Обоснование технологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин при подземном ремонте

Мардашов, Дмитрий Владимирович

Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин при подземном ремонте"

На правах рукописи

МАРДАШОВ Дмитрий Владимирович

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РЕГУЛИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИН ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ

Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

□□3452242

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2008

003452242

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

Николаев Николай Иванович,

кандидат технических наук

Галимов Ильдар Магафурович

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

Защита диссертации состоится 28 ноября 2008 г. в 14 ч на заседании диссертационного совета Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.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. Многочисленные исследования состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) после проведения операций по глушению нефтегазовых скважин свидетельствуют о снижении дебитов по нефти, росте обводненности, увеличении сроков вывода скважин на режим. Процесс глушения является важным технологическим этапом, предшествующим проведению подземного ремонта скважины (ПРС), одной из задач которого является сохранение и восстановление естественных фильтрационных характеристик ПЗП.

Согласно опыту разработки нефтяных месторождений, ухудшение коллекторских свойств ПЗП происходит вследствие отрицательного влияния технологических жидкостей, используемых в процессах вскрытия продуктивного пласта, подземного ремонта и эксплуатации нефтяных скважин. Применение традиционно используемых составов на водной основе в качестве жидкостей глушения скважин (ЖГС) приводит к значительному снижению проницаемости по углеводородной фазе и, как следствие, снижению темпов добычи нефти.

Сегодня внимание исследователей и практиков уделено химическим методам сохранения и улучшения фильтрационных свойств ПЗП, а именно, составам ЖГС на углеводородной основе и гидрофобизирующим водным растворам. За рубежом использование подобных составов превышает 21 %, в России составляет лишь 1 %. Перспектива использования гидрофобизирующих систем обусловлена наличием ряда преимуществ по сравнению с традиционно применяемыми составами на водной основе.

В связи с этим исследования, связанные с разработкой новых гидрофобизирующих составов ЖГС и технологий их применения для сохранения, восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП при подземном ремонте, считаются актуальными в нефтегазовой отрасли.

Актуальность темы диссертационной работы подтверждается ее включением в план НИР кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Санкт-Петербургского государственного горного института им. Г.В. Плеханова (технического университета) (СПГГИ (ТУ)): «Выполнение работ по развитию центра коллективного пользования «Центр аналитических исследований региональных проблем

минерально-сырьевого комплекса» (2007 г.); «Разработка технологий воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи» (2008 г.).

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин путем использования при их глушении перед подземным ремонтом технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение, восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.

Идея работы заключается в направленном регулировании фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины при подземном ремонте в различных геолого-физических и технологических условиях разработки месторождений за счет использования гидрофобизирующих составов технологических жидкостей.

Задачи исследований:

1. Анализ современного состояния технологий воздействия на ПЗП при глушении и стимуляции скважин.

2. Выявление причин, приводящих к ухудшению фильтрационных характеристик ПЗП.

3. Изучение состава и свойств жидкостей и реагентов для глушения и стимуляции скважин.

4. Разработка новых химических составов жидкостей глушения и стимуляции скважин.

5. Разработка новой рецептуры эмульгатора обратных водонефтяных эмульсий.

6. Исследование влияния разработанных составов на фильтрационные свойства пород-коллекторов.

7. Разработка технологий применения новых составов жидкостей глушения и стимуляции скважин, установление области их эффективного применения.

Методика исследований включала в себя комплекс теоретических, экспериментальных и аналитических работ с использованием стандартных и разработанных методик проведения исследований. Экспериментальные исследования проводились на современном высокоточном оборудовании с моделированием термобарических пластовых условий. Обработка

экспериментальных данных производилась с помощью современных компьютерных технологий, известных закономерностей подземной гидромеханики и установленных факторов.

Научная новизна работы заключается в установлении и экспериментальном подтверждении способности обратно-эмульсионных составов, стабилизированных реагентом-эмульгатором - продуктом реакции полиэтиленполиамина с легкой фракцией таллового масла, и составов водной дисперсии продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла оказывать гидрофобизирующее воздействие на терригенную и карбонатную породу-коллектор при использовании их в качестве жидкостей глушения и стимуляции скважин перед подземным ремонтом.

Защищаемые научные положения:

1. Применение в качестве жидкостей глушения и стимуляции скважин перед подземным ремонтом обратных водонефтяных эмульсий, стабилизированных реагентом-эмульгатором - продуктом реакции полиэтиленполиамина с легкой фракцией таллового масла, способствует сохранению (при использовании в качестве дисперсной фазы водных растворов солей) и улучшению (при использовании в качестве дисперсной фазы водных растворов соляной кислоты) фильтрационных характеристик ПЗП.

2. Состав ЖГС в виде 1 %-ой водной дисперсии поверхностно-активного вещества (продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) оказывает гидрофобизирующее воздействие на пористую среду продуктивного коллектора, что приводит к восстановлению фильтрационных характеристик ПЗП.

3. Разработанный эмульгатор (продукт синтеза растительного масла и аминов) позволяет получать агрегативно устойчивые и термостабильные обратные водонефтяные эмульсии, которые могут применяться при глушении скважин с повышенными пластовыми температурами (до 80 °С).

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется достаточным уровнем теоретических и экспериментальных исследований с использованием современного высокоточного оборудования, высокой степенью сходимости расчетных величин с фактическими данными, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическая значимость работы: 1. Разработаны новые составы жидкостей глушения и стимуляции скважин:

• блокирующий состав обратной водонефтяной эмульсии

(ОВНЭ) и интенсифицирующий состав обратной кислотонефтяной эмульсии (ОКНЭ), стабилизированные реагентом-эмульгатором (продуктом реакции

полиэтиленполиамина с легкой фракцией таллового масла); • гидрофобизирующий состав - 1 %-ая водная дисперсия реагента-гидрофобизатора (продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла).

2. Разработана технология глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом с использованием блокирующего состава ОВНЭ, стабилизированного реагентом-эмульгатором на основе полиэтиленполиамина и легкой фракции таллового масла. Данная технология внедрена на месторождениях Западной Сибири (Покачевское, Северо-Покачевское, Южно-Покачевское, Урьевское, Нивагальское). Результаты промысловых испытаний показали увеличение дебитов скважин в среднем на 5-10 м3/сут, сокращение сроков их вывода на режим до 1-3 суток и снижение обводненности добываемой продукции на 20-30 %.

3. Разработана новая рецептура реагента-эмульгатора (на основе растительного масла и аминов) для приготовления агрегативно устойчивых и термостабильных эмульсионных составов ЖГС. Данный реагент внедрен в промышленное производство и в настоящее время поставляется на ряд нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.

4. Разработан способ приготовления обратных эмульсий для глушения и стимуляции скважин, позволяющий улучшить стабильность данных систем и упростить процесс их приготовления путем увеличения интенсивности перемешивания (заявка на патент РФ № 2007142132/03).

5. Предложена технология воздействия на ПЗП (без привлечения бригады по капитальному ремонту скважин) с целью регулирования фильтрационных характеристик продуктивного коллектора при глушении скважин перед подземным ремонтом.

6. Обоснована область применения новых составов жидкостей глушения и стимуляции скважин перед подземным ремонтом с учетом геолого-физических и технологических условий разработки месторождения.

7. Материалы диссертационной работы внедрены в учебный процесс и используются при чтении лекций по дисциплинам «Подземный и капитальный ремонт скважин», «Технология и

техника методов повышения нефтеотдачи пластов», «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», «Подземная гидромеханика» студентам специальности 13.05.03 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Апробация работы. Основные положения, результаты экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на У1-ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007); Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела» (Октябрьский филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета, 2006); Всероссийской научно-технической конференции «Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых» (Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный технологический институт (технический университет), 2006); ежегодных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы недропользования» (Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет), 2006, 2007, 2008).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 1 по рекомендованному списку изданий ВАК, оформлена заявка на патент РФ.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 148 наименований, и приложений. Материал диссертации изложен на 130 страницах машинописного текста, включает 11 таблиц, 29 рисунков и 3 приложения.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю профессору Рогачеву М.К., развитие идей которого, постоянное внимание и помощь способствовали выполнению работы; коллективу филиала ООО «Ойл Технолоджи Оверсиз» в г. Самара и ООО «Синтез-ТНП» (г. Уфа, Республика Башкортостан), а также сотрудникам кафедры РНГМ СПГГИ(ТУ) за помощь в подготовке диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе рассмотрены основные причины ухудшения фильтрационных характеристик ПЗП. Установлены преимущества и недостатки применения различных типов жидкостей глушения и стимуляции скважин. Обобщены основные требования, предъявляемые к технологическим жидкостям на всех этапах эксплуатации скважины, начиная от вскрытия пласта и заканчивая консервацией скважины.

Проблемой повышения эффективности эксплуатации скважин за счет сохранения и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП занимались отечественные и зарубежные ученые: АмиянВ.А., Антипин Ю.В., АхметовА.А., АшировК.Б., Булатов А.И., Валеев М.Д., Валеев Ш.И. Вахитов Г.Г., Грей Дж., Девликамов В.В., Дияшев Р.Н., Желтов Ю.В., Зейгман Ю.В., Ибрагимов JI.X., Кендис М.Ш., Кузнецов Ю.С., Ленченкова Л.Е., Мирзаджанзаде А.Х., Мищенко И.Т., Мусабиров М.Х.,

Муслимов Р.Х., Орлов Г.А., Петров H.A., Позднышев Г.Н., Рогачев М.К., Рябоконь С.А., Сидоровский В. А., Симкин Э.М., Сургучев М.Л., Телин А.Г., Токарев М.А., Токунов В.И., Фахретдинов Р.Н., Хавкин А.Я., Хисамутдинов Н.И., Юсупов И.Г. и многие другие.

Промысловый опыт свидетельствует о том, что применение традиционно используемых составов ЖГС на водной основе приводит к значительному ухудшению проницаемости ПЗП, в частности, снижаются дебиты по нефти, увеличиваются сроки вывода скважин на режим и повышается обводненность добываемой продукции.

Все это говорит об актуальности работ, связанных с разработкой новых технологий глушения и стимуляции скважин, обеспечивающих сохранение, восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП при подземном ремонте.

Во второй главе приводится обоснование и выбор методики лабораторного исследования основных технологических свойств составов жидкостей глушения и стимуляции скважин.

Решение поставленных задач осуществлялось с помощью

оборудования, отвечающего современным требованиям проведения экспериментальных исследований:

• Плотность составов определялась с помощью плотномера DE 45 компании Mettler Toledo.

• Исследования реологических свойств обратно-эмульсионных составов проводились на ротационном вискозиметре «Rheotest» Rn 4.1 компании Messgerate Medingen GmbH при различных температурных режимах. Измерение кинематической вязкости компонентов исследуемых составов осуществлялось на анализаторе вязкости HVM 472 компании Walter Herzog GmbH.

• Фильтрационные исследования проводились при термобарических пластовых условиях с использованием естественного керна на установке оценки качества повреждения пласта FDES-645 компании Coretest Systems Corporation. Замер основных фильтрационных параметров исследуемых образцов керна производился на автоматизированном пермеаметре-порозиметре АР-608 компании Coretest Systems Corporation.

• Подготовка образцов естественного керна осуществлялась с помощью ручного сверлильного станка MDP-405 и двусторонней обрезной пилы с опцией торце шлифовального круга DTS-430 компании Coretest Systems Corporation. Образцы керна насыщались исследуемой средой под вакуумом в ручном сатураторе MS-535 компании Coretest Systems Corporation.

• Оценка гидрофобизирующего эффекта проводилась на системе измерения капиллярного давления гравиметрическим методом TGC-764 компании Coretest Systems Corporation.

В третьей главе представлены результаты экспериментальных исследований по разработке новых составов жидкостей глушения и стимуляции скважин, а также изучению их влияния на фильтрационные свойства пород-коллекторов в сравнении с традиционно применяемыми системами на водной основе.

В качестве исходных химических реагентов при разработке новых составов технологических жидкостей использовали неионогенные синтезированные поверхностно-активные вещества (ПАВ), предоставленные ООО «Синтез-ТНП» (г. Уфа, Республика Башкортостан):

• продукт реакции полиэтиленполиамина (ПЭПА) с легкой фракцией таллового масла (JITM);

• продукт реакции триэтаноламина (ТЭА) с жирными кислотами таллового масла (ЖКТМ).

Лабораторные исследования, проводимые совместно с

000 «ОТО» (г. Самара), были направлены на разработку обратно-эмульсионных и гидрофобизирующих составов на основе данных ПАВ, а именно:

• блокирующего состава ОВНЭ, стабилизированного продуктом реакции ПЭПА и ЛТМ (с целью сохранения фильтрационных характеристик терригенных пород-коллекторов);

• интенсифицирующего состава ОКНЭ, стабилизированного продуктом реакции ПЭПА и ЛТМ (с целью улучшения фильтрационных характеристик карбонатных пород-коллекторов);

• гидрофобизирующего состава в виде водной дисперсии продукта реакции ТЭА и ЖКТМ (с целью восстановления фильтрационных характеристик терригенных пород-коллекторов).

Первоочередной задачей при разработке рецептур новых составов технологических жидкостей являлось определение оптимальной концентрации ПАВ. Результаты проведенных исследований выявили способность реагента на основе ПЭПА и ЛТМ к образованию агрегативно устойчивых систем не только на основе водных растворов солей, но и кислот. Таким образом, использование ПАВ данного типа возможно в качестве реагента-эмульгатора как в технологиях сохранения, так и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП с терригенными (применение ОВНЭ) и карбонатными (применение ОКНЭ) коллекторами. Следует также отметить, что составы обратных эмульсий, стабилизированные реагентом-эмульгатором на основе ПЭПА и ЛТМ, обладают высокой термостабильностью, т.е. 100%-ой агрегативной устойчивостью при 80 °С, что позволяет рекомендовать данный тип ПАВ для использования в условиях повышенных пластовых температур, в частности, на месторождениях Западной Сибири.

Исследование влияния концентрации реагента-эмульгатора на агрегативную устойчивость ОВНЭ показало, что оптимальное его содержание в объеме эмульсии составляет 3 %. (табл.1). ОВНЭ при этом сохраняет 100 %-ую агрегативную устойчивость более 5 суток, что соответствует средней продолжительности проведения ПРС. Оптимальная концентрация реагента-эмульгатора в ОКНЭ составила

1 % об. В данном случае эмульсионный состав стабилен в течение

24 часов. Этого достаточно для проведения операций по его закачке и продавливанию в пласт.

Таблица 1

Состав к технологические параметры обратных эмульсий, стабилизированных _эмульгатором на основе ПЭПА и ЛТМ__

Состав обратной эмульсии, % об. Характеристика дисперсной фазы Плотность, г/см3 Термоста-бипыюсть при 80 "С, сут

эмульгатор дизельное топливо дисперсная фаза концентрация, % тип раствора

3 47 50 10 СаС12 0,954 6

3 37 60 40 СаС12 1,165 10

3 27 70 40 СаС12 1,223 10

3 17 80 40 СаС12 1,278 10

3 17 80 50 ZnClj 1,420 10

1 49 50 12 HCl 0,940 1

1 39 60 12 HCl 0,960 1

1 29 70 12 HCl 0,990 1

1 19 80 24 HCl 1,060 1

Повышенная термостабильность обратных эмульсий (с содержанием реагента-эмульгатора на основе ПЭПА и ЛТМ) объясняется высокой поверхностной активностью этого реагента, что подтверждается результатами измерений его межфазного натяжения.

Стабильность обратно-эмульсионных составов во многом определяется размером частиц их дисперсной фазы. Чем меньше размеры частиц, тем более стабильна эмульсия. Этот фактор определяется не только типом и концентрацией эмульгатора, составом водной и углеводородной фаз, но и способом приготовления эмульсий (интенсивностью и временем перемешивания). В связи с этим были проведены исследования, направленные на совершенствование процесса диспергирования обратных эмульсий. В результате проведенных исследований разработан способ приготовления обратно-эмульсионных составов, суть которого заключается в применении мешалки «специальной» конструкции, которая обеспечивает диспергирование эмульсии по всему ее объему. В итоге снижается время приготовления и повышается стабильность состава. Кроме того, упрощается процесс приготовления за счет введения в перемешивающее устройство исходных компонентов одновременно (подана заявка на патент РФ).

Одним из основных преимуществ разработанных эмульсионных составов перед традиционно используемыми

технологическими жидкостями на водной основе является возможность регулирования их технологических свойств за счет изменения количества и типа их дисперсной (водной) фазы. Так плотность ОВНЭ является регулируемой величиной и может изменяться в достаточно широких пределах (0,950-1,420 г/см3). Составы ОВНЭ и ОКНЭ представляют собой жидкости с неньютоновским характером течения. Динамическая вязкость в таких системах зависит от напряжения сдвига и является функцией скорости сдвига. При изменении содержания дисперсной фазы в составах от 50 до 70 % об. вязкость эмульсий варьируется в широком диапазоне (200-3000 мПа-с при скоростях сдвига 14,673,2 с'1), что позволяет регулировать степень их проникновения в пласт в зависимости от целей обработки.

Исследования коррозионной активности разработанных составов ОВНЭ и ОКНЭ показали их высокие защитные свойства по отношению к металлам в сравнении с традиционно применяемыми технологическими жидкостями на водной основе. Согласно анализу результатов лабораторных испытаний (табл. 2) эмульсионные составы обладают меньшей скоростью коррозии в сравнении с водными растворами СаС12 и НС1 (ОВНЭ в 3 раза и ОКНЭ в 30 раз). Подобный эффект объясняется тем, что дисперсионной средой этих составов является углеводородная жидкость (нефть), которая, соприкасаясь с металлической поверхностью, снижает степень взаимодействия дисперсной фазы эмульсии (водного раствора СаСЬ или НС1) с металлом. Защитное действие составов при этом усиливается за счет присутствия в них ПАВ на основе ПЭПА и ЛТМ.

Таблица 2

Коррозионная активность обратных эмульсий в сравнении с водными

Исследуемый состав Скорость коррозии, г/м' час

ОВНЭ 0,136

Водный раствор СаС12 (30 %) 0,41В

ОКНЭ 1,107

Водный раствор HCl (12%) 33,010

Для исследования влияния состава ОВНЭ, стабилизированного реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), на фильтрационные характеристики пород-коллекторов были проведены лабораторные испытания с моделированием процесса «глушения-освоения» скважины в термобарических условиях с использованием естественного керна терригенных отложений.

Экспериментальные исследования подтвердили отрицательное влияние водного раствора СаС12 на фильтрационные характеристики ПЗП, что выразилось в снижении проницаемости образца керна по углеводородной фазе (коэффициент восстановления проницаемости (КВп) после обработки составил 20-40 %) (рис.1).

Содержание водной фазы в составе ОВНЭ, %об

I-1-1-1-1-1-1-1-1

5 10 15 20 25 30 35 40 45 Содержание СаС1г в водном растворе, %мас.

Рис. 1. Динамика изменения коэффициента восстановления проницаемости при моделировании операции «глушения-освоения» скважины:

1 - влияние ОВНЭ на нефтенасыщенный керн, 2 - влияние ОВНЭ на водонасыщенный керн, 3 - влияние водного раствора СаС12 на нефтенасыщенный керн

Между тем состав ОВНЭ, стабилизированный реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), при попадании в пористую среду породы-коллектора проявил гидрофобизирующие свойства, что выразилось в сохранении проницаемости по углеводородной фазе (КВп составил 80-100%) и увеличении фильтрационных сопротивлений по отношению к водной фазе (КВп при этом составил в среднем 50 %). При увеличении содержания дисперсной фазы в ОВНЭ до 80 % об. состав приобретает блокирующий характер и практически не фильтруется через образец горной породы, обеспечивая сохранность его фильтрационных свойств. Логично предположить, что использование данного эмульсионного состава в качестве ЖГС перед подземным ремонтом обеспечит сохранение дебетов скважин по нефти и снижение обводненности добываемой продукции.

Одним из основных факторов, сдерживающих применение ОВНЭ в условиях повышенных пластовых температур (до 80 °С),

в частности, на месторождениях Западной Сибири, является требование к агрегативной устойчивости и термостабильности таких составов. В связи с этим проблема сохранения фильтрационных характеристик ПЗП осложняется необходимостью применения составов ОВНЭ, способных выдерживать высокие пластовые температуры. Для решения данной проблемы проведены совместные с ООО «Синтез-ТНП» исследования по разработке нового, более эффективного эмульгатора ОВНЭ в сравнении с реагентом на основе ПЭПА и ЛТМ для условий повышенных пластовых температур. В экспериментальных исследованиях использовались образцы реагентов-эмульгаторов на основе: ЛТМ и аминов (рис. 2а); ПЭПА и аминов (рис. 26); растительного масла (РМ) и аминов (рис. 2в); ЛТМ, ПЭПА и аминов (рис. 2г).

Ау,%

—

: ; ;

: : ; —1—1—1—1 Ч--.

Ау,%

100 во 60

О 23 <7 71 95 119 143 167 191 215 241 282 286 310 1,4 0 23 47 71 95 119 143 167 191 215 241 262 286 310 *,Ч.

а б

Ау,

<—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—I—> 0 23 47 71 95 119 143 167 191 215 241 262 286 3104,4

В

0 23 47 71 95 119 143 167 191 215 241 262 286 Э10tЧ.

Г

——дизельное топливо, низкоминерализованная вода, —О— дизельное топливо, высокоминералкзованная вода —¿г - легкая нефть, нткоминералиэованная вода, - О- - легкая нефть, высокоминерализованная вода,

—О— тяжелая нефть, ншкоминералгаованная вода

Рис. 2. Влияние плотности нефти и минерализации воды на агрегативную устойчивость ОВНЭ при 80 °С в зависимости от типа используемых реагентов-

эмульгаторов:

а - продукт синтеза ЛТМ и аминов, б - продукт синтеза ПЭПА и аминов; в - продукт синтеза РМ и аминов; г - продукт синтеза ЛТМ, ПЭПА и аминов

Анализ результатов исследований показал, что составы ОВНЭ, стабилизированные реагентом-эмульгатором - продуктом синтеза РМ и аминов, обладают более высокой агрегативной устойчивостью и термостабильностью вне зависимости от используемых в составе типов нефтей и пластовых вод,

что позволило рекомендовать этот реагент для использования в качестве стабилизатора ОВНЭ в условиях повышенных пластовых температур (до 80 °С). В настоящее время данный реагент-эмульгатор под маркировкой ЯЛАН Э-1 («рецептура №2») внедрен в промышленное производство и поставляется на ряд нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.

Влияние состава ОКНЭ, стабилизированного реагентом-эмульгатором на основе ПЭПА и ЛТМ, на пористую среду породы-коллектора оценивалось по результатам фильтрационных исследований при его взаимодействии с насыпной моделью карбонатной породы. Результаты исследований показали, что разработанный состав в сравнении с традиционно используемым водным раствором HCl способствует замедлению скоростей взаимодействия его дисперсной фазы (водный раствор HCl) с углеводородо- и водонасыщенными образцами пород-коллекторов в

Рис. 3. Динамика изменения объема выделившегося СОг при взаимодействии кислотного состава с моделью карбонатной породы:

1, 2 - 20 %-ый водный раствор НС1 при взаимодействии с водо- и углеводородонасыщенной пористой средой,

3,4- ОКНЭ (эмульгатор -1 % об, дизельное топливо - 49 % об, 20 %-ый водный раствор НС1 - 50 % об.) при взаимодействии с водо- и углеводородонасыщенной пористой средой

Необходимо также отметить выравнивание скоростей взаимодействия ОКНЭ с карбонатной породой при ее насыщении как водной, так и углеводородной фазой. Отмеченные свойства состава ОКНЭ объясняются его способностью оказывать гидрофобизирующее воздействие на породу-коллектор

углеводородной дисперсионной средой с растворенным в ней реагентом-эмульгатором. Таким образом, применение ОКНЭ в качестве интенсифицирующей технологической жидкости позволит увеличить глубину обработки ПЗП активной кислотой, обеспечивая равномерное проникновение эмульсионного состава в продуктивный коллектор.

Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, с высокой обводненностью скважинной продукции применение гидрофобно-эмульсионных составов нецелесообразно, так как в данном случае необходимо снизить обводненность и улучшить условия притока нефти к забою скважины, т. е. произвести восстановление фильтрационных характеристик ПЗП. Для решения данной задачи были проведены исследования по разработке гидрофобизирующего состава на водной основе (ВГС), представляющего собой водную дисперсию ПАВ (продукта реакции ТЭА с ЖКТМ). Лабораторные испытания показали, что оптимальная концентрация ПАВ в данном составе - 1 % об. Исследование механизма влияния разработанного состава на пористую среду породы-коллектора производили путем измерения капиллярного давления в порах естественного керна терригенных отложений (рис. 4).

Рк, МПа

0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00

60 70 80 90 100

вв, % от объема пор

Рис. 4. Влияние гидрофобизирующего водного состава на капиллярное давление керна в зависимости от его водонасыщенности:

1 - до обработки составом, 2 - после обработки составом

Согласно результатам исследований капиллярное давление водонасыщенного образца керна после обработки составом возросло в 1,5-2,0 раза, что свидетельствует об увеличении фильтрационного сопротивления по отношению к водной фазе. Полученный эффект объясняется процессом гидрофобизации коллектора, в частности, изменением характера смачиваемости пористой среды керна под действием реагента. Применение данного гидрофобизирующего состава в качестве ЖГС перед подземным ремонтом позволит снизить обводненность добываемой продукции и увеличить дебиты скважин по нефти.

Таким образом, с целью повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин рекомендованы новые составы технологических жидкостей для направленного регулирования фильтрационных характеристик ПЗП при подземном ремонте. Разработанные составы обладают гидрофобизирующими свойствами, что выгодно отличает их от традиционно используемых систем на водной основе.

В четвертой главе приводится описание технологий глушения и стимуляции скважин с учетом условий эффективного применения разработанных гидрофобизирующих составов.

Учитывая высокую частоту проведения ПРС (в среднем 1 ремонт в 1-1,5 года), предложен новый подход к решению проблемы сохранения, восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП, суть которого заключается в совмещении каждой операции глушения скважин перед подземным ремонтом с воздействием на ПЗП разработанными гидрофобизирующими составами технологических жидкостей. Сведения о технологиях и областях эффективного применения этих составов представлены в таблице 3.

Эффективность технологии блокирования ПЗП перед ПРС составом ОВНЭ, разработанным совместно с ООО «ОТО», подтверждена результатами промысловых испытаний, проведенных на 290 скважинах месторождений Западной Сибири. Результаты испытаний показали высокую эффективность применения данной технологии в виде увеличения дебитов в среднем на 5-10м3/сут, сокращения сроков вывода скважин на режим до 1-3 суток и снижения обводненности добываемой продукции на 20-30 %.

Таблица 3

Технологии применения разработанных составов технологических жидкостей

Показатели Разработанный состав

ОВНЭ ВГС ОКНЭ

Характеристика состава Обратная водонефтяная эмульсия -блокирующий гидрофобный состав Водный гидрофобизирующий состав (1 %-ая водная дисперсия реагента-гидрофобизатора) Обратная кислотонефтяная эмульсия -интенсифицирующий гидрофобный состав

Область эффективного применения Низкопроницаемые коллектора с малой и средней обводненностью (до 60%) Средне- и высокопроницаемые коллектора с высокой обводненностью (более 60%) Средне- и высокопроницаемые коллектора

Тип коллектора Терригенный Терригенный Карбонатный

Технология применения Перекрытие интервала перфорации без продавливания в ПЗП Продавливание в ПЗП из расчета 1,5-2,0 м3 на 1 м эффективной толщины продуктивного пласта Продавливание в ПЗП из расчета 1,0-1,5 м3 на 1 м эффективной толщины продуктивного пласта

Реализация технологий направленного регулирования фильтрационных характеристик ПЗП за счет применения разработанных гидрофобизирующих составов жидкостей глушения и стимуляции скважин путем их использования перед подземным ремонтом позволит повысить эффективность эксплуатации скважин, что в итоге обеспечит наиболее полное извлечение нефти из недр.

Основные выводы и рекомендации

1. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин может быть достигнуто путем направленного регулирования фильтрационных характеристик ПЗП перед подземным ремонтом в различных геолого-физических и технологических условиях разработки месторождений за счет использования новых гидрофобизирующих составов жидкостей глушения и стимуляции скважин.

2. Разработаны и рекомендованы к внедрению новые составы жидкостей глушения и стимуляции скважин, обеспечивающие сохранение, восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП:

• блокирующий состав ОВНЭ, стабилизированный реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), для применения в скважинах с малой и средней обводненностью (до 60 %), вскрывших низкопроницаемые терригенные коллектора;

• гидрофобизирующий состав - 1 %-ая водная дисперсия реагента-гидрофобизатора (на основе ТЭА и ЖКТМ) для применения в скважинах с высокой обводненностью (более 60 %), вскрывших средне- и высокопроницаемые терригенные коллектора;

• интенсифицирующий состав ОКНЭ, стабилизированный реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), для применения в скважинах, вскрывших средне- и высокопроницаемые карбонатные коллектора.

3. В результате проведенных экспериментальных исследований установлено, что разработанные технологические жидкости, в состав которых входят ПАВ (продукты реакции ПЭПА с ЛТМ и ТЭА с ЖКТМ), оказывают гидрофобизирующее воздействие на пористую среду пород-коллекторов, что в итоге способствует сохранению, восстановлению и улучшению фильтрационных характеристик ПЗП.

4. Возможность совмещения операций глушения скважин перед подземным ремонтом с воздействием на ПЗП разработанными составами технологических жидкостей позволяет регулировать фильтрационные характеристики ПЗП с максимальной эффективностью и достаточной степенью охвата продуктивного коллектора. Учитывая достаточно высокую частоту проведения ПРС, перспективность использования такой технологии очевидна.

5. Результаты промысловых испытаний технологии блокирования ПЗП составом ОВНЭ при глушении скважин перед подземным ремонтом показали улучшение эффективности эксплуатации скважин в виде увеличения их дебитов в среднем на 510 м3/сут, снижения сроков вывода скважин на режим до 1 -3 суток и уменьшения обводненности добываемой продукции на 20-30 %.

6. Разработан и внедрен в промышленное производство новый эмульгатор ОВНЭ, синтезированный на основе РМ и аминов. Составы ОВНЭ, приготовленные на основе данного эмульгатора, обладают высокой агрегативной устойчивостью (100%) и термостабильностью (80 °С) при использовании любых типов нефтей и пластовых вод.

7. Разработан способ приготовления эмульсионных составов для глушения и стимуляции скважин, позволяющий улучшить стабильность данных систем и упростить процесс их приготовления путем увеличения интенсивности перемешивания.

Содержание диссертации отражено в следующих печатных работах:

1. МардашовД.В. Гидрофобно-эмульсионные составы для глушения и обработки призабойной зоны нефтяных скважин / Д.В. Мардашов, М.К. Рогачев // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела: Материалы VII Международной научной конференции. Т. 1. - Уфа: изд-во «Реактив», 2006. - С.91-92.

2. Рогачев М.К. Выбор жидкостей для глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом / М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, Ю.В. Зейгман // Актуальные проблемы нефтегазового дела: Сб. науч. тр. в 4т. -Уфа: УГНТУ, 2006. -Т.2. -С.123-126.

3. Рогачев М.К. Рациональное использование нефтяного сырья при разработке месторождений аномальных нефтей / М.К. Рогачев, И.В. Валиуллин, Д.В. Мардашов, Н.К. Кондрашева // Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых: Материалы конференции. - СПб: СПГТИ (ТУ), 2006. - С.292.

4. Рогачев М.К. Разработка технологий глушения и стимуляции нефтяных скважин при подземном ремонте / М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, К.В. Стрижнев, Ю.В. Зейгман // Нефтегазовое дело. - 2007. -Т.5. - № 2. - С.55-58.

5. Мардашов Д.В. Применение гидрофобных эмульсий в технологиях глушения нефтяных и газовых скважин / Д.В. Мардашов, М.К. Рогачев, P.P. Рафиков // Новые технологии в газовой промышленности: Сб. тезисов докладов VII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России. - М.: РГУНГ, 2007. -С.39.

6. Мардашов Д.В. Разработка технологий применения обратных эмульсий при подземном ремонте нефтяных скважин / Д.В. Мардашов, М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев // Записки Горного института. - 2007. - Т.173. - С.20-22.

РИЦСПГТИ 22 10 2008 3.477 Т 100 экз 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д 2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мардашов, Дмитрий Владимирович

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ РЕГУЛИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ.

1.1. Анализ причин ухудшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

1.2. Анализ зарубежного и отечественного опыта применения жидкостей глушения скважин.

1.3. Использование обратно-эмульсионных составов в качестве технологических жидкостей для стимуляции скважин.

1.4. Обзор поверхностно-активных веществ, применяемых при глушении и стимуляции скважин.

Выводы к главе 1.

2. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Программа и условия проведения экспериментальных исследований.

2.2. Методика экспериментальных исследований.

2.2.1. Условия приготовления технологических жидкостей.

2.2.2. Определение поверхностной активности реагента-эмульгатора.

2.2.3. Определение термостабильности и агрегативной устойчивости обратных эмульсий.

2.2.4. Определение реологических свойств обратных эмульсий.

2.2.5. Определение коррозионной активности технологических жидкостей.

2.2.6. Определение скорости взаимодействия кислотного состава с карбонатной породой.

2.2.1. Подготовка образцов керна к фильтрационным исследованиям.

2.2.8. Исследование влияния водного гидрофобизирующего состава на изменение смачиваемости пористой среды коллектора

2.2.9. Фильтрационные исследования.

2.3. Методика обработки экспериментальных данных.

Выводы к главе 2.

3. РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ И СТИМУЛЯЦИИ СКВАЖИН.

3.1. Экспериментальные исследования технологических свойств жидкостей глушения и стимуляции скважин.

3.1.1. Исследование агрегативной устойчивости и термостабильности обратно-эмульсионных составов.

3.1.2. Определение диапазона плотностей обратно-эмульсионных составов.

3.1.3. Разработка эмульгатора обратных водонефтяных эмульсий.

3.1.4. Регулирование реологических свойств обратно-эмульсионных составов.

3.1.5. Реакционная способность состава обратной кислотонефтяной эмульсии по отношению к карбонатной породе

3.1.6. Исследование коррозионной активности обратно-эмульсионных составов.

3.2. Фильтрационные исследования.

3.2.1. Влияние разработанных составов жидкостей глушения на фильтрационные свойства пород-коллекторов при моделировании процесса глушения скважины.

3.2.2. Исследование эффективности состава обратной кислотонефтяной эмульсии при моделировании процесса стимуляции скважины.

Выводы к главе 3.

4. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ И СТИМУЛЯЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПРИ ПОДЗЕМНОМ РЕМОНТЕ.

4.1. Глушение нефтяных скважин.

4.2. Стимуляция нефтяных скважин.

Выводы к главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование технологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин при подземном ремонте"

Актуальность темы. Многочисленные исследования состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) после проведения операций по глушению нефтегазовых скважин свидетельствуют о снижении дебитов по нефти, росте обводненности, увеличении сроков вывода скважин на режим. Процесс глушения является важным технологическим этапом, предшествующим проведению подземного ремонта скважины (ПРС), одной из задач которого является сохранение и восстановление естественных фильтрационных характеристик ПЗП.

Согласно опыту разработки нефтяных месторождений, ухудшение коллекторских свойств ПЗП происходит вследствие отрицательного влияния технологических жидкостей, используемых в процессах вскрытия продуктивного пласта, подземного ремонта и эксплуатации нефтяных скважин. Применение традиционно используемых составов на водной основе в качестве жидкостей глушения скважин (ЖГС) приводит к значительному снижению проницаемости по углеводородной фазе и, как следствие, снижению темпов добычи нефти.

Сегодня внимание исследователей и практиков уделено химическим методам сохранения и улучшения фильтрационных свойств ПЗП, а именно, составам ЖГС на углеводородной основе и гидрофобизирующим водным растворам. За рубежом использование подобных составов превышает 21 %, в России составляет лишь 1 %. Перспектива использования гидрофобизирующих систем обусловлена наличием ряда преимуществ по сравнению с традиционно применяемыми составами на водной основе.

В связи с этим исследования, связанные с разработкой новых гидрофобизирующих составов ЖГС и технологий их применения для сохранения, восстановления и улучшения фильтрационных характеристик ПЗП при подземном ремонте, считаются актуальными в нефтегазовой отрасли.

Актуальность темы диссертационной работы подтверждается ее включением в план НИР кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Санкт-Петербургского государственного горного института им. Г.В. Плеханова (технического университета) (СПГГИ (ТУ)): «Выполнение работ по развитию центра коллективного пользования «Центр аналитических исследований региональных проблем минерально-сырьевого комплекса» (2007 г.); «Разработка технологий воздействия на продуктивный пласт с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи» (2008 г.).

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин путем использования при их глушении перед подземным ремонтом технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение, восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП.

Идея работы заключается в направленном регулировании фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины при подземном ремонте в различных геолого-физических и технологических условиях разработки месторождений за счет использования гидрофобизирующих составов технологических жидкостей.

Задачи исследований:

1. Анализ современного состояния технологий воздействия на ПЗП при глушении и стимуляции скважин.

2. Выявление причин, приводящих к ухудшению фильтрационных характеристик ПЗП.

3. Изучение состава и свойств жидкостей и реагентов для глушения и стимуляции скважин.

4. Разработка новых химических составов жидкостей глушения и стимуляции скважин.

5. Разработка новой рецептуры эмульгатора обратных водонефтяных эмульсий.

6. Исследование влияния разработанных составов на фильтрационные свойства пород-коллекторов.

7. Разработка технологий применения новых составов жидкостей глушения и стимуляции скважин, установление области их эффективного применения.

Методика исследований включала в себя комплекс теоретических, экспериментальных и аналитических работ с использованием стандартных и разработанных методик проведения исследований. Экспериментальные исследования проводились на современном высокоточном оборудовании с моделированием термобарических пластовых условий. Обработка экспериментальных данных производилась с помощью современных компьютерных технологий, известных закономерностей подземной гидромеханики и установленных факторов.

Научная новизна работы заключается в установлении и экспериментальном подтверждении способности обратно-эмульсионных составов, стабилизированных реагентом-эмульгатором - продуктом реакции полиэтиленполиамина с легкой фракцией таллового масла, и составов водной дисперсии продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла оказывать гидрофобизирующее воздействие на терригенную и карбонатную породу-коллектор при использовании их в качестве жидкостей глушения и стимуляции скважин перед подземным ремонтом.

Защищаемые научные полоэ/сения:

1. Применение в качестве жидкостей глушения и стимуляции скважин перед подземным ремонтом обратных водонефтяных эмульсий, стабилизированных реагентом-эмульгатором - продуктом реакции полиэтиленполиамина с легкой фракцией таллового масла, способствует сохранению (при использовании в качестве дисперсной фазы водных растворов солей) и улучшению (при использовании в качестве дисперсной фазы водных растворов соляной кислоты) фильтрационных характеристик ПЗП.

2. Состав ЖГС в виде 1 %-ой водной дисперсии поверхностно-активного вещества (продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла) оказывает гидрофобизирующее воздействие на пористую среду продуктивного коллектора, что приводит к восстановлению фильтрационных характеристик ПЗП.

3. Разработанный эмульгатор (продукт синтеза растительного масла и аминов) позволяет получать агрегативно устойчивые и термостабильные обратные водонефтяные эмульсии, которые могут применяться при глушении скважин с повышенными пластовыми температурами (до 80 °С).

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется достаточным уровнем теоретических и экспериментальных исследований с использованием современного высокоточного оборудования, высокой степенью сходимости расчетных величин с фактическими данными, воспроизводимостью полученных результатов.

Практическая значимость работы:

1. Разработаны новые составы жидкостей глушения и стимуляции скважин:

• блокирующий состав обратной водонефтяной эмульсии (ОВНЭ) и интенсифицирующий состав обратной кислотонефтяной эмульсии (ОКНЭ), стабилизированные реагентом-эмульгатором (продуктом реакции полиэтиленполиамина с легкой фракцией таллового масла);

• гидрофобизирующий состав — 1 %-ая водная дисперсия реагента-гидрофобизатора (продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла).

2. Разработана технология глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом с использованием блокирующего состава ОВНЭ, стабилизированного реагентом-эмульгатором на основе полиэтиленполиамина и легкой фракции таллового масла. Данная технология внедрена на месторождениях Западной Сибири (Покачевское, Северо-Покачевское, Южно

Покачевское, Урьевское, Нивагальское). Результаты промысловых испытаний показали увеличение дебитов скважин в среднем на 5-10м3/сут, сокращение сроков их вывода на режим до 1-3 суток и снижение обводненности добываемой продукции на 20-30 %.

3. Разработана новая рецептура реагента-эмульгатора (на основе растительного масла и аминов) для приготовления агрегативно устойчивых и термостабильных эмульсионных составов ЖГС. Данный реагент внедрен в промышленное производство и в настоящее время поставляется на ряд нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири.

4. Разработан способ приготовления обратных эмульсий для глушения и стимуляции скважин, позволяющий улучшить стабильность данных систем и упростить процесс их приготовления путем увеличения интенсивности перемешивания (заявка на патент РФ № 2007142132/03).

5. Предложена технология воздействия на ПЗП (без привлечения бригады по капитальному ремонту скважин) с целью регулирования фильтрационных характеристик продуктивного коллектора при глушении скважин перед подземным ремонтом.

6. Обоснована область применения новых составов жидкостей глушения и стимуляции скважин перед подземным ремонтом с учетом геолого-физических и технологических условий разработки месторождения.

7. Материалы диссертационной работы внедрены в учебный процесс и используются при чтении лекций по дисциплинам «Подземный и капитальный ремонт скважин», «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов», «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин», «Подземная гидромеханика» студентам специальности 13.05.03 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» (справка о внедрении приведена в приложении 3).

Апробацияработы. Основные положения, результаты экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на

У1-ой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва, Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007); Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела» (Октябрьский филиал Уфимского государственного нефтяного технического университета, 2006); Всероссийской научно-технической конференции «Перспективы развития химической переработки горючих ископаемых» (Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный технологический институт (технический университет), 2006); ежегодных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы недропользования» (Санкт-Петербург, Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет), 2006, 2007, 2008).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 1 по рекомендованному списку изданий ВАК, оформлена заявка на патент РФ.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 148 наименований, и приложений. Материал диссертации изложен на 130 страницах машинописного текста, включает 11 таблиц, 29 рисунков и 3 приложения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мардашов, Дмитрий Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин может быть достигнуто путем направленного регулирования фильтрационных характеристик ПЗП перед подземным ремонтом в различных геолого-физических и технологических условиях разработки месторождений за счет использования новых гидрофобизирующих составов жидкостей глушения и стимуляции скважин.

2. Разработаны и рекомендованы к внедрению новые составы жидкостей глушения и стимуляции скважин, обеспечивающие сохранение, восстановление и улучшение фильтрационных характеристик ПЗП:

• блокирующий состав ОВНЭ, стабилизированный реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), для применения в скважинах с малой и средней обводненностью (до 60 %), вскрывших низкопроницаемые терригенные коллектора;

• гидрофобизирующий состав - 1 %-ая водная дисперсия реагента-гидрофобизатора (на основе ТЭА и ЖКТМ) для применения в скважинах с высокой обводненностью (более 60 %), вскрывших средне- и высокопроницаемые терригенные коллектора;

• интенсифицирующий состав ОКНЭ, стабилизированный реагентом-эмульгатором (на основе ПЭПА и ЛТМ), для применения в скважинах, вскрывших средне- и высокопроницаемые карбонатные коллектора.

3. В результате проведенных экспериментальных исследований установлено, что разработанные технологические жидкости, в состав которых входят ПАВ (продукты реакции ПЭПА с ЛТМ и ТЭА с ЖКТМ), оказывают гидрофобизирующее воздействие на пористую среду пород-коллекторов, что в итоге способствует сохранению, восстановлению и улучшению фильтрационных характеристик ПЗП.

4. Возможность совмещения операций глушения скважин перед подземным ремонтом с воздействием на ПЗП разработанными составами технологических жидкостей позволяет регулировать фильтрационные характеристики ПЗП с максимальной эффективностью и достаточной степенью охвата продуктивного коллектора. Учитывая достаточно высокую частоту проведения ПРС, перспективность использования такой технологии очевидна.

5. Результаты промысловых испытаний технологии блокирования ПЗП составом ОВНЭ при глушении скважин перед подземным ремонтом показали улучшение эффективности эксплуатации скважин в виде увеличения их дебитов в среднем на 5-10 м /сут, снижения сроков вывода скважин на режим до 1-3 суток и уменьшения обводненности добываемой продукции на 20-30 %.

6. Разработан и внедрен в промышленное производство новый эмульгатор ОВНЭ, синтезированный на основе РМ и аминов. Составы ОВНЭ, приготовленные на основе данного эмульгатора, обладают высокой агрегативной устойчивостью (100%) и термостабильностью (80 °С) при использовании любых типов нефтей и пластовых вод.

7. Разработан способ приготовления эмульсионных составов для глушения и стимуляции скважин, позволяющий улучшить стабильность данных систем и упростить процесс их приготовления путем увеличения интенсивности перемешивания.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мардашов, Дмитрий Владимирович, Санкт-Петербург

1. Абатуров C.B. Новая технология приготовления инвертно-эмульсионных растворов для глушения и перфорации скважин / C.B. Абатуров, Д.Ш. Рамазанов, И.В. Шпуров // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 9. - С. 90-91.

2. Абрамзон A.A. Поверхностно-активные вещества. Синтез, анализ, свойства, применение: Учеб. пособие для вузов / A.A. Абрамзон, Л.П. Зайченко, С.И. Файнгольд. Л.: Химия, 1988. - 200 с.

3. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты / Н.Я. Медведев и др. // Нефтяное хозяйство. 2001. -№9.-С. 69-75.

4. АпановичВ.С. Проблемы эксплуатации и ремонта скважин на месторождениях крайнего севера и пути их решения / B.C. Апанович, A.M. Шарипов, М.В. Титов // Территория нефтегаз. 2008. - № 3. - С. 44-46.

5. Ашрафьян М.О. Совершенствование конструкций забоев скважин / М.О. Ашрафьян, O.A. Лебедев, Н.М. Саркисов. М.: Недра, 1987. -160 с.

6. Бабаев А.К. Мешалка / А.К. Бабаев, С.А. Терентьев. Патент РФ № 2288029, Бюл. № зз, 27.11.2006.

7. Баева Л.М. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного коллектора / Л.М. Баева, В.И. Белов. A.c. № 861661, Бюл. № 33, 07.09.1981.

8. Басарыгин Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. - 584 с.

9. Басниев К.С. Нефтегазовая гидромеханика: Учеб. пособие для вузов / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Г.Д. Розенберг. М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 544 с.

10. Влияние химических реагентов, применяемых при добыче нефти, на устойчивость водонефтяных эмульсий / Ф.Р. Губайдуллин и др. //

11. Нефтяное хозяйство. 2003. - № 8. - С. 68-70.

12. Волков В.А. Жидкость глушения нефтегазовой скважины / В.А. Волков, В.Г. Беликова, А.Н. Турапин. Патент РФ № 2279462, Бюл. № 19, 10.07.2006.

13. Волков В.А. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта / В.А. Волков, В.Г. Беликова, А.Н. Турапин и др.. Патент РФ № 2294353, Бюл. № 6, 27.02.2007.

14. Выбор жидкости и параметров глушения скважин / В.И. Некрасов и др. // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 5. - С. 31-33.

15. Габдуллин Р.Г. Сохранение коллекторских свойств пластов при вторичном их вскрытии, эксплуатации и ремонте / Р.Г. Габдулин, В.М. Хусаинов, H.H. Хаминов // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 6. - С. 78-81.

16. Гараев JI.A. Прямые и обратные эмульсии на основе неонолов и синтанолов для повышения нефтеотдачи пластов: дис. . канд. тех. наук: 02.00.11 / JI.A. Гараев; Казан, гос. технологич. ун-т. Казань, 2005. - 172 с.

17. Геолого-промысловые факторы, определяющие эффективность кислотных обработок скважин Ватьеганского месторождения / К.Х. Рахмангулов и др. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 7. - С. 44-46.

18. Герштанский О.С. Интенсификация добычи нефти путем применения временноблокирующих составов / О.С. Герштанский // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 9. - С. 96-98.

19. Гидрофобизация призабойной зоны гидрофильных коллекторов / Р.Н. Фахретдинов и др. // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 4. - С. 29-30.

20. Гидрофобная эмульсия / В.И. Токунов и др.. Патент РФ № 2263700, Бюл. № 31, 10.11.2005.

21. Гидрофобная эмульсия / В.Н. Хлебников и др.. Патент РФ № 2257469, Бюл. № 21, 27.07.2005.

22. Гидрофобно-эмульсионные растворы на основе биологически активной дисперсионной среды / А.З. Саушин и др. // Нефтяное хозяйство. -2000.-№7.-С. 16-18.

23. Гидрофобные эмульсии для заканчивания скважин в условиях трещиноватого коллектора сероводородного воздействия / В.И. Токунов и др. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 7. - С. 19-21.

24. Гилаев Г.Г. Управление технологическими процессами по интенсификации добычи нефти / Г.Г. Гилаев // Нефтяное хозяйство. 2004. -№ 10.-С. 74-77.

25. Глушение скважин загущенной нефтью / В.И. Токунов и др. // Нефтяная и газовая промышленность. 1983. - №1. - С. 37-38.

26. ГуркинЮ.И. Перемешивающее устройство/ Ю.И. Гуркин. -Патент РФ № 2069087, Бюл. № 31, 20.11.1996.

27. Дементьева Е.В. Подбор условий для проведения автоматического титрования при исследовании нефтяных эмульсий / Е.В. Дементьева, А.И. Матерн, М.Г. Шишов // Нефтяное хозяйство. 2005. -№ 12.-С. 121-123.

28. Евстифеев C.B. Применение технологий интенсификации притока на месторождении Дыш ЗАО «Югнефтегаз» / C.B. Евстифеев,

29. B.В. Горбунов, A.C. Осепянц // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 1. - С. 96-97.

30. Елеманов Б.Д. Многофункциональные кислотно-углеводородные составы: опыт разработки и применения в Казахстане / Б.Д. Елеманов // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 6. - С. 100-103.

31. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта / С.А. Рябоконь и др. // Обзор, информ. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - Вып. 19. - 44 с.

32. Зайцев М.В. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины / М.В. Зайцев, H.H. Михайлов // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 1.1. C. 64-66.

33. Закиров С.Н. О коэффициенте извлечения нефти и относительных фазовых проницаемостях / С.Н. Закиров // Нефтяное хозяйство. -2005.-№6.-С. 97-99.

34. Земляков Н.В. Пропеллерная мешалка конструкции Землякова Н.В. для перемешивания жидких сред / Н.В. Земляков. Патент РФ № 2253506, Бюл. № 16, 10.06.2005.

35. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин: Учеб. пособие / Ю.В. Зейгман. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - 78 с.

36. Изучение минеральных преобразований терригенного коллектора при глинокислотной обработке / А.Д. Коробов и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 1. - С. 37-41.

37. Инвертная эмульсия для глушения и заканчивания скважин / A.B. Бачериков и др.. A.c. № 1745747, Бюл. № 25, 07.07.1992.

38. Использование обратных эмульсий в добыче нефти / Г.А. Орлов и др. // Обз. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1986. - Вып. 6. - 48 с.

39. Исследование коллоидно-химических свойств и анализ результатов опытно-промышленных испытаний композиционного гидрофобизатора «ТАТНО-2002» / В.Г. Козин и др. // Нефтяное хозяйство. -2004.11.-С. 73-75.

40. Использование системы ТРИАС для применения методов воздействия на пласт / Д.В. Булыгин и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. -№ 10.-С. 86-90.

41. Исследование воздействия жидкостей глушения и кислотных растворов на заглинизированные терригенные коллекторы / Т.В. Хисметови др. // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 3 - С. 92-95.

42. Исследования и опыт применения полимеров «Праестол» при строительстве скважин в условиях Крайнего Севера / Ханс-Георг Хартан и др. // Highbury House Communication PLC Jordan House, Brunswisk Place, London. -2001.-C. 99.

43. К вопросу повышения эффективности обработки призабойной зоны добывающих скважин / С.Г. Сафин и др. // Нефтепромысловое дело. -1992.-№4. -С. 14-16.

44. К вопросу применения неионогенных ПАВ низких концентраций в нефтепромысловом деле / А.К. Ягафаров и др. // Нефтепромысловое дело. -2004. — № 11.-С. 16-18.

45. Калинин В.Ф. Интенсификация притоков нефти и газа при освоении скважин, вскрывших терригенные коллекторы / В.Ф. Калинин // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 1. - С. 61-63.

46. Каптелинин О.В. Обоснование комплекса технологий повышения эффективности разработки низкопродуктвиных коллекторов: автореф. дис.: канд. тех. наук: 25.00.17 / О.В. Каптелинин; Центр хим. мех. нефти Акад. наук Респ. Башкортостан. Тюмень, 2006. - 24 с.

47. Киряков Г.А. Разработка блокирующих растворов для глушения скважин уренгойского месторождения в условиях аномально-низких пластовых давлений: дис. . канд. тех. наук: 25.00.15 / Г.А. Киряков; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. Уфа, 2001. - 181 с.

48. Киселев К.В. Критерии применимости закачек составов, содержащих ПАВ, на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / К.В. Киселев, К.Н. Липчинский // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 4. - С. 44-48.

49. Киселев С.Б. Разработка технологической жидкости без твердой фазы для заканчивания скважин / С.Б. Киселев // Нефтяное хозяйство. 2005. — №4.-С. 34-35.

50. Кислотная композиция «Химеко ТК-2» для низкопроницаемых терригенных коллекторов / JI.A. Магадова и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. -№ 5. - С. 80-81.

51. Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / Р.С. Магадов и др.. -Патент РФ № 2244816, Бюл. № 2, 20.01.2005.

52. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин / С.А. Рябоконь и др. // Нефтяное хозяйство. 2000. -№2.-С. 16-22.

53. Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах / А.Г. Телин и др. // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 8. - С. 69-74.

54. Королев И.П. Опыт и перспективы использования обратных эмульсий для глушения скважин / И.П. Королев, В.Н. Глущенко, М.Ш. Кендис // Нефтяное хозяйство. 1986. - №10. - С. 59-62.

55. Котельников В.А. Инновационные технологии ОАО «РИТЭК» / В.А. Котельников, М.Ф. Романцев, В.Б. Заволжский // Нефтяное хозяйство. — 2002.-№6.-С. 110-112.

56. Котов А.Н. Способ обработки призабойной зоны пласта /

57. A.Н. Котов, Е.А.Румянцева, Т.М.Лысенко. Патент РФ №2255215, Бюл. № 18, 27.06.2005.

58. Крылов В.И. Совершенствование заканчивания скважин методами химической очистки призабойной зоны ствола / В.И. Крылов,

59. B.В. Крецул // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2004. -№11.-С. 40-44.

60. Ламосов М.Е. Повышение эффективности использованияжидкостей для глушения и ремонта скважин на основе бромидов цинка и кальция: автореф. дис.: канд. тех. наук: 25.00.15 / М.Е. Ламосов; ОАО Науч.-произв. объед-ие «Бурение». Краснодар, 2004. - 23 с.

61. Лушпеева O.A. Структурированные технологические жидкости для заканчивания скважин / O.A. Лушпеева, И.К. Диниченко // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 8. - С. 84-87.

62. Лысенко В.Д. Эффективность закачки химического реагента Полисил-ДФ в добывающие скважины / В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело.-2003.-№ 11.-С. 22-25.

63. Мардашов Д.В. Разработка технологий применения обратных эмульсий при подземном ремонте нефтяных скважин / Д.В. Мардашов, М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев // Записки Горного института. 2007. - Т. 173.

64. Мартынов Б.А. Универсальная технологическая жидкость VIP / Б.А. Мартынов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 4. - С. 38-39.

65. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков / H.A. Петров и др.. М.: Химия, 2005. - 172 с.

66. Модифицирование поверхностных свойств призабойной зоны добывающих скважин для увеличения добычи нефти / P.P. Ибатуллин и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 6. - С. 69-71.

67. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения / Р.Х. Муслимов. -Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2003. 596 с.

68. Муфазалов Р.Ш. Скин-фактор и его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта / Р.Ш. Муфазалов. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. - 44 с.

69. Нестеренко Н.Ю. Методы комплексного исследования фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов нефтяных месторождений: дис. . канд. геол.-минер. наук: 04.00.17 / Н.Ю. Нестеренко; Украин. науч.-исслед. ин-т. Львов, 1990. - 113 с.

70. Нефедоров Н.В. Интенсификация добычи нефти методом обработки призабойной зоны кислотной микроэмульсией / Н.В. Нефедоров // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 2. - С. 58-59.

71. Нефтенасыщение пород-коллекторов / И.Ш. Усманов и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 12. - С. 24-125.

72. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин / С.А. Рябоконь и др. // Интервал. 2003. - № 12. - С. 62-67.

73. Новая технология обработки призабойной зоны скважин в заглинизированных коллекторах / Ю.Л. Вердеревский и др. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 11. - С. 29-31.

74. Новые химические составы жидкостей глушения нефтяных скважин / Ю.В. Зейгман и др. // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 3. - С. 58-60.

75. О нецелесообразности гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин / В.Н. Сергиенко и др. // Нефтяное хозяйство. — 2006. — № 11.-С. 34-37.

76. Орлов Г.А. Гидрофобная эмульсия // Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров. Патент РФ № 2281385, Бюл. № 22, 10.08.2006.

77. Орлов Г.А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко. М.: Недра, 1991. - 225 с.

78. Орлов Г.А. Системное применение технологий кислотной стимуляции скважин и повышения нефтеотдачи пластов в карбонатных коллекторах / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, Д.Г. Денисов // Интервал. 2003. -№9.-С. 27-31.

79. Освоение скважин: Справочное пособие / А.И. Булатов и др.. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. 473 с.

80. Основные технологические операции в скважинах, обеспечивающие повышение их продуктивности / С.А. Рябоконь и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. — № 3. — С. 35-37.

81. Перспективный способ интенсификации выработки запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов / Ю.В. Баранов и др. // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 11.-С. 12-15.

82. Поверхностные свойства реагента КС-6, применяемого для добычи нефти / В.Г. Козин и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 3. - С. 6567.

83. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных пластов / Н.А. Петров и др.. СПб.: Недра, 2007. - 541 с.

84. Позднышев Г.Н. Применение гидрофобных эмульсий для глушения, обработки призабойной зоны и освоения скважин / Г.Н. Позднышев, Е.А. Румянцева, Т.М. Лысенко // Интервал. 2006. - № 4. - С. 25-28.

85. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий / Г.Н. Позднышев. М.: Недра, 1982. - 221 с.

86. Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи / О.Б. Собанова и др. // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 2. - С. 35-38.

87. Применение химических реагентов АО «Химеко-ГАНГ» для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти / А.Т. Горбунов и др. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 12. - С. 65-69.

88. Проводников Г.Б. Применение технологии глушения нефтегазопроявлений в поисково-разведочных скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями / Г.Б. Проводников, В.И. Безденежных, Н.Л. Щавелев // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 9. - С. 108-111.

89. Просвирин A.A. Интенсификационная технология обработки призабойной зоны скважины / A.A. Просвирин, Ю.А. Беляев // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 4. - С. 45-47.

90. Разработка и выбор гидрофобизирующих составов для глушения скважин при текущем ремонте / М.К. Рогачев и др. // Нефтяное хозяйство. -2006,-№4.-С. 116-118.

91. Разработка и опытно-промысловые испытания модифицированной жидкости СНПХ-3120М для глушения скважин / Ю.В. Баранов и др. // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 2. - С. 39-43.

92. Расчеты при капитальном ремонте скважин: Учеб. пособие для вузов / Г.П. Зозуля и др.. Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - 188 с.

93. Регулирование фильтрационных характеристик породпризабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения / В.Н. Нюняйкин и др. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 2. - С. 44-45.

94. Результаты использования инертных солевых растворов при глушении скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири / A.B. Чернышев и др. // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 8. - С. 90-93.

95. Рогачев М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев. М.: Недра, 2006. - 295 с.

96. Рогачев М.К. Выбор жидкостей для глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом / М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, Ю.В. Зейгман // Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. науч. тр. в 4 т. -Уфа: УГНТУ, 2006. Т.2. - С.123-126.

97. Рогачев М.К. Разработка технологий глушения и стимуляции нефтяных скважин при подземном ремонте / М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, К.В. Стрижнев, Ю.В. Зейгман // Нефтегазовое дело. 2007. - Т.5. - № 2. - С.SS-SS.

98. Рогачев М.К. Реология нефти и нефтепродуктов: Учеб. пособие / М.К. Рогачев, Н.К. Кондрашева. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 89 с.

99. Рогачев М.К. Состав поверхностно-активных веществ для закачки в нефтяной пласт / М.К. Рогачев, Ю.В. Зейгман, В.В. Девликамов. — A.c. № 1004623, Бюл. № 10, 15.03.1983.

100. Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях: дис. . докт. тех. наук: 25.00.17 / М.К. Рогачев; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. Уфа, 2002. — 312 с.

101. Рябоконь С.А. Проблемы и возможные способы их решения прииспользовании жидкостей глушения / С.А. Рябоконь, C.B. Жабин, А.И. Хушт // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999. - № 7. -С. 18-23.

102. Сахраи Эгбаль Разработка и сравнительная оценка тампонирующих свойств обратных эмульсий для повышения нефтеотдачи: дис. . канд. тех. наук: 25.00.15 / Эгбаль Сахраи; Рос. гос. ун-т нефти и газа им. И.М. Губкина. М., 2005. - 141 с.

103. Сафин С.Г. Разработка рецептуры технологических жидкостей для промывки скважин / С.Г. Сафин // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 6. — С. 72-74.

104. Сафонов E.H. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана / E.H. Сафонов, Р.Х. Алмаев // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 4. - С. 42-45.

105. Селективное ограничение водопритоков обратными водонефтяными эмульсиями на основе материала «Полисил-ДФ» / JI.T. Захаренко и др. // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 5. - С. 68-70.

106. Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта / Г.И. Васянин и др.. A.c. № 1648108, Бюл. № 29, 20.10.1996.

107. Способ обработки призабойной зоны скважины / Ю.В. Лукьянов и др.. Патент РФ № 2252311, Бюл. № 14, 20.05.2005.

108. Старковский A.B. Гидрофобизация призабойной зоны пласта как метод повышения нефтеотдачи / A.B. Старковский, Т.С. Рогова // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 12. - С. 36-38.

109. Собанова О.Б. Применение углеводородных композиций ПАВ для увеличения добычи нефти из обводнившихся пластов / О.Б. Собанова, Г.Б. Фридман, И.Л. Федорова // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 11. - С. 20-23.

110. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов / В.Н. Нюняйкин и др. // Нефтяное хозяйство. -2001. — № 10.-С. 74-75.

111. Состав для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / Ю.В.Баранов и др..-Патент РФ № 2293101, Бюл. № 4, 10.02.2007.

112. Состав и технология для глубокой обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах / Ю.А. Вердеревский и др. // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 5. - С. 44-47.

113. Состав, способ приготовления и применения гидрофобных эмульсий в комбинированной технологии глушения и освоения скважин / Г.Н. Позднышев и др.. Патент РФ № 2291183, Бюл. № 1, 10.01.2007.

114. Сучков Б.М. Новые методы интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов / Б.М. Сучков, Ф.А. Каменщиков // Нефтяное хозяйство. 1998. -№ 3. - С. 48-50.

115. Тасмуханова Г.Е. Разработка метода выбора жидкости глушения скважин с учетом геолого-физических условий их эксплуатации: дис. . канд. тех. наук: 25.00.15 / Г.Е. Тасмуханова; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. Уфа, 2002. - 150 с.

116. Тахаутдинов Р.Ш. Способ обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Р.Ш. Тахаутдинов, А.Х. Сафин, H.H. Шигапов. Патент РФ №2288358, Бюл. №33, 27.11.2006.

117. Теоретические и практические аспекты методологии вскрытия продуктивных пластов и интенсификации притоков / А.К. Ягафаров и др. // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 12. - С. 32-35.

118. Теория и практика заканчивания скважин / А.И. Булатов и др.. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 375 с.

119. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов / Ю.М. Басарыгин и др.. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. — 543 с.

120. Токунов В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В.И. Токунов, А.З. Саушин. М.: Недра, 2004. - 711 с.

121. Толкачев Г.М. Технологические жидкости для бурения, крепления, ремонта и ликвидации скважин / Г.М. Толкачев, A.M. Шилов, A.C. Козлов // Интел Экспо-Международный Инновационный потенциал.

122. Тухтеев P.M. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов / P.M. Тухтеев, Ю.В. Антипин, A.A. Карпов // Нефтяное хозяйство. -2002.-№4.-С. 68-70.

123. Универсальная технологическая жидкость глушения при ремонте и заканчивании скважин / С.А. Рябоконь и др. // Нефтяное хозяйство. -2004.-№5. -С. 62-64.

124. Физико-химические исследования для качественного управления воздействием на призабойную зону пласта / С.Г. Сафин и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. — № 2. — С. 28-32.

125. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов / Г.А. Бабалян и др.. Гостоптехиздат, 1962.

126. Хади Джамаль Мохаммед Особенности глушения и освоения нефтяных скважин в карбонатных коллекторах: дис. . канд. тех. наук: 25.00.15 / Джамаль Мохаммед Хади; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. Уфа, 2001. - 103 с.

127. Ханнанов Р.Г. Разработка и применение многофункциональных композиций химических реагентов для интенсификации добычи нефти: дис. . канд. тех. наук: 25.00.17 / Р.Г. Ханнанов; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. Уфа, 2005.- 174 с.

128. Харламов К.Н. Прогнозирование повреждения пласта на основе оценки отрицательного влияния буровых растворов на его проницаемость / К.Н.Харламов, Т.В. Трошева, Е.А.Усачев // Нефтяное хозяйство. 2003.-№ 11.-С. 36-37.

129. Хисамов Р.С. Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин / Р.С. Хисамов, Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 4. - С. 43-45.

130. Шамсутдинов Р.Д. Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин: автореф. дис.: канд. тех. наук: 25.00.15 / Р.Д. Шамсутдинов; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. Уфа, 2002. — 24 с.

131. Шапошников Д.А. Новые нетрадиционные подходы к разработке высокоэффективных гидрофобизаторов / Д.А. Шапошников, Р.Х. Хазимуратов, Г.М. Маннапов // Нефтяное хозяйство. 2007. - № 4. -С. 121-125.

132. Шрам Г. Основы практической реологии и реометрии / Г. Шрам. Пер. с англ. И.А. Лавыгина; Под. ред. В.Д. Куличихина. - М.: КолосС, 2003. -312 с.

133. Щербинина Н.В. Геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения глинокислотных обработок призабойной зоны пласта: автореф. дис.: канд. тех. наук: 25.00.17 / Н.В.Щербинина; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. Уфа, 2004. - 24 с.

134. Cheremisin N.A. Influence of collector's irreversible deformation on oil recovery / N.A. Cheremisin, V.P. Sonich, P.A. Efimov // EAGE 11th European Symposium on Improved Oil Recovery. - Amsterdam, The Netherlands: 11-12 June, 2001.

135. Eldib J.A., Nature of collodial material in petroleum / J.A. Eldib, N.H. Dunning, R.J. Bolen // Journal Chemistry and Engineering Data. 1960. - X. -Vol. 5.-№4.

136. Harkins D, Brown F. // Am. Chem. Soc. 1919. - № 41. - p. 499.

137. Hudson J.E. Fluid-loss Control through the use of a liquid-thickener Completion and workover brine / J.E. Hudson, M.D. Coffey, C.W. Saner // Journal of Petroleum Technology. October. - 1983.

138. Larson R.G. Displacement of residual nonwetting fluid from porous media / R.G. Larson, H.T. Davis, L.E. Scriven // Chemical Engineering Science. -Vol. 36.-P. 75-85.

139. Michael J. Economides. Reservoir Stimulation / Economides J. Michael, Nolte J. Kenneth // Third edition. Huston: Wiley, 2002.

140. Patel A.D. Reversibl Invert Emulsion Drilling Fluids A Quantum Leap in Technology. IADC/SPE 47772 Paper. 1998 IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology.

141. Prouvost L.P. Realtime evaluation of matrix acidizing treatment / L.P. Prouvost, M.J. Economides // Journal of Petroleum Science and Engineering. -1987.-Vol. l.-P. 145-154.

142. TelinA. Flow of Emulsion through Slot and Pore Structures. Advances in Incremental Petroleum Production / A. Telin, V. Glukhov, M. Mavletov // Progress in Mining and Oilfield Chemistry. Budapest, 2003. - Vol. 5. - P. 287295.

143. Walker T. Underbalanced completions improve well safety and productivity / T. Walker, M. Hopemann // World Oil. 1995. - XI. - Vol. 216. -№ 11.-P. 35-38.

144. В диссертационный совет Д 212.224.10 при Санкт-Петербургскомгосударственном горном институте (техническом университете) им. Г.В. Плеханова1. СПРАВКАо внедрении в промышленное производство реагента-эмульгатора обратных водонефтяных эмульсий

145. Директор ООО «Синтез-ТНП» ^^^^^Й^^Лькенбау1.-Т1. О// ТесНпа!аду О^егзеаззИ Е С О \/ЕЯ Ул11. Л?» ■/<£?. 2008г.

146. В диссертационный совет Д 212.224.10 при Санкт-Петербургском государственном Горном институте (Техническом Университете)им. Г.В. Плеханова1. СПРАВКА

147. О внедрении технологии глушения скважин с использованием блокирующей обратной водонефтяной эмульсии

148. Промысловые испытания разработанного состава проведены на месторождениях Западной Сибири: Покачевском, Северо-Покачесвском, Урьевском, Нивагальском, Южно-Покачестком. Обработано 290 добывающих скважин за период с января 2007 г. по август 2008 г.

149. Результаты диссертационной работы Мардашова Д.В. внедрены в учебный процесс при подготовке инженерных кадров по специальности 13.05.03 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».