -40 тыс.м3; объем ограничения добычи воды - 161,1 тыс.м3; объем сокращения непроизводительной закачки в пласт воды - 1036 тыс.м3.

По технологии направленного кислотного воздействия в НГДУ «Узеннефть» с целью увеличения приемистости скважин было проведено 15 скважино-операций. Среднесуточная приемистость возросла в 2...5 раз, с 80 до 350 м3/сут. Давление нагнетания снизилось в среднем на 0,3-1,0 МПа, что говорит об улучшении гидродинамической связи призабойной зоны обработанных скважин с поглощающими, а также подключенными в работу, ранее не принимавшими пластами. Коэффициент охвата пласта воздействием в среднем увеличился в 2-5 раз, дополнительная закачка за 14 месяцев составила более 375 тыс.м3.

В целом, технологическая и экономическая эффективность составила: дополнительной добычи нефти - 50 885 т, сокращения непроизводительной закачки воды - 1036,0 тыс.м3, восстановлена производительная закачка воды в объеме 40 тыс.м3, сокращен объем попутно добываемой воды на 164,8 тыс.м3.

Композиционные составы на основе ПАА+КХК.

Данным составом обработаны девять добывающих скважин. Успешность проведенных мероприятий - 66,6% и дополнительно добыто 11882 т нефти. Экономический эффект составляет 560410 руб.

Композиционные составы на основе лигносульфонатов.

Обработка ПЗП добывающих и нагнетательных скважин поинтервальны-ми обработками на II блоке XVII горизонта позволила получить на данном участке: суммарный технологический эффект от использования составов на

основе лигносульфонатов - 18703 тонны дополнительной добычи нефти; экономический эффект (по состоянию на 01.07. 90г) - 322 600 рублей.

Суммарный экономический эффект составил 1974,41 тыс.руб.

В данной главе рассмотрены также результаты промысловых исследований влияния физических полей на процессы нефтедобычи и надежность нефтепромыслового оборудования. Подтверждена принципиальная возможность снижения интенсивности солепарафиновых отложений и влияния негативных электроосмотических явлений на характеристики цементного камня регулируемым воздействием электрическим полем. Реально оценить технико-экономический эффект от реализации этих разработок на текущий момент невозможно и, в частности, из-за отсутствия аналогов, но, тем не менее, уже в настоящее время они находят практическое применение.

В соответствии с разработанным в институте Стандартом Предприятия СТП РК 430600062315 ЗА0-001-2002, изготовлен опытный образец передвижной лабораторной установки (ПЛУ), который проходит испытания на скважинах Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. С помощью ПЛУ проводятся исследования причин и источников межколонных давлений. Одним из параметров, используемым для интерпретации собранных данных, является электрический потенциал колонны.

Основные результаты и выводы.

Получены новые знания о процессах добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений, усовершенствованы и разработаны новые технологии, реагенты, устройства и методики расчета их параметров:

1. Установлены закономерности изменения фильтрационных свойств нефтей при добавлении в их состав НПАВ (0П-10, АФ9-12 и др.) в зависимости от концентрации растворов и температуры среды. Выявлено, что при добавлении 0,032% НПАВ наблюдается значительное (на 10...20%) снижение градиента динамического давления сдвига и аномалии подвижности.

2. Определены закономерности изменения электрокинетического потенциала пористых образцов из бентонитовой глины с добавками ПАВ: МЛ-80, 0П-10, дисолван, КМЦ, сульфонат, сульфонол, ДС-РАС при концентрациях

0,1...5%, на основании которых разработана система тестирования материалов, применяемых при обработках и ремонтах скважин, на электроосмотическую активность по коэффициенту электроосмотической проницаемости.

3. Изучены закономерности изменения реологических характеристик нефти при введении в их состав полимерсодержащих водорастворимых многофункциональных композиций (ПВМК) в виде 0,1... 1% водного раствора НМК (ВРК) с добавками: ПАА, КМЦ, ПЭО и ДМДАХ в концентрациях, близких к ККМ:

- наблюдается дополнительное снижение предельного и динамического напряжения сдвига и, соответственно, эффективной вязкости нефти. Наиболее эффективным в этом отношении является ПЭО. В области ККМ эффект практически не зависит от концентрации композиции в нефти;

- эффект отмыва 0,1% водного раствора смеси, состоящей из НМК с добавкой 0,1...0,5% КМЦ выше, чем у водного раствора НМК той же концентрации на 50%;

- при добавлении ПВМК ПАВ в нефть в количестве 50 г на 1м3 жидкости наблюдается избирательный эффект, зависящий от концентрации раствора. В частности, эффективность ингибирования повышается почти на 30% смесью НМК + 0,05% ПЭО при концентрации водного раствора 0,1%, смесью НМК + 0,5% КМЦ - 0,2 и 0,3%, в остальных случаях она снижается;

- по эффективности нефтевытеснения растворы ПВМК ПАВ располагаются в следующий ряд: НМК < (НМК+0,050%ДМДАХ) < (НМК+0,05%ПАА) < (НМК+0,05%ПЭО) < [НМК+0,1%(0,5%)КМЦ]. Аналогичная закономерность справедлива и для растворов ВРК.

- пропускная способность трубопровода повышается почти в 2 раза, процесс набухания глин замедляется на 14 %.

4. Разработана методика расчета показателей выработки слоисто-неоднородных пластов с парафинистой нефтью при смене температурных режимов нагнетания. На ее основе для месторождения Узень был определен оптимальный момент перехода с термального заводнения на нагнетание холодной воды для продвижения ранее закачанной оторочки (энергосберегающий вариант заводнения), что позволило сэкономить значительные средства

и повысить эффективность разработки. Установлена возможность создания горячей оторочки при периодической закачке холодной воды и ее геотермального нагрева в стволе скважины.

5. Применительно к условиям месторождения Узень показана современная тенденция развития методов заводнения, включающая регулирование интенсивности нагнетания и отбора жидкости. Циклическое заводнение, при котором закачку агента осуществляют увеличивая давление нагнетания до величины 90% от давления гидроразрыва пласта, в период закачки останавливают добывающие скважины с обводненностью более 90%, а отбор флюида производят до снижения забойного давления на 20...25% ниже давления насыщения (патент РК № 12459), обеспечило снижение обводненности на 20...30% и увеличение коэффициента нефтеизвлечения на 10... 12%.

6. Разработана новая методика исследования реологических особенностей нефтей в промысловых условиях, которая нашла широкое применение на промыслах за счет высокой оперативности сбора необходимых исходных данных для выбора оптимальной технологии или реагента и повышения информативности этих данных.

7. Выявлены граничные условия образования «псевдогелей» фосфорсодержащих ингибиторов солеотложений в пластовой воде. В растворах солей с содержанием ионов кальция свыше 2,0 г/л при рН < 2 ингибиторы солеот-ложений полностью растворимы. Выпадение осадка начинается при повышении рН > 2. Способ ингибиторной защиты ПЗП с осаждением реагента в пласте, разработанный на данном принципе, позволил существенно снизить расход реагента. Его концентрация снижается до предельно эффективной (5 мг/л) за 160... 180 суток, что почти вдвое дольше обычного.

зиций в 1,3...1,7 раза при числе импульсов на 1 м мощности: в породах с пористостью т > 10% - 50... 100 и 100... 300 в породах с пористостью т < 10%. При ЭРВ на ВУСы увеличение числа импульсов обработки приводит к увеличению радиуса растекаемости и резкому падению предельного напряжения сдвига. Полное разрушение структуры происходит при числе импульсов 200... 300.

9. Выведены аналитические зависимости для определения параметров устройства для очистки оборудования от твердых отложений методом ударно-волнового воздействия (УВВ) на основе известных результатов математического моделирования процесса распространения ударных волн в сферически симметричных средах. Их справедливость подтверждена успешной эксплуатацией установки БКН-1, которая производит одновременную очистку 3-х труб НКТ за 15 мин независимо от толщины и вида отложений, конфигурации труб, исключая при этом их деформацию и сохраняя, практически, неизменными механические и структурные свойства материала. Срок окупаемости оборудования - 39 дней.

10. Обоснована возможность использования геолого-физической и гидрогеологической среды, сложившейся на поздней стадии разработки месторождений, для сшивки полимера (0,01... 1,0% водного раствора ПАА с рН 1,0...4,0, содержащего 0,005...0,05% хромата или бихромата одновалентного катиона) в пористой среде.

11. Разработаны методики подбора и составления оптимальных рецептур ингибиторов и эмульсий комплексного действия, гелеобразующих и временно блокирующих композиций на основе ВУСов и ПАВов для воздействия на ПЗП и ствол скважины, а также технологии их применения:

- импульсное воздействие на ПЗП с применением ПАВ и ВУСов (по результатам обработки 59 добывающих и 119 нагнетательных скважин на месторождении Узень дополнительная добыча нефти составила 20,3 тыс. т., объемы ограничения отбора воды 161,1 тыс. мэ, сокращения непроизводительной закачки -1036 тыс. м3);

- поинтервальная обработка скважин лигносульфонатными гелями и временно блокирующими составами, позволяющая увеличить дебит в 3.. .20 раз и снизить обводненность с 96 до 50%.

- направленное кислотное воздействие с использованием ферромагнитных ВУСов (зафиксировано увеличение приемистости нагнетательных скважин с 80 до 350 м3/сутки, дебита добывающих - в 1,2...2,0 раза при снижении обводненности на 10%);

- ингибиторная защита ПЗП и оборудования с применением ВУСов. Наблюдается увеличение эффекта последействия в 1,6...8 раз при сокращении расхода реагента на 15%.

12. Выявлены закономерности изменения интенсивности солепарафино-вых отложений и свойств цементного камня под действием физических полей. Экспериментально установлена принципиальная возможность управления процессом формирования цементного камня и снижения интенсивности солепарафиновых отложений путем наведения искусственных электрических полей. Разработанные на основе результатов исследований технологии магнитной и электромагнитной обработки ПЗП и флюида позволили увеличить межремонтный период работы скважин с 30...50 суток до 6...9 месяцев.

В результате использования рассмотренных технологий и реагентов на объектах Казахстана получено несколько миллионов тонн дополнительной нефти, что позволяет рекомендовать их для широкого внедрения и в других регионах с многопластовыми месторождениями с высокопарафинистой нефтью на поздней стадии их эксплуатации.

Некоторые проведенные в диссертации исследования уже имеют свое продолжение:

Утвержденным проектом разработки предусмотрено применение циклического заводнения на всех объектах месторождения Кумколь.

В настоящее время все исследования межколонных давлений на Карача-ганакском месторождении выполняются при помощи лабораторной установки ЗАО «НИПИнефтегаз», которая выгодно отличается от ранее применяемых установок «Бреда» высокой оперативностью и надежностью. Дальнейшее развитие этого направления предусматривается в выполняемом проекте

разработки установки для ликвидации межколонных перетоков (предпатент РК №. 14212 по заявке № 2002 /0038.1 - 3765/2).

Основные положения диссертации отражены в следующих работах.

1. Герштанский О.С. Добыча высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана. - М: Нефтяное хозяйство, 2004.-№8.-С110-113.

2. Герштанский О.С. Интенсификация добычи нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений путем применения временноблокирующих составов. - М.: Нефтяное хозяйство, 2004. - №9. - С. 96-98.

3. Герштанский О.С. Анализ эффективности работ по повышению коэффициента продуктивности в НГДУ «Узеннефть». - М.: Нефтяное хозяйство, 1991. - №7. -С. 43-47.

4. Хазипов Р.Х., Ганиев P.P., Игнатьева В.Е., Герштанский О.С, Кисляков Ю.П. Применение неиногенных ПАВ с добавкой понизителя адсорбции и биодеструкции для повышения нефтеизвлечения. - М: Нефтяное хозяйство, 1990 - №12. - С. 46-49.

5. Теслюк Е.В., Розенберг М.Д., Сафронов СВ., Герштанский О.С. и др. Принципы создания энерго- и ресурсо-сберегающих технологий разработки месторождений парафинистых и вязких нефтей с применением термозаводнения. - М.: Нефтяное хозяйство, 1995. - №4 - С. 14-18.

6. Игнатьева В.Е., Силищев Н.Н., Нигматуллина Р.Ф., Герштанский О.С. и др. Совершенствование технологии применения НПАВ для увеличения нефтеотдачи. -М.: Нефтяное хозяйство, 1992. - № 6. - С. 49-50.

7. Герштанский О.С, Шерстнев Н.М., Крылов Д.А. и др. Влияние физических полей на технологические процессы нефтедобычи. - М.: ОАО «ВНИОЭНГ, 2001. -236 с.

8. Герштанский О.С, Крылов Д.А., Курбанбаев М.И. и др. Влияние геолого-технологических факторов на качество крепления скважин.-М.: ОАО ВНИОЭНГ, 2001.-68С.

9. Герштанский О.С, Шерстнев Н.М., Киинов Л.К. и др. Ударно-волновой способ очистки нефтепромыслового оборудования от твердых осадков. - М.: ОАО ВНИОЭНГ, 1997.- 92с.

10. Герштанский О.С, Шерстнев Н.М., Киинов Л.К. и др. Полимерсодержащие композиции ПАВ в нефтедобыче. - М.: ОАО ВНИОЭНГ, 1997 - 95 с.

11. Сафронов СВ., Кильдибекова Л.И., Герштанский О.С. и др. Физические основы и способы разработки месторождений парафинистых нефтей. // Сб. науч. тр. ВНИИ. - М., 1993. - С. 134-151.

12. Герштанский О.С, Сафронов СВ., Батырбаев М.Л. Критерии размещения скважин и направления повышения эффективности разработки многопластовых месторождений на примере месторождения Узень. - Киев: Нефтяная и газовая промышленность, 1990. - Вып. 9. - С. 36-42.

13. Киинов Л.К., Розенберг М.Д., Теслюк Е.В., Сафронов СВ., Герштанский О.С. и др. Программа перехода на энергосберегающую технологию термозаводнения месторождения Узень путем нагнетания холодной воды для продвижения ранее закаченной оторочки. - М.: ВНИИ, Актау: ПО Мангышлакнефть, Новый Узень: НГДУ Узеннефть, 1992. - 220 с.

14. Розенберг М.Д., Теслюк Е.В., Сафронов СВ., Герштанский О.С. и др. Использование энергетического принципа при создании энерго- и ресурсосберегающих технологий разработки месторождений парафинистых нефтей. // Сб. научн. трудов ВНИИнефть, 1993. - Вып.117. - С 246-262.

15. Сафронов СВ., Кильдибекова Л.И., Герштанский О.С. Критерии размещения скважин и направления повышения эффективности разработки многопластовых месторождений на примере месторождения Узень.-М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-Информац. сб. № 9. - С. 4-14.

16. Герштанский О.С, Дябин А.Г. Повышение эффективности работы нагнетательных скважин в НГДУ «Узеннефть». // Сб. научн. тр. ВНИИ. - М., 1991. - Вып. 108.-С. 106-113.

17. Герштанский О.С. Опыт применения акустического воздействия на приза-бойную зону проницаемых пород на месторождениях Западного Казахстана // НТВ: Каротажник. - Тверь, ГЕРС, 1998. - Вып. 48. - С. 76-80.

18. Герштанский О.С. Применение электромагнитных полей в процессе эксплуатации добывающих скважин. // Тезисы Международной научно-технической конференции, 22-24 мая 1996 г. - Актау, 1996. - С. 250.

19. Герштанский О.С, Крылов Д.А. Влияние потенциала колонны в период ОЗЦ на контакт цементного камня с обсадными трубами. // Тезисы Междунар. науч.-техн. конференции, 22-24 мая 1996 г. - Актау, 1996. - С. 281.

20. Крылов Д.А., Герштанский О.С, Волошко Г.Н. Проблемы межколонных давлений на нефтегазовых и газоконденсатных месторождениях. // Тезисы докладов. // 5-я научно-техническая конференция. - М: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.-С. 88.

21. Герштанский О.С., Дмитриев Л.П., Коростышевский М.Н. Характеристика нефтегазоносных резервуаров Южного Мангышлака. // Тезисы III Международного семинара: Нефтегазоносные резервуары Северного и Восточного побережья Каспийского моря, 12-14 июня 1996 г. - Алматы, 1996. - С. 23.

22. Герштанский О.С. Схема геолого-промыслового изучения крупного многопластового сложнопостроенного нефтегазового месторождения. // Тезисы XIV Губ-кинских чтений: Развитие идей Губкина в теории и практике нефтегазового дела, 1517 октября 1996 г. - М., 1996. - С. 36.

23. Курбанбаев М.И., Герштанский О.С, Булина И.Г. Исследование реологических характеристик нефти с добавками полимерсодержащих многофункциональных водорастворимых композиций ПАВ.//Труды КазНИПИнефть, 1993. - Вып.1.- С. 63-66.

24. Бурамбаев М.Е., Герштанский О.С, Мишин В.Н. и др. Технологические средства для взрывной очистки и расклинивания нефтепромыслового оборудования. // НТЖ: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИО-ЭНГ, 1994. - Вып. 6-7. - С. 30-34.

25. Бурамбаев М.Е., Герштанский О.С, Мишин В.Н. и др. Применение ударно-волнового воздействия для очистки насосно-компрессорных труб от твердых отложений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Вып. 1. - С. 89-92.

26. Бурамбаев М.Е., Герштанский О.С, Мишин В.Н.И др. Эффективность применения установки для проведения операций ударно-волнового воздействия при очистке и освобождении от твердых осадков оборудования в промысловых условиях. // НТЖ: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИО-ЭНГ, 1995. - Вып. 2. - С. 41-44.

27. Герштанский О.С. О некоторых путях решения проблемы подготовки нефти. //Тезисы Междунар. науч.-техн. конференции, 22-24 мая 1996г. - Актау, 1996. - С.250.

28. Полубоярцев Е.Ж., Герштанский О.С, Крикунов Н.В., Казаченко В.А. Сравнительные результаты профилактических обработок скважин месторождения Узень.// Труды КазНИПИнефть. - Грозный, 1985. - Вып. 12. - С. 36-38.

29. Курбанбаев М., Герштанский О.С, Уголева А.В., Шерстнев Н.М. Фильтрация водных растворов полимерсодержащих многофункциональных водорастворимых композиций ПАВ в пористой среде.//Труды КазНИПИнефть, 1993.- Вып. 2.- С. 47-61.

30. Пагуба А.И., Кулиджанов Ю.Я., Герштанский О.С. и др. Композиция для повышения продуктивности скважин. // Патент РФ № 1822862. - Б.И., 1993. - № 23.

31. Герштанский О.С, Крылов Д.А. Способ эксплуатации пород с высоким содержанием монтмориллонитовых глин. // Патент РК № 6883. - Б.И., 1999. - № 1.

32. Крылов ДА., Герштанский О.С., Елеманов Б.Д. Способ эксплуатации залежей с высоким содержанием монтмориллонитовых глин. // Патент РК № 11335. -Б.И., 2002. -№3.

33. Сафронов СВ., Зайцев СИ., Герштанский О.С и др. Способ разработки нефтяной залежи. // Патент РФ № 2038468. - Б.И., 1995. - № 18.

34. Сафронов СВ., Маслянцев Ю.В., Зайцев СИ., Герштанский О.С и др. Способ разработки залежи парафинистой нефти./Я1атент РФ №2034137.- Б.И., 1995.-№12.

35. Сафронов СВ., Зайцев СИ., Степанова Г.С, Жданов СЛ., Герштанский О.С Способ разработки нефтяной залежи.//Патент РФ №2119046.-Б.И., 1998.-№26.

36. Эфендиев А.З., Герштанский О.С. Способ разработки залежи нефти. // Патент РК № 9454.- Б.И., 2000. - № 9.

37. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Способ циклического заводнения в поздней стадии разработки нефтяного месторождения.//Патент РК №12459.-Б.И., 2002.- № 12.

38. Эфендиев А.З., Герштанский О.С, Кульсариев К.У. Способ вскрытия продуктивных горизонтов, разрабатываемых поддержанием пластовых давлений. // Патент РК № 5791. - Б.И., 1998. - № 1.

39. Эфендиев А.З., Герштанский О.С, Кульсариев К.У. Способ вскрытия продуктивных горизонтов, разрабатываемых поддержанием пластовых давлений. // Патент РК № 9921. - Б.И., 2001. - № 2.

40. Эфендиев А.З., Герштанский О.С. Способ эксплуатации пескопроявляющих скважин. // Патент РК № 6094.. - Б.И., 1998. - № 3.

41. Эфендиев А.З., Герштанский О.С. Способ проведения гидроразрыва низкопроницаемого коллектора нефти, разрабатываемого поддержанием пластового давления. // Патент РК № 9455. - Б.И., 2000. - № 9.

42. Горднов В.П., Рыскин А.Ю., Герштанский О.С. и др. Способ разработки нефтяных месторождений с химически восстанавливающей пластовой средой. // Патент РФ № 1627678. - Б.И., 1991. - № 6.

43. Розенберг М.Д., Теслюк Е.В., Сафронов СВ., Герштанский О.С. и др. Способ разработки месторождений высокопарафинистых и вязких нефтей. // Патент РФ № 2034136. - Б.И., 1995. - № 12.

44. Герштанский О.С, Игнатьева В.Е., Алмаев Р.Х. и др. Состав для вытеснения нефти. - Патент РФ 2041346. - Б.И., 1995. - № 22.

45. Игнатьева В.Е., Киинов Л. К., Герштанский О.С. и др. Состав для вытеснения нефти. Патент РК № 4730. - Б.И., 1997. - № 2.

46. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Способ вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов. // Патент РК № 12457. - Б.И., 2002. - № 12.

47. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Способ вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов. // Патент РК № 7645. - Б.И., 1999. - № 6.

48. Игнатьева В.Е., Батырбаев М.Д., Герштанский О.С. и др. Состав для вытеснения нефти. // Патент РФ № 2007550. - Б.И., 1992. - № 2.

49. Игнатьева В.Е., Герштанский О.С, Курбанбаев М.И. и др. Состав для заводнения нефтяных пластов.//Патент РФ № 2012788- Б.И., 1994.- № 9.

50. Пагуба А.И., Кулиджанов Ю.Я., Герштанский О.С. Эмульсия для комплексного воздействия на призабойную зону пласта.//Патент РК №5985.-Б.И.,1998.-№2.

51. Герштанский О.С, Рудская Л.П., Чуприна СИ. и др. Эмульсия комплексного воздействия на призабойную зону пласта. // Патент РК № 4673. - Б.И., 1997. - № 2.

52. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Состав для восстановления проницаемости призабойной зоны. // Патент РК № 12673. - Б.И., 2003. - № 2.

53. Герштанский О.С, Крылов Д.А., Цой В.Я. Состав для восстановления проницаемости призабойной зоны нефтенасыщенных пород. // Патент РК № 6888. - Б.И., 1999.-№ 1.

54. Герштанский О.С, Елеманов Б.Д., Рудская Л.П. и др. Эмульсия для восстановления продуктивности нефтяных скважин.// Патент РК № 11520- Б.И., 2002. - №5.

55. Герштанский О.С, Крылов Д.А. Способ восстановления фильтрационных свойств призабойной зоны продуктивного пласта и устройство для его осуществления. // Патент РК № 7642. - Б.И.,1999. -№ 6.

56. Рогоза З.И., Герштанский О.С, Рогоза М.М. Способ защиты поверхности подземного оборудования скважин от коррозии и составы для его осуществления. // Патент РК № 3330. - Б.И., 1996. - № 2.

57. Крылов ДА., Герштанский О.С Устройство для защиты нефтяного оборудования от отложений минеральных солей при транспортировке пластового флюида. // Патент РК № 12587. -Б.И., 2003. - № 1.

58. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Устройство для адсорбции кристаллов минеральных солей при транспортировке пластового флюида. // Патент РК № 6880. -Б.И., 1999.-№1.

59. Крылов ДА., Герштанский О.С, Абдуллаев Н. Я.-О. Способ термомеханического удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений из скважины и устройство для его осуществления. // Патент РК № 6887. - Б.И., 1999. - № 1.

60. Герштанский О.С, Крылов Д.А., Курбанбаев М.И. Способ удаления асфаль-тосмолопарафиновых отложений из скважины .//Патент РК №12110.-Б.И., 2002.-№10.

61. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Елеманов Б.Д., Курбанбаев М.И. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений и способ его получения. // Патент РК № 12455. - Б.И., 2002. - № 12.

62. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Курбанбаев М.И. Эмульсия для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений.//ПатентРК№12454.-Б.И., 2002-БИ№12.

63. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Цой В.Я. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений. // Патент РК № 7531. - Б.И., 1999. - № 5.

64. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Цой В.Я., Тимохин В.И. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений и способ его получения. // Патент РК №7641.-Б.И., 1999.-№6.

65. Герштанский О.С., Крылов ДА., Саркисов А.С. Способ облучения пластового флюида магнитным полем и источник магнитного поля. //Патент РК №5255.-Б.И., 1997.-№4.

66. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Елеманов Б.Д. Устройство облучения пластового флюида постоянным магнитным полем.//Патент РК №11190.-Б.И., 2002.-№2.

67. Герштанский О.С., Крылов ДА., Елеманов Б.Д. Способ облучения пластового флюида магнитным полем и источник магнитного поля. //Патент РК №11216.-Б.И.,2002.-№2

68. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Саркисов А.С. Устройство облучения пластового флюида постоянным магнитным полем.//Патент РК № 5254.-Б.И, 1997.-№4.

69. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Способ обработки скважин электромагнитным полем и установка для его осуществления.//Патент РК №7644.- Б.И., 1999. - № 6.

70. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Способ обработки скважин электромагнитным полем. // Патент РК № 12456. - Б.И., 2002. - № 12.

71. Герштанский О.С, Крылов Д.А. Способ определения участков солепарафи-новых отложений в трубах и определения направления движения жидкости и устройство для его реализации. // Патент РК № 7646. - Б.И., 1999. - № 6.

72. Герштанский О.С, Крылов Д.А. Способ борьбы с солепарафиновыми отложениями в нефтяных трубах наземных коммуникаций и установка для его осуществления. // Патент РК № 7201. - Б.И., 1999. - № 2.

73. Герштанский О.С, Крылов Д.А., Курбанбаев М.И. Способ борьбы с солепа-рафиновыми отложениями в нефтяных трубах наземных коммуникаций и установка для его осуществления. // Патент РК № 12074. - Б.И., 2002. - № 10.

74. Эфендиев А.З., Герштанский О.С. Гидродинамический диспергатор раствора. // Патент РК № 5223. - Б.И., 1997. - № 4.

75. Булина И.Г., Козорезов К.И., Крикунов Н.В., Шерстнев Н.М., Герштанский О.С. и др. Способ очистки внутренней поверхности труб от твердых накоплений. // Патент РФ № 1463356. - Б.И., 1989. - № 9.

76. Крылов Д.А., Герштанский О.С, Елеманов Б.Д. Способ подготовки нефти и установка для его осуществления. // Патент РК № 11522. - Б.И., 2002. - № 5.

77. Герштанский О.С, Салихов М.Х., Крылов Д.А. Способ подготовки нефти и устройство для его осуществления. // Патент РК № 7643. - Б.И., 1999. - № 6.

78. Рудская Л.П., Терина Л.А., Сизиумова В.Н., Герштанский О.С. Состав для изоляции водопритока в скважину. // Патент РК № 12402. - Б.И., 2002. - № 12.

79. Герштанский О.С, Крылов Д.А. Способ селективной изоляции водопритока в нефтяной скважине. // Патент РК № 7640. - Б.И., 1999. - № 6.

80. Эфендиев А.З., Герштанский О.С, Пустобаев А.Н., Чагай В.Г. Гидравлический пакер для нагнетательной скважины. // Патент РК № 6886. - Б.И., 1999. - № 1.

81. Эфендиев А.З., Герштанский О.С, Сабугалиев М.Х., Ускумбаев К.Р. Способ проведения водоизоляционных работ при отборе нефти из продуктивного пласта поддержанием пластового давления. // Патент РК № 8975. - Б.И., 2000. - № 5.

82. Платонова Я.В., Крикунов Н.В., Караев О.А., Дябин А.Г., Герштанский О.С. и др. Вязкоупругий состав многоцелевого значения.//Патент РФ № 1694859.-Б.И., 1991. № 44.

83. Дорофеев В.И., Кисляков Ю.П., Герштанский О.С. Способ определения предельного напряжения сдвига нефти. // Патент РФ № 1104253. - Б.И., 1984. - № 27.

84. Ергожин Е.Е., Тастанов К.Х., Герштанский О.С. и др. Тампонажный раствор. // Патент РК № 4723. - Б.И., 2000. - № 9.

85. Крылов ДА., Герштанский О.С, Пустобаев А.Н. Способ цементирования скважин. // Патент РК № 6879. - Б.И., 1999. - № 1.

86. Эфендиев А.З., Герштанский О.С Способ определения объема каверн в приствольной зоне пласта, образованных при эксплуатации скважин. // Патент РК № 9451.-Б.И.,2000-№9.

87. Герштанский О.С, Крылов Д.А. Устройство для ликвидации микроканалов в цементном кольце скважины. // Предпатент РК №. 14212 по заявке № 2002 /0038.1 -3765/2-Опубл. 15.04.04.

88. Герштанский О.С, Волошко Г.Н., Геймаш Г.И. и др. Способ строительства эксплуатационной скважины. // Патент РК № 5325.- Б.И., 1997- № 4.

89. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Установка для очистки скважин. // Патент РК № 12631. - Б.И., 2003. -№ 1.

90. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Абдуллаев Н. Я.-О. Установка для сбора отложений из скважин. // Патент РК № 6877. - Б.И., 1999. - № 1.

91. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Абдуллаев Н. Я.-О. Установка для сбора отложений из нефтяных скважин. // Патент РК № 12453. - Б.И., 2002. - № 12.

92. Герштанский О.С., Троицкий В.Ф., Крылов Д.А., Пузырин В.В. Газопесочный скважинный сепаратор. // Патент РК № 7647. - Б.И.. 1999. - № 6.

93. Крылов ДА., Герштанский О.С., Пузырин В.В. Установка для очистки скважин. // Патент РК № 7323. - Б.И., 1999. - № 3.

94. Герштанский О.С., Куличевский В.И. Способ определения уровня жидкости в скважине и устройство для его осуществления.//Патент РК №5324.-Б.И., 1997.- № 4.

95. Троицкий В.Ф., Герштанский О.С. Скважинный штанговый насос для высоковязкой жидкости. // Патент РК № 7218. - Б.И, 1999. - № 2.

Формат 60x84 1/16, объем 3 п. л., тираж 150 экз., заказ № 13

ООО "Альмиро" Ямского поля 3-я улица, д 17-19, стр. 1

2.5.00

1 6 ФХВ Iü5 :

Содержание диссертации, доктора технических наук, Герштанский, Олег Сергеевич

Введение.

Глава 1. Размещение остаточных запасов, изменение коллекторских и фильтрационных свойств породы, состава пластовых флюидов месторождений Узень, Карамандыбас, Жетыбай.

1.1. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Узень.

1.1.1. Геолого-физическая характеристика месторождения Узень.

1.1.2. Физико-химические свойства пластовых флюидов.

1.1.3. Особенности разработки месторождения.

1.1.4. Особенности выработки запасов нефти из пластов.

1.2. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Жетыбай.

1.2.1. Структурные особенности нефтегазовых и нефтяных залежей.

1.2.2. Физико-химические свойства пластовых флюидов.

1.2.3. Особенности разработки месторождения.

1.3. Реологические особенности нефтей месторождений Узень, Карамандыбас и

Жетыбай.

1.4. Изменение свойств нефти и состава газа в процессе разработки месторождений.

1.5. Изменение коллекторских и фильтрационных свойств нефтенасыщенных пород в процессе эксплуатации месторождений.

Изменение естественных и техногенных электрических полей.

1.6. Термодинамическая неустойчивость пластовых флюидов.

Выводы и основные задачи исследований.

Глава 2. Совершенствование технологических процессов разработки нефтяных залежей.

2.1. Анализ процесса закачки в нефтяные залежи холодной и горячей воды. 80 v

2.2. Ступенчатое термальное заводнение.

2.3. Фигурное заводнение.

2.4. Энерго- и ресурсосберегающая технология термозаводнения.

2.5. Раздельная разработка высоко- и низкопродуктивных зон.

2.6. Нестационарное (циклическое) заводнение.

2.7. Применение водорастворимых поверхностно-активных веществ.

Основные заключения.

Глава 3. Повышение эффективности использования многофункциональных ПАВ в технологических процессах добычи нефти и при обработке призабойной зоны пластов.

3.1. Обоснование применения многофункциональных (МФК) ПАВ.

3.1.1. Применение МФК ПАВ в качестве ингибиторов при обработках ПЗП.

3.1.2. Профилактические обработки скважин и ПЗП.

3.1.3. Особенности профилактических обработок газлифтных и глубинно-насосных скважин.

3.1.4. Применение технологических растворов при глушении скважин.

3.1.5. Применение МФК ПАВ для снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефтей и эмульсий. 127 Обоснование направления исследований.

3.2. Разработка оптимальных рецептур смесей на основе многофункциональных водорастворимых композиций ПАВ.

3.2.1. Исследования реологических характеристик нефти с добавками ПВМК ПАВ

3.3.2. Поверхностное натяжение и критическая концентрация мицеллообразования ПВМК ПАВ.

3.2.3. Исследования моющих и ингибирующих свойств ПВМК ПАВ

3.2.3.1. Экспериментальные исследования по отмыву АСПО.

3.2.3.2. Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений.

3.2.4. Изменение значения коэффициента светопоглощения нефти и АСПО при использовании ПВМК ПАВ в качестве отмывающего и ингибирующего средства.

3.2.5. Влияние ПВМК ПАВ на гидравлический режим транспорта нефти.

3.2.6. Экспериментальная оценка эффективности применения ПВМК ПАВ при воздействии на ПЗП.

3.2.7. Взаимодействие водных растворов ПВМК ПАВ с глинистой фазой, содержащейся в пласте.

3.2.8. Приготовление ПВМК ПАВ. 166 Заключение

Глава 4. Интенсификация работы скважин на поздней стадии разработки.

4.1. Краткий аналитический обзор методов, применяемых для восстановления продуктивности и приемистости скважин и повышения эксплуатационной надежности оборудования.

4.2. Разработка новых составов и технологий для защиты нефтепромыслового оборудования.

4.2.1. Ингибиторы АСПО, солеосаждений, коррозии и комплексного действия.

4.2.2. Способы обработки скважин ингибиторами комплексного действия.

4.3. Усовершенствование технологии электроразрядного воздействия.

4.3.1. Исследование электрического разряда в водных растворах многофункциональных композиций ПАВ.

4.3.2. Влияние электрических импульсов на характеристики водных растворов композиций ПАВ.

4.3.3. Экспериментальные исследования реологических характеристик нефтей, обработанных композициями ПАВ, подвергнутых ЭРВ.

4.3.4. Совместное использование ЭРВ и композиций ПАВ при обработке ПЗП

4.3.5. Совместное использование ВУС и ЭРВ.

4.4. Методы очистки нефтепромыслового оборудования от твердых отложений.

4.4.1. Вибро-акустические методы очистки труб от твердых отложений.

4.4.2. Ударно-волновой способ очистки оборудования от твердых накоплений.

4.5. Повышение эффективности методов интенсификации работы скважин воздействием физических полей.

4.5.1. Воздействие на пластовый флюид магнитным полем.

4.5.2. Исследование влияния электромагнитных полей на процесс нефтедобычи.

4.5.2.1. Воздействие электромагнитным полем на ПЗП.

4.5.2.2. Исследование влияния электрических полей на фильтрацию жидкости в пористых средах.

4.6. Усовершенствование процессов цементирования и ремонта скважин.

4.6.1. Влияние геолого-технологических факторов на качество крепления 234 скважин.

4.6.2. Влияние электрических полей на прочность скважины в процессе ее строительства и эксплуатации. 235 Основные результаты исследований.

Глава 5. Интенсификация добычи нефти поинтервальными обработками добывающих и нагнетательных скважин.

5.1. Разработка и обоснование метода выбора скважин для осуществления поинтервальных обработок.

5.1.1. Оценка реологических характеристик нефти месторождения Узень.

5.1.2. Способ определения предельного напряжения сдвига в промысловых 248 условиях.

5.1.3. Выбор скважин, участков для осуществления поинтервальных обработок скважин.

5.2. Разработка и оценка эффективности применения композиционных составов на основе полимерных для ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти.

5.2.1. Исследование и разработка рецептур гелеобразующих составов на основе полиакриламида и хромокалиевых квасцов.

5.2.2. Исследование и разработка рецептур гелеобразующих составов на основе лигносульфонатов.

5.3. Технология воздействия на призабойную зону скважин с применением временноблокирующих составов. 272 Заключение

Глава 6. Критерии применимости и оценка технологической и экономической эффективности разработанных мероприятий по результатам их применения

6.1 Промысловые испытания и внедрение МФК ПАВ в технологических операциях добычи нефти.

6.1.1 Методы оценки технологической эффективности применения композиций

6.1.2. Дозирование ПВМК ПАВ в затрубное пространство глубиннонасосных скважин.

6.1.3. Применение ПВМК ПАВ для снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефтей.

6.1.4. Обработка призабойной зоны пласта ПВМК ПАВ.

6.2. Технология импульсного воздействия на призабойную зону пласта и ствол скважины на основе комплексного применения вязко-упругих составов и ПАВ.

6.3. Композиционные составы для ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти.

6.3.1. Опыт применения вязко-упругих составов на основе полиакриламида.

6.3.2. Композиционный состав на основе полиакриламида и калийхромовых 310 квасцов.

6.3.3. Композиционный состав на основе лигносульфонатов.

6.4. Применение физических полей для повышения эксплуатационной надежности скважин.

6.4.1. Промысловые исследования факторов, влияющих на электрический потенциал скважины.

6.4.2. Исследование межколонных перетоков и разработка методов их 319 ликвидации.

Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана"

Актуальность проблемы.

Продвижение Казахстана к статусу нефтяной державы началось чугь более 100 лет назад. В 1899 году из скважины, пробуренной известным изобретателем и промышленником Альфредом Нобелем в урочище Карачунгул, забил мощный фонтан нефти. Сегодня политическое и экономическое значение нефтегазового комплекса для страны трудно переоценить. Республика обладает значительными разведанными запасами нефти и газа промышленных категорий, а также перспективными и прогнозными ресурсами, являющимися надежной основой для дальнейшего развития нефтегазового комплекса.

Рис. I, Основные месторождения углеводородов.

Среди них такие гиганты, как 'Генгиз с извлекаемыми запасами нефти свыше 1 млрд, тонн и нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак с извлекаемыми запасами нефти

Доказанные запасы страны, без учета шельфа Каспийского моря, составляют 2,9 млрд. тонн нефти и газового конденсата и 1,8 трлн. м3 газа. Более 200 месторождений нефти и газа открыто на территории страны, при этом основные запасы углеводородного сырья сосредоточены преимущественно в 14-ти крупных месторождениях Западного Казахстана {Рис.1). и конденсата около 700 млн. тонн и 1.3 трлн. м3 газа {Рис. 2).

4,30% 6.48%

Тенпв

Узенъ

Карачаганак

Жанажол I Кумколъ друше

Рис. 2. Распределение запасов по месторождениям.

Добыча жидких углеводородов в 2001 году составила 39 млн. тонн и газа - 12,8 млрд. м3. Рост добычи обусловлен освоением месторождений Тенгиз, Карачаганак, Кумколь и др. По оценкам, в 2002 году добыча нефти и конденсата составит 45 млн. тонн, газа-14 млрд. м3.

К 2005 году нефтяники Казахстана планируют добыть 60 млн. тонн жидких углеводородов, а в качестве рубежа 2010 года называется 100 млн. тонн нефти и конденсата.

Основные приросты извлекаемых запасов и добычи углеводородов следует ожидать за счет новых месторождений казахстанского сектора Каспийского моря. Однако при этом одной из главных задач нефтедобывающей промышленности Казахстана на современном этапе ее развития остается интенсификация добычи углеводородов на освоенных и обустроенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и содержащих значительные остаточные запасы нефти.

Продукцией большинства месторождений Западного Казахстана (более 30) являются высокопарафинистые и вязкие нефти. К их числу относятся известные всему миру Узень, Жетыбай, Карамандыбас, нефти которых предельно насыщены растворенным в них парафином (до 26%), смолами и асфальтенами (до 20%) и содержат коррозионноактивные газы (H2S, СОг). Эксплуатация таких месторождений изначально затруднена крайне сложными геолого-физическими условиями: большим количеством (до 20) неоднородных по площади и разрезу многопластовых (до 10. 12) горизонтов, близостью начального пластового давления к давлению насыщения нефти газом и пластовой температуры, - к температуре начала кристаллизации парафина (Узень).

На поздней стадии разработки в результате несовершенства методов поддержания пластового давления и температуры, а также низкой эффективности применяемых технологий и реагентов проблемы существенно обостряются: не обеспечивается необходимая полнота охвата пластов заводнением;

- осложняется извлечение оставшихся извлекаемых запасов из-за снижения проницаемости коллекторов и ухудшения свойств нефти;

- снижается эксплуатационная надежность нефтепромыслового оборудования в результате негативного воздействия коррозии и интенсивного осаждения на его поверхности солепарафиновых отложений.

В этих условиях применение общепринятых технологий воздействия на продуктивный пласт и использование традиционных методов нефтедобычи может привести к необратимым процессам ухудшения фильтрационно-емкостных свойств коллектора в пласте и призабойной зоне и, как следствие, к снижению показателей разработки. Поэтому возникает необходимость поиска принципиально новых технических решений для интенсификации нефтедобычи на поздней стадии эксплуатации месторождений со сложными геолого-физическими условиями и аномальными свойствами нефтей.

Этими вопросами занимались многие крупные ученые: Аметов И.М., Баренблатт Г.М., Басниев К.С., Боксерман А.А., Вахитов Г.Г., Горбунов А.Т., Девликамов В.В., Ентов В.М., Желтов Ю.В., Жданов С.А., Крылов А.П., Максутов Р.А., Малофеев Г.Е., Мирзаджанзаде А.Х., Сафронов С.В., Сургучев M.JL, Шерстнев Н.М., Швецов И.А., Щелкачев В.Н. и др., благодаря трудам которых были сформулированы основные направления теоретических и экспериментальных исследований, позволивших в некоторой степени снять остроту данной проблемы, но тем не менее, и в настоящее время она остается актуальной.

Решению именно этих задач посвящена настоящая работа, в которой приводятся результаты многолетних теоретических и экспериментальных исследований, включающие как решения отдельных конкретных задач по разработке новых и усовершенствованию известных технологий, подбору оптимальных реагентов и промышленному их освоению, так и создание научно-технического задела в вопросах изыскания принципиальной возможности использования нетрадиционных методов воздействия на пласт, ПЗП, скважину, флюид для интенсификации добычи нефти и защиты нефтепромыслового оборудования.

Тема диссертации входила в планы научно-исследовательских работ ЗАО «НИПИнефтегаз»: департаментов геологии и разработки, проектирования обустройства, лабораторий техники и технологии добычи, антикоррозионных технологий, гидрохимии и подготовки воды, секции борьбы с отложениями АСПО и повышения нефтеотдачи пласта, которые выполнялись в рамках отраслевых программ МИНнефтепрома СССР и Министерств нефтяной и газовой промышленности, энергетики и минеральных ресурсов республики Казахстан.

Цель работы.

Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана.

Задачи исследований.

2. Исследовать возможности усовершенствования традиционных или разработки новых технологических процессов, технических средств и реагентов с учетом особенностей реологических свойств нефтей и геолого-физических условий месторождений на основе регулирования и интенсификации работы скважин, воздействия на пласт и ПЗП, применения многофункциональных композиций ПАВ.

Методы решения поставленных задач.

Научная новизна и достоверность полученных результатов.

3. Разработаны оптимальные составы полимерсодержащих водорастворимых многофункциональных композиций направленного воздействия на реологические характеристики нефтей с целью повышения эффективности ингибирования отложений и снижения сопротивлений при транспорте.

6. Определена временная кинетика процессов электроосмотической фильтрации водных растворов ПАВ (ОП-Ю, сульфонол, сульфонат, MJI-80, ДС-РАС, дисолван и КМЦ) в пористой среде. Обоснована необходимость тестирования материалов при проведении геолого-технических мероприятий на электроосмотическую активность, используя в качестве критерия коэффициент электроосмотической проницаемости (РД39-3-1273-85).

11. Установлено синергическое действие на ПЗП и характеристики нефтей совместного электроразрядного воздействия и растворов ПАВ.

12. Разработаны оригинальные методики проведения ингибиторной обработки ПЗП с промежуточным осаждением реагента в пласте и с применением ВУСов (Патент РФ № 1694859) и ограничения водопритоков лигносульфонатными гелями и временноблокирующими составами (Патенты РК 7640, 8975, 12402).

Основные защищаемые положения.

3. Усовершенствование методов заводнения регулированием интенсивности нагнетания и отбора жидкости.

10. Технологии и реагенты для интенсификации работы скважин:

- технология импульсного воздействия на ПЗП ПАВами и ВУСами;

- составы и эмульсии для восстановления проницаемости ПЗП;

- совместное использование полимеров и многофункциональных ПАВ;

- направленное кислотное воздействие с применением ВУСов;

- способы магнитной и электромагнитной обработки ПЗП и флюида.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

Широкомасштабное внедрение «Программы перехода на энергосберегающую технологию заводнения .» на Узенском месторождении позволило сэкономить значительные средства и упростить процесс разработки.

- составы для восстановления проницаемости ПЗП;

- поинтервальная обработка скважин лигносульфонатными гелями и временно блокирующими составами и рецептуры составов, позволяющие увеличить дебит в 3.20 раз и снизить обводненность с 96 до 50%;

- технология направленного кислотного воздействия (зафиксировано увеличение приемистости нагнетательных скважин с 80 до 350 м3/сутки, дебит добывающих - в 1,2. .2,0 раза, снижение обводненности на 10%);

- вибро-акустический и ударно-волновой методы очистки оборудования;

- ингибиторная защита оборудования и ПЗП с промежуточным осаждением реагента в пласте и с применением ВУСов (эффект последействия увеличивается в 1,6.8 раз, расход ингибитора снижается на 15%);

- магнитная и электромагнитная обработки ПЗП и флюида, увеличивающие межремонтный период работы скважин с 30.50 суток до 6.9 месяцев;

Апробация работы и публикации.

Основные положения диссертационной работы докладывались: на Ученом совете ОАО «ВНИИнефть» (Москва, 1992г.), на Международной научно-технической конференции, г. Актау, 22-24 мая 1996 г., на III Международном семинаре «Нефтегазоносные резервуары Северного и Восточного побережья Каспийского моря», г. Алматы, 12-14 июня 1996 г., на XIV Губкинских чтениях «Развитие идей Губкина в теории и практике нефтегазового дела», г.Москва, 15-17 октября 1996 г., на 5-ой научно-технической конференции, г. Москва, РГУ, 23-24 января, 2003 г.

Основное содержание диссертации отражено в 95 опубликованных работах, в том числе, 4 монографиях и 66 патентах.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка использованных источников и приложения с актами внедрения результатов исследований. Общий объем работы 353 страницы текста, в том числе 164 рисунка и 103 таблицы. Список литературы в объеме 21 страница включает 286 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Герштанский, Олег Сергеевич

Выводы.

На основании проведенных исследований уточнены критерии применимости и подтверждена технологическая и экономическая целесообразность использования следующих технологий, технических средств н реагентов:

1. ПВМК ПАВ:

- для удаления АСПО с поверхности насосно-компрессорных труб, оборудования и промысловых коммуникаций. При дозировании в затрубное пространство глубиннонасосных скважин средний межочистной период увеличился с 55 до 71 суток, нагрузки на головку балансира снизились на 13 %;

- для снижения гидравлических сопротивлений при трубопроводном транспорте высоковязкой обводненной нефти. Зафиксировано снижение давления в трубопроводах на 23 %;

- для ингибирования АСПО и солеотложений. Применение ПВМК ПАВ на узле замера ГУ-100, на которой до воздействия наблюдался следующий состав солевых отложений: сульфат бария — 49%, сульфат и карбонат кальция — 44%, прочие (целестин, галит, сидерит, органика и т. д.) — 7%, позволило полностью предотвратить выпадение солей на поверхности промысловых коммуникаций;

- для улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта при обработке скважин. В результате обработки наблюдается увеличение: дебита нефти - в 1,4 раза; коэффициента продуктивности - в 1,3 раза; коэффициента охвата - на 14 %.

2. Технология импульсного воздействия на призабойную зону пласта и ствол скважины на основе комплексного применения вязко-упругих составов и ПАВ. Эффект носит комплексный характер: интенсифицирует добычу нефти, уменьшает отбор попутно добываемой воды и, в конечном счете, увеличивает выработку запасов нефти за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых пропластков.

3. Композиционные составы для ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти.

3.1. Опыт применения на месторождении Узень вязко-упругих составов на основе полиакриламида (ПАА) и проведенные исследования позволили:

- установить влияние на эффективность их применения в конкретных геолого-физических условиях реологических характеристик изолирующих составов.

- выявить влияние соотношения реологических параметров композиционного состава и пластовых жидкостей на эффективность проводимых операций.

- оценить влияние времени релаксации (Т) состава на результаты проводимых работ, заключающееся в выборе скорости проведения закачки.

- выявить необходимость подбора и регулирования реологических свойств для конкретных геолого-физических условий.

- разработать экспресс-методику оценки реологических свойств состава в промысловых условиях.

В результате проведенных в НГДУ «Узеннефть» обработок 15 скважин по технологии направленного кислотного воздействия с использованием ферромагнитных ВУСов на основе (ПАА) их среднесуточная приемистость возросла от 2 до 5 раз, с 80 до 350 м3/сут. Давление нагнетания снизилось в среднем на 0,3-1,0 МПа, что свидетельствует о улучшении гидродинамической связи призабойной зоны обработанных скважин с поглощающими, а также подключенными в работу ранее не принимавшими пластами. Коэффициент охвата пласта воздействием в среднем увеличился в 2.5 раз, дополнительная закачка составила за 14 месяцев - более 375 тыс.м3.

3.2. При обработке девяти добывающих скважин композиционным составом на основе полиакриламида и калийхромовых квасцов успешность проведенных мероприятий составила 66,6% и дополнительно добыто 11882 т нефти. Экономический эффект от использования состава составляет 560410 руб.

3.3. Комплекс работ по воздействию на призабойную зону добывающих (№219, 669, 4159) и нагнетательной (4100) скважин поинтервальными обработками на основе лигносульфонатов позволил получить годовой технологический эффект в виде 18703 тонн дополнительной добычи нефти и экономический эффект - 322 600 рублей.

4. Подтверждены полученные в лабораторных условиях основные закономерности изменения служебных характеристик цементного камня при воздействии электрическими полями. Намечены направления практического использования результатов исследований для ликвидации межколонных перетоков.

323

Заключение

1. Установлены закономерности изменения фильтрационных свойств нефтей при добавлении в их состав НПАВ (ОП-Ю, АФд-12 и др.) в зависимости от концентрации растворов и температуры среды. Выявлено, что при добавлении НПАВ наблюдается значительное (на 10.20%) снижение градиента динамического давления сдвига и аномалии подвижности.

2. Определены закономерности изменения электрокинетического потенциала пористых образцов из бентонитовой глины с добавками ПАВ: MJI-80, ОП-Ю, дисолван, КМЦ, сульфонат, сульфонол, ДС-РАС при концентрациях 0,1.5%, на основании которых разработана система тестирования материалов, применяемых при обработках и ремонтах скважин, на электроосмотическую активность по коэффициенту электроосмотической проницаемости.

3. Изучены закономерности изменения реологических характеристик нефти при введении в их состав полимерсодержащих водорастворимых многофункциональных композиций (ПВМК) в виде 0,1. 1 % водного раствора НМК (ВРК) с добавками: ПАА, КМЦ, ПЭО и ДМДАХ в концентрациях, близких к ККМ:

- эффект отмыва 0,1% водного раствора смеси, состоящей из НМК с добавкой 0,1. .0,5%) КМЦ выше, чем у водного раствора НМК той же концентрации на 50%;

- по эффективности нефтевытеснения растворы ПВМК ПАВ располагаются в следующий ряд: НМК < (НМК+0,050%ДМДАХ) < (НМК+0,05%ПАА) < (НМК+0,05%ПЭО) < [НМК+0,1 %(0,5%)КМЦ]. Аналогичная закономерность справедлива и для растворов ВРК.

- пропускная способность трубопровода повышается почти в 2 раза, процесс набухания глин замедляется на 14 %.

5. Применительно к условиям месторождения Узень показана современная тенденция развития методов заводнения, включающая регулирование интенсивности нагнетания и отбора жидкости. Циклическое заводнение, при котором закачку агента осуществляют увеличивая давление нагнетания до величины 90% от давления гидроразрыва пласта, в период закачки останавливают добывающие скважины с обводненностью более 90%, а отбор флюида производят до снижения забойного давления на 20.25% ниже давления насыщения (патент РК № 12459), обеспечило снижение обводненности на 20.30%> и увеличение коэффициента нефтеизвлечения на 10. 12%.

7. Выявлены граничные условия образования «псевдогелей» фосфорсодержащих ингибиторов солеотложений в пластовой воде. В растворах солей с содержанием ионов кальция свыше 2,0 г/л при рН 2 ингибиторы солеотложений полностью растворимы. Выпадение осадка начинается при повышении рН > 2. Способ ингибиторной защиты ПЗП с осаждением реагента в пласте, разработанный на данном принципе, позволил существенно снизить расход реагента. Его концентрация снижается до предельно эффективной (5 мг/л) за 160. 180 суток, что почти вдвое дольше обычного.

8. При совмещении обработок скважин ПАВами и ВУСами с электроразрядным воздействием (ЭРВ) достигается синергетический эффект. Установлено, что электрический разряд в среде водных растворов (НМК+КМЦ) в сравнении с водой сопровождается меньшими в 1,2 раза потерями при пробое и более высокими, в 1,15 раза, значениями амплитуд импульса сжатия. В свою очередь ЭРВ улучшает отмывающие и ингибирующие свойства композиций в 1,3. 1,7 раза при числе импульсов на 1 м мощности: в породах с пористостью m > 10% - 50. 100 и 100. 300 в породах с пористостью ш < 10%. При ЭРВ на ВУСы увеличение числа импульсов обработки приводит к увеличению радиуса растекаемости и резкому падению предельного напряжения сдвига. Полное разрушение структуры происходит при числе импульсов 200. 300.

10. Обоснована возможность использования геолого-физической и гидрогеологической среды, сложившейся на поздней стадии разработки месторождений, для сшивки полимера (0,01. 1,0% водного раствора ПАА с рН 1,0.4,0, содержащего 0,005.0,05% хромата или бихроматаодновалентного катиона) в пористой среде.

- импульсное воздействие на ПЗП с применением ПАВ и ВУСов (по результатам обработки 59 добывающих и 119 нагнетательных скважин на месторождении Узень дополнительная добыча нефти составила 20,3 тыс. т., объемы ограничения отбора воды 161,1 тыс. м , сокращения непроизводительной закачки - 1036 тыс. м );

- поинтервальная обработка скважин лигносульфонатными гелями и временно блокирующими составами, позволяющая увеличить дебит в 3.20 раз и снизить обводненность с 96 до 50%.

- направленное кислотное воздействие с использованием ферромагнитных ВУСов (зафиксировано увеличение приемистости нагнетательных скважин с 80 до 350 м3/сутки, дебита добывающих - в 1,2. .2,0 раза при снижении обводненности на 10%);

- ингибиторная защита ПЗП и оборудования с применением ВУСов. Наблюдается увеличение эффекта последействия в 1,6.8 раз при сокращении расхода реагента на 15%.

12. Выявлены закономерности изменения интенсивности солепарафиновых отложений и свойств цементного камня под действием физических полей. Экспериментально установлена принципиальная возможность управления процессом формирования цементного камня и снижения интенсивности солепарафиновых отложений путем наведения искусственных электрических полей. Разработанные на основе результатов исследований технологии магнитной и электромагнитной обработки ПЗП и флюида позволили увеличить межремонтный период работы скважин с 30.50 суток до 6.9 месяцев.

Некоторые проведенные в диссертации исследования уже имеют свое продолжение:

В настоящее время все исследования межколонных давлений на Карачаганакском месторождении выполняются при помощи лабораторной установки ЗАО «НИПИнефтегаз», которая выгодно отличается от ранее применяемых установок «Бреда» высокой оперативностью и надежностью. Дальнейшее развитие этого направления предусматривается в выполняемом проекте разработки установки для ликвидации межколонных перетоков (предпатент РК №. 14212 по заявке № 2002 /0038.1 - 3765/2).

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Герштанский, Олег Сергеевич, Москва

1. Гобунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. -М.:Недра,-1981.

2. Герштанский О.С., Дмитриев Л.П., Коростышевский М.Н. Характеристика нефтегазоносных резервуаров Южного Мангышлака. //Тезисы Ш Международного семинара: Нефтегазоносные резервуары Северного и Восточного побережья Каспийского моря. Алматы, 1996. - С. 23.

3. Герштанский О.С. Схема геолого-промыслового изучения крупного многопластового сложнопостроенного нефтегазового месторождения. // Тезисы XIV Губкинских чтений: Развитие идей Губкина в теории и практике нефтегазового дела. М., 1996.-С. 36.

4. Мукук К.В. Элементы гидравлики релаксирующих аномальных систем.- Ташкент: ФАН, 1980.- 115с.

5. Шульман З.П. Конвективный тепломассоперенос реологически сложных жидкостей. -Минск, 1978.

6. Рейнер М. Деформация и течение. -М.: Гостоптехиздат, 1963. -381с.

7. Шерстнев Н.М., Гурвич Л.М., Булина И.Г. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988.-184С.

8. Герштанский О.С., Шерстнев Н.М., Киинов Л.К. и др. Полимерсодержащие композиции ПАВ в нефтедобыче. М.: ВНИОЭНГ, 1997. - 95 с.

9. Тобольский А.В. Свойства и структура полимеров. М.:Химия, 1964.

10. Амерханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. //Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1980. -49с.

11. Шейх-Али Д.М. Определение свойств пластовой нефти при заводнении. //Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ.- 1985.- вып. 7 (96). -44 с.

12. Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К., Патосина Н.И. и др. Рекомендации по оценке свойств пластовой нефти Туймазинского месторождения на ранней и поздней стадиях разработки. -Уфа : БашНИПИнефть. 1984. - 28 с.

13. Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К., Леванов Ю.Б. Прогнозирование изменений свойств пластовой нефти, происходящих в процессе разработки нефтяных месторождений. //Тез. докл. Всерос. совещ. по разработке в г. Альметьевске. -Альметьевск. 1995.

14. Амерханов И.М. Пластовые нефти Татарской АССР и изменения параметров в зависимости от различных факторов. Бугульма, 1975. - 483с.

15. Козлов А.Г., Ковалева О.В. Окислительные процессы в нефтях различных месторождений // Сб. науч. трудов ВНИИ. 1988. - Вып. 102. - С.88-93.

16. Сургучев M.JI., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // Нефт. хоз-во. 1988. - №9. -С.31-36.

17. Ковалева О.В. Влияние различных факторов на изменение состава остаточной нефти // Сб. науч. тр. Гипровостокнефть. Научно-технические проблемы разработки и обустройства нефтяных месторождений. Куйбышев. - 1990. -С.103-114.

18. Титов В.И., Жданов С.А. Особенности состава и свойств остаточных нефтей. //Нефт. хоз-во. 1989. - №4, - С. 28-32.

19. Велихова В.Ф., Лейбин Э.Л., Малышев Н.А. и др. Влияние изменения свойств нефтей на установление забойного давления. //Нефт. хоз-во. 1982. - №7. - С.46-48.

20. Лысенко В.Д. Проблемы оптимизации разработки нефтяных месторождений. //Нефт. хоз-во, 2003. - №4. - С.88-91.

21. Борьба с отложениями парафина. Под ред. Г.А. Бабаляна. М.: Недра, 1965. -340с.

22. Болонкина A.M., Лейбин Э.Л. Некоторые особенности изменения свойств нефтей месторожд. Узень в процессе разработки.// Тр. КазНИПИнефть. -1986. вып.13. - С.31-36.

23. Кундин С.А., Аллахвердиева Р.Г., Борисов Ю.П. Экспериментальное исследование фильтрации парафинистой нефти при температурах ниже температуры ее насыщения парафином. // Труды ВНИИ. 1973.- вып.45. - С.40-52.

24. Фаткуллин А.Х., Сайфуллин З.Г. Экспериментальное изучение вытеснения нефти из охлажденного слоистого пласта.// Труды ТатНИПИнефть.- 1974. вып.20. - С.285-291.

25. Утебаев С.У., Смольников Н.В., Юферов Ю.К. Состояние изученности температурного режима месторождения Узень и влияние закачки холодной воды при внутриконтурном заводнении на процесс разработки и нефтеотдачу пластов.//Нефт. хоз-во, -1968. №11. - С.38-42.

26. Ильяев В.И. Особенности разработки месторождений вязкопластичных нефтей (на примере месторождения Узень). // Обзор.инф. Сер. Нефтепромысл. дело. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1980.-72 с.

27. Юферов Ю.К., Ильяева В.И., и др. Влияние кратности промывки на охлаждение пластов при нагнетании холодной воды. // Тр. КазНИПИнефть.-1976.-№3.- С. 17-18.

28. Огай Е.К., Лысенко З.В. Температурные изменения при закачке холодной воды на месторождении Узень.//Обзор. инф. Сер. Нефтепромысл. дело. М.: ВНИИОЭНГ.-1982.-№9.-С.11-13.

29. Кундин С.А., Алдахвердиев Р.Г., Борисов Б.П. и др. Экспериментальное исследование неизотермической фильтрации узенской нефти ,-1969.-№1064, -69деп.-15с.

30. Сайфуллин З.Г. Экспериментальное исследование факторов, влияющих на нефтеотдачу неоднородных пластов: Автореф. дис. канд. техн. наук. М., 1971. - 20 с.

31. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Савинихина А.В. Неизотермическая фильтрация высокопарафинистой нефти в пористой среде //Теория и практика добычи нефти: Тр. ВНИИ. 1971.-С. 150-158.

32. Ильяев В.И., Дорофеев В.И. Влияние геолого-промысловых факторов на охват мощности продуктивных пластов при заводнении./Юбзор.инф. Сер. Нефтепром. дело. М: ВНИИОЭНГ.-1977. - №5.- С.8-10.

33. Кисляков Ю.П. Оценка потерь нефти на месторождении Узень при закачке холодной воды//Тр. КазНИПИнефть. 1984. -Вып. П. - С.43-44.

34. Ковалев А.Г., Покровский В.В. Экспериментальная оценка застойных зон при заводнении пластов, насыщенных нефтями, обладающими структурно-механическими свойствами //Нефт. хоз-во. 1972. - № 10. - С.43-48.

35. Малышев Н.А. Исследование процесса разработки XIII и XIV горизонтов месторождения Узень с интенсивной системой заводнения: Автореферат дис. канд. техн. наук.-Уфа, 1983.- 23с.

36. Праздникова З.Ф., Мехтиева Э.Н., Доголаков Р.К. Особенности развития биогенных процессов на месторождениях Мангышлака. //Материалы Всесоюзного научно-технического семинара. -М: ВНИИОЭНГ, 1980, -С.38-45.

37. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. - 239 с.

38. Калинко М.К. Геология и геохимия нафтидов. М.: Недра, 1987.

39. Муслимов Р.Х. Изменение геолого-физических условий выработки пластов при длительном заводнении залежей, пути их изучения и повышения эффективности разработки на поздней стадии. Проблемы и их решение, //vir@tatnipi.ru. 29.05.2003.

40. Дияшев Р.Н., Иктисанов В.А. Определение оптимальных значений забойных и пластовых давлений для основных объектов разработки ОАО "Татнефть" с учётом дифференцированного подхода к выработанности пластов. //Тр. ТатНИПИнефть. Бугульма. 2002-№2451. 108 с.

41. Амикс Дж. и др. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. - 572 с

42. Герштанский О.С., Шерстнев Н.М., Крылов Д.А. и др. Влияние физических полей на технологические процессы нефтедобычи. -М.: ВНИИОЭНГ. 2001. 235с.

43. Ибрагимов JI.X., Василихин Н. И. Выпадение труднорастворимых соединений из пластовых вод нефтяных месторождений.// Нефтепромысловое дело.- 1982. -№ 12.

44. Ибрагимов JI.X. Теория и практика управляемого воздействия на призабойные зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти.: Автореферат дис. д-ра тех. наук. -М., 1996. -37с.

45. Ахметшина И.З., Максимов В.П., Маринин С.Н. Механизм образования отложений солей в нефтяном оборудовании // Нефтепромысл. дело. -1982. -№ 1. -С. 18-19.

46. Елеманов Б.Д. Основные проблемы разработки нефтяных месторождений, осложненной коррозией, отложениями парафина и солей.: Автореферат дис. д-ра. тех. наук. -М., 2003. 41с.

47. Герштанский О.С. Добыча высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана.-М.: Нефтяное хозяйство, 2004,-№8.-С.110-113

48. Герштанский О.С., Сафронов С.В., Батырбаев М.Л. и др. Критерии размещения скважин и направления повышения эффективности разработки многопластовых месторождений на примере месторождения Узень.//Нефтяная и газовая промышленность. -1990. Вып. 9.

49. Сафронов С.В., Кильдибекова Л.И., Герштанский О.С. Критерии размещения скважин и направления повышения эффективности разработки многопластовых месторождений на примере месторождения Узень.//Обз. Инф. Сер. Нефтепром. дело. М.:ВНИИОЭНГ. - 1990. -№9.

50. Розенберг М.Д., Теслюк Е.В., Сафронов С.В., Герштанский О.С. и др. Использование энергетического принципа при создании энерго- и ресурсосберегающих технологий разработки месторождений парафинистых нефтей. //Тр. ВНИИнефть. 1993. - Вып.117. - С. 246-262

51. Розенберг М.Д., Теслкж Е.В., Сафронов С.В., Герштанский О.С. и др. Способ разработки месторождений высокопарафинистых и вязких нефтей. // Патент РФ № 2034136. -Б.И., 1995.-№ 12.

52. Сафронов С.В., Маслянцев Ю.В., Зайцев С.И., Герштанский О.С. и др. Способ разработки залежи парафинистой нефти. // Патент РФ № 2034137.- Б.И., 1995. №12.

53. Сафронов С.В., Зайцев С.И., Герштанский О.С. и др. Способ разработки нефтяной залежи. //Патент РФ № 2038468. Б.И., 1995. - № 18.

54. Сафронов С.В., Зайцев С.И., Степанова Г.С., Жданов С.А., Герштанский О.С. Способ разработки нефтяной залежи.// Патент РФ № 2119046. Б.И., 1998. - № 26.

55. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Способ циклического заводнения в поздней стадии разработки нефтяного месторождения. // Патент РК № 12459 Б.И., 2002. - № 12.

56. Ибатулин P.P., Шавалиев A.M., Ахметов Н.З. Применение нестационарного заводнения на нефтяных месторождениях Татарстана. //Нефт. хоз-во. 2003. - №8. - С. 54-57.

57. Муслимов Р.Х. Основные направления совершенствования системы разработкисупергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения. //Нефт. хоз-во. 2003. - №8. - С. 100-103.

58. Бабалян Г.А. Леви Б.И., Тумасян А.Б. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. М.: Недра, 1983. -216с

59. Ребиндер П.А. Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных средах. Коллоидная химия. М.: Наука, 1978. - 368с.

60. Физико-химическая механика природных дисперсных систем // Под ред. Щукина Е.Д., Перцова Н.В. и др. М.: МГУ, 1985. - 266с.

61. Русанов А.И. Фазовые равновесия и поверхностные явления. Л.: Химия, 1967. -388с.

62. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. М.: Наука, 1985. - 396с.

63. Чураев Н.В. Физико-химия процессов массопереноса в пористых средах. М.: Химия, 1990. - 272с.

64. Корецкий А.Ф., Колосанова В.А., Корецкая Т.А. Механическая работа очистки и моющее действие растворов ПАВ // Колл. журнал, 1983. №1.- С.74-80.

65. Корецкий А.Ф. Физикохимия моющего действия и стабилизация эмульсий твердыми эмульгаторами. Автореф. дисс. докт. хим. наук.- МГУ, 1978. 46с.

66. Сургучев M.JL, Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. - 347с.

67. Горбунов А.Т., Забродин Д.П., Петраков A.M., Корецкий А.Ф. Возможность вытеснения нефти мицеллярными системами на основе неионогенных ПАВ.// Нефт. хоз-во. -1984. №5. - С.33-37.

68. Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. и др. Повышение нефтеотдачи пластов. Казань: Таткнигоиздат, 1978. - 20с.

69. Вердеревский Ю.Л., Гусев В.И. Коллоидно-химические аспекты подбора и применения композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов //Тр. ВНИИ Достижения в области получ. и прим. ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. 1987. - С.30-39.

70. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Брагина Н.Н. и др. Водные дисперсии ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. //Тр. ВНИИ Состояние и перспективы развития работ в области создания композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов,- 1987.-С.154-166.

71. Хабиров Р.А., Фридман Г.Б., Собанова Г.Б. и др. Создание композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. // Тр. ВНИИПАВ, Достижения в области получения и применения ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. 1989.- С. 114-119.

72. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. и др. Увеличение нефтеотдачи пластов Западной Сибири композициями ИХН СО АН СССР. /В кн. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Наука, 1992. -С. 121-124

73. Алтунина J1.K., Кувшинов В.А. Заводнение с химреагентами «по-русски». // Нефть и газ. Евразия, 2002. №3. - С.26-36.

74. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. - 213с.

75. Басниев К.С., Власов A.M., Кочина И.Н. и др. Подземная гидравлика. М. :Недра, 1986.-303с.

76. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. -М.: Наука, 1987. -360 с.

77. Мирзаджанзаде А.Х., Багирзаде Ф.М., Степанова Г.С. и др. Прикладная геохимия нефти и газа. Баку: Азернешр, 1985. - 291с.

78. Халимов Э.М., Леви Б.И., Дзюба В.И. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1984. - 271с.

79. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. Справочное пособие. М.: Недра, 1988. - 335 с.

80. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. - 335с.

81. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А. Физика пласта. Учебное пособие. Уфа: УФНИ, 1986. - 83с.

82. Девликамов В.В., Зейгман Ю.В. Влияние диффузии ПАВ в нефть на вытеснение ее из пористой среды. // Изв.вузов. Нефть и газ, 1984. № 9. - С.91-93.

83. Девликамов В.В., Семенова Л.В. Диффузия неиногенных ПАВ из водных растворов в нефть. // Изв.вузов. Нефть и газ, 1985.- № 12. С.33-36.

84. Максимова Т.Н., Штангеев А.Л., Андреева А.А. Распределение неионогенных ПАВ между нефтями и пластовыми водами различных месторождений. //Тр. БашНИПИнефть, 1985. Вып. 83. - С. 61-68.

85. Ибатуллин P.P. Автореф. дис. док-pa тех.наук. Бугульма, 1995. - 25с.

86. Лейбин Э.Л. Составление технологической схемы закачки поверхностно-активных веществ на опытном участке месторождения Узень. //Тр. Казнипинефть. Отчет НИР, №119/9878.-Шевченко,1977.

87. Линчевский А.В., Ганиев P.P. Внедрение промышленной технологии применения ПАВ на Узенском месторождении. //Тр. БашНИПИнефть. Отчет НИР, №83.2261. — Уфа, 1985.

88. Хазипов Р.Х., Ганиев P.P., Игнатьева В.Е., Герштанский О.С., Кисляков Ю.П. Применение неогенных ПАВ с добавкой понизителя адсорбции и биодеструкции для повышения нефтеизвлечения. // Нефт. хоз-во. 1990 - №12. - С. 46-49.

89. Дердуга В, С., Кисляков Ю. П., Ганиев Р. Р. Анализ применения ПАВ на опытном участке месторождения Узень // РНТС Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1984. -№ 10. - С. 19-23.

90. Инструкция по применению НПАВ с добавкой реагента для снижения адсорбции и биоповреждения. // РД 39-5794688-253-88р. Уфа: НПО «Союзнефтеотдача», 1988. - 9 с.

91. Игнатьева В.Е., Силищев Н.Н., Нигматуллина Р.Ф., Герштанский О.С. и др. Совершенствование технологии применения НПАВ для увеличения нефтеотдачи. //Нефт. хоз-во. 1992.- №6,- С. 49-50.

92. Инструкция по технологии применения высококонцентрированных растворов НПАВ для условий полимиктовых коллекторов месторождения Карамандыбас. // РД 395794688 269-88р. Уфа, 1988.

93. Оганджанянц В.Г., Дмитриев М.А. Полищук A.M. Суркова Е.М. Изучение адсорбции реагента ОП-Ю на поверхности полимиктового песка. //Нефт. хоз-во. 1984. - №4. - С.52-55.

94. Статическая и динамическая адсорбция анионных и неионных ПАВ. //J. Soc. Petr. Eng. I. -1977.-№5. -C.8.

95. Заводнение с применением ПАВ: влияние добавок щелочей на межфазное натяжение, адсорбция ПАВ и эффективность нефтеизвлечения. //J. Soc. Petr. Eng. I 1982. -№4. -С. 10.

96. Герштанский О.С., Игнатьева В.Е., Алмаев Р.Х. и др. Состав для вытеснения нефти. //Патент РФ 2041346. Б.И., 1995. - № 22.

97. Игнатьева В.Е., Киинов J1.K., Герштанский О.С. и др. Состав для вытеснения нефти. //Патент РК № 4730. Б.И., 1997. - № 2.

98. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Способ вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов. // Патент РК № 12457 Б.И., 2002. - № 12.

99. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Способ вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов. // Патент РК № 7645. Б.И., 1999.- № 6.

100. Игнатьева В.Е., Батырбаев М.Д., Герштанский О.С. и др. Состав для вытеснения нефти. // Патент РФ № 2007550. Б.И., 1992. - № 2

101. Игнатьева В.Е., Герштанский О.С., Курбанбаев М.И. и др. Состав для заводнения нефтяных пластов. // Патент РФ № 2012788. -Б.И., 1994. № 9.

102. Галеев Р.Г., Хисамов Р.С. Ромашкинское месторождение. Технология освоения. // Нефть и капитал, 1998,- №6-7. С.40-42.

103. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Мониторинг, 1996. - 286с.

104. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949.

105. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1961.

106. Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза. //РД 39-0147035-254-888. -Москва-Тюмень-Нижневартовск, 1988.

107. Дятлова Н.М., Дытюк Л.Т., Самакаев Р.Х., и др. Применение комплексонов в нефтедобывающей промышленности. -М.: НИИТЭХИМ, 1983.-47с.

108. Саушин А.З. Развитие научных основ и создание новых технологий повышения эффективности эксплуатации крупных месторождений сероводородсодержащих природных газов. Автореф. дис. док. техн. наук. М., 2001. - 23с.

109. Однорог Д.С., Пагуба А.И. Применение ингибиторов отложения солей на нефтяных месторождениях Мангышлака. //Нефт. хоз-во, 1980.-№3.-с.67-68.

110. Ахметов В.Н., Хадыкин В., Дытюк Л.Т., Самакаев Р.Х. Предотвращение солеотложения на установках регенерации метанола ОГКМ. // Газовая промышленность, 1981.-№12.

111. Галеев Р.Г., Дияшев Р.Н. О долгосрочной перспективе развития нефтяной отрасли Республики Татарстан //Мат. семинара-дискуссии. Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения. -Бугульма (27-28.05.1996), Казань.: Новое знание.-1997.-С.24-40.

112. Нагимов Н.М., Ишкаев Р.К., Шарифуллин А.В., Козин В.Г. Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов. //Нефт. хоз-во. 2002. -№2. - С.68.70.

113. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Елеманов Б.Д., Курбанбаев М.И. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений и способ его получения. // Патент РК № 12455. Б.И., 2002. - № 12.

114. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Курбанбаев М.И. Способ удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из скважины. // Патент РК № 12110. Б.И., 2002. -№ 10.

115. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Курбанбаев М.И. Эмульсия для удаления -асфальтено-смоло-парафиновых отложений. // Патент РК № 12454 Б.И., 2002. - № 12.

116. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Цой В.Я. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений. // Патент РК № 7531.- Б.И., 1999. № 5.

117. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Цой В.Я., Тимохин В.И. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений и способ его получения. // Патент РК № 7641 -Б.И., 1999.-№6.

118. Герштанский О.С., Елеманов Б.Д., Рудская Л.П., Терина Л.А., Сизиумова В.Н. Эмульсия для восстановления продуктивности нефтяных скважин. //Патент РК №11520. -Б.И.,2002. №5.

119. Тронов В.П. Химизация технологических процессов разработки месторождений и добычи нефти и их взаимное влияние. //Интервал.-2002.-№7(42). -с. 14-18.

120. Кудинов В.И., Сучков Б.М.„ Каменщиков Ф.А., Богомольный Е.И. Повышение эффективности кислотных обработок призабойной зоны пласта, осложненного отложениями парафина // Нефт. хоз-во. 1994. - № 1.- с.46-49.

121. Аметов И. М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М., Спиридонов Ю.А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. М.: Недра, 1985. - 205с.

122. Есипенко А.И. Влияние добавок неонола АФ9-12 на степень растворения забойных отложений и керна продуктивных горизонтов композиционными кислотными растворами //Нефтепром. дело.- 1996. №2. - с.20-24.

123. Глущенко В.Н., Чапланов П.Е., Поздеев О.В. Поверхностно-активный стабилизированный кислотный состав //Нефтяное хозяйство.-1994,- № 1.- с.27-30.

124. Глущенко В.Н., Поздеев О.В. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. М: ВНИИ орг., управл. и экономики нефтегазовой промышленности. - 1992. - с.52.

125. Вердеревский Ю.Л., Арефьев Ю.Н., Галимов P.P. Технология обработки призабойной зоны и освоения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах с применением кислотной композиции // РНТС. Нефтепром. дело. М.: ВНИИОЭНГ. -1966. -№7. -с.14-17.

126. Полубоярцев Е.Ж., Герштанский О.С., Крикунов Н.В. и др. Сравнительные результаты профилактических обработок скважин месторождения Узень.// Труды КазНИПИнефть. Грозный, 1985. - Вып. 12. - С. 36-38.

127. Гиматудинов Ш.К. Нефтеотдача коллекторов. М.: Недра, 1970 -120с.

128. Руководство по применению методов вскрытия пласта, освоения, восстановления и повышения продуктивности скважин. СТП39-5753484-066-88. Нижневартовск -20с.

129. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.М. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче М.: Недра. - 1991. - 250 с.

130. Поляков И.Г. Разработка составов гидрофобных эмульсий и их применение в условиях сероводородной агрессии. Автореферат дис. канд. техн. наук,- Ставрополь. 1999 г.

131. Мирзаджанзаде А. X., Аметов И. М., Ентов В. М., Рыжик В. М. Реологические проблемы нефтегазодобычи . // РНТС. Сер. Нефтепром. дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1986. - №. 10. -С.30-43.

132. Белоусов В.Д., Блейхер Э.М., Немудров А.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. -М.: Недра, 1978, -407с.

133. Мастобаев Б.Н. История применения химических реагентов и технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов. Автореф. дис. докт. техн. н. Уфа. 2003.-27С.

134. Курбанбаев М.И., Герштанский О.С., Булина И.Г. Исследование реологических характеристик нефти с добавками полимерсодержащих многофункциональных водорастворимых композиций ПАВ. // Труды КазНИПИнефть, 1993. Вып. 1. - С. 63-67.

135. Шерстнев Н.М., Толоконский С. И., Булина И. Г. и др. Руководство по применению низкотемпературной, многофункциональной, водорастворимой композиции ПАВ в технологических операциях нефтедобычи. РД-39-0002-90. М.: ВНИИ, 1990.

136. Павленко М.М. и др. Снижение турбулентного трения в водных растворах смесей полимеров и ПАВ. // Инженерно-физический журнал. 1988. - № 5.

137. Белихова В.Ф. Лабораторные изучения реологических и фильтрационных свойств нефтей месторождения Узень. Исследования эффективности вытеснения нефти водой с добавлением химреагентов //Тр. КазНИПИ, Шевченко. 1978. - Отчет НИР № 116.

138. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества. — Л.: Химия, 1981.

139. Шинода К., Нокатава Т., Тамамуси Б., Исемура Т. Коллоидные поверхностно-активные вещества. М,: Мир, 1966. - 319 с.

140. Белорай Я.П., Булина И.Г., Караев О.А. Применение ЯМР и ЭПР для контроля структурных изменений при баро- и термо-обработке. //Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1983. - №7. - С51-55.

141. Передельский Л.В., Ананьев В.П. Набухание и усадка глинистых грунтов. Ростов -на Дону, 1973. —56 с.

142. Мархасин В.И. и др. Идентификация моделей набухания глин. // Изв. ВУЗов Сер. Нефть и газ. 1985- № 2.

143. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Способ эксплуатации пород с высоким содержанием монтмориллонитовых глин. // Патент РК № 6883. Б.И., 1999. - № 1.

144. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Елеманов Б.Д. Способ эксплуатации залежей с высоким содержанием монтмориллонитовых глин. // Патент РК № 11335. -Б.И., 2002. №3.

145. Герштанский О.С. Интенсификация работы скважин при добыче высокопарафинистой нефти из многопластовых залежей на поздней стадии разработки: Автореферат дис. канд. техн. наук. М., 1992. - 30 с.

146. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Установка для очистки скважин. // Патент РК № 12631.-Б.И., 2003.-№ 1.

147. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Абдуллаев Н. Я.-О. Установка для сбора отложений из скважин. // Патент РК № 6877.- Б.И., 1999,- № 1.

148. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Абдуллаев Н. Я.-О. Установка для сбора отложений из нефтяных скважин. // Патент РК № 12453.— Б.И.,2002. № 12.

149. Герштанский О.С., Троицкий В.Ф., Крылов Д.А., Пузырин В.В. Газопесочный скважинный сепаратор. // Патент РК № 7647. Б.И., 1999. - № 6.

150. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Пузырин В.В. Установка для очистки скважин. //Патент РК № 7323. Б.И., 1999. - № 3.

151. Герштанский О.С., Куличевский В.И. Способ определения уровня жидкости в скважине и устройство для его осуществления.// Патент РК № 5324. Б.И., 1997.- № 4.

152. Троицкий В.Ф., Герштанский О.С. Скважинный штанговый насос для высоковязкой жидкости. // Патент РК№ 7218. Б.И., 1999.- № 2.

153. Кононенко П.И., Богуслаев В.А., Квитчук К.К. Способ обработки призабойной зоны пласта. //Патент РФ №2103477. Б.И., 1998. - №3.

154. Яровой В.А. Совершенствование методов химического воздействия на пласт при интенсификации притоков и освоении глубоких скважин. -М.:ВНИИГАЗ, 1993. С.134.137.

155. Дорофеев Т.В. Тектоническая трещиноватость горных пород и условия формирования трещинных коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1986. - 224 с.

156. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва за рубежом. // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.

157. Эфендиев А.З., Герштанский О.С. Способ проведения гидроразрыва низкопроницаемого коллектора нефти, разрабатываемого поддержанием пластового давления. // Патент РК № 9455. Б.И., 2000. - № 9.

158. Любимов В., Михайлов А., Азаматова В. и др. С «трудными» пластами работать можно и нужно. //Нефть России. 1999. - № 2. С. 12-14.

159. Инструкция по применению бескорпусных генераторов давления ПГД БК. /Под ред. Беляева Б.М. — М.: Недра, 1979. 34 с.

160. Мустаев Я.А., Филончев А.И. Термогазохимичекий способ интенсификации добычи нефти на месторождениях Башкирии. // РНТС. Сер. Нефтепром. дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1977.-№2.-С. 18-19.

161. Багиров М.К., Алекперзаде М.А., Рагимова Н.З. Применение термогазохИмического воздействия на призабойную зону скважины месторождений Азербайджана. //РНТС. Сер. Нефтепром. дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - Вып. 5. - С. 3-4.

162. Герштанский О.С. Опыт применения акустического воздействия на призабойную зону проницаемых пород на месторождениях Западного Казахстана //НТВ: Каротажник, Тверь, 1998.-Вып. 48.

163. Кузнецов O.JL, Симкин Э.М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействий на нефтегазовые пласты. М.: Мир, 2001. — 260 с.

164. Симонов Б.Ф., Сердюков С.В. и др. Результаты опытно-промысловых работ по повышению нефтеотдачи вибросейсмическим методом. //Нефт. хоз-во. -1996. -№5. -С. 48-52.

165. Горбачев Ю.И., Иванова Н.И., Никитин А.А и др. Акустические методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. //Нефт. хоз-во. 2002. -№5.-С. 87-91.

166. Митрофанов В.П., Дзюбенко А.И., Нечаева Н.Ю., Дрягин В.В. Результаты промысловых испытаний акустического воздействия на призабойную зону пласта. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. - №10 - С.36-42.

167. Продукция ЗАО "Интенсоник & К" // НТВ: Каротажник. 1998-1999. - №№ 45, 46, 55, 64.

168. Мерсон Э., Митрофанов В.П., Сафин Д., Возможности ультразвука в нефтедобыче. //Нефть России. 1999г. - №1.

169. Козяр В.Ф., Белоконь Д.В., Козяр Н.В., Смирнов Н.А. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах: состояние и направления развития. //НТВ: Каротажник.-1999. -№63.

170. Крутин В.Н. Механизм акустической интенсификации притоков нефти из продуктивных пластов.// НТВ: Каротажник.-1997.- № 42.

171. Родионов И. Интенсификация добычи нефти на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» // Инфойл Нефтеотдача. 2002, - № 5.

172. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. М.: Недра, 1995. - 222 с.

173. Попов Е.А., Селяков В.И. Изменение проводимости неоднородной среды при пропускании через нее электрического тока// ДАН. 1990. - т. 310. - № 1. С. 83-86.

174. Батырбаев М.Д., Булавин В.Д., Марданов И.А. и др. Результаты применения технологии электровоздействия на месторождениях «КАЗАХОЙЛЭМБА». //Нефт. хоз-во. -2000.-№ 10.

175. Батырбаев М.Д., Булавин В.Д., Селяков В.И., Савченко А.Ф. Применение технологии электровоздействия для интенсификации добычи нефти. //Нефт. хоз-во. 2002. -№11.

176. Сизоненко О.Н., Швец И.С. Технология электроразрядного воздействия на призабойную зону скважин. Николаев, 1991.

177. Сизоненко О.Н., Ляпис Д.Н., Буряк В.Н., Банько В.Н. О возможностях электрического пробоя жидкости в прискважинной зоне. /В кн. Физика импульсных разрядов в конденсированных средах. Киев: Наукова думка, 1991. - С. 22-24.

178. Поклонов С.Г., Глушенко В.Ж., Трофимова Л.П. и др. Эффективность электрического разряда для условий нефтяной скважины. // Нефт. хоз-во. 1992. - №8. - С. 43-44.

179. Рогоза З.И., Герштанский О.С., Рогоза М.М. Способ защиты поверхности подземного оборудования скважин от коррозии и составы для его осуществления. // Патент РК № 3330. Б.И., 1996. - № 2.

180. Пагуба А.И., Кулиджанов Ю.Я., Тернопольский А.Н, Герштанский О.С. и др. Композиция для повышения продуктивности скважин. //Патент РФ № 1822862. Б.И., 1993. -№23.

181. Пагуба А.И., Кулиджанов Ю.Я., Богородский В.М., -Герштанский О.С. и др. Эмульсия для комплексного воздействия на призабойную зону пласта. //Патент РК № 5985.— Б.И., 1998.-№ 2.

182. Герштанский О.С., Рудская Л.П., Чуприна С.И. и др. Эмульсия комплексного воздействия на призабойную зону пласта. // Патент РК № 4673 Б.И., 1997. - № 2.

183. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Состав для восстановления проницаемости призабойной зоны. // Патент РК № 12673 Б.И., 2003. - № 2.

184. Герштанский О.С., Крылов Д. А., Цой В.Я. Состав для восстановления проницаемости призабойной зоны нефтенасыщенных пород.// Патент РК № 6888 Б.И., 1999.-№ 1.

185. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Способ восстановления фильтрационных свойств призабойной зоны продуктивного пласта и устройство для его осуществления. // Патент РК №7642- Б.И., 1999.-№ 6.

186. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Абдуллаев Н. Я.-О. Способ термомеханического удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений из скважины и устройство для его осуществления. // Патент РК № 6887 Б.И., 1999.- № 1.

187. Платонова Я.В., Крикунов Н.В., Герштанский О.С. и др. Вязкоупругий состав многоцелевого значения. //Патент РФ № 1694859.-Б.И., 1991. № 44.

188. Сизоненко О.Н., Любимов А.Д., Денисюк О.Н., Хвощан О.В. Исследование зависимости фильтрационных характеристик коллекторов от воздействия электрического разряда в водонефтяной эмульсии. // Нефт. хоз-во. 2002. - № 1.

189. Исследования технологий повышения нефтеотдачи пластов. // Сб. науч. тр. ВНИИнефть. // Под ред. Шахвердиева А.Х.,.Жданова С.А. М.: ОАО «ВНИИнефть», 2001. -Вып. 126.

190. Сизоненко О.Н., Шерстнев Н.М. Особенности изменения фильтрационных характеристик пород-коллекторов при реагентно-импульсном воздействии. // Нефт. хоз-во. -2002. № 4.

191. Сизоненко О.Н., Швец И.С., Кучернюк А.В. Применение электроразрядного воздействия для обработки добывающих и нагнетательных скважин. // Нефт. хоз-во. 2002. -№2.

192. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра, 1984.

193. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Способ борьбы с солепарафиновыми отложениями в нефтяных трубах наземных коммуникаций и установка для его осуществления. // Патент РК № 7201. Б.И., 2002. - № 2.

194. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Курбанбаев М.И. Способ борьбы с солепарафиновыми отложениями в нефтяных трубах наземных коммуникаций и установка для его осуществления. // Патент РК № 12074. Б.И., 2002. - № 10.

195. Ахмедов М.Щ.Д. О применении акустического способа для предотвращения солеотложений // Нефтепромысловое дело. 1977. - № 9. - С. 40-42.

196. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Способ определения участков солепарафиновых отложений в трубах и определения направления движения жидкости и устройство для его реализации.// Патент РК № 764в.- Б.И., 1999.- № 6.

197. Герштанский О.С., Шерстнев Н.М., Киинов Л.К. и др. Ударно-волновой способ очистки нефтепромыслового оборудования от твердых осадков. М.: ВНИОЭНГ, 1997. - 92с.

198. Бурамбаев М.Е., Герштанский О.С., Мишин В.Н. и др. Технологические средства для взрывной очистки и расклинивания нефтепромыслового оборудования. //НТЖ:

199. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. -Вып. 6-7. - с. 30.

200. Бурамбаев М.Е., Герштанский О.С., Мишин В.Н. и др. Применение ударно-волнового воздействия для очистки насосно-компрессорных труб от твердых отложений.//НТЖ: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Вып. 1-2.

201. Миндели, Э.О., Кусов Н.Ф., Корнеев А.А., Марцинкевич Г.И. Исследование волн напряжений при взрыве в горных породах. М.: Наука, 1978. — 112 с.

202. Покровский Г.И. О расчете параметров ударной волны в различных средах. — М.: СО АН СССР, 1960.

203. Мальцев В.А., Конон Ю.А., Гурков В.В. Оценка влияния масштабного фактора на напряженно-деформированное состояние оболочечных конструкций взрывных камер // 7-ой Межд. симпозиум. Использование энергии взрыва . Пардубице, 1988. - Т. 3. - С. 517-521.

204. Ханукаев А.И. О физической сущности процессов разрушения горных пород взрывом. /В кн. Вопросы теории разрушения горных пород взрывом. М.: АН СССР, 1953.

205. Булина И.Г., Козорезов К.И., Крикунов Н.В., Шерстнев Н.М., Герштанский О.С. и др. Способ очистки внутренней поверхности труб от твердых накоплений. // Патент РФ № 1463356.-Б.И., 1989.-№9.

206. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Устройство для защиты нефтяного оборудования от отложений минеральных солей при транспортировке пластового флюида. // Патент РК № 12587.- Б.И., 2003. -№ 1.

207. Крылов Д. А., Герштанский О.С. Устройство для адсорбции кристаллов минеральных солей при транспортировке пластового флюида. // Патент РК № 6880 — Б.И., 1999.-№1.

208. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Елеманов Б.Д. Способ подготовки нефти и установка для его осуществления. // Патент РК № 11522.- Б.И., 2002. № 5.

209. Герштанский О.С., Салихов М.Х., Крылов Д.А. Способ подготовки нефти и устройство для его осуществления. // Патент РК № 7643. — Б.И., 1999. № 6.

210. Эфендиев А.З., Герштанский О.С. Гидродинамический диспергатор раствора. // Патент РК № 5223,- Б.И., 1997. № 4.

211. Грановский М.Г., Лавров И.С., Смирнов О.В. Электрообработка жидкостей. Л.: Химия, 1976.-216 с.

212. Борсудкий З.Р., Михиевич Т.Г., Кузьмин С.И. и др. Магнитная защита от парафиноотложений на месторождениях нефти Пермской области. // Нефт. хоз-во. 2000. -№ 212.-С. 72-75.

213. Каган Я. М. и др. Исследование влияния магнитного поля на отложения парафина. //НТС, Сер. Нефтепромысловое дело, М.: ВНИИОЭНГ. 1963. - № 7.

214. Френкель Я. Г. Кинетическая теория жидкостей. Собрание избранных трудов, т.З. М.: АН СССР, 1959.

215. Инюшин Н.В., Ишемгужин Е.И., Каштанова Л.Е. и др. Аппараты для магнитной обработки жидкостей. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001 144 с.

216. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Саркисов А.С. Способ облучения пластового флюида магнитным полем и источник магнитного поля.//Патент РК №5255.-Б.И.,1997. № 4.

217. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Елеманов Б.Д. Устройство для облучения пластового флюида постоянным магнитным полем. // Патент РК № 11190. Б.И., 2002. -№ 2.

218. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Елеманов Б.Д. Способ облучения пластового флюида магнитным полем и источник магнитного поля.//Патент РК №11216.-Б.И., 2002.-№2.

219. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Саркисов А.С. Устройство для облучения пластового флюида постоянным магнитным полем. // Патент РК № 5254 Б.И., 1997. - № 4.

220. Газимов М.Г. Исследование электризации газонефтяного потока, /сб. Борьба с отложениями парафина. -М.: Недра, 1965. -с. 154. 157.

221. Лесин В.И., Лыкин М.С., Хавкин А.Я. Особенности зарядовых взаимодействий при многофазовой фильтрации в нефтяных пластах. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995.- №10. - С.37.39.

222. Герштанский О.С. Применение электромагнитных полей в процессе эксплуатации добывающих скважин. // Тезисы докл. Межд. науч.-техн. конф.,. Актау, 1996. - С. 250.

223. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Способ обработки скважин электромагнитным полем и установка для его осуществления. // Патент РК № 7644 Б.И., 1999. - № 6.

224. Крылов Д.А., Герштанский О.С. Способ обработки скважин электромагнитным полем. // Патент РК № 12456.- Б.И., 2002. № 12.

225. Герштанский О.С. О некоторых путях решения проблемы подготовки нефти. //Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф. Актау, 1996. - С. 250.

226. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. Ленинград: Химия, 1984. - 368с.

227. Курбанбаев М., Герштанский О.С., Уголева А.В., Шерстнев Н.М. Фильтрация водных растворов полимерсодержащих многофункциональных водорастворимых композиций ПАВ в пористой среде. // Труды КазНИПИнефть, 1993. Вып. 2. - С. 47-61

228. Казаков А.А. Роль электрокинетических явлений в процессе извлечения нефти из пласта. // Нефт. хоз-во. 1983. - № 5.

229. Герштанский О.С., Крылов Д.А., Курбанбаев М.И., Елеманов Б.Д. Влияние геолого-технологических факторов на качество крепления скважин.-М.: ОАО ВНИОЭНГ, 2001.-68 с.

230. Эфендиев А.З., Герштанский О.С., Кульсариев К.У. Способ вскрытия продуктивных горизонтов, разрабатываемых поддержанием пластовых давлений. // Патент РК № 5791. -Б.И., 1998.-№ 1.

231. Эфендиев А.З.-О., Герштанский О.С. Способ разработки залежи нефти. // Патент РК № 9454,- Б.И., 2000. № 9.

232. Эфендиев А.З., Герштанский О.С., Кульсариев К.У. Способ вскрытия продуктивных горизонтов, разрабатываемых поддержанием пластовых давлений. // Патент РК№ 9921.-Бюл. №2.- 15.02.01.

233. Эфендиев А.З., Герштанский О.С. Способ эксплуатации пескопроявляющих скважин. // Патент РК № 6094. Бюл. № 3. - 15.04.98.

234. Эфендиев А.З., Герштанский О.С. Способ определения объема каверн в приствольной зоне пласта, образованных при эксплуатации скважин. // Патент РК № 9451. -Б.И., 2000. № 9.

235. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Пустобаев А.Н. Способ цементирования скважин. // Патент РК № 6879. Б.И., 1999. - № 1.

236. Эфендиев А.З., Герштанский О.С., Пустобаев А.Н., Чагай В.Г. Гидравлический пакер для нагнетательной скважины. // Патент РК № 6886.— Б.И., 1999. № 1.

237. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Влияние потенциала колонны в период ОЗЦ на контакт цементного камня с обсадными трубами. //Тезисы Межд. науч.-техн. конф. Актау, 1996.-С. 281.

238. Ергожин Е.Е., Тастанов К.Х., Герштанский О.С. и др. Тампонажный раствор. // Патент РК № 4723. Бюл. № 9. - 15.09.00.

239. Сафронов С.В., Кильдибекова Л.И., Федорова Н.Д., Герштанский О.С. и др. Физические основы и способы разработки месторождений парафинистых нефтей. // Тр. ВНИИ. 1993. - С. 134-151.

240. Крылов Д.А., Герштанский О.С., Волошко Г.Н. Проблемы межколонных давлений на нефтегазовых и газоконденсатных месторождениях. //Тез. докладов. 5-ой науч.-техн. конф. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003. - С. 88.

241. Cross М. Rheology of viscoelastic Fluids: Elasticity Determination from Tangentional stress measurement. //Journal of Colloid and Interface Science, v.21, n.l. 1968.

242. Ентов В.И. и др. Определение начального градиента давления при движении нефтей в пластовых условиях. //Нефтяное хозяйство. -1971.-№9.-С.53-55.

243. Дорофеев В.И., Кисляков Ю.П., Герштанский О.С. Способ определения предельного напряжения сдвига нефти. // Патент РФ № 1104253. Б.И., 1984.- № 27.

244. Эфендиев А.З., Герштанский О.С., Сабугалиев М.Х., Ускумбаев К.Р. Способ проведения водоизоляционных работ при отборе нефти из продуктивного пласта поддержанием пластового давления. // Патент РК № 8975. Б.И., 2000. - № 5.

245. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Способ селективной изоляции водопритока в нефтяной скважине. // Патент РК № 7640.- Б.И., 1999. № 6.

246. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. -М.: Недра, 1978. -207с.

247. Рябоконь С.А. и др. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Нефт. хоз-во. -1989. -№4. -с.47-53.

248. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1975. -232с.

249. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Г. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988. -263с.

250. Поддубный Ю.А. и др. Эффективность применения водоизолирующих материалов в нефтяных скважинах. //Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1985.

251. Инструкция по промышленному внедрению регулирования разработки и повышения нефтеотдачи месторождений путем воздействия на призабойную зону пласта вязкоупругими составами. РД 39-0148331-209-96. М.: ВНИИнефть, Гипровостокнефть.-1996.

252. Комплексная технология изоляции водопритоков и повышения нефтеотдачи пластов в условиях многопластовых залежей с малой толщиной разобщающих слабопроницаемых пород. РД-39-0147009-729-88Р. Краснодар.: ВНИИКРнефть. -1988.

253. Полакриламид / Под. Ред. В.Ф.Куренкова. М.:Химия, 1992.- 192с.

254. Рудская Л.П., Терина Л.А., Сизиумова В.Н., Герштанский О.С. Состав для изоляции водопритока в скважину. // Патент РК № 12402.- Б.И., 2002. № 12.

255. Горднов В.П., Рыскин А.Ю., Герштанский О.С. и др. Способ разработки нефтяных месторождений с химически восстанавливающей пластовой средой. // Патент РФ № 1627678.- Б.И., 1991.- №6.

256. Чапотницкий С. А. Использование сульфитных щелоков. М.: Лесн. пром., 1986.

257. Чудаков М.И. Промышленное использование лигника. М.: Недра, 1983.

258. Чапотницкий С.А. Чалакова В.Е. Эдолина А.К. Лигносульфонатхромовые. // Тр. НИИТС. М.: Гослесбумиздат,- T.IX. -1961.

259. Алиев Е. Таирян X. Ограничение водопритоков с использованием растворов латекса. // Нефтяник. 1977.-№7. -7с.

260. Герштанский О.С. Интенсификация добычи нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений путем применения временноблокирующих. М.: Нефтяное хозяйство, 2004. - №9. - С. 96-98.

261. Усачев П.М., Крикунов Н.В., Сидоров И.А. Изучение и испытание методов поинтервальной обработки добывающих и нагнетательных скважин применительно к многопластовым залежам нефти месторождения Узень. // Отчет НИР. ВНИИ, х/д 02.89. -Москва, 1989.

262. Мольников Н.В., Бальдеков А.У. Усовершенствование и развитие методов повышения продуктивности скважин органическими растворителями и ограничение водопритоков полимерами. //Отчет НИР. КазНИПИнефть. Тема №336-81. Шевченко. 1982. -77с.

263. Меркулов В.П. и др. Разработка и внедрение методов селективной изоляции обводненных пластов на месторождениях Куйбышевской и Оренбургской областей. //Отчет НИР. ГипроВостокнефть.Тем 16-79. Куйбышев. 1980. 151 с.

264. Герштанский О.С., Дябин А.Г. Повышение эффективности работы нагнетательных скважин в НГДУ «Узеннефть». //Тр. ВНИИ.-М., 1991.-Вып. 108.-С. 106-113.

265. Герштанский О.С. Анализ эффективности работ по повышению коэффициента продуктивности в НГДУ «Узеннефть». // Нефтяное хозяйство. 1991. - №7. - С. 43

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

267. Епанечников В.А., Цветков А.Н. Справочник по прикладным программам для микрокалькуляторов. -М: Финансы и статистика, 1988.

268. Тарифов К.М. Методы повышения эффективности эксплуатации скважин .: Автореферат дис. канд. техн. наук. — Бугульма., 2001, -40 с.

269. Герштанский О.С., Крылов Д.А. Устройство для ликвидации микроканалов в цементном кольце скважины. // Предпатент РК №. 14212 по заявке № 2002 /0038.1 3765/2 -Опубл. 15.04.04.

270. Герштанский О.С., Волошко Г.Н., Геймаш Г.И. и др. Способ строительства эксплуатационной скважины. // Патент РК № 5325. Б.И., 1997. - № 4.

271. Регламент по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн диаметром 168 мм на скважинах. //Руководящие документы ГАЗПРОМ. РД 51-04803457-184-96. М.: ВНИИГАЗ. 1996.

272. Хадиев Д.Н. Технология диагностики и ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах.: Автореферат дис. канд. техн. наук. Уфа, 2002, -38 с.

273. Принятые сокращения и обозначения.

274. АВ — акустическое воздействие.

275. АСПО асфальтосмолопарафинистые отложения.1. БХК -бихромат калия.1. БХН бихромат натрия.

276. ВУС вязко - упругий состав.1. ВВН высоковязкая нефть.

277. ГОС горюче-окислительные составы.

278. ГРП гидравлический разрыв пласта.

279. ГДРП гидродинамический разрыв пласта.

280. ДМАБАХ диметилалкилбензил-аммонийхлорид.

281. ДТПА диэтилентриаминпентауксусная кислота.

282. ДПФ 2-оксипропилен-1.3-диаминотетраметилен-фосфоновая кислота.

283. ККМ критическая концентрация мицеллообразования.

284. КМЦ карбоксилметилцеллюлоза.1. ЛС лигносульфонат.1. ММ молекулярная масса.

285. МФК многофункциональная композиция.

286. НМК низкотемпературная многофункциональная композиция.1. НПАВ неионогенные ПАВ.

287. НТА нитрилотриуксусная кислота.

288. НТФ нитрилотриметилфосфоновая кислота.

289. ОПЗ -обработка призабойной зоны.

290. ОЦГ облегченный цемент для "горячих" скважин.

291. ОЭДФ оксиэтилендифосфоновая кислота.1. ПАА полиакриламид.

292. ПАВ поверхностно-активное вещество.

293. ПВМК полимерсодержащая водорастворимая многофункциональная композиция.

294. ПГД пороховой генератор давления. ПЗП - призабойная зона пласта. ПКО - пенокислотные обработки. ПЦТ - портландцемент. ПЭО - полиэтиленоксид.

295. СКО соляно-кислотная обработка.1. СПАВ синтетическое ПАВ.

296. ТГХВ термогазохимическое воздействие.1. ХК хромат калия.1. ХКК хромокалиевые квасцы.

297. ЦА цементировочный агрегат.

298. ШПЦС шлакопортландцементная смесь.

299. ЭДТА этилендиаминтетрауксусная кислота.1. АКТо внедрении результатов диссертационной работы Герштанского Олега Сергеевича

300. Внедрение технологии осуществлялось на добывающих и нагнетательных скважинах различных участков месторождения.

301. Внедрение разработок позволило получить значительный экономический эффект в виде дополнительной добычи нефти за счет повышения показателей разработки, снижения затрат, интенсификации работы скважин.

302. Филиала «Узенмунайгаз» АО «Разведка-Добыча «КазМунайгаз»1. Курбанбаев М.И.

Информация о работе

Герштанский, Олег Сергеевич
доктора технических наук
Москва, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы