Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование технологий борьбы с осложнениями при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Республики Татарстан

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологий борьбы с осложнениями при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Республики Татарстан"

На правах рукописи

ВАЛИУЛЛИН Ильсур Вазихович

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ БОРЬБЫ С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЬШИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2008

003452244

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель -доктор технических наук, профессор

Рогачев Михаил Константинович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Долгий Иван Емельянович, кандидат технических наук

Стрижнев Владимир Алексеевич

Ведущее предприятие - ООО «ГАЗПРОМНЕФТЬ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЦЕНТР».

Защита диссертации состоится 28 ноября 2008 г. в 16 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени ГЛЗ.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 28 октября 2008 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета доктор технических наук, доцент

А.К.НИКОЛАЕВ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. В условиях истощения активных запасов нефти Республики Татарстан всё большую значимость для минерально-сырьевого комплекса Республики приобретают трудноизвлекаемые запасы, среди которых высоковязкие нефти составляют 39,5 %, запасы в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины - 19,5%. Разработка месторождений с водонефтяными зонами и высоковязкими нефтями сопровождается осложнениями: образованием «застойных зон»; преждевременным обводнением добывающих скважин; образованием асфальтосмолопарафиновых отложений в системе «пласт - скважина»; проявлением аномалий вязкости и подвижности нефти в пласте. Эффективность борьбы с вышеперечисленными осложнениями во многом зависит от качества и полноты исходной геологической информации, включающей в себя сведения о реологических, фильтрационных и физико-химических свойствах нефти. В связи с этим, а также с учетом роста доли трудноизвлекаемых запасов нефти как в Республике Татарстан, так и в Российской Федерации в целом, задачи исследования этих свойств, их прогнозирования и использования при разработке нефтяных месторождений становятся в настоящее время крайне актуальными.

В своих исследованиях автор опирался на труды известных специалистов в области разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, таких как Р.Г. Абдулмазитов, К.С. Баймухаметов, А.Ш. Газизов, Ш.А. Гафаров, Р.Н. Галеев, В.В. Девликамов, Р.Н. Дияшев, Ю.В. Желтов, П.В. Жуйко, Ю.В. Зейгман, М.М. Кабиров, Л.Е. Ленченкова, Е.В. Лозин, И.Т. Мищенко, А.Х. Мирзаджанзаде, М.К. Рогачев, М.А. Токарев, Р.Т. Фазлыев, З.Х. Хабибуллин, Э.М. Халимов, P.C. Хисамов и другие.

Актуальность темы диссертационной работы подтверждается ее включением в план НИР кафедры РНГМ СПГГИ (ТУ): «Выполнение работ по развитию центра коллективного пользования «Центр аналитических исследований региональных проблем минерально-сырьевого комплекса» (2007г.); «Разработка технологий воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи» (2008г.);

«Исследование основных параметров нефти, характеризующих ее неньютоновское поведение в пласте, для учета при проектировании разработки месторождения» (2006-2008гг.),

Цель работы - повышение эффективности борьбы с осложнениями при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Республики Татарстан (РТ) на основе учета и направленного регулирования реологических и фильтрационных свойств высоковязких нефтей, совершенствования метода контроля за выработкой запасов в водонефтяных зонах месторождений.

Идея работы заключается в необходимости учета аномалий вязкости и подвижности пластовых нефтей из отложений карбона РТ при проектировании разработки их месторождений, а также в направленном регулировании этих свойств (подавлении аномалий вязкости и подвижности) за счет использования физико-химических и тепловых методов воздействия на продуктивный пласт.

Основные задачи исследований:

1. Рассмотреть особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти РТ.

2. Провести экспериментальные исследования физико-химических, реологических и фильтрационных свойств нефтей залежей карбона РТ. Выполнить статистическую обработку их результатов, на основе которой получить математические модели для прогнозирования реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей залежей карбона РТ.

3. Разработать методику определения положения и размеров зон проявления аномальных свойств нефти в пласте («застойных зон»),

4. Обосновать способы и технологии подавления аномалий вязкости пластовых нефтей карбона РТ, для чего исследовать влияние неионогенных ПАВ на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти - асфальтены, а также влияние температуры на её реологические и фильтрационные свойства.

5. Усовершенствовать метод оптического контроля (на основе фотоколориметрии) за разработкой месторождений с обширными водонефтяными зонами.

Методы решения поставленных задач. Физическое и математическое моделирование изучаемых процессов, методы

математической статистики, лабораторные и графоаналитические исследования.

Научная новизна:

1. Установлена зависимость реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей из залежей среднего карбона РТ от действующих напряжений сдвига и градиентов давления соответственно при их течении и фильтрации. Реологические и фильтрационные исследования, впервые выполненные с моделированием пластовых условий, показали, что эти нефти обладают реологическими свойствами неньютоновских (аномальных) жидкостей с проявлением при течении и фильтрации тиксотропных свойств, аномалий вязкости и подвижности.

2. Выявлен механизм действия неионогенных ПАВ (на основе продуктов реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) на тиксотропные свойства аномальных нефтей. С помощью инфракрасной спектроскопии установлено диспергирующее действие неионогенных ПАВ на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти - асфальтены, вследствие чего уменьшается интенсивность проявления этих свойств.

Защищаемые положения:

1. Пластовые нефти из отложений среднего карбона РТ относятся к классу неныотоновских (аномальных) жидкостей и обладают тиксотропными свойствами, аномалиями вязкости и подвижности. Снижение интенсивности проявления этих свойств достигается путем теплового воздействия на нефть, а также при введении в неё неионогенных ПАВ (типа реагента-гидрофобизатора НГ-1), оказывающих диспергирующее действие на её основные структурообразующие компоненты - асфальтены.

2. Математические модели, полученные на основании статистической обработки результатов исследований реологических и фильтрационных свойств пластовых нефтей из отложений карбона РТ и представляющие собой корреляционные зависимости реологических и фильтрационных параметров нефтей от стандартных параметров этих нефтей и вмещающих их пород-коллекторов, позволяют усовершенствовать методику моделирования разработки нефтяных месторождений с учетом

аномалий вязкости нефти, в частности определять положение и размеры «застойных зон».

3. Комплексный оптический метод контроля за разработкой нефтяных месторождений с водонефтяными зонами позволяет оперативно и с достаточной для инженерных расчетов точностью определять характер стягивания контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций основана на теоретических и экспериментальных исследованиях, выполненных с моделированием пластовых условий, с использованием естественных образцов породы-коллектора, современной лабораторно-исследовательской аппаратуры и компьютерных технологий.

Практическая значимость работы:

1. Обосновано применение теплового и физико-химического воздействия на продуктивные пласты каменноугольных отложений РТ для подавления аномалий вязкости нефти.

2. Разработаны математические модели, позволяющие прогнозировать реологические и фильтрационные свойства пластовых нефтей из отложений карбона РТ при изменении основных стандартных параметров этих нефтей и вмещающих их пород-коллекторов.

3. Предложена методика определения положения и размеров зон проявления аномальных свойств нефти в пласте («застойных зон») путем построения и последующего совмещения карт граничных градиентов давления, построенных по результатам фильтрационных исследований, с картами распределения фактических градиентов давления в пласте, с использованием программного комплекса моделирования разработки нефтяных месторождений «ТРИАС».

4. Предложен комплексный оптический метод (на основе ультрафиолетовой фотоколориметрии нефтей) контроля за стягиванием контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Апробация работы. Результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на научно-технической конференции молодых ученых Санкт-Петербургского государственного горного института (СПГГИ (ТУ), 2006г.); конференции «Актуальные проблемы

нефтегазового дела» (Октябрьский филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ), 2006г.); международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (Казань, 2007г.).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 6 печатных работ, в том числе 1 по рекомендованному списку изданий ВАК, оформлена заявка на патент РФ (№ 2007140468/03).

Объем и структура диссертаииопной работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 146 страницах машинописного текста, содержит 71 таблицу, 43 иллюстрации, список литературы, включающий 146 наименований, и приложения. Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю профессору Рогачеву М.К., развитие идей которого, постоянное внимание и помощь способствовали выполнению работы; коллективу ОАО «Татнефтеотдача», сотрудникам кафедр РНГМ СПГГИ (ТУ) и УГНТУ, межкафедральной лаборатории спектроскопии СПбГУ и зав. кафедрой геологии АГНИ к.г-м.н., доценту Бурханову Р.Н. за помощь в подготовке диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается её актуальность, определяются цель, идея, задачи, излагаются защищаемые научные положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе приводится обзор месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти (ТЗН) РФ (залежей с обширными водонефтяными зонами (ВНЗ) и высоковязкими нефтями (ВВН)), а также рассмотрены особенности разработки таких месторождений РТ. Разработка месторождений с ТЗН РТ характеризуется такими осложнениями как преждевременное обводнение добывающих скважин, образование

асфальтосмолопарафиновых отложений в системе «пласт -скважина», проявление аномалий вязкости и подвижности нефти в пласте. Основной причиной этих осложнений является повышенное содержание в пластовой нефти структурообразующих компонентов

- асфальтенов. Повышение эффективности борьбы с осложнениями при разработке таких месторождений возможно на основе учета и направленного регулирования реологических и фильтрационных свойств ВВН, совершенствования методов контроля за выработкой запасов в ВНЗ месторождений. Диссертационные исследования в рамках поставленных задач выполнены на примере месторождений с ТЗН РТ (Степноозерское и Елгинское). Основные запасы нефти Степноозерского месторождения приурочены к карбонатным отложениям среднего (башкирский и московский ярусы) и нижнего (турнейский ярус) карбона. Нефти этих залежей являются высокосмолистыми и высоковязкими. Основные залежи нефти Елгинского месторождения приурочены к терригенным отложениям верхнего девона (кыновский и пашийский горизонты) и нижнего карбона (тульский и бобриковский горизонты). Залежи Елгинского месторождения характеризуются обширными водонефтяными зонами (до 60 - 80 % от общей площади залежи).

Во второй главе представлены результаты исследования реологических и фильтрационных свойств дегазированной и пластовой нефтей Степноозерского месторождения. Исследования этих свойств проводились на установке конструкции УГНТУ совместно с сотрудниками кафедры РНГМ УГНТУ и сводились к получению экспериментальных зависимостей между объемными расходами нефти через капилляр или образцы естественных пород и перепадами давления на их концах. Опыты проводились в условиях «фиксированные объемные расходы - меняющиеся перепады давления». Измерение перепадов давления производилось при установившихся режимах течения нефти. Опыты проводились при последовательном увеличении («прямой ход») и уменьшении («обратный ход») объемного расхода. По экспериментальным данным построены реологические линии (зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига) и кривые фильтрации нефти через образцы породы (зависимости градиента давления от скорости фильтрации). Исследования показали, что реологические линии и кривые фильтрации изучаемых нефтей (рис. 1) по форме аналогичны известным 8-образным кривым С. Оствальда. С помощью реологических линий и кривых фильтрации определены основные реологические и фильтрационные параметры исследуемых нефтей (табл. 1).

Рис.1. Реологические линии (а) и кривые фильтрации (б) пластовой нефти скв. М2462 Стенноозерского месторождения (>башкирский ярус)

Таблица 1

Реологические и фильтрационные параметры аномальных нефтей

Название, единицы измерения Обозначение Способ определения (формула, график)

Реологические параметры

Скорость сдвига, с'1 У у = 4С>/яг3

Напряжение сдвига, Па т т = ДРг/2/

Эффективная вязкость нефти, Па-с И ц = т/у

Вязкость нефти с неразрушенной структурой, Па с Цо Ц = т/у, реологическая линия

Вязкость нефти с разрушенной структурой, Пас Цга Ц = х/у, реологическая линия

Индекс аномалий вязкости ИАВ ИАВ = Но/

Предельное динамическое напряжение сдвига (ПДНС), Па 0 реологическая линия

Напряжение сдвига предельного разрушения структуры (НСПРС), Па Тт реологическая линия

Фильтрационные ха рактеристики

Скорость фильтрации, м/с V У = (}/Р

Градиент давления, Па/м ёгас1р егас! Р = ЛН/Ь

Подвижность нефти, м2/ Па-с (к/ц) к/ц = у^гас! Р

Подвижность нефти с неразрушенной структурой, м2/ Па с (к/Ц)о к/ц = у^гаё Р, кривая фильтрации

Подвижность нефти с разрушенной структурой, м2/ Па с (к/ц)т к/ц = ч/ц гас! Р, кривая фильтрации

Индекс аномалий подвижности ИАП ИАП = (к/ц)т/(к/ц)0

Градиент динамического давления сдвига (ГДДС), Па/м Н кривая фильтрации

Градиент давления предельного разрушения структуры (ГДПРС), Па/м нт кривая фильтрации

Обозначения в таблице 1: <3- объемный расход нефти через капилляр или образец породы, м3/с; г- радиус капилляра, м; АР -перепад давления на концах капилляра или образца породы, Па; I -длина капилляра, м; Р- площадь поперечного сечения образца породы, м2; Ь - длина образца породы, м.

Выполнена статистическая обработка результатов экспериментальных исследований и получены эмпирические формулы для расчета реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей Степноозерского месторождения с использованием таких стандартных параметров нефтей и вмещающих их пород-коллекторов как плотность (р, кг/м3) и вязкость (а, мПа-с) дегазированной нефти; содержание в нефти асфальтенов (А, % мае.) и смол (С, % мае.); газовый фактор нефти (Г, м3/м3); воздухопроницаемость породы (к, мкм2):

104-Г

(

:10'3

V

0,3105--^-+36,45 .- + 5,8| (2)

104-Г С )

(3)

к (/ ю4-гио4-г ) { с{ С ) 10 '-г с ))

(4)

к по4 г I Ю'-Г 1 { С( С ) 10 4-г-с I

= 1,96-10 —^г + 5-10

(5)

МЛ ц

Уг

г

£1 =5,4.10-3-4-+10-5 (6)

^)т /г

Коэффициенты корреляции для формул 1... 6 находятся в диапазоне 0,6... 0,9.

В формулах 1,2,3 и 4 параметр А/С можно определить через (Ксп)9оо по эмпирической формуле:

| = 644. Ю-3-227-Ю-3(7)

где (Кс„)9оо - коэффициент светопоглощения нефти при длине ультрафиолетовой волны 900 нм.

Исследования показали, что особенностями нефтей залежей карбона Степноозерского месторождения являются: высокие значения плотности и вязкости дегазированных нефтей, что объясняется повышенным содержанием в их составе асфальто-смолистых веществ; высокие значения вязкости пластовых нефтей при низких значениях газового фактора; при низких значениях газового фактора пластовых нефтей высокое содержание в попутном газе азота.

Образцы исследованных нефтей при температуре, равной пластовой, обладают аномалиями вязкости и подвижности, и их можно отнести к классу неньютоновских (аномальных) жидкостей. Такое поведение нефтей объясняется наличием в них пространственной структуры из асфальтеновых частиц.

Фильтрация исследованных нефтей через образцы естественных горных пород происходит при высоких значениях граничных градиентов давления, низких и переменных значениях подвижности нефти, что, безусловно, будет отрицательно сказываться на процессе ее извлечения из пласта и должно учитываться при проектировании разработки залежей этих нефтей.

Исследованные нефти обладают тиксотропными свойствами, которые выражаются в увеличении граничных напряжений сдвига и градиентов давления при оставлении нефти в покое из-за упрочнения ее пространственной структуры. Эти свойства необходимо, в первую очередь, учитывать при проектировании циклических методов воздействия на продуктивный пласт, а также при планировании эксплуатации скважин на периодических режимах. Прогнозирование реологических и фильтрационных свойств этих нефтей возможно с помощью предложенных в работе математических моделей.

Третья глава посвящена учету аномальных свойств пластовых нефтей карбона РТ, обоснованию и выбору методов и технологий подавления аномалий их вязкости и подвижности.

Разработана и предлагается к практическому использованию методика определения положений и размеров зон проявления аномальных свойств нефти в пласте («застойных зон»). Методика заключается в построении и последующем совмещении карт

граничных градиентов давления, построенных по результатам фильтрационных исследований, с картами распределения фактических градиентов давления в пласте, с использованием программного комплекса моделирования разработки нефтяных месторождений «ТРИАС».

На рисунке 2 представлены участки карт распределения градиентов давления предельного разрушения структуры нефти (Нт) и фактических градиентов давления в пласте, совмещенные со структурной картой по кровле пласта гипотетической залежи.

Рис. 2. Участки карт распределения градиентов давления предельного разрушения структуры нефти (Н„) (а) и фактических градиентов давления в пласте (б) Для обоснования методов и технологий подавления аномалий вязкости пластовых нефтей карбона РТ проведены исследования влияния неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ) типа реагента-гидрофобизатора НГ-1 (входящих в состав многих технологических жидкостей для вторичного вскрытия продуктивных пластов, глушения и стимуляции скважин) на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти -асфальтены, а также влияния температуры на реологические и фильтрационные свойства этих нефтей.

Изучение влияния НПАВ на асфальтены исследуемых нефтей проводили с помощью метода инфракрасной спектроскопии на ИК-спектрометре "8ресогс1-М85". Были сняты спектры проб нефти из залежей карбона с добавлением к ним НПАВ (рис. 3). Исследования проводились в диапазоне частот волновых колебаний от 1600 см"' до 1650 см'1, соответствующих колебаниям частиц асфальтенов.

В рассматриваемых спектрах (рис. 3) отчетливо проявляются две полосы поглощения: при частоте волновых колебаний «1610 см"1 (соответствующая колебаниям не возмущенных валентных колебаний ароматических связей) и « 1640 см"1 (соответствующая

колебаниям тех же связей, включенных в межмолекулярное, относительно слабое взаимодействие).

о о о с о Частота волновых

2 ^ § 12 колебаний, см'1

Рис. 3. Регистограммы спектров (слева направо) нефти, нефти+10% НПАВ и нефти+50% НПАВ Из сравнения трех описываемых регистограмм образцов нефти видно, что с увеличением концентрации НПАВ процентное светопропуекание нефти при частоте 1640 см"! уменьшается. Это происходит в результате увеличения количества ароматических ядер и роста свободной поверхности асфальтеновых частиц, что возможно только при их диспергировании. Такое диспергирующее действие НПАВ на асфальтены нефти должно привести к изменению её реологических свойств, что и было выявлено в результате реологических исследований нефти с добавлением к ней НПАВ (0,5-1 % мае.), выполненных на реотесте КЫ 4.1 (рис. 4 и 5). Как видно из рисунков 4 и 5 реологические линии «прямого хода» и «обратного хода» отличаются тем, что для пробы нефти с НПАВ расхождение между реологическими линиями «прямого хода» и «обратного хода» значительно меньше, чем расхождение между соответствующими реологическими линиями нефти без добавления НПАВ. Такой характер реологических кривых говорит о том, что после добавления НПАВ к нефти способность её пространственной структуры (образованной частицами асфальтенов) к тиксотропному восстановлению заметно снижается.

у. с-1

Рис. 4. Реологические линии "прямого и обратного хода" для дегазированной нефти

Рис, 5. Реологические линии "прямого и обратного хода" для дегазированной нефти с НПАВ Исследовано влияние температуры на реологические и фильтрационные свойства пластовых нефтей Степноозерского месторождения. Эксперименты проводились на установке конструкции УГНТУ. Результаты этих исследований показали существенное уменьшение реологических и фильтрационных параметров нефтей при увеличении температуры от пластовой (23 С0) до 80 С0: граничные напряжения сдвига нефти уменьшаются в среднем в 7-И1 раз, граничные градиенты давления нефти уменьшаются в среднем в 4 раза, вязкость нефтей с разрушенной и неразрушенной структурой снижается в среднем в 10 и 15 раз

соответственно, индексы аномалии вязкости и подвижности уменьшаются в среднем в 1,5 раза (табл. 2).

Таблица 2

Реологические и фильтрационные параметры проб пластовых нефтей Степпоозерского месторождения

Показатели скв. №2037 скв. № 2112 СКВ № 2667

23,С0 40,С0 60,С° 80,С0 23,С0 40,С0 60,С0 80, С° 23,С0 40,С0 60,С0 80,С0

Реологические параметры

0*,1О'3 Па 38 21 9 4 60 30 20 8 22 11 6 3

0**,1О"3 Па 20 11 4 1 31 16 10 4 11 5 3 2

ТпД-10'3 Па 52 29 12 6 81 40 25 12 30 15 10 5

тт**,-10"3 Па 28 16 7 3 43 20 15 7 16 8 6 3

1ат, мПа с 363 260 116 41 135 60 32 10 330 220 110 38

Но, мПа-с 2230 1160 450 150 714 270 137 42 1790 890 450 140

ИАВ 6,1 4,5 3,9 3,7 5,3 4,5 4,3 4,2 5,4 4,0 4,1 3,7

Фильтрационные параметры

к, мкм^ 0,386 0,240 0,089

Н*,-10Л МПа/м 40 23 14 10 83 48 30 20 54 31 20 14

Н**,-10'4,МПа/м 20 12 7 5 42 24 15 11 27 16 10 7

Нт*,-10'4.МПа/м 60 35 22 15 116 68 42 38 80 46 30 25

нга**,-10-4 МПа/м 32 18 12 8 61 36 22 16 42 24 15 И

Ша, Ю'' мкм2/ мПа с 0,71 1 2,3 6,4 1,18 2,95 5,9 22,1 0,166 0,250 0,510 1,45

(к/ц)о,-10"3 мкм2/ мПа с 0,113 0,21 0,49 1,7 0,220 0,652 1,4 6,4 0,029 0,059 0,134 0,368

ИАП 6,3 5,4 4,7 3,8 5,4 4,5 4,2 3,4 5,7 4,2 3,8 3,9

Примечание: здесь * - при прямом ходе, ** - при обратном ходе.

Таким образом, как показали результаты исследований, уменьшить интенсивность проявления аномалий вязкости и подвижности пластовой нефти, её тиксотропных свойств можно двумя способами: повышением температуры или введением в нефть НПАВ типа реагента-гидрофобизатора НГ-1. В реальных пластовых условиях первый из этих способов может быть реализован путем теплового воздействия на продуктивный пласт, а второй - при использовании физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пласта и стимуляции скважин. В последнем случае доставка НПАВ в пластовую нефть может быть обеспечена за счет их диффузии из нагнетаемых в пласт водных растворов или технологических жидкостей, используемых при обработках ПЗП,

вторичном вскрытии продуктивного пласта, глушении скважин перед их подземным ремонтом.

В четвертой главе представлены результаты исследования физико-химических и оптических свойств нефтей нефтяной зоны (НЗ) и ВНЗ Елгинского месторождения. Исследования оптических свойств нефтей проводились на фотоколориметре КФК-3 и сводились к получению зависимостей коэффициента светопоглощения (КсП) от длины волны (/, нм) монохроматического света - спектральные кривые. Анализ результатов исследований показал, что нефти ВНЗ более неоднородны по максимальным и минимальным значениям КсП, чем нефти НЗ (табл. 3), а с увеличением длины волны их различия по этим параметрам нивелируются (рис.6).

Таблица 3

Оптические свойства проб нефти Елгинского месторождения

№ скв. Зона Диапазон стабилизации, нм (Ken) CT (^cn)mm (Kcn)max ДКСП (А Ксп)шш " ' (Д Ксп)шах ■ '

70 НЗ 400-600 120 24,4 117,9 93,5 15-700 нм 54 - 800 нм

82 НЗ 400-600 100 27,2 122,5 95,33 10-400 нм 22 - 700 нм

50 НЗ 400-600 100 27,2 127,6 100,4 32 - 800 нм 53 - 500 нм

78 ВНЗ 400-600 106 0,9 138,6 137,7 39-800 км 67 - 400 им

85 ВНЗ 400-600 163,3 25,3 218,3 193,3 24 - 900 нм 94 - 400 нм

92 ВНЗ 400-600 130 27,6 154,7 127,1 29 - 900 нм 44 - 400 нм

Максимальные и минимальные значения Ксп характеризуют общие черты нефти бобриковского горизонта, а её генетические особенности, связанные с условиями залегания и разработки, более полно характеризует параметр ДКСП, рассчитываемый по формуле:

(8)

Абсолютные значения ДКСП значительно выше для проб ВНЗ, сами кривые более стабильны для проб НЗ (табл. 3), что связано с большей генетической сохранностью нефтей НЗ. Общими особенностями исследованных проб является стабильный характер кривых в спектральном диапазоне 400-600 нм (рис. 6).

/.нм

- проба № 1

----- проба № 2--------проба № 3

I, НЫ

400 500 да 700 800 400 500 600 700 800

Рис. 6. Спектральные кривые проб нефти скв.М182 (а) и скв. М 78 (б) Елгинского месторождения

Установлено, что оптические свойства добываемой нефти зависят от фильтрационно-ёмкостных свойств коллекторов. В частности с увеличением пористости, глинистости и понижением нефтенасыщенности коллекторов Ксп нефтей снижается.

Корреляция физических свойств проб нефти показала, что с увеличением их плотности (рн), вязкости (р), а также отношения плотности и поверхностного натяжения нефти (р„/о„) коэффициенты светопоглощения возрастают (рис. 7).

ь *

•

* 800нм.

А * 900 нм

Ц.мПас кот

910 рк, кг/м3

Рис. 7. Корреляция вязкости (а), плотности (б) и коэффициента

светопоглощения (Ксп) нефти Елгинского месторождения Установлено, что с увеличением перфорированной толщины (Н„) пласта возрастает расчетный параметр АКСП добываемой из него нефти. На рисунке 8 приведены спектральные кривые проб нефти, отобранных в апреле 2004г. и марте 2005г. Анализ изменения коэффициентов светопоглощения нефти Елгинского месторождения позволил определить характер стягивания контуров нефтеносности.

Рис. 8. Спектральные кривые проб нефти скв. №78 (а) и скв. №85 (б) Елгинского месторождения, отобранных в апреле 2004г. и марте 2005г.

Повышение эффективности контроля за разработкой месторождений нефти с обширными ВНЗ возможно благодаря сочетанию различных методов исследований и контроля, в том числе оптического. Предложен комплексный оптический метод, включающий определение коэффициента светопоглощения нефти (Ken); построение спектральных кривых; определение диапазона стабилизации КсП; определение Ксп, соответствующий этому диапазону - (Кся)ст; определение максимальных и минимальных значений К«, - (Ксп)тахи (Ксп)тт; определение расчетного параметра -ДКСП, его максимальных и минимальных значений - (ДКсп)тах и (ДКсп)тш. Анализ вышеперечисленных параметров позволяет оперативно и с достаточной для инженерных расчетов точностью определять характер стягивания контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Основные выводы и рекомендации

1. Пластовые нефти из отложений среднего карбона РТ относятся к классу неньютоновских (аномальных) жидкостей и обладают тиксотропными свойствами, аномалиями вязкости и подвижности. Эти свойства необходимо учитывать при проектировании разработки их месторождений.

2. Установлена зависимость реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей из залежей среднего карбона РТ от действующих напряжений сдвига и градиентов давления соответственно при их течении и фильтрации.

3.Предложены математические модели, представляющие собой корреляционные зависимости реологических и фильтрационных

параметров нефтей залежей карбона Степноозерекого месторождения от стандартных параметров этих нефтей и вмещающих их пород-коллекторов, позволяющие прогнозировать эти свойства нефтей в аналогичных геолого-физических условиях разработки месторождений. На их основе и с использованием программного комплекса моделирования разработки нефтяных месторождений «ТРИАС» разработана методика определения положения и размеров «застойных зон» в залежах аномальных нефтей.

4.Выявлен механизм действия неионогенных ПАВ (продуктов реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) на тиксотропные свойства аномальных нефтей. С помощью инфракрасной спектроскопии установлено диспергирующее действие этих реагентов на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти - асфальтены, вследствие чего уменьшается интенсивность проявления этих свойств. Результаты исследований позволяют рекомендовать неионогенные ПАВ к использованию при разработке месторождений аномальных нефтей в составе нагнетаемой в пласт воды, а также в составе технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивного пласта, глушении скважин перед их подземным ремонтом, обработках ПЗП.

5. Для залежей нефтей карбона РТ обоснована целесообразность теплового воздействия на продуктивные пласты, позволяющего существенно уменьшить степень проявления аномалий вязкости и подвижности пластовой нефти.

6.Предложен комплексный оптический метод контроля за разработкой нефтяных месторождений с водонефтяными зонами, позволяющий оперативно и с достаточной для инженерных расчетов точностью определять характер стягивания контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Содержание диссертации отражено в следующих печатных работах:

1. Бурханов Р.Н. Применение оптического метода в геолого-промысловых целях (на примере Елгинского месторождения нефти) / Бурханов Р.Н., Валиуллин И.В., Исмагилов О.З., Гайнетдинов Р.Ф. // Известия ВУЗов. Нефть и газ. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006 - №1. -С. 4-10.

2. Валиуллин И.В. Применение комплексного оптического метода в геолого-промысловых целях, на примере Винокуровской залежи / Валиуллин И.В. // Записки Горного института. С-Пб: СПГГИ, 2006 - Т. 167 4.2. - С.10 - 12.

3. Рогачев М.К. Обоснование и выбор растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловых системах / Рогачев М.К., Валиуллин И.В., Баймухаметов М.К. // Сб. научных трудов конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела». Октябрьский: Филиал УГНТУ, 2006 - С. 119123.

4. Рогачев М.К. Рациональное использование нефтяного сырья при разработке месторождений аномальных нефтей / Рогачев М.К., Кондрашева Н.К., Валиуллин И.В., Мардашов Д.В. // Материалы конференции «Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых». С-Пб: Химиздат, 2006 - С. 292 - 293.

5. Рогачев М.К. Особенности проектирования и мониторинга в разработке месторождений аномально-вязких нефтей / Рогачев М.К., Валиуллин И.В., Клейдман Д.М. // Материалы международной научно-практической конференции: повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов. Казань: издательство «Фэн», 2007 - С. 339 -340.

6. Молчанов A.A. Интенсификация притоков высоковязких нефтей с применением скважинного упругого воздействия на продуктивные пласты / Молчанов A.A., Рогачев М.К., Валиуллин И.В., Максютин A.B. // Материалы международной научно-практической конференции: повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов. Казань: издательство «Фэн», 2007. - С.417 - 420.

РИЦ СПГГИ 22 10 2008 3 478 Т 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д 2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Валиуллин, Ильсур Вазихович

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1.ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С

ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ.

1.1 .Месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти и осложнения, возникающие при их разработке.

1.2.3апасы и ресурсы < месторождений высоковязких нефтей в

России.

1.3.Запасы и ресурсы высоковязких нефтей в Республике

Татарстан.

1,4.Реологические свойства высоковязких нефтей.

1.5.Особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Республики Татарстан.

1.5.1.Особенности разработки Степноозерского нефтяного месторождения.

1.5.2.Особенности разработки Елгинского месторождения.

Выводы к разделу 1.

2.ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ ИЗ ОТЛОЖЕНИЙ КАРБОНА РЕСПУБЛИКИ

ТАТАРСТАН.

2.1 .Физико-химические свойства исследовавшихся нефтей.

2.2.Аппаратура и методика исследований реологических и фильтрационных свойств пластовых нефтей.

2.3.Результаты реологических и фильтрационных исследований нефтей.

2.4.Эмпирические формулы для расчета основных реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей.

Выводы к разделу 2.

3.ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБОВ И ТЕХНОЛОГИЙ УЧЕТА И ПОДАВЛЕНИЯ АНОМАЛИИ ВЯЗКОСТИ НЕФТИ ПРИ ЕЁ

ФИЛЬТРАЦИИ В ПЛАСТЕ.

3.1.Определение положения и размеров «застойных зон» при разработке залежей аномальных нефтей.

3.2.Обоснование способов и технологий снижения аномалий вязкости нефти в пласте.

3.2.1.Исследование влияния КЛАВ на дисперсность асфальтенов в нефти.

3.2.2.Исследование влияния температуры на реологические свойства нефти.

Выводы к разделу 3.

4.РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО ОПТИЧЕСКОГО МЕТОДА ДЛЯ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ЗАЛЕЖЕЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ.

4.1.Методика лабораторных исследований оптических свойств ^ нефти.

4.2.Геологическое строение и фильтрационно-емкостные ^ свойства коллекторов опытного участка месторождения.

4.3.Сравнительный анализ оптических свойств проб нефтей ^ нефтяной и водонефтяной зон.

4.4.Корреляция физических и оптических свойств проб нефти.

4.5.Корреляция фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и оптических свойств проб добываемой из них нефти.

4.6.Корреляция работающей толщины пласта и оптических ^ свойств проб нефти.

Выводы к разделу 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование технологий борьбы с осложнениями при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Республики Татарстан"

Актуальность темы.

В условиях истощения активных запасов нефти Республики Татарстан всё большую значимость для минерально-сырьевого комплекса Республики приобретают трудноизвлекаемые запасы, среди которых высоковязкие нефти составляют 39,5 %, запасы в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины - 19,5%.

Подобная тенденция стимулирует поисковые и геологоразведочные работы на углеводороды, а также разработку новых и совершенствование существующих методов увеличения нефтеотдачи.

Рост доли трудноизвлекаемых запасов нефти также вызван массовым переходом месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся низким пластовым давлением и высокой обводненностью добываемой продукции.

Высокая обводненность добываемой продукции вызвана масштабным и долговременным заводнением залежей и месторождений, что не бесследно сказывается на термобарических условиях залегания нефти и, как следствие, приводит к изменению её реологических и фильтрационных свойств. Кроме того, высокая расчлененность, вертикальная неоднородность пластов-коллекторов и отношение вязкостей нефти к вязкости вытесняющих агентов также способствуют быстрому обводнению.

Всё это наиболее ярко проявляется при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, и, в первую очередь, при разработке месторождений высоковязких (или аномально-вязких) нефтей, а также месторождений с обширными водонефтяными зонами.

Разработка месторождений с водонефтяными зонами и высоковязкими нефтями сопровождается следующими осложнениями:

• образованием застойных зон;

• преждевременным обводнением добывающих скважин из-за высокого отношения вязкостей нефти к вязкости вытесняющих агентов;

• образованием асфальтосмолопарафиновых отложений в системе «пласт - скважина»;

• проявлением аномалий вязкости и подвижности нефти в пласте.

Эффективность борьбы с вышеперечисленными осложнениями во многом зависит от качества и полноты исходной геологической информации, включающей в себя сведения о реологических, фильтрационных и физико-химических свойствах нефти. В связи с этим, а также с учетом роста доли трудноизвлекаемых запасов нефти как в Республике Татарстан, так и в Российской Федерации в целом, задачи исследования этих свойств, их прогнозирования и использования при разработке нефтяных месторождений становятся в настоящее время крайне актуальными.

В своих исследованиях автор опирался на труды известных специалистов в области разработки трудноизвлекаемых запасов нефти таких как Р.Г. Абдулмазитов, И.М. Аметов, Андреев В.Е.,Г.И. Баренблат, К.С. Баймухаметов, М.Г. Бернадинер, Г.Г. Вахнтов, А.Ш. Газизов, Ш.А. Гафаров, Р.Н. Галеев, В.В. Девликамов, Р.Н. Дияшев, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов, П.В. Жуйко, Ю.В. Зейгман, М.М. Кабиров, Ю.А. Котенев, И.М. Климушин, JI.E. Ленченкова, Е.В. Лозин, И.Л. Мархасин, И.Т. Мищенко, А.Х. Мирзаджанзаде, М.К. Рогачев, М.А. Токарев, Р.Т. Фазлыев, Л.И. Фердман, З.Х. Хабибуллин, Э.М. Халимов, Р.С. Хисамов, и многие другие.

Актуальность темы диссертационной работы подтверждается ее включением в план НИР кафедры РНГМ СПГГИ (ТУ): «Выполнение работ по развитию центра коллективного пользования «Центр аналитических исследований региональных проблем минерально-сырьевого комплекса» (2007г.); «Разработка технологий воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи» (2008г.); «Исследование основных параметров нефти, характеризующих ее неньютоновское поведение в пласте, для учета при проектировании разработки месторождения» (20062008гг.).

Цель работы — повышение эффективности борьбы с осложнениями при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Республики Татарстан (РТ) на основе учета и направленного регулирования реологических и фильтрационных свойств высоковязких нефтей, совершенствования метода контроля за выработкой запасов в водонефтяных зонах месторождений.

Идея работы заключается в необходимости учета аномалий вязкости и подвижности пластовых нефтей из отложений карбона РТ при проектировании разработки их месторождений, а также в направленном регулировании этих свойств (подавлении аномалий вязкости и подвижности) за счет использования физико-химических и тепловых методов воздействия на продуктивный пласт. Основные задачи исследований:

1. Рассмотреть особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти РТ.

2. Провести экспериментальные исследования физико-химических, реологических и фильтрационных свойств нефтей залежей карбона РТ. Выполнить статистическую обработку их результатов, на основе которой получить математические модели для прогнозирования реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей залежей карбона РТ.

3. Разработать методику определения положения и размеров зон проявления аномальных свойств нефти в пласте («застойных зон»).

4. Обосновать способы и технологии подавления аномалий вязкости пластовых нефтей карбона РТ, для чего исследовать влияние неионогенных ПАВ на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти - асфальтены, а также влияние температуры на её реологические и фильтрационные свойства.

5. Усовершенствовать метод оптического контроля (на основе фотоколориметрии) за разработкой месторождений с обширными водонефтяными зонами.

Методы решения поставленных задач

Физическое и математическое моделирование изучаемых процессов, методы математической статистики, лабораторные и графоаналитические исследования.

Научная новизна

1. Установлена зависимость реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей из залежей среднего карбона РТ от действующих напряжений сдвига и градиентов давления соответственно при их течении и фильтрации. Реологические и фильтрационные исследования, впервые выполненные с моделированием пластовых условий, показали, что эти нефти обладают реологическими свойствами неньютоновских (аномальных) жидкостей с проявлением при течении и фильтрации тиксотропных свойств, аномалий вязкости и подвижности.

2. Выявлен механизм действия неионогенных ПАВ (на основе продуктов реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) на тиксотропные свойства аномальных нефтей. С помощью инфракрасной спектроскопии установлено диспергирующее действие неионогенных ПАВ на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти - асфальтены, вследствие чего уменьшается интенсивность проявления этих свойств.

Защищаемые положения

1. Пластовые нефти из отложений среднего карбона РТ относятся к классу неньютоновских (аномальных) жидкостей и обладают тиксотропными свойствами, аномалиями вязкости и подвижности. Снижение интенсивности проявления этих свойств достигается путем теплового воздействия на нефть, а также при введении в неё неионогенных ПАВ (типа реагента-гидрофобизатора НГ-1), оказывающих диспергирующее действие на её основные структурообразующие компоненты - асфальтены.

2. Математические модели, полученные на основании статистической обработки результатов исследований реологических и фильтрационных свойств пластовых нефтей из отложений карбона РТ и представляющие собой корреляционные зависимости реологических и фильтрационных параметров нефтей от стандартных параметров этих нефтей и вмещающих их пород-коллекторов, позволяют усовершенствовать методику моделирования разработки нефтяных месторождений с учетом аномалий вязкости нефти, в частности определять положение и размеры «застойных зон». 3. Комплексный оптический метод контроля за разработкой нефтяных месторождений с водонефтяными зонами позволяет оперативно и с достаточной для инженерных расчетов точностью определять характер стягивания контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций основана на теоретических и экспериментальных исследованиях, выполненных с моделированием пластовых условий, с использованием естественных образцов породы-коллектора, современной лабораторно-исследовательской аппаратуры и компьютерных технологий.

Практическая ценность и реализация работы

1. Обосновано применение теплового и физико-химического воздействия на продуктивные пласты каменноугольных отложений РТ для подавления аномалий вязкости нефти.

2. Разработаны математические модели, позволяющие прогнозировать реологические и фильтрационные свойства пластовых нефтей из отложений карбона РТ при изменении основных стандартных параметров этих нефтей и вмещающих их пород-коллекторов.

3. Предложена методика определения положения и размеров зон проявления аномальных свойств нефти в пласте («застойных зон») путем построения и последующего совмещения карт граничных градиентов давления, построенных по результатам фильтрационных исследований, с картами распределения фактических градиентов давления в пласте, с использованием программного комплекса моделирования разработки нефтяных месторождений «ТРИАС». 4. Предложен комплексный оптический метод (на основе ультрафиолетовой фотоколориметрии нефтей) контроля за стягиванием контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Апробация работы.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на научно-технической конференции молодых ученых Санкт-Петербургского государственного горного института (СПГТИ (ТУ), 2006г.); конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела» (Октябрьский филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета (УГНТУ), 2006г.); международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (Казань, 2007г.).

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю, профессору Рогачеву М.К., развитие идей которого, постоянное внимание и помощь способствовали успешному выполнению работы.

При выполнении исследований автор получал консультации и помощь от Р.Н. Дияшева, JI.E. Ленченковой, А.А. Молчанова, О.З. Исмагилова, Д.Н. Грибовского, Р.Л. Рахимова и других специалистов, которым автор выражает искреннюю благодарность.

Особую благодарность автор выражает всем сотрудникам кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» СПГГИ (ТУ), УГНТУ, межкафедральной лаборатории спектроскопии СпбГУ и зав. кафедрой геологии АГНИ к.г.-м.н., доценту Бурханову Р.Н. за поддержку и помощь в подготовке диссертационной работы. и

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Валиуллин, Ильсур Вазихович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Анализ представленных в диссертационной работе результатов исследований позволяет сформулировать основные выводы и рекомендации по повышению эффективности разработки залежей аномальных нефтей и залежей с ВНЗ.

1. Основными осложнениями при разработке месторождений с ВВН и ВНЗ являются: проявление аномалий вязкости и подвижности нефти в пласте, образование «застойных зон», преждевременное обводнение добывающих скважин из-за высокого отношения вязкостей нефти к вязкости вытесняющих агентов; образование АСПО в системе «пласт — скважина».

2. Запасы тяжелых и высоковязких нефтей в Республике Татарстан выявлены в отложениях девонской, каменноугольной и пермской системах и составляют по разным данным от 1,130 до 18 млрд. т. Наибольшими масштабами распространения ВВН отличаются девонские и каменноугольные терригенные и карбонатные породы, причем извлекаемые запасы в карбонатных коллекторах в 4,4 раза превышают в терригенных. Освоенность потенциальных ресурсов нефти в карбонатных отложениях низкая и составляет 8,1-9,4%.

3. Пластовые нефти из отложений среднего карбона РТ относятся к классу неньютоновских (аномальных) жидкостей и обладают тиксотропными свойствами, аномалиями вязкости и подвижности. Эти свойства необходимо учитывать при проектировании разработки их месторождений.

4. Установлена зависимость реологических и фильтрационных параметров пластовых нефтей из залежей среднего карбона РТ от действующих напряжений сдвига и градиентов давления соответственно при их течении и фильтрации.

5. Фильтрация аномальных нефтей из отложений карбона РТ происходит при высоких значениях граничных градиентов давления, низких и переменных значениях подвижности нефти, что отрицательно влияет на процессе ее извлечения из пласта и должно учитываться при проектировании разработки залежей этих нефтей.

6. Предложены математические модели, представляющие собой корреляционные зависимости реологических и фильтрационных параметров нефтей залежей карбона Степноозерского месторождения от стандартных параметров этих нефтей и вмещающих их пород-коллекторов, позволяющие прогнозировать эти свойства нефтей в аналогичных геолого-физических условиях разработки месторождений. На их основе и с использованием программного комплекса моделирования разработки нефтяных месторождений «ТРИАС» разработана методика определения положения и размеров «застойных зон» в залежах аномальных нефтей.

7. Выявлен механизм действия неионогенных ПАВ (продуктов реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) на тиксотропные свойства аномальных нефтей. С помощью инфракрасной спектроскопии установлено диспергирующее действие этих реагентов на основные структурообразующие компоненты пластовой нефти — асфальтены, вследствие чего уменьшается интенсивность проявления этих свойств. Результаты исследований позволяют рекомендовать неионогенные ПАВ к использованию при разработке месторождений аномальных нефтей в составе нагнетаемой в пласт воды, а также в составе технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивного пласта, глушении скважин перед их подземным ремонтом, обработках ПЗП.

8. Для залежей нефтей карбона РТ обоснована целесообразность теплового воздействия на продуктивные пласты, позволяющего существенно уменьшить степень проявления аномалий вязкости и подвижности пластовой нефти.

9. Предложен комплексный оптический метод контроля за разработкой нефтяных месторождений с водонефтяными зонами, позволяющий оперативно и с достаточной для инженерных расчетов точностью определять характер стягивания контуров нефтеносности при внедрении в залежь подошвенных или законтурных пластовых вод.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Валиуллин, Ильсур Вазихович, Санкт-Петербург

1. Аббасов М.Т. Состав для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / Аббасов М.Т., Аббасов М.И., Абдулаев М.К.и др. -А.с. 1629493, Б.И. №7, 1991.

2. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Абдулмазитов Р.Г. //Уфа, ТатНИПИнефть, 2004, 268 с.

3. Абызбаев И.И. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана/ Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В.//Уфа: Баш. Изд-во «Китап» 1994, 180 с.

4. Акчурин В.А. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Акчурин В.А., Давлетгильдина С.Б., Задуллин С.С. А.с. 1685967, Б.И. №39, 1991.

5. Амелин И.Д. Внутрипластовое горение / Амелин И.Д. // М.: Недра, 1980, 230 с.

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

7. Антипин Ю.В. Интенсификация добычи нефти из высокообводненных карбонатных пластов / Антипин Ю.В., Лысенков А.В., Карпов А.А., Тухтеев P.M., Ибраев Р.А., Стенечкин Ю.Н. // Нефтяное хозяйство, 2007, № 5, с. 96 98.

8. Антониади Г. Д. Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей / Антониади Г.Д., Гарушева А.Р., Валуйский А.А., Симонов М.Е. / Состояние ресурсной базы ВВН России и перспективы их освоения//Краснодар, Советская Кубань, 2002 г. 312 с.

9. Антониади Г.Д, Настольная книга по термическим методам добычи нефти / Антониади Г.Д, Гарушев А.Р, Ишханов В.Г. // Краснодар, Советская Кубань, 2000 г. 267 с.

10. Ахмадуллин P.P. Добыча высоковязкой нефти в НГДУ "Нурлатнефть"/ Ахмадуллин P.P., Трифонов В.В. // Нефтяное хозяйство, 2004, №7, с. 31-33.

11. Байбаков Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений / Байбаков Н.К. Гарушев А.Р. // Москва, Недра, 1988, 343 с.

12. Батуева И.Ю. Химия нефти / Батуева И.Ю., Гайле А.А., Поконова Ю.В.// Ленинград, Химия. 1984, 360 с.

13. Бернадинер М.Г. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей / Бернадинер М.Г., Ентов В.М. // М.: Наука, 1975, 200 с.

14. Богомолова А.И. Современные методы исследования нефтей (Справочно-методическое пособие) / Богомолова А.И., Тяменко М.Б., Хотынцевой Л.И. Абрютина Н.Н., Абушева В.В., Арефьев О.А. // Ленинград, Недра, 1984, 431 с.

15. Богомольный Е.И. Интенсификация добычи высоковязких парафинистых нефтей из карбонатных коллекторов месторождений Удмуртии / Богомольный Е.И. // Москва — Ижевск, Институт компьютерных технологий, 2003, 272 с.

16. Борисов Ю.П. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. // М.: Недра, 1976, 285 с.

17. Булатов М.И. Практическое руководство по фотоколориметрическим и спектрофотометрическим методам анализа / Булатов М.И., Калинкин И.П. //. JL, «Химия», Изд. 4-е, пер. и доп, 1976, 376 с.

18. Булгаков Р.Т. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г., Юсупова И.Г. // М.: Недра, 1976, 175 с.

19. Буркина Н.П., Эталонный метод для определения коэффициента светопоглащения нефтей с большим содержанием веществ / Буркина Н.П., Григорьева К.М. // Нефтепромысловое дело: экспресс-информ. ВНИИОЭНГ, 1974, №10, с.1-3.

20. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. // Москва, Недра, 1988, 424 с.

21. Бурханов Р.Н. Геология природных битумов и высоковязких нефтей: учебное пособие. / Бурханов Р.Н., Ханнанов М.Т.// Альметьевск, 2004. 80 с.

22. Бурханов Р.Н. Применение оптического метода в геолого-промысловых целях (на примере Елгинского месторождения нефти) / Бурханов Р.Н., Валиуллин И.В., Исмагилов О.З., Гайнетдинов Р.Ф. // Известия ВУЗов, нефть и газ., С. 16-23.

23. Валиуллин И.В. Применение комплексного оптического метода в геолого-промысловых целях, на примере Винокуровской залежи // Валиуллин И.В. // «Записки Горного института». С-Пб: СПГГИ -2006 Т. 167 ч.2., С. 10 -12.

24. Вахитов Г.Г. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов / Вахитов Г.Г., Симкин Э.М. // Москва, Недра, 1985, 231 с.

25. Викторин В. Д. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам / Викторин В.Д., Лыков Н.А. // М.: Недра, 1980, 202 с.

26. Виноградова О. Возможность освоения ресурсов природных битумов Татарстана / Виноградова О. // Нефтегазовая Вертикаль, 2003, №12, с. 12-15.

27. Волошин А.И. Диагностика отложений АСПО в околоскважинной зоне пласта / Волошин А.И., Рагулин В.В., Ганиев И.М., Халимов Р.Х., Фахретдинов Р.Н., Манырин В.Н., Телин А.Г. // Интервал, 2003, № 8(55). с.5 -11.

28. Газизов А.А. Разработка и применение технологий увеличения конечной нефтеотдачи пластов на залежах высоковязких нефтей Ильмовского месторождения / Газизов А.А. // Интервал, 2003, № 8, с.68 72.

29. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья / Галеев Р.Г. // Москва, КУбК-а, 1997, 337 с.

30. Гарифуллин Ш.С. Состав для удаления асфальтосмолистых отложений нефтепромыслового оборудования / Гарифуллин Ш.С., Мухтаров Я.Г., Аптикаев Р.С. и др. -А.с.1629304, Б.И. №7, 1991.

31. Гафаров Ш.А. Повышение эффективности разработки месторождений с аномально-вязкими нефтями в карбонатных отложениях. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Гафаров Ш.А. // Уфа, УГНТУ, 2006, 48 с.

32. Гафаров Ш.А. Капиллярное вытеснение неньютоновских нефтей водой и водными растворами химреагентов в различных типах пористых сред / Гафаров Ш.А. // Интервал, 2003, № 8. с.62 65.

33. Гафаров Ш.А. Физические процессы в добыче нефти. Основы реологии нефти / Гафаров Ш.А., Харин А.Ю., Шамаев Г.А. // Уфа, УГНТУ, 2000, 75 с.

34. Герштанский О.С. Добыча высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождениях Казахстана / Герштанский О.С. // Нефтяное хозяйство, 2004, № 8, с. 110 113.

35. Гиматутдинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Гиматутдинов Ш.К., Ширковский А.И. // М.: Недра, 1982, 311 с. ^

36. Гришин Ф.А. Подсчет запасов нефти и газа в США / Гришин Ф.А. // Москва: Недра, 1993, 351 с.

37. Гуськова И.А. Механизм и условия формирования АСПО на поздней стадии разработки нефтяного месторождения (на примере НГДУ «Джалильнефть») Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Гуськова И.А. //, Бугульма, 1999, 19 с.

38. Девликамов В.В. Аномальные нефти / Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. // М.: Недра, 1975, 168 с.

39. Девликамов В.В. Физика пласта / Девликамов В.В. Хабибуллин З.А. //Уфа, УНИ, 1986, 80 с.

40. Девликамов В.В. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений / Девликамов В.В., Мархасин И.Л., Баболян Г.А. // М.:Недра, 1970, 160 с

41. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализ промыслово-геологических данных//М.: Недра, 1966, 124 с.

42. Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов / Дияшев Р.Н. // Казань, КГУ, 2004, 192 с.

43. Джавадян А.А. Разработка месторождений с высоковязкими нефтями. Проблемы и пути их решения. НК «Роснефть» / Джавадян А.А., Гавура В.Е. // ОАО «Роснефть-Термнефть», ОАО «РОсНИПИтермнефть», 2002, 158 с.

44. Дриацкая З.В. Нефти СССР. Том 2./ Дриацкая З.В., Ивченко Е.Г., Лазарева И.С. и др. // М.: Химия, 1972. 392 с.

45. Дриацкая З.В. Нефти СССР. Том 3./ Дриацкая З.В., Ивченко Е.Г., Лазарева И.С. и др. // М.: Химия, 1972. 392 с.

46. Жуйко П.В. Разработка принципов управления реологическими , свойствами аномальных нефтей. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Жуйко П.В. // Ухта, 2003, 300 с.

47. Ибрагимов Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. // М.: Недра, 1983,312 с.

48. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти / Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челояц Д.К. // М.: Наука, 2000, 414 с.

49. Ибрагимов Н.Г. Совершенствование методов защиты колонны НКТ от асфальтосмолопарафиновых отложений на промыслах Татарстана / Ибрагимов Н.Г. // Нефтяное хозяйство, 2005, № 6, с. 110-112

50. Ибрагимов Н.Г. Осложнения в нефтедобыче / Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. и др. // Уфа, Монография, 2003, 302 с.

51. Камьянов В.Ф. Гетероатомные компоненты нефти / Камьянов В.Ф., Аксенов B.C., Титов В.И. // Новосибирск, Наука, 1983, 238 с.

52. Каплан Л.С. Технология и техника воздействия на нефтяной пласта /Каплан Л.С., Каплан А.Л. // Октябрьский, ОГТМ РБ, 2000, 181 с.

53. Коноплев Ю.В., Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений / Коноплев Ю.В., Кузнецов Г.С., Лентьев Г.И. и др. // М.: Недра, 1986,221 с.

54. Кувшинова Н. Битумы заждались / Кувшинова Н., Москвин А. // Нефть России, 2003, №3, 34 с.

55. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами / Ленченкова Л.Е. // Москва, Недра, 1998, 394 с.

56. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов: учебное пособие / Ленченкова Л.Е., Кабиров М.М., Персиянцев М.Н. // Уфа, УГНТУ, 1998, 255 с.

57. Лесин В.И. Нетепловое воздействие электромагнитных и акустических полей на нефть для предотвращения отложений парафинов / Лесин В.И. // Нефтяное хозяйство, 2004, № 1, с. 68 70.

58. Липаев А.А. Тепломассоперенос в породах-коллекторах. Учебное пособие / Липаев А.А. Хисамов Р.С., Чугунов В.А. // Казань, Изд-во КМО, 1998, 168 с.

59. Лысенко В. Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений / Лысенко В.Д., Грайфер В.И. // М.: Недра, 2001, 564 с.

60. Магарил Р.З. Состав для удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / Магарил Р.З., Некозырева Т.Н., Ряшин В.М. -А.с. 1677050, Б.И. №34, 1991.

61. Магарил Р.З. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновогидратных отложений / Магарил Р.З., Некозырева Т.Н., Лотфуллин Р.Х. и др. А.с. 1778127, БИ№44,1992.

62. Мирзаджанзаде А.Х. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность / Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов Р.Н., Бахтизин Р.Н. // Уфа, Гилем, 1999, 464 с.

63. Мирзаджанзаде А.Х. Физика нефтяного и газового пласта / Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. // М.: Недра, 1992, 272 с.

64. Мирзаджанзаде А.Х. Парадоксы нефтяной физики / Мирзаджанзаде А.Х. //Баку, Азернешр, 1981, 148 с.

65. Моделевский М. С. Ресурсы нефти и газа и перспективы их освоения / Моделевский М. С., Гуревич Г. С., Хартуков Е. М. // Москва, Недра, 1983, 224 с.

66. Мусин М.М. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов / Мусин М.М., Муслимов Р.Х., Сайфуллин З.Г., Фаткуллин А.Х. // Казань, Отечество, 2001, 252 с.

67. Муслимов Р.Х., Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Учебное пособие. / Муслимов Р.Х.//Казань, КГУ, 2003, 352 с.

68. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Учебное пособие / Муслимов Р.Х. //Казань, Издательство "Фэн" Академии наук РТ, 2005 688 с.

69. Муслимов Р.Х. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана / Муслимов Р.Х., Мусин М.М., Мусин К.М. // Казань, Новое знание, 2000, 226 с.

70. Мухаметшин М.М. Роль углеводородных дисперсных систем в развитии и предупреждении техногенных осложнений при добыче нефти / Мухаметшин М.М., Тоник А.А., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В. // Науч. тр.

71. Второго Междунар. симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Том 1. Уфа: Реактив, 2000, с. 166-167.

72. Мухаметшин М.М. Повышение эффективности эксплуатации нефтепромысловых систем на месторождениях сероводородсодержащих нефтей / Мухаметшин М.М., Рогачев М.К.// Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001, 127 с.

73. Неверов В.Ф. Автоматизированная система контроля технологии обработок нефтяных скважин и нефтелиний с целью предотвращения асфальтосмолопарафиновых и солевых отложений / Неверов В.Ф., Афанасьев С.А. // Нефтяное хозяйство, 2005, № 5, с. 78 79.

74. Нурмухаметов Р.Н. Поглощение и люминесценция ароматических соединений / Нурмухаметов Р.Н. // Москва, Химия, 1971, 216 с.

75. Орлов Г.А. Комплексные физико-химические технологии обработки призабойной зоны нефтяных пластов / Орлов Г.А., Мусабиров М.Х, Ишкаев Р.К., Грубов А.И., Чепик С.К. // Ижевск, ООО «Печать-Сервис», 1999, 239 с.

76. Пагуба А.И. Состав для удаления асфальтосмолистых отложений / Пагуба А.И., Кулиджанов Ю.Я.- А.с. 1562433, Б.И. № 17, 1990.

77. Пагуба А.И. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений и способ его получения / Пагуба А.И., Кулиджанов Ю.Я., Богородский В.М. и др. -А.с. 1613471, Б.И. №46, 1990.

78. Пагуба А.И. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из скважин / Пагуба А.И., Кулиджанов Ю.Я., Богородский В.М.-А.с. 1609807, Б.И. №44, 1990.

79. Папок К.К. Словарь по топливам, маслам, смазкам, присадкам и специальным жидкостям (химмотологический словарь) / Папок К.К., Рогозин Н.А. //М.: Химия, Изд. 4-е.,1975, 392 с.

80. Пентин Ю.А. Инфракрасные спектры сложных молекул / Пентин Ю.А., Беллами JI. // Москва, Издательство иностранной литературы, 1963, 590 с.

81. Петров Н.А. Использование побочных продуктов газоперерабатывающих заводов Западной Сибири в составе композиций при удалении АСПО и ОПЗ / Петров Н.А., Есипенко А.И., Ветланд М.Л., Калашнев В.В. // Москва, ВНИИОЭНГ, 1995, 60 с.

82. Пилипец И.А. Особенности контроля и регулирования разработки многопластовых нефтяных месторождений Предкарпатья / Пилипец И.А., Амелин И.Д. // Нефт. пром-стъ. Сер. Нефтепромысловое дело: Обзор информ. -Москва, ВНИИОЭНГ, 1980. 47 с.

83. Прозорова К.В. Вибрационный способ и ингибирующие присадки для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Прозорова К.В., Лоскутова Ю.В., Юдина Н.В., Рикконен С.В. // Нефтегазовые технологии, 2000, № 5, с.13 16.

84. Рагулин В.В. Разработка технологии удаления АСПО с поверхности нефтепромыслового оборудования / Рагулин В.В., Ганиев И.М., Волошин А.И., Латыпов О.А. // Нефтяное хозяйство, 2003, № 11, с. 89 91

85. Рахматуллина Г.М. Применение ингибитора парафиноотложений комплексного действия СНПХ-7941 / Рахматуллина Г.М., Володина Е.Л., Запеклая Г.Н. // Нефтяное хозяйство, 1998, № 2, с. 64 65.

86. Рейнер М. Деформация и течение. Введение в реологию / Рейнер М. //М.: Гостоптехиздат, 1963, 382 с.

87. Рогачев М.К. Исследование влияния поверхностно-активных веществ на свойства аномально-вязких нефтей: Дис. . канд. техн. наук. / Рогачев М.К. //Уфа, УНИ, 1976, 160с.

88. Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Рогачева М.К. // Уфа, УГНТУ, 2002, 312 с.

89. Рогачев М.К. Реология нефти и нефтепродуктов. Учебное пособие / Рогачев М.К., Кондрашева Н.К. // Уфа, УГНТУ, 2000, 89 с.

90. Рогачев М.К. Разработка и подбор высокоэффективных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений / Рогачев М.К., Доломатов М.Ю., Баймухаметов. // Интервал, 2003, № 8(55), с.59 61

91. Рогачев М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти / Рогачев М.К. // Уфа, Гилем, 1999, 75 с.

92. Рузин JI.M. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Рузин JI.M., Чупров И.Ф.// Ухта, УГТУ, 2007, 244 с.

93. Савкевича С.С. Инфракрасная спектроскопия нефтей и конденсатов (вопросы методики) / Савкевича С.С., Калугина Н.П., Глебовская Е.А., Бабаев Ф.Р., Мухамедов П.Р.// А.: Ылым, 1990, 240 с.

94. Самакаев Р.Х. Состав для удаления асфальтосмолистых отложений / Самакаев Р.Х., Дытюк Л.Т., Басов Ю.А. и др. -А.с. 1594266, Б. И. № 35, 1990.

95. Сафин С.Г. Разработка композиций для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании / Сафин С.Г. // Нефтяное хозяйство, 2004, № 7, с. 106 109

96. Сафонов Е.Н. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана / Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. // Уфа, РИЦ АНК "Башнефть", 1997-C.247

97. Сизоненко О.Н. Влияние добавок ПАВ, обработанных электрическим зарядом, на реологические параметры нефти / Колмогорова Р.П., Искимжи А.И., Тафтай Э.И., Ткаченко А.К. Хвощан О.В. // Нефтяное хозяйство, 2003, № 11, с. 79 81

98. Соколов Л.А. Использование кривых светопоглощения нефти в процессе добычи нефти из мощных трещиноватых коллекторов / Соколов Л.А. // Нефтепромысловое дело, Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ, 1974, №8, с.9-11

99. Соколов Л.А. Применение коэффициента светопоглощения нефти для контроля за процессом смешивающегося вытеснения / Соколов Л.А., Чижова Л.Н. Багов Р.Н. // Нефтепромысловое дело, Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ, 1974, №11, с.2-4

100. Соколовский Э.В. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Соколовский Э.В., Кузьмин А.В., Соловьев Г.Б. и др. А.с. 1782234, Б.И. № 46, 1992.

101. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / Сургучев М.Л. // Москва, Недра, 1985, 308 с.

102. Сюзев О.Б. Способ обработки призабойной зоны пласта / Сюзев О.Б., Валиуллин И.В., Максютин А.В. // Заявка на патент РФ

103. Сюняев З.И. Нефтяные дисперсные системы / Сюняев З.И., Сафиева Р.З., Сюняев Р.З. // М.: Химия, 1990, 226 с.

104. Телин А.Г. Состав для удаления асфальтосмолопарафинистых отложений в водонагнетательных скважинах / Телин А.Г., Доломатов М.Ю., Рогачев М.К. и др. Пат. 2011800 РФ, Б.И. №8, 1994.

105. Токарев М.А. Анализ эффективности применения методов повышения нефтеотдачи на крупных объектах разработки: учебное пособие / Токарев М.А., Амерова Э.Р., Газизов А.А., Денисламов И.З. // Уфа, УГНТУ, 2001, 115 с.

106. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений / Тронов В.П. // Казань, Фэн, 2004, 584 с.

107. Туманян Б.П. Научные и прикладные аспекты теории нефтяных дисперсных систем / Туманян Б.П. // М.: ООО "ТУМА ГРУПП", Изд. Техника, 2000, 336 с.

108. Фаниев Р.Д. Обоснование методов интенсификации разработки нефтяных месторождений / Фаниев Р.Д., Онитриенко В.П., Кляровский Г.К. // М.: Недра, 1971, 148 с.

109. Фахретдинов Р.Н. Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов / Фахретдинов Р.Н., Ганиев Р.Ф. и др. // Уфа, Гилем, 1998, 238 с.

110. Хайруллин И.А. Новый эффективный реагент инта 12 для снижения вязкости нефти / Хайруллин И.А., Рафиков А.А., Козин В.Г., Башкирцева Н.Ю., Трифонова О.Ю. // Нефтяное хозяйство, 2002, № 1, с. 69 71.

111. Хайретдинов Н.Ш. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции / Хайретдинов Н.Ш., Андреев В.И., Котенев Ю.А. // Уфа, УГНТУ, 2000, 150 с.

112. Халимов Э.М. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР: справочное пособие / Халимов Э.М., Климушин И.М., Фердман Л.И. // Недра, 1987, 174 с.

113. Ханнанов Р.Г. Разработка и применение многофункциональных композиций химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Ханнанов Р.Г. // Уфа, УГНТУ, 2005, 22 с.

114. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: учебное пособие / Хисамов Р.С. // Альметьевск, 2005, 173 с.

115. Хисамов Р.С. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием / Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. // М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003, 568 с.

116. Хисамов Р.С. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием / Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. // М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2003, 568 с.

117. Хисамутдинов Н.И. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами / Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. и др. // М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2001, 184 с.

118. Хургин Я.И. Статистическое моделирование / Хургин Я.И., Фастовец И.О. // Москва, 2003. 72 с.

119. Шандрыгин А.Н. Разработка залежей тяжелой нефти и природного битума методом парагравитационного дренажа (SAGD) / Шандрыгин А.Н., Нухаев М.Т., Тертычный В.В. // Нефтяное хозяйство, 2006, № 7, с. 92 96.

120. Шамрай Ю.В. Композиционные составы углеводородных растворителей для ОПЗ и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования / Шамрай Ю.В., Шакирзянов Р.Г., Лисицына М.Н. // Нефтяное хозяйство, 1998, № 2, с. 52 53.

121. Шамрай Ю.В. Состав для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Шамрай Ю.В., Новиков В.Ф., Шакирзянов Р.Г. и др. А.с. 1613472, БИ № 46, 1990.

122. Шелепов В.В. Мониторинг разработки нефтяных месторождений с использованием системы ТРИАС / Шелепов В.В. // Нефтяное хозяйство, 2003, №11, с. 49-50.

123. Шиманский В.В. Разработка литогенетической модели Степноозерского месторождения Мелекесской НО / Шиманский В.В. // Санкт-Петербург, ООО «Горизонт-гео», 2003, 140 с.

124. Andreata G. Ultrasonic Determination of the Critical Nanoaggregate Concentration of Asphaltenes and the Critical Micelle Concentration of Standard Surfactants / Andreata G., Bostrom N., Mullins O.C. // Langmuir, 2005, № 21, pp. 2728 2736.

125. Butler R.M. Thermal Recoveiy of Oil and Bitumen / Butler R.M. // Englewood Cliffs, N.J.: Prentice Hall, 1991, pp. 285-359.

126. Chen Z. Heavy oils. Part I. / Chen Z. // SIAM News, 2006, 39:3.

127. Curtis С. Heavy oil reservoirs / Curtis C., Kopper R., Decoster E., Guzman-Garcia A., Huggins C., Knauer L., Minner M., Kupsch N., Linares L.M., Rough H., Waite M. // Oilfield Rev., Autumn, 2002, pp. 30-51.

128. Gawrys K.L. How Ashpaltenes Aggregate: Role of Chemistry and Solvent. A dissertation for the Degree of Doctor of Philosophy / Gawrys K.L. // Chemical Engineering. Raleigh, 2005.

129. Chen Q. Time-lapse seismology to determine foamy oil and wormhole footprints in a heavy oil cold production reservoir / Chen Q. // M.S. Thesis, Department of Geology and Geophysics, Calgary, Alberta, December, 2004.

130. Goncalves S. Absorbance and Fluorescence Spectroscopy on the Aggregation Behavior of Asphaltene-Toluene Solutions / Goncalves S., Castillo J., Fernandez A., Hung J. // Fuel, 2004, №83, pp. 1823 1828.

131. Head E.L. Reservoir anisotropy determination with multiple probe pressures / Head E.L., Bettis F.S. // JPT, № 12, 1993.

132. Jabbour, C. "Oil Recovery by Steam Injection: Three-phase Flow Effects" / Jabbour, C., Quintard, M., Bertin, H., and M. Robin // J. of Pet. Science and Engineering, Vol. 16, 1996, pp.109- 130

133. Layrisse I. Heavy oil production in Venezuela: Historical recap and scenarios for the next century / Layrisse I. // Paper SPE 53464, presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas, February 16-19, 1999.

134. Savins F.G. Non-newtonian flow through porous media / Savins F.G. // Ind. Eng. Chem.1969. V,61, №10, p. 18-47

135. Yarranton H.W. Asphaltene Self-Association / Yarranton H.W. // J. Dispersion Science and Technology, 2005, № 26, pp. 5-8.