Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование и исследование потокоотклоняющих технологий для повышения нефтеотдачи на месторождениях Ирака

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование и исследование потокоотклоняющих технологий для повышения нефтеотдачи на месторождениях Ирака"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И^. ГУБКИНА

Мохаммед Мохаммед Абдул Раззак

ОБОСНОВАНИЕ И ИССЛЕДОВАНИЕ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ИРАКА

25.00.17 - Разработкаиэксплуатациянефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертация на соискание ученой степени кандидататехнических наук

Москва, 2005 г.

Диссертация выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель:

Кандидат технических наук, доцент Стрижов И.Н.

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Алиев Загид Самедович Кандидат технических наук Гужов Игорь Александрович

Ведущая организация: ОАО «Зарубежнефть»

Защитасостоится «лГЗ—» IJUj-m.^ 2005 г. в /1С I (5?~) часов, в ■УД- на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 по защите

диссертаций на соискание ученой степени кандидата технических наук при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1,119991, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.

Автореферат разослан « ОЦ » Ма^ 200S г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета д.т.н., проф.

Б.Е. Сомов

Общая характеристика работы

Актуальность темы диссертационной работы:

Ирак является одной из крупных нефтедобывающих стран не только Среднего Востока, но и мира. Выходы нефти и асфальтов на поверхность в Месопотамии были известны с древних времен. История развития нефтяной промышленности Ирака берет свое начало в XX в. В настоящее время можно считать, что Ирак характеризуется самыми большими перспективами нефтегазоносности из всех стран Ближнего и Среднего Востока. Доказанные извлекаемые запасы нефти на 1.1.2004г. оцениваются в размере 16,47 млрд. т. По отношению к мировым запасам нефти на 1.1.2004г. это составляет 11,8 %.

Основным способом разработки нефтяных месторождений страны является заводнение. Заводнение - это самый распространенный и наиболее эффективный метод нефтеизвлечения не только в Ираке, но и во всем мире. При благоприятных геолого-физических условиях заводнение может обеспечить нефтеотдачу объектов до 60%. Однако охват пластов воздействием и конечная нефтеотдача снижаются из-за неоднородности коллекторов разрабатываемых залежей.

Одной из важнейших задач, стоящих перед нефтяной отраслью, является увеличение полноты выработки запасов углеводородного сырья и повышение экономической эффективности добычи нефти на поздних стадиях разработки месторождений, в том числе за счет потокоотклоняющих технологий. В литературе мало представлено результатов исследования этих технологий на фильтрационных установках. Однако только по данным лабораторных исследований можно судить о способности конкретного тампонирующего состава изменять фильтрационные сопротивления пористой среды. Основываясь на показателях фильтрационных исследований можно обоснованно выбрать технологию для конкретного объекта разработки.

Цель диссертационной работы;

Создание и анализ результатов внедрения новых технологий тампонирования на основе новых реагентов, применимых для условий месторождений юга Ирака, с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Основные задачи исследований:

1. Изучение геолого-физических характеристик нефтяных месторождений Ирака.

2. Анализ эффективности применения современных технологий тампонирования высокопроницаемых зон пласта и обобщение опыта их применения.

3. Изучение методик лабораторных исследований тампонирующих составов и оценка эффективности новых потокоотклоняющих композиций.

Научная новизна работы:

1. Обоснована возможность использования современных тампонирующих составов на месторождениях Ирака.

2. Предложены методы фильтрационных исследований тампонирующих композиций на основе обратных эмульсий.

3. Создана и исследована рецептура эффективного тампонирующего состава.

Методы решения иоставленных задач:

Поставленные задачи решались путем анализа опыта применения потокоотклоняющих технологий на месторождениях России с учетом параметров нефтяных месторождений Ирака.

Задачи, связанные с исследованием новых технологий, решались экспериментально в лабораторных условиях на основе фильтрационных исследований. Практическая ценность:

Проведенный в работе анализ эффективности применения различных тампонирующих составов и результаты лабораторных исследований

предложенных композиций позволяют более обоснованно выбирать технологии тампонирования для месторождений юга Ирака. Защищаемые положения:

1. Результаты экспериментальных исследований новой потокоотклоня-ющей технологии с использованием стойких эмульсии.

2. Обобщение опыта внедрения потокоотклоняющих технологий, применимых для повышения нефтеотдачи на месторождениях Ирака

Апробации работы:

Основные положения диссертационной работы доложены на: 5-ой научно- технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва 23-24 января 2003г, на научном семинаре кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. Публикации:

Всего опубликовано по теме диссертации 1 статья в материалах научной конференции.

Структура и объем работы:

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и приложения. Общий объем работы - 174 страницы машинописного текста, включая 27 рисунков, 4S таблиц и библиографический список использованной литературы из 115 наименований.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю доценту Стрижову И.Н., а также к.т.н Губанову В.Б., к.т.н. Магадовой Л.А., сих. Г. Чекалиной за помощь при выполнении экспериментальной части работы.

Автор благодарен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессору И.Т. Мищенко, преподавателям и сотрудникам кафедры, которые оказывали поддержку в ходе подготовке диссертации.

Содержание работы:

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований.

Псов— глава содержит историю развития и анализ состояния нефтяной промышленности Ирака, которая началась с открытия первого в стране нефтяного месторождения Киркук, когда была пробурена первая добывающая скважина в 1927г.

В строении продуктивных пластов месторождений Ирака преобладают отложения юрского, мелового, палеогенового и неогенового возрастов. Продуктивные пласты в северной части Ирака представлены известняками. Месторождения южной части Ирака отличаются от месторождений северной и центральной частей. В первую очередь они различаются типом коллектора. Чаще всего на юге коллектор является терригенным. Кроме того, крылья структур характеризуются малыми углами падения (несколько градусов). Основным способом разработки нефтяных месторождений Ирака является заводнение. Вязкость пластовой нефти по большинству месторождений - менее 15 мПа. с

Ярким примером этих объектов разработки может быть месторождение Нахр Умар. Промышленно-нефтеносными здесь являются песчаники формации Нахр Умар, эффективная мощность которых составляет 53,7 м., средняя пористость - 22 %, проницаемость - 0,950 мкм2, пластовая температура - 80 °С, плотность - 807 кг/м3, начальное пластовое давление - 29,4 МПа, давление насыщения - 27,8 МПа, дебит нефти - 693 т/сут., содержание серы 1,2 %, коэффициент продуктивности - 79 м3/(сут. МПа), газовый фактор 350 м3/мэ.

Относительные фазовые проницаемости, капиллярное давление, и результаты исследования пластовых нефти и газа по горизонту Нахр Умар приведены на рис. 1-4.

|||»|||1ИМ1и,»

Рис. 1. Относительные фазовые проницаемости по горизонту Нахр Умар

■цшщнмцН

Рис. 2. Зависимость капиллярного давления от водонасыщенности по горизонту Нахр Умар

ио-1---—

1Л» ------

1 1« и » И 10 » 40

Рис. 3. Зависимость объемного коэффициента нефти от давления для формации Нахр Умар (б*)

0.0»

до---1—1---—I-----

• 1 4 * I 10 12 14 1« II 20 22 24 М

Дмимшм«М11й

Рис. 4. Зависимость объемного коэффициента газа от давления для формации Нахр Умар (бг)

Нефть формации Нахр Умар маловязкая, легкая, с высоким газосодержанием. Сжимаемость нефти в пластовых условиях довольно высокая - 31,803х10-6 (МПа)-1. Содержание асфальто-смолистых веществ незначительное, содержание серы -1,05 % вес.

Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составляют 40 млн.т. Свита Нахр Умар характеризуется жестким водонапорным режимом.

Значительная часть скважин, эксплуатирующих месторождение, характеризуется высокой обводненностью вследствие неравномерного перемещения фронта вытеснения по неоднородному коллектору. Динамика показателей разработки месторождений Ирака указывает на перспективность проектов, связанных в первую очередь с повышением эффективности процесса вытеснения нефти водой.

Во ВТОРОЙ главе рассмотрены проблемы применения различных тампонирующих составов на нефтяных месторождениях с целью увеличения нефтеотдачи пластов, анализируются результаты предшествующих исследований в этой области.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений заводнением основная масса нефтевытесняющего агента движется по высокопроницаемым пропласткам и трещинам, не оказывая существенного влияния на выработку запасов из менее проницаемых зон. В научно-техническом понимании данная проблема сводится к разработке комплекса методов и средств ограничения движения вод в промытых зонах продуктивного пласта и изменению направления фильтрационных потоков. Решение проблемы повышения охвата нефтенасыщенного коллектора воздействием может быть достигнуто следующими способами:

во-первых, путем отключения из эксплуатации отдельных обводнившихся пластов и пропластков, исходя из условий последующей рациональной разработки всего месторождения;

во-вторых, ограничением движения вод в обводненных зонах коллектора с применением химреагентов;

в-третьих, ограничением притока вод в добывающие скважины водоизолирующими материалами.

Для этих целей в настоящее время разработано большое число тампонирующих реагентов, основным назначением которых является снижение проницаемости обводнившихся зон пласта. Надо отметить, что механизм действия тампонирующих составов различен. Для изучения эффективности и механизма воздействия на пласт различных составов разработаны методы лабораторных исследований, в том числе и на фильтрационных установках. Однако до настоящего времени существует ряд технологий тампонирования, эффективность которых не была исследована в условиях, приближенных к реальным пластовым. Основной причиной такого положения является проблема моделирования фильтрации тампонирующего состава Третья глава посвящена описанию результатов лабораторных исследований проведенных в лаборатории моделирования пластовых процессов при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. При проведении фильтрационных исследований использовалась установка высокого давления, специально созданная для моделирования пластовых процессов, которые происходят при закачке различных тампонирующих составов. Принципиальная схема установки представлена на рис. 5.

Установка HP-CFS (High Pressure Core Flood System) обеспечивает проведение фильтрационных экспериментов на насыпных моделях пористых сред и образцах кернов при температурах до 150 °С и давлении до 20,0 МПа При необходимости используется система противодавления, обеспечивающая максимальный уровень давления, равный 7,0 МПа. При работе с образцами кернов давление обжима может достигать 50,0 МПа

Основными функциональными частями установки являются термостатируемая насыпная модель (4) пласта и кернодержатель (14) для

Рис. 5 Принципиальная схема фильтрационной установки высокого давления HP-CFS (High Pressure Core Flood System)

опытов с использованием кернов. При этом, в зависимости от типа исследований, возможно использование кернодержателя для составных кернов длиной до 30 см (исследование гидродинамических характеристик пористой среды), либо кернодержателя для одного образца керна (исследование составов для кислотной обработки, буровых растворов, жидкостей глушения).

Подача рабочих жидкостей, как в насыпную модель пласта, так и в кернодержатель, осуществляется через поджимки (1 и 2) с разделительными поршнями жидкостными прессами 1ЯСО (7-9), из которых в подпоршневой объем поджимок подается масло. При этом возможна раздельно-одновременная подача масла в каждую из поджимок, или только в одну поджимку, с заданным расходом. Заполнение поджимок рабочими жидкостями (керосин, вода) производится под действием вакуума, после того, как разделительный поршень приводится в крайнее нижнее положение давлением газа из баллона (11 и 12).

Для закачки в модель пласта нефти, высоковязких составов, дисперсных или полимерных систем используются сосуды высокого давления (18-20), подача реагента из которых производится под давлением газа из баллона, либо под воздействием несмешивающейся с реагентом жидкости из поджимки. В некоторых случаях, когда рабочая жидкость содержит водную и углеводородную фазы и необходимо проследить динамику перепада давления в процессе закачки, в сосуды вставляются разделительные поршни. Контроль за изменением перепада давления в процессе фильтрации осуществляется посредством дифманометра (ТБ). Фильтрация флюидов может производиться при фиксированных расходах до 600 см3/час.

Термостатирование насыпной модели и предварительный подогрев входной линии осуществляется нагревательной лентой (6), обмотанной вокруг корпуса модели и входной линии. Лента запитана от сети 200 V через автотрансформатор. Регулировкой напряжения обеспечивается скорость подъема температуры, а ее поддержание и контроль - датчиком - регулятором температуры ТРМ-1, соединенным с термопарой, находящейся на корпусе

модели. Нагрев образца керна внутри кернодержателя до температуры эксперимента обеспечивается жидкостным термостатом.

Подготовка насыпной модели пласта состоит из нескольких этапов: подготовка кварцевого песка, насыщение водой и определение проницаемости по воде, порового объема и пористости. При необходимости насыщение модели пласта нефтью, и определение начальной водонасыщенности, создание остаточной нефтнасыщенности и вычисление коэффициента вытеснения нефти водой.

Фильтрационные исследования по изучению тампонирующих составов проводились на фильтрационной установке высокого дав пения при термобарических условиях пласта и проницаемости, соответствующей проницаемости высокопроницаемых промытых зон месторождение Нахр Умар.

При этом тампонирующие свойства полученных составов сравнивались с показателями хорошо известных и широко применяемых аналогов. Так в одинаковых условиях эксперимента были проведены закачки хорошо зарекомендовавшей себя эмульсии на эмультале и нового эмульсионного состава с добавкой алкилфосфата в составе эмульгатора. Опыты проводились с использованием водонасыщенных насыпных моделей пласта и моделей, содержащих остаточную нефть, для более полного моделирования условий высокопроницаемой промытой зоны.

На подготовительном этапе каждого эксперимента модель пласта набивалась песком заданного времени помола, обеспечивающего начальную проницаемость по воде 0,4-0,5 мкм2. Затем под действием вакуума модель насыщалась водой. Проводилось определение начальной проницаемости по воде.

В случае, если использовалась водонасыщенная модель пласта, она нагревалась до температуры эксперимента 80 °С и проводилась закачка 0,3 V,,,, эмульсии и последующая фильтрация воды до стабилизации перепада давления. Определялись конечные значения проницаемости по воде и

остаточного фактора сопротивления (1^).

При использовании моделей с остаточной нефтью, вода в водонасыщенной модели вытеснялась нефтью. Затем нефть вытеснялась водой. Дальнейшие этапы эксперимента являлись такими же, как и для водонасыщенной модели пласта. Таким образом было выполнено четыре эксперимента. Полученные результаты представлены на графиках.

Первая пара сравнительных экспериментов (см. рис. 6 и 7), проведенных на водонасыщенных моделях пласта, показывает явное преимущество эмульсии № 2 по тампонирующим свойствам перед аналогом.

Рис. 6. Изменение проницаемости модели при фильтрации пластовой воды после закачки 0,3 У^р эмульсии № 1

Рис. 7. Изменение проницаемости модели при фильтращшпластовойвода после закачки 0,3 эмульсии№ 2

Как следует из представленных графиков, наибольшие факторы

сопротивления (27,50 при расходе 80 см3/час и 12,67 при расходе 200 см3/час) получены при фильтрации эмульсии № 2, в состав которой в качестве эмульгатора входит 1,3 % об. эмультала и 0,2 % об. алкилфосфата, а самые низкие факторы сопротивления (3,69 при расходе 80 см3/час и 2,95 при расходе 200 смэ/час) получены при фильтрации эмульсии № 1, в состав эмульгатора которой входит только 1,5 % об. эмультала.

Следующим этапом исследований (см. рис. 8 и 9) являлось сравнительное изучение тампонирующих свойств эмульсий на эмультале и эмульсии на алкилфосфате с использованием насыпных моделей пласта, содержащих остаточную нефть.

Рис. 8. Изменение проницаемости при фильтрации пластовой воды после закачки 0,3 эмульсии № 1

Рис. 9. Изменение проницаемости при фильтрации пластовой воды после закачки 0,3 эмульсии № 2

Как следует из представленных графиков на рис. 8 и 9, при фильтрации через модель пласта с остаточной нефтенасыщенностью эмульсии № 1, в состав которой в качестве ПАВ входит 1,5 % об. эмультала без добавок соэмульгатора, факторы сопротивления значительно снижаются (в 2,82-2,78 раза) до минимальных значений (1,31 при расходе 80 см3/час и 1,06 при расходе 200 см3/час). При фильтрации эмульсии № 2, в состав которой в качестве ПАВ входит 1,3 % об. эмультала и 0,2 % об. алкилфосфата, факторы сопротивления также значительно снижаются (в 5,31- 4,34 раза), однако имеют значения кратно выше (5,18 при расходе 80 смэ/час и 2,92 при расходе 200 см3/час), чем у эмульсии № 1.

После проведения экспериментов песок извлекался из модели. Внешний осмотр показал, что в обоих случаях у входа в модель на глубину песок был отмыт от нефти и имел первоначальный цвет. По мере удаления от этой области цвет песка изменялся, при этом концентрация нефтяной фазы увеличивалась, достигая максимума на выходе из модели.

Фильтрационные исследования, проведенные как на водонасыщенной насыпной модели пласта, так и на модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью, показали преимущество эмульсии, приготовленной с использованием в качестве эмульгатора 1,3 % об. эмультала с добавкой в качестве соэмульгатора 0,2 % об. алкилфосфата. В этом варианте создаются наибольшие фильтрационные сопротивления, а также довытесняется большее количество остаточной нефти (более чем на 20 %). Как следует из приведенных данных, эмульсионный состав, предлагаемый для внедрения в диссертации, обладает не только улучшенными реологическими свойствами, но также создает наибольшие фильтрационные сопротивления, довытесняя при этом значительное количество остаточной нефти.

Результаты реологических исследований полученных составов показаны на рис. 10. Как следует из представленных графиков, замена в составе эмульгатора 0,2 % об. эмультала на алкилфосфат позволяет улучшить реологические свойства полученной эмульсии. Так вязкость эмульсии № 1, где

в качестве эмульгатора используется 1,5 % об. эмультала, обладает при скорости сдвига 287 с'1 вязкостью при 20 °С - 88 мПа.с, а при 80 °С - 32 мПах. В то же время вязкость эмульсии № 2 соэмульгатором, в состав которого входит 1,3 % об. эмультала и 0,2 % об. алкилфосфата, обладает при скорости сдвига 287 с1 вязкостью при 20 °С - 95 мПа.с, а при 80 °С - 90 мПас.

Причем, как видно на графике, эмульсия, содержащая эмульгатор, в состав которого помимо эмультала входит алкилфосфат (эмульсия № 2), обладает заметным нарастанием вязкости при нагреве от 40 ° до 80 °С, в то время как у эмульсии, содержащей только эмультал (эмульсия № 1), при нагреве от 40 ° до 80 °С вязкость последовательно снижается.

и»

30 I I

10 30 40 30 40 70 К>

Тлммратура, °С

Рис. 10. Результаты реологических исследований полученных составов Изучение термостабильности также показало существенное преимущество эмульсии № 2, содержащей алкилфосфат, т.к. выдержка ее при температуре 80 °С в течение длительного времени (более 5 суток) не вызывает расслаивания эмульсии, в то время как эмульсия № 1, содержащая только эмультал расслаивается в течение 8 часов. Результаты исследований изменения напряжения сдвига от скорости сдвига показаны на рис. 11 и 12. Как видно из

графиков, замена в составе эмульсии 0,2 % об. эмультала на алкилфосфат позволяет увеличить напряжение сдвига эмульсии № 2 по сравнению с эмульсией № 1 более чем в два раза, то есть заметно улучшить тампонирующие свойства эмульсии № 2.

Рис. 11. Результаты исследования изменения напряжения сдвига от скорости сдвига для эмульсии № 1

Рис. 12. Результаты исследования изменения напряжения сдвига от скорости сдвига для эмульсии № 2

В четвертой главе рассматриваются технологии, перспективные для применения на месторождениях Ирака. Кроме способов воздействия на пласт, исследованной в диссертации, с использованием эмульсии для условий продуктивных пластов месторождения Нахр Умар могут найти применение и другие технологии, направленные на увеличение нефтеотдачи за счет выравнивания профилей приемистости и ограничения водопритока в добывающие скважины.

Одним из таких методов изменения направлений фильтрационных потоков является вариант полимерного заводнения на основе оксиэтилцеллюлозы. Лабораторные исследования и промысловые испытания этой технологии позволили определить условия ее эффективного применения: заводнение внутриконтурное;

хорошая гидродинамическая связь обрабатываемой нагнетательной скважины с добывающими; отсутствие нарушений цементного камня; обводненность добываемой продукции 25 - 95 %; приемистость нагнетательной скважины не менее 300 м3/сутки; температура продуктивного пласта от 17 до 100 °С; вязкость нефти в интервале от 4 до 300 мПа.с; К настоящему времени подобными геолого-техническими мероприятиями охвачены 5 залежей бобриковско-радаевского горизонта и 15 площадей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений. За девять лет проведено 234 скважино-операции, освоено 4626 т эфиров целлюлозы, получено 1577267 т дополнительной нефти. Средняя текущая эффективность этой технологии составляет примерно 341 т дополнительно добытой нефти на 1т использованного реагента.

Другой технологией, перспективной для применения на месторождениях Ирака, является способ обработки скважин, который основан на закачке в пласт битумной эмульсии. Адсорбирующийся на породе битум не растворяется в воде и хорошо растворяется в органических растворителях и нефти, что позволяет селективно изолировать обводнившиеся пропластки. Высокая

термостабильность эмульсии (130-140 °С) дает возможность использовать ее в высокотемпературных скважинах. Технология имеет цель обеспечить ограничение отборов воды и предназначена для ограничения притока закачиваемых, контурных, подошвенных и пропластковых вод любой минерализации. Эта технология применима в условиях терригенных и карбонатных коллекторов, при пластовых температурах до 140 °С и приемистости скважин перед обработкой не менее 0,6 мэ/(час*МПа).

В настоящее время для регулирования процессов разработки нефтяных залежей и увеличения нефтеотдачи пластов предложено большое количество способов, значительная часть которых основана на использовании различных химических реагентов. Большинство методов воздействия на заводненные объемы пласта предполагает образование осадков и гелей в промытых водой высокопроницаемых пропластках, с целью перераспределения потоков закачиваемой воды. Технологии воздействия на пласт осадкообразующими составами направлены на повышение охвата пласта заводнением.

В практике промысловых работ широкое применение нашли технологии с использованием водных растворов силиката натрия и хлористого кальция (технология КС), технологии базирующиеся на применении осадкообразующих составов на основе сульфата натрия и хлористого кальция (технология ОС), сернокислого алюминия и хлористого кальция (технологии ДОС). Разные модификации этих групп технологий предполагают введение в состав различных химических реагентов, усиливающих процесс осадкообразования, что приводит к значительному увеличению фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых обводненных пропластках после обработки нагнетательных скважин.

В коллекторах, имеющих пропластки с достаточно высокой проницаемостью (5,5 мкм2) рекомендуется применять технологии КС. В пластах, включающих обводнившиеся пропластки с проницаемостью 0,2-0,5 мкм2 могут быть применимы технологии ДОС.

По результатам экспериментальных исследований на моделях пластов остаточный фактор сопротивления, создаваемый в пористой среде после

обработки технологией КС составил 30,1 при расходе 40 и 200 см3 /час. Для технологий ОС после закачки химреагентов при последующей фильтрации пластовой воды с расходом 20 смэ/час наблюдался вынос осадка, что свидетельствует о слабой адсорбционной способности образующегося тонкодисперсного осадка даже в низкопроницаемых образцах. Увеличение количества обработок не дает желаемого эффекта.

Воздействие на пласт осадко-гелеобразующими композициями не всегда приводит к желаемому эффекту из-за сложности создания оптимальных концентраций закачиваемых химических реагентов, при которых происходит образование геля или осадка в пласте. В начале 80-х годов профессор А.Ш. Газизовым с соавторами для регулирования процесса заводнения неоднородных пластов и увеличения конечной нефтеотдачи было предложено использовать полимердисперсные системы (ПДС). Сущность воздействия ПДС заключается в повышении фильтрационного сопротивления высокообводненных промытых интервалов послойно-неоднородного пласта путем последовательного нагнетания в пласт через нагнетательные скважины слабоконцентрированного полимерного раствора и глинистой суспензии с последующим образованием в пористой среде устойчивого к размыву осадка. Технологии увеличения нефтеотдачи пластов с использованием ПДС нашли широкое применение в различных геолого-физических условиях нефтяных залежей. С применением ПДС и ее модификаций на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири проведено более 1300 обработок высокообводненных (до 95-98 %) участков пластов, что позволило извлечь дополнительно на месторождениях Татарстана - 2,06 млн. т нефти; Западной Сибири - 2,18 млн. т; других регионов - 45,38 тыс. т. Прирост добычи нефти в этих сложных условиях составляет 3,103 тыс. т на 1 обработку при длительности эффекта до 6 лет. На некоторых участках, обработанных ПДС (нагнетательная скв. 6448 НГДУ «Азнакаевскнефть», нагнетательные скв. 3475, 1313, 1657 НГДУ «Заинскнефть»), объем дополнительной добычи нефти составил 30-39 тыс. т на одну обработку. В последние годы в ОАО «Татнефть» на поздней стадии разработки Ромашкинского, Ново-Елховского и других

месторождений с применением ПДС ежегодно добывается дополнительно

более 300 тыс. т нефти. Эти технологии перспективны для месторождений

Ирака.

Выводы:

1. Месторождения южной части Ирака отличаются от месторождений северной и центральной частей. В первую очередь они различаются типом коллектора. Чаще всего коллектор является терригенным. Кроме того, крылья структур характеризуются малыми углами падения (несколько градусов).

2. Представленная характеристика нефтяных месторождений Ирака, отличающаяся наличием сложнопостроенных коллекторов, невысокой в большинстве случаев вязкостью пластовой нефти (до 13 мПа.с), а так же применением систем разработки с заводнением, показывает перспективность проектов, которые связаны с повышением охвата пластов вытесняющим агентом.

3. Изучение термостабильности эмульсии показало существенное преимущество состава, содержащего алкилфосфат, т.к. выдержка его при температуре 80 °С в течение длительного времени (более 5 суток) не вызывает расслаивания эмульсии, в то время как состав, содержащий только эмультал, расслаивается в течение 8 часов.

4. Эмульсия, содержащая эмульгатор, в состав которого помимо эмультада входит алкилфосфат, обладает заметным нарастанием вязкости при нагреве от 40 ° до 80 °С, в то время как у эмульсии, содержащей только эмультал, при нагреве от 40 ° до 80 °С вязкость последовательно снижается.

5. Результаты исследований изменения напряжения сдвига от скорости сдвига свидетельствуют, что замена в составе эмульсии 0,2 % об. эмультада на алкилфосфат позволяет увеличить напряжение сдвига предлагаемого в диссертации состава по сравнению с известным вариантом более чем в два раза и улучшить тампонирующие свойства новой эмульсии.

6. Фильтрационные исследования, проведенные как на водонасыщенной насыпной модели пласта, так и на модели пласта с остаточной

нефтенасыщенностью, показали преимущество эмульсии, приготовленной с использованием в качестве эмульгатора 1,3 % об. эмультала с добавкой в качестве соэмульгатора 0,2 % об. алкилфосфата, так как в этом варианте создаются наибольшие фильтрационные сопротивления и довытесняется большее количество остаточной нефти (более чем на 20 %).

7. Определены основные технологические критерии применения обратных эмульсий для промышленных масштабов их реализации, в том числе и для условий месторождений Ирака.

8. Для месторождений юга Ирака геолого-технологическими мероприятиями эффективными являются потокоотклоняющие технологии и, в частности, закачка тампонирующих составов.

Синеок работ, опублнкованных во теме диссертации:

1. Губанов В. Б., Мохамед Мохамед Абдул Разах, Хлобыстов Д. С. "Эмульгатор инвертных эмульсий Нефтенол НЗв", Тезисы 5-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва 23-24 января 2003г, на научном семинаре кафедры РиЭНМ РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина

Мохаммед Мохаммед А.Р.

Подписано в печать Формат 60x90/16

Объем Тираж 1ZO

Заказ

119991, Москва, Ленинский просп. ,6S Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

2Ш

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мохаммед Мохаммед Абдул Раззак

СОДЕРЖАНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ИРАКА

1.1. Общая характеристика месторождений Ирака.

1.2. Месторождений юга Ирака.

1.2.1. Общие сведения о месторождении Ilaxp Умар.

1.2.2. Геолого-физическая характеристика месторождений НахрУмар.

1.2.2.1. Геологическое строение месторождения и залежей.

1.2.2.1.1. Стратиграфия.

1.2.2.1.2. Тектоника.

1.2.2.1.3. Нефтенасыщенность.

1.2.2.2. Гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Нахр Умар и Ямама.

1.2.2.3. Физико-химическая характеристика жидкостей и газов месторождения Нахр Умар.

1.2.3. Оценка геолого-геофизической изученности месторождения Нахр Умар.

2. ИЗМЕНЕНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТАМПОНИРУЮЩИХ СОСТАВОВ

2.1. Технологии изменения направлений фильтрационных потоков.

2.2. Свойства применяемых тампонирующих составов.

2.3. Промысловые испытания разработанных технологий.

3. ВЫБОР ОБЪЕКТЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

3.1. Объекты исследования.

3.2. Основные принципы физического моделирования пластовых процессов.

3.3. Описание фильтрационной установки.

3.4. Методика экспериментальных исследований.

3.4.1. Подготовка кварцевого песка.

3.4.2. Подготовка воды к проведению лабораторных экспериментов.

3.4.3. Методика приготовления эмульсии.

3.5. Фильтрация исследования.

3.5.1. Методика экспериментов.

4. ТЕХНОЛОГИИ, ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЮГА ИРАКА.

ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование и исследование потокоотклоняющих технологий для повышения нефтеотдачи на месторождениях Ирака"

Повышение нефтеотдачи пластов - увеличение степени извлечения нефти из недр - в настоящее и ближайшее десятилетие является одной из главных проблем для нефтяников всего мира. Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент нефтеотдачи в пределах 0,25 - 0,45, что явно недостаточно для рационального использования ресурсов нефти. В связи с этим повышение степени извлечения нефти из недр разрабатываемых месторождений за счет прогрессивных методов воздействия на пласты является важной народнохозяйственной задачей.

Ввиду недостаточности нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды, как основного средства нефтевытеснения, в 1960 - 1980 гг. большое внимание было уделено повышению эффективности существующих и созданию новых методов повышения нефтеотдачи, основывающихся главным образом на увеличении коэффициента вытеснения. В этом направлении были достигнуты определенные успехи, на что указывает создание в этот период множества физико-химических методов, основанных на применении ПАВ, кислот, щелочей и растворителей. Однако в этом направлении больших успехов при заводнении не достигли.

Заводнение является высокопотенциальным освоенным методом повышения нефтеотдачи пластов. При благоприятных физико-геологических условиях метод позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи 0,65 - 0,70. Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость и высокая неоднородность пластов) коэффициент нефтеотдачи уменьшается до 0,30 - 0,35, в частности из-за низкого охвата продуктивных пластов воздействием, а при вязкости нефти более 30 - 35 мПа.с заводнение становится малоэффективным.

Охват объема пласта воздействием во многом зависит от особенностей геологического строения залежей, неоднородности коллекторских свойств пород пласта, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и эффективности системы разработки нефтяных месторождений. Из них наиболее существенное влияние оказывает неоднородность по проницаемости.

Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на повышение текущей и конечной нефтеотдачи, базируются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов площадного, законтурного, внутриконтурного и других систем заводнения. Как показал опыт разработки нефтяных месторождений, прорыв закачиваемых вод по пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80 - 90 %, при которой эффективность гидродинамических методов резко снижается, хотя суммарный отбор нефти не превышает 40 - 50 % извлекаемых запасов нефти. Объективной необходимостью для увеличения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам коллектора и поступления его в скважины. Это приводит к перераспределению энергии закачиваемой воды в пласте и извлечению нефти из невыработанных зон, обеспечивая тем самым регулирование заводнением и повышение конечной нефтеотдачи.

В работе изложены результаты исследований, направленных на регулирование заводнения на основе изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора, которое осуществляется путем нагнетания химреагентов как через добывающие, так и нагнетательные скважины. В обоих случаях извлечение дополнительной нефти достигается в результате увеличения охвата пласта воздействием. Цель диссертационной работы:

Создание и анализ результатов внедрения новых технологий тампонирования на основе новых реагентов, применимых для условий месторождений юга Ирака, с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Для достижения поставленной цели были поставлены и решены следующие задачи:

1. Изучение геолого-физических характеристик нефтяных месторождений Ирака.

2. Анализ эффективности применения современных технологий тампонирования высокопроницаемых зон пласта и обобщение опыта их применения.

3. Изучение методик лабораторных исследований тампонирующих составов и оценка эффективности новых потокоотклоняющих композиций.

Научная новизна работы:

1. Обоснована возможность использования современных тампонирующих составов на месторождениях Ирака.

2. Предложены методы фильтрационных исследований тампонирующих композиций на основе обратных эмульсий.

3. Создана и исследована рецептура эффективного тампонирующего состава.

Работы были проведены на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю доценту Стрижову И.Н., а также к.т.н. Губанову В.Б., к.т.н. Магадовой JI.A., с.н.с. Г. Чекалиной за помощь при выполнении экспериментальной части работы.

Автор благодарен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессору И.Т. Мищенко, преподавателям и сотрудникам кафедры, которые оказывали поддержку в ходе подготовке диссертации.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мохаммед Мохаммед Абдул Раззак

147 ВЫВОДЫ

1. Месторождения южной части Ирака отличаются от месторождений северной и центральной частей. В первую очередь они различаются типом коллектора. Чаще всего коллектор является терригенным. Кроме того, крылья структур характеризуются малыми углами падения (несколько градусов).

2. Представленная характеристика нефтяных месторождений Ирака, отличающаяся наличием сложнопостроенных коллекторов, невысокой в большинстве случаев вязкостью пластовой нефти (до 15 мПа.с), а так же применением систем разработки с заводнением, показывает перспективность проектов, которые связаны с повышением охвата пластов вытесняющим агентом.

3. Изучение термостабильности эмульсии показало существенное преимущество состава, содержащего алкилфосфат, т.к. выдержка его при температуре 80 °С в течение длительного времени (более 5 суток) не вызывает расслаивания эмульсии, в то время как состав, содержащий только эмультал, расслаивается в течение 8 часов.

4. Эмульсия, содержащая эмульгатор, в состав которого помимо эмультала входит алкилфосфат, обладает заметным нарастанием вязкости при нагреве от 40 ° до 80 °С, в то время как у эмульсии, содержащей только эмультал, при нагреве от 40 ° до 80 °С вязкость последовательно снижается.

5. Результаты исследований изменения напряжения сдвига от скорости сдвига свидетельствуют, что замена в составе эмульсии 0,2 % об. эмультала на алкилфосфат позволяет увеличить напряжение сдвига предлагаемого в диссертации состава по сравнению с известным вариантом более чем в два раза и улучшить тампонирующие свойства новой эмульсии.

6. Фильтрационные исследования, проведенные как на водонасыщенной насыпной модели пласта, так и на модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью, показали преимущество эмульсии, приготовленной с использованием в качестве эмульгатора 1,3 % об. эмультала с добавкой в качестве соэмульгатора 0,2 % об. алкилфосфата, так как в этом варианте создаются наибольшие фильтрационные сопротивления и довытесняется большее количество остаточной нефти (более чем на 20 %).

7. Определены основные технологические критерии применения обратных эмульсий для промышленных масштабов их реализации, в том числе и для условий месторождений Ирака.

8. Для месторождений юга Ирака геолого-технологическими мероприятиями эффективными являются потокоотклоняющие технологии и, в частности, закачка тампонирующих составов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мохаммед Мохаммед Абдул Раззак, Москва

1. А. В. Старковский, Т. С. Рогова, "Эффективность применения силикатного геля для повышения нефтеотдачи пластов'\ Нефтяное хозяйство 2004г. № 4, с. 42-44.

2. А. С. № 675168 СССР. Н. М. Макеев, Е. Н. Ильясов. "Тампонажный раствор".

3. А. С. № 1317099 СССР. О. В. Позднеев, Э. Д. Пасихина. "Состав для изоляции водопритоков в скважине".

4. А. С. № 1623282. Н.И. Жильцов, Г.И. Самохвалова, Д.Ю. Крянев и др. "Состав для вытеснения нефти из пласта", приоритет установлен с 24.05.1989г.

5. Акульшин А. А. "Исследование вытеснения нефти из трещиновато-пористого пласта с использованием полимера ПОЛИКАР", Нефтяное хозяйство, 2000, № 1. с. 36-38.

6. Алмаев P. X., Рахимкулов И. Ф., Асмоловский В. С. и др. "Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения", Нефтяное хозяйство, 1990, № 9. с. 22-26.

7. Алмян В. А., Василив В. К., Столяров Е. В. "О влиянии некоторых факторов на механизм закупоривания пористой среды пеной при ограничении водопритока в нефтяные скважины", Труды ВНИИнефть -Вып. 73 М, 1980г., с. 33-37.

8. Алтунина J1. К., Кувшинов В. А., Боксерман А. А., Полковников В. В. "Повышение нефтеотдачи системами, генерирующими в пласте гель и

9. СО2 при тепловом воздействииНефтяное хозяйство, 1994, № 4. с. 4549.

10. Алтунина JI. К., Кувшинов В. А. "Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ", Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1995.- 198с.

11. Анисимов Н. И. "Влияние реологии полимерных растворов на селективность фильтрации в слоисто-неоднородном пласте", Интервал, 2000, № 4-5. с. 22-23.

12. Ахмедов К. С., Арипов 3. А., Ворская Г. Н. и др. "Водорастворимые полимеры и их взоимодействие с дисперсными системами''', Ташкент: ФАН, 1989, с. 50-56.

13. Борисов Ю. П., Воинов В. В., Рябинина 3. К. "Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений", М.: Недра, 1970. -128с.

14. Булгаков Р. Т., Газизов А. Ш., Юсупов И. Г. "Ограничение притока в нефтяные скважины", М.: Недра, 1976, - 172с.

15. В. Д. Лысенко "О повышении нефтеотдачи месторождения", РИТЭК, Международный Технологический Симпозиум Повышение Нефтеотдачи Пластов, Россия, Москва, РАГС при Президенте РФ, 13-15 Марта 2002г.

16. В. Н. Высоцкого, Н. П. Голенковой "Нефтяная геология и ресурсы ближнего и средного востока", Недра, 1977г. с. 72-76,115-117.

17. В. Н. Щелкачев, Б. Б. Лапук "Подземная гидравлика", PXD, Москва, Ижевск, 2001г.

18. В. В. Кукин, И. Д. Пик "Повышение эффективности промышленного применения полимеров в промысловых условиях. Физико-химическое воздействие на нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи", Труды «Гипровостокнефти», Куйбышев, 1987. с. 53-55.

19. Вейцер Ю. И., Минц Д. М. "Высокомолекулярные флокулянты в процессах очистки воды", М: Стройиздат, 1975г.

20. Вирпша 3., Бжезиньский Я."Аминопласты", М.: Химия, 1973. - 129с.

21. Габдрахманов А. Г., Алмаев P. X., Кашапов О. С. и др. "Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы", Нефтяное хозяйство, 1992, № 4.-с. 30-31.

22. Гаевой Е. Г., Каюмов Л. X., Крянев Д. Ю. и др. "Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин", Положительное решение о выдаче патента, № 97109166/03, приоритет от 17.06.97 г.

23. Газизов А. Ш., Махмудова Д. Р. "Совершенствование полимерного заводнения с применением полимер-дисперсных системАзербаджанское нефтяное хозяйство, 1987, № 10. с. 15-20.

24. Газизов А. Ш., Бобриков Г. Г. "Влияние полимер-дисперсных систем на выработку продуктивных пластов", Нефтяное хозяйство, 1991, № 4, с. 21-24.

25. Газизов A. 111. Галактионова JI. А., Адыгов В. С., Газизов А. А. "Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачиНефтяное хозяйство, 1998, № 2. с. 12-14.

26. Газизов А. Ш., Баранов Ю. В. "Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины", М.: Обзорная информация ВНИИОЭНГ, сер. «Нефтепромысловое дело», 1982, - 32с.

27. Газизов А. Ш. "Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увлечения добычи нефти и ограничения притока воды", Казань, НПО «Союзнефтепромхим», 1984, 20с. (РД 39-23-1187-84).

28. Газизов А. Ш., "Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки Москва НЕДРА 2002.

29. Газизов А. Ш., Низамов P. X. "Оценка эффективности технологии применений полимер-дисперсной системы по результатам промысловых исследований", Нефтяное хозяйство -1990г. № 7, с. 49-52.

30. Газизов А. Ш., Галактионова Л. А., Марданов А. Ф., Газизов А. А. "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимердисперсных систем и других химреогентов", Нефтепромысловое дело 1995г. № 2-3, с. 29-34.

31. Галеев Р. Г. '"''Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья", М., Куб., 1997г.

32. Галямов В. Г., Кукин В. В., Соляков Ю. В., и др. "Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств сшитых полимерных систем", Труды «Гипровостокнефти», Куйбышев, 1984. с. 87-94.

33. Галямов А. М., Рахимкулов Р. Ш. "Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений", М.: Недра, 1978г. - 207с.

34. Герасимов Олег "Иракская нефть", М. Наука, 1969г., с.184.

35. Гринберг Г. А., Дерябин В. В., Краснопевцева Н. В. и др. "Некоторые свойства полисахарида, синтезируелюго культурой Acinetobocter'\ Микробиологический журнал. М., 1987, т.49, № 4. с. 24-30.

36. Желтов Ю. П. "Исследования в области гидродинамики трещиноватых и литологически неоднородных пластов. Теория и практика добычи нефти", М.: Недра, 1968. - с. 32-38.

37. Зайнетдинов Т. И., Телин А. Г., Шишлова JI. М. "Новые композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов", Нефтепромысловое дело, 1995, № 8-10. -с. 36-38.

38. Зайнетдинов Т. И., Тазиев М. М., Хасанов М. М., Телин А. Г. "Сравнительная оценка технологической эффективности образцов полиакриламида разных марок методом нечетких множеств", Нефтеромысловое дело, №3, 1999г., с.23-27.

39. И. В. Высоцкого "Справочник по нефтяным м газовым месторождениям зарубежных стран, книга вторая", М.:, Недра, 1976г., 583с.

40. Ибатуллин Р. Р., Слесарева В. В., Корецкий А.Ф. и др. "Экспериментальные исследования композиций ПАВ для применения в процессах увеличения нефтеотдачи ПАВ и сырье для их производства'''', Тез. Докл. VII Всесоюз. Конф. (часть 1) Белгород, 1988г. - 232с.

41. Ибрагимов JI. X., Мищенко И. Т. "Интенсификация добычи нефти", М.: Нефть и газ, 1996. - 478с.

42. Ибрагимов JI. X., Мищенко И. Т., Цыкин И. В. "Увеличение продуктивности малодебитных скважин" М, 1999г.

43. Инструкция по промышленному внедрению метода регулирования разработки и повышения нефтеотдачи месторождений путем воздействия на призабойную зону пласта вязкоупругими составами, Куйбышев: Гипровостокнефть, 1986г., 63с (РД 39-0148311-209-86).

44. Исмагилов Т. А., Федоров К. М., Пичугин О. Н., Игдавлетова М. 3. Кинетика "Полимеризации термореактивного полимера КФ-Ж используемого для изоляции обводненных пропластков", Нефтепромысловое дело, 1995, № 8-10. с. 45-47.

45. Исмагилов Т. А., Латыпов А. Р., Баринова Л. Н., и др. "Изменение фильтрационных потоков в продуктивном пласте комплексным воздействием осадкообразующими композициями полимеров и нефтяными растворителями", Нефтепромысловое дело. 1995, № 8-10. с. 39-44.

46. Кан В. А., Поддубный Ю. А., Сидоров И. А., Чекалина Г. "Гидрогели из растворов силиката натрия", Нефтяное хозяйство, 1984г., № 10, с. 44-46.

47. Касим Басим М. Н. "Полимерное заводниние в сложностроенных коллекторах при учете локальных нелинейных эффектовДиссертация на соискание степени кандцидата технических наук. Москва, 2001г.

48. Каушанский Д. А. "Однокомпонентная полимерно-гелевыя система «Темпоскрин» как технология физико-химического воздействия на нефтяные пласты". II научно-практическая конференция "Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов", с. 40-43.

49. Каушанский Д. А. "Новые биотехнологические и физико-химические технологии воздействия на нефтяной пласт", Нефтяное хозяйство, 1997г. №11, с. 47-51.

50. Лебедев Н. А. "Резервы химических и биологических технологий воздействия на нефтяной пласт", Нефтяное хозяйство 1997г № 7, с. 16-18.

51. Леви Б. И. "Основы прогозирования физико-химического воздействия на пласт", Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, Уфа, 1987г.

52. Лютин Л. В. "Исследования поведения ПЕН в пористой среде и определения путей их использования для вопросы интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений СССР", М, ЦНИИТЭ нефтегаз, 1964г.

53. М. Н. Персиянцев, М. М. Каберов, JI. Е. Ленченкова "Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов", Оренбургское книжное издательство, 1999г.

54. Мирзаджанзаде А. X. и др. "О нелинейной фильтрации нефти в слоистых пластах", Нефтяное хозяйство, 1972. №1. - с. 44-48.

55. Мищенко И. Т., Кодрапок А.Т. "Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами", М.: Нефть и газ, 1996,- 190с.

56. Молчанов И. П., Палий А. О. "Перспективная технология ограничения водопритоков в добывающие скважины", Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 8, 1993г., с. 45-58.

57. Муслимов P. X., Шавалиев А. М. Хисамов Р. Б., Юсупов И. Г., "Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения", Изд. В 2-х т. М.: ВНИИОЭНГ, 1995г. - Т.И, 286с.

58. Муслимов P. X., Газизов А. Ш. "Научно-технологические основы повышения нефтеотдачи заводненныхМатериалы семинара дискуссии, Бугульма, 1996 г.: Казань, 1997 г.

59. Патент РФ, № 2065033. Е. Г. Гаевой, Д. Ю. Крянев, Р. С. Магадов и др., "Состав для извлечения нефти'\ 1996г.

60. Патент 4770245 США. "Process polymer geletion with controllable speed and its application at production of oiF.

61. Патент 4744418 США. "Polymeric systems with a delay gel construction perspective for increase oil production".

62. Патент 4706754 США. "Process of extraction ofpetroleum at use ofpolymers with a delay gel construction".

63. Патент 4797216 США. "Structuring mix of the slowed down action".

64. Патент 4749040 США. "Method fracturing of a layer with use of the structures containing titanics complexes with slowed down formation of cross connections".

65. Патент 1654554 СССР. JI. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, А. А. Элер и др. "Состав для повышения нефтеотдачи".

66. Патент СССР МКЕ 21В 43/22. Каушанский Д. А., Демьяновский В. Б. "Добавка к закачиваемой в пласт воде темпоскрин и способ получения добавкиЗаявка № 4713456 от 22.11.89.

67. Повышение уровня добычи нефти на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1998-2005г., Материалы конференции. г. Ноябрьск, 1-4 декабря 1997 г. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1998, - 412с.

68. С. А. Власов, Я. М. Каган, Н. В. Краснопевцева, А. М. Полищук, "Повышение нефтеотдачи с применением биополимеров", Международный Технологический Симпозиум Повышение Нефтеотдачи Пластов, Россия, Москва, РАГС при Президенте РФ, 13-15 Марта 2002г.

69. Сафанов Е. Н., Алмаев P. X. "Применение водоизолирующих химических реагентов", Нефтяное хозяйство, № 2, 1996г., с. 44-46.

70. Соляков Ю. В., Кукин В. В., Григоращенко Г. И., и др. "Некоторые особенности фильтрации растворов полиакриламидов в пористойсреде", Труды «Гипровостокнефти». -Куйбышев, 1974. Вып. XXII. - с.174.179.

71. Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов: III научно-производственная конференция, Сборник докладов. Самара, 2000. - 54с.

72. Сургучев М. JI. "Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов", М.: Недра, 1985. - 305с.

73. Сургучев М. Д., Горбунов А. Т., Забродин Д. П. и др. "Методы извлечения остаточной нефти", М.: Недра, 1991г., 348с.

74. Тазиев М. М. "Использование пенных систем для повышения добычи нефти в поздней стадии разработки", Геология, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади: Сборник научных трудов. Вып. 2. Под ред. Р. С. Хисамова. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998.- 208с.

75. Тазиева Э. М. "Повышение эффективности методов воздействия на поздней стадии разработки (на примере Абдрхмановской площади Ромашкинского месторождения)", Автореферат диссертации на соискание уч. степени к.т.н. М., 1997г.

76. Тазиева Э. М. '''"Эффективность применения ПДС на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения", Нефытепромысловое дело 1996г. №11.

77. Телин А. Г., Зайнетдинов Т. И., Ахметшин И. Д., Кольчугин И. С.,1.

78. Технический проект на разработку Ромашкинского и других месторождений ТАССР с применением новых методов повышения коэффициента нефтеизвлечения, Бугульма, 1990г.

79. Технология повышения выработки обводненных слоисто-неоднородных продуктивных пластов с применением составов на основе эфиров целлюлозы, Бугульма: ТатНИПИ, 1991г. (РД 39-0147585-079-92)

80. Урнаев К. Г., Швецов И. А., Соляков Ю. В. "Влияние проницаемости пористой среды на фильтрационные свойства растворов полимеров", -Нефтепромысловое дело, 1976, № 7. с. 12-17.

81. Фахретдинов Р. Н., Садыков М. Р., Рамазанов Р. Г., Галимов И. М. "Применение потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов", Труды Всероссийского совещания по разработки нефтяных месторождений, Альместьевск, 5-9 июня 2000г.

82. Федоров К. М., Пичугин О. Н., Латыпов А. Р., Гаврилова Н. М. "Метод расчета размеров и состава оторочки термореактивных полимеров, закачиваемых в пласт с целью изоляции водопритока", Нефтепромысловое дело, 1995, № 8-10. с. 82-84.

83. Физико-химическое воздействие на нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи, Труды «Гипровостокнефти», Куйбышев, 1987. 109с.

84. Хисамов Р. С. "Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений", Казань.: Изд. «МОНИТОРИНГ», 1996.- 288с.

85. Хисамутдинов Н. И. и др. "Проблемы извлечения остаточной нефти ^ физико-химическими методами", М.:ВНИИОЭНГ. - 2001. - 184с.

86. Ш. К. Гаффаров, P. X. Мусабиров, В.Н. Абрамов, И. JI. Малахова, А. С. Султанов, И. 3. Маннапов "Анализ эффективности циклической закачки сшитых полимерных систем на участке Бурейкинского месторождения", Нефтяное хозяйство 2004г. № 7, с. 20-23.

87. Швецов И. А. "Теоретические и практические основы применения полимеров для повышения эффективности заводнения нефтяных пластовДисс. докт. техн. наук. М.: ВНИИ, 1979. - 365с.

88. Швецов И. А., Манырин В. Н. "Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование", Самара, 2000. - 336с.

89. Швецов И., Бакаев Г., Кабо В., Перунов В., Соляков Ю. "Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт", Нефтяное хозяйство, № 4, 1994г., с. 37-41.

90. Швецов И. А. "Исследования нефтеотдачи на неоднородных моделяхпластов при закачке ПЕН", Груды КНИИНГ1 Вып. 35- Куйбышев, кн. изд., 1966г., 67с.

91. Buday, et al. "The Regional Geology of Iraq, Volume 2: Tectonism, Magmatism and Metamorphism", Directorate General of Geological Survey & Mining Investigation Library Publication, Baghdad (1987).

92. Buday, et al. "The Regional Geology of Iraq, Volume 1: Stratigraphy and Paleogeography", Directorate General of Geological Survey & Mining Investigation Library Publication, Baghdad (1980).

93. Degiorgis L. M. "The large-scale approach to change of water-injection structures", Petrol. Int. 1966. T. 30., № 8, c. 248-253.

94. Holbert O. R. "Effective tamping of injection wells by polymeric structures'''', Prod. Monthly, 1959, т. 23, № 11. с. 148-150.

95. Hower W. J. "Selective tamping of injection wells by structures received by a way of reaction polymerization", JPT. 1957. Vol. 9. № 1 c. 26-30.

96. Kulike W. M., Haase R. "Flow behaviour of dilute polyacrilamide solutions through porous media", Ind. Eng. Chem. Fundam., 1984, v.23, pp. 308-315.

97. M. W. Ibrahim "Petroleum Geology of Southern Iraq", American Association of Petroleum Geology. The basic data were provided by the Iraqi National Oil Co. and Iraqi Petroleum Co., 1982.

98. Perry C. W., Hertzberg R. H., Stosur J. J. "The Status of Enhanced Oil Recovery in the U.S.", 10th world petroleum congress, 1979, Bucharest PD-II.

99. Radler M. " World Crude and Natural Gas Reserves Rebound in 2000", Oil & Gas Journal, December 18,2000, pp. 122-123.

100. Sparling D. D. "Water invasion control in producing wells. Application of polyacrylamide", World Oil. 1984. - № 1. - pp. 137-142.