Повышение эффективности эксплуатации месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем

Канзафаров, Фидрат Яхьяевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности эксплуатации месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности эксплуатации месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем"

УДК 622.276

На правах рукописи

¿л

Канзафаров Фидрат Яхьяевич

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

1 I 2014

Уфа - 2014

005556692

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности» (ОАО «НижневартовскНИПИнефть»).

Научный консультант - Андреев Вадим Евгеньевич,

доктор технических наук, профессор, ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов Республики Башкортостан», директор

Официальные оппоненты: - Шайдаков Владимир Владимирович,

доктор технических наук, Общество с ограниченной ответственностью «Инжиниринговая компания «Инкомп-нефть», директор

- Султанов Шамиль Хаиифович,

доктор технических наук, доцент, Уфимский государственный нефтяной

.....технический университет, профессор

кафедры «Геологии и разведка нефтяных и газовых месторождений»

— Федоров Константин Михайлович,

доктор физико-математических наук, профессор, Негосударственное образовательное учреждение «Академия инжиниринга нефтяных и газовых месторождений», ректор

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

«РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 25 декабря 2014 г. в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.

Автореферат разослан 25 ноября 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

удякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Особую актуальность в последнее время приобрела проблема более полной выработки запасов нефти, особенно на поздней стадии разработки месторождений. При этом закономерности движения нефти и воды в пласте и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются капиллярными и молекулярно-поверхностными явлениями, происходящими на поверхности контакта пластовых систем.

Прямым следствием межмолекулярных взаимодействий являются процессы структурообразования и неньютоновское поведение нефти. Характерной особенностью фильтрации при этом являются фазовые переходы, с которыми связаны изменения физико-механических свойств подвижной и остаточной нефтей, степени структурирования и локальной вязкости отдельных компонентов, а также химический состав и свойства пластовых флюидов, изменяющиеся в пределах одного месторождения в процессе эксплуатации как по площади, так и по разрезу.

Капиллярные и молекулярно-поверхностные явления, происходящие на поверхности контакта пластовых систем, а также изменяющийся химический состав и свойства пластовых флюидов часто не принимаются во внимание при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки.

Методы и технологии по увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на ранней и поздней стадиях разработки могут заметно различаться, так как в условиях трехфазной границы раздела закономерности движения нефти и воды в пласте и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются капиллярными и молекулярно-поверхностными явлениями, зависящими от природы поверхности породы, слагающей продуктивные пласты, физико-химическими свойствами пластовых флюидов, приводящими, в конечном итоге, к снижению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки.

Решение вопроса о выборе методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов для довытеснения остаточной нефти и технологий интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки должно строиться на базе экспериментальных

исследований, позволяющих оценить формы и состояние остаточных запасов, макро- и микронеоднородность продуктивных пластов, распределение пор по размерам, соотношение капиллярно-защемленной и прочно связанной адсорбированной нефти, а также на основе исследований состава и свойств пластовых флюидов, изменяющихся по времени и пространству в процессе эксплуатации. К примеру, для извлечения адсорбированной нефти на поздней стадии разработки месторождения применяются, преимущественно, физико-химические, тепловые и прочие физически и химически активные технологии.

Таким образом, для повышения эффективности эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки необходимо разрабатывать и внедрять новые методы повышения нефтеотдачи пластов, технологии интенсификации добычи нефти, а также способы борьбы с осложнениями при эксплуатации месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем.

В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке и совершенствованию технологий повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти, а также борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождения. Проведены комплексные исследования, включающие обобщение и анализ результатов лабораторных и опытно-промысловых испытаний новых химреагентов и технологий по следующим направлениям нефтяного производства: повышение нефтеотдачи ' пластов, вскрытие нефтяных пластов и глушение скважин, ограничение водопритока в скважину, воздействие на призабойную зону скважины, предотвращение соле- и парафиноотложений, исследование причин и предотвращение образования стойких водонефтяных эмульсий при подготовке нефти; исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин.

Цель работы - научное обоснование и разработка технологий повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем.

Объектом исследования диссертационной работы являются закономерности изменения пластовых систем при эксплуатации нефтяного месторождения, а предметом исследования — процессы повышения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти, способы борьбы с осложнениями при добыче и подготовке нефти.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Теоретические и экспериментальные исследования физико-химических процессов в продуктивном пласте на поздней стадии разработки месторождения;

2. Обоснование направлений развития технологий повышения эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождения;

3. Разработка новых технологий повышения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения;

4. Разработка кислотных составов и технологий обработок добывающих скважин для интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов;

5. Разработка новых технологических жидкостей, сохраняющих коллекторские свойства продуктивных пластов при их первичном и вторичном вскрытиях, а также подземном ремонте скважин;

6. Реализация результатов исследований путем проведения опытно-промысловых работ (ОПР).

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на лабораторных и промысловых исследованиях с использованием физического моделирования изучаемых процессов.

Научная новизна результатов работы

1. Проведен анализ эффективности более 60 методов увеличения нефтеотдачи пластов и основных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) на Самотлорском месторождении за 40 лет его эксплуатации и установлен рейтинг их перспективности: циклическое заводнение в сочетании с

физико-химическими методами (закачка осадко- и гелеобразующих систем), газовое и водогазовое воздействия на пласт.

2. Показано изменение свойств нефти и попутного нефтяного газа (ПНГ) в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения, на основе накопленных экспериментальных данных установлены закономерности в распределении свойств нефти и газа по пластам и по площади в процессе разработки месторождения, которые необходимо учитывать при поиске путей интенсификации добычи нефти и определении методов доразработки месторождений на поздней стадии.

3. Разработаны технологии регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией (ОГЖ), повышения нефтеотдачи залежей с высоковязкой нефтью, воздействия на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов на основе производных органических кислот.

4. С учетом особенностей физико-химических процессов, происходящих в призабойной зоне продуктивного пласта на поздней стадии разработки месторождения, разработаны технологические жидкости, сохраняющие коллекторские свойства продуктивных пластов при первичном и вторичном вскрытиях, подземном ремонте скважин, составы для освоения и водоизоляции скважин.

5. В результате анализа осложненного фонда скважин Самотлорского месторождения исследованы причины и механизм образования соле- и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), проведено группирование фонда скважин по эксплуатационным параметрам и физико-химическим свойствам продукции скважин, разработаны принципы выбора наиболее эффективны ингибиторов и удалителей солеотложений и АСПО, технология подачи составов скважину.

6. Выполнены анализ и исследование процесса образования стойких водонефтяных эмульсий на Самотлорском месторождении, образующихся при добыче, сборе и подготовке нефти; разработаны индикаторный способ определения источников образования стойких эмульсий, технологии их

предупреждения и разрушения; выполнено исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин, рекомендован ингибиторный метод защиты эксплуатационных колонн в условиях солеотложения и коррозии.

На защиту выносятся:

1. Обобщение результатов исследования составов и свойств нефти и газа в процессе разработки месторождения;

2. Новые технологии регулирования процесса заводнения и воздействия на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов;

3. Новые технологические жидкости, сохраняющие коллекторские свойства продуктивных пластов;

4. Методы борьбы с осложнениями при добыче нефти на поздней стадии разработки месторождения, связанными с солеотложением, АСПО, образованием стойких водонефтяных эмульсий, нарушением герметичности эксплуатационных колонн.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

Достоверность полученных результатов подтверждается сходимостью полученных экспериментальных данных в лабораторных условиях с результатами опытно-промысловых испытаний и исследованиями других авторов. Достоверность научной новизны подтверждается 23 авторскими свидетельствами и патентами.

Лабораторные эксперименты осуществляли на сертифицированном и поверенном оборудовании.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. По разработанной технологии регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией (ОПК) на Самотлорском месторождении было обработано 29 нагнетательных скважин, в каждую скважину было закачано в среднем по 35 т ОПК. В результате проведенных работ дополнительный объем добычи нефти составил 24 тыс. т.

2. С целью интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождения разработаны технологии и технологические жидкости, направленные на сохранение, восстановление и повышение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта, а именно:

2.1. По технологии глушения скважин с разнородными по проницаемости пластами и высоким газовым фактором на Самотлорском месторождении выполнено около 400 операций по глушению скважин, что позволило исключить потери в добыче нефти в объеме 28...40 тыс. т;

2.2. По технологии водоизоляции скважин дополнительная добыча нефти после обработки 6 нагнетательных и 1 добывающей скважин составила 5,9 тыс. т;

2.3. По технологии воздействия на призабойную зону скважины низкопроницаемых коллекторов на основе производных органических кислот (головной фракции этилацетатного производства (ГФЭАП)) дополнительная добыча нефти после обработки 5 скважин составила 13,6 тыс. т;

2.4. По технологии воздействия на низкопроницаемые заглинизированные пропластки с временной изоляцией высокопроницаемых и обводненных пропластков накопленная добыча нефти увеличилась по сравнению с базовым уровнем на 2,8 тыс. т.

3. Предложены и реализованы способы борьбы с солеотложением, АСПО, образованием стойких водонефтяных эмульсий, нарушением герметичности эксплуатационных колонн на Самотлорском месторождении и связанными с ними осложнениями.

В целом в результате выполненных работ получен технологический эффект в виде сокращения сроков освоения и уменьшения обводненности продукции скважин, сохранения и восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, увеличения дебитов скважин. Внедрение разработанных технологий на предприятиях ОАО «Нижневартовскнефтегаз» и ОАО «Самотлорнефтегаз» позволило получить дополнительно 46,4 тыс. т нефти и исключить потери в добыче нефти в объеме 28.. .40 тыс. т.

4. Основные результаты диссертационной работы использованы при составлении стандартов предприятий, технологических регламентов, технических условий и инструкций, в частности:

• СТП 39-5753484-069-89 «Инструкция по применению составов для водоизоляции скважин» / ПО «Нижневартовскнефтегаз», 1989;

• СТП 39-5753484-080-90 «Инструкция по технологии предотвращения отрицательного влияния химреагентов на подготовку нефти» / ПО «Нижневартовскнефтегаз», 1989;

• ТУ 38.602-22-38-92 «Ингибитор парафиноотложений «Пирс»» / ПО «Салаватнефтеоргсинтез», 1992;

• СТП 5789717-10-93 «Инструкция по применению ингибитора парафиноотложений «Пирс»» / ПО «Нижневартовскнефтегаз», 1993;

• Инструкция по приготовлению и применению гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР) / СП «Ваньеганнефть», 1998;

• Технологический регламент по технологии регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией (ОПК) / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «Нижневартовскнефтегаз», 1999;

• Технологический регламент на процесс ингибиторной защиты скважинного оборудования от солеотложений Самотлорского месторождения / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «ТНК-Нижневартовск», 2007;

• Технологический регламент на процессы защиты скважинного оборудования от АСПО для СНГДУ-2 / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «Самотлорнефтегаз», 2008;

• Инструкция по ингибиторной защите эксплуатационных колонн добывающих скважин Самотлорского месторождения / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «ТНК-Нижневартовск», 2012. Личный вклад автора

В большинстве работ, опубликованных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежат общее руководство, постановка задач, основные идеи и разработки. Диссертационная работа является обобщением исследований автора

за 28-летний период работы в лаборатории нефтепромысловой химии ОАО «НижневартовскНИПИнефть».

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: Второй Всесоюзной научно-технической конференции «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин» (г. Ивано-Франковск, 1988); Всесоюзной научно-технической конференции «Разработка и применение новых отечественных деэмульгаторов» (г. Казань, 1991); Второй, Пятой, Седьмой и Девятой научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 1998, 2001, 2003, 2005); IV и VI Международных конференциях «Химия нефти и газа» (г. Томск, 2000, 2006); 5-ой, 6-ой и 7-ой научно-технических конференциях РГУНГ им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2003, 2005, 2007); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2005); II Международной научно-практической конференции «Интенсификация добычи нефти» (г. Томск, 2006); научно-практической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО «Газпромнефть»» (г. Ноябрьск, 2006); семинаре «Газовые проекты в нефтяных компаниях. Проблемы использования попутного газа. Разборы реальных ситуаций» (г. Москва, 2007); на технических советах нефтяных компаний — ОАО «Нижневартовскнефтегаз», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Самотлорнефтегаз»; на заседаниях научно-технического совета ОАО «НижневартовскНИПИнефть».

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 67 научных трудах, в том числе в 13 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, 1 монографии, получены 23 авторских свидетельства и патента.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 215 наименований. Работа изложена на 268 страницах машинописного текста, содержит 39 рисунков, 31 таблицу.

Автор признателен своему научному консультанту д.т.н., профессору В.Е. Андрееву за помощь в работе, особую благодарность автор выражает д.т.н., профессору В.Г. Уметбаеву за научные консультации по главам работ, а также руководству и сотрудникам лаборатории нефтепромысловой химии ОАО «НижневартовскНИПИнефть» за поддержку и помощь в работе.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе обоснована необходимость решения вопросов, поставленных в диссертационной работе, и показана степень решения данных вопросов на начало проведения автором исследований.

Интенсификация добычи нефти опирается на изучение закономерностей ее движения в нефтяном пласте. Важную роль в процессе нефтеотдачи нефтяных пластов играют молекулярно-поверхностные явления, имеющие место на границах раздела фаз, особенно на поздней стадии разработки месторождения.

Рассматриваются три параметра движения нефти в пластовых условиях:

1. Смачивание нефтью стенок частиц горных пород;

2. Образование адсорбционных слоев и пленок нефти;

3. Реологические свойства нефти в граничных слоях.

Изучение этих параметров осложняется тем, что они реализуются в природной системе, состоящей из нефти, породообразующих минералов, воды, растворенных в ней солей или газов, растворенных в нефти.

Вытеснение нефти из пласта сопровождается изменением межмолекулярных взаимодействий, прямым следствием которых являются процессы структурообразования и неньютоновское поведение нефти. Характерной особенностью фильтрации при этом являются фазовые переходы, с ними связаны изменения физико-механических свойств подвижной и остаточной нефтей, степени структурирования и локальной вязкости отдельных компонентов.

Проблема повышения степени извлечения нефти из продуктивных пластов требует детального изучения всех факторов, влияющих на нефтеотдачу. Среди них химический состав и свойства пластовых флюидов, изменяющиеся в пределах одного месторождения в процессе эксплуатации как по площади, так и по разрезу.

Значительный вклад в исследование молекулярно-поверхностных явлений, физико-химических свойств пластовых флюидов, приводящих к снижению коэффициента нефтеотдачи, и в решение проблем сохранения и улучшения фильтрационных характеристик нефтяного пласта и его призабойной зоны внесли следующие ученые: A.A. Абрамзон, Р.Х. Алмаев, И.М. Аметов, В.А. Амиян, Ю.В. Антипин, К.Б. Аширов, К.С. Басниев, В.А. Блажевич,

A.И. Булатов, Г.Г. Вахитов, А.Ш. Газизов, Ш.К. Гиматудинов, А.Т. Горбунов,

B.В. Девликамов, Б.В. Дерягин, Р.Н. Дияшев, М.Ю. Доломатов, Ю.В. Желтов, Ю.В. Зейгман, О.Т. Золоев, JI.X. Ибрагимов, В.Е. Кащавцев, А.Г. Ковалев, Ф.Ф. Крейг, А.П. Крылов, Н.И. Крысин, М.М. Кусаков, В.Ф. Лесничий, В.А. Леонов, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, М.Р. Мавлютов, В.П. Максимов, P.A. Максутов, В.Н. Мамуна, И.Л. Мархасин, А.Х. Мирзаджанзаде, H.H. Михайлов, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов, Г.А. Орлов, Ю.А. Поддубный, Ю.В. Поконова, П.А. Ребиндер, Ю.В. Ревизский, М.К. Рогачев,

A.И. Русанов, Ф.Л. Саяхов, Э.М. Симкин, М.Л. Сургучев, А.П. Телков,

B.И. Титов, М.А. Токарев, В.П. Тронов, A.C. Трофимов, Б.И. Тульбович, В.Г. Уметбаев, Ф.Г. Унгер, Г.И. Фукс, З.А. Хабибуллин, А .Я. Хавкин, А.И. Хазнаферов, Н.Ш. Хайрединов, Н.И. Хисамутдинов, Д.М. Шейх-Али, Н.М. Шерстнев, В.Н. Щелкачев, Д.А. Эфрос, И.Г. Юсупов и др.

1. Смачивание нефтью стенок частиц горных пород

Структура нефтенасыщения природных пластов определяется поверхностными свойствами, микро- и макронеоднородностью пластов и их литологическим составом. В однородных пластах влияние поверхностных свойств обусловлено преимущественно смачиваемостью внутрипоровой поверхности водой и нефтью. В этих условиях существенное значение имеет тип поверхности (гидрофильная или гидрофобная) породообразующих минералов.

Минералы, образующие нефтяные пласты и слои горных пород, через которые нефть движется к скважине, гидрофильны, однако при контакте породообразующих минералов с нефтью их смачиваемость может сильно изменяться. В нефти содержатся разнообразные поверхностно-активные вещества (ПАВ): металлопорфириновые комплексы, нафтеновые и асфальтогенные кислоты и др., которые, адсорбируясь на поверхности минералов, могут превратить их в гидрофобные.

В процессе заводнения гидрофильные и гидрофобные пласты проявляют себя различным образом. Для гидрофильных коллекторов вытеснение нефти при заводнении весьма эффективно — переходные зоны двухфазной фильтрации имеют незначительные размеры, нефтенасыщение в промытой зоне мало и практически неизменно во времени, основная добыча нефти происходит в безводный период. Для гидрофобных пластов переходные зоны занимают почти весь пласт, нефтенасыщение промытой зоны велико и постепенно уменьшается в процессе заводнения, основной объем нефти добывается в водный период эксплуатации. Высокая гидрофильность полимиктовых песчаников нижнего мела в сочетании с высокими значениями начальной водонасыщенности и малой вязкостью нефти предопределяет форму остаточной нефти месторождений Западной Сибири как капиллярно-защемленную. Большая удельная поверхность полиминеральных горных пород месторождений Западной Сибири обуславливает большее преобладание в поровом пространстве каналов мелкого и среднего диаметров и, соответственно, большую величину капиллярно удерживаемой нефти при равных проницаемостях. Основной причиной формирования

капиллярно-защемленной остаточной нефти является наличие гидрофильного типа смачиваемости пород-коллекторов; причем, чем сильнее выражена смачиваемость коллектора, тем больше он содержит остаточной нефти. Опыт разработки показывает, что остаточное нефтенасыщение после заводнения превышает 10...20 %, что связано с усложнением структуры остаточного (неподвижного) нефтенасыщения в процессах заводнения пластов. Так как коллектор не чисто гидрофильный, а имеет гидрофобные участки, в рассматриваемых пластах формируется как капиллярно-защемленная условно подвижная остаточная нефть (ОН), так и прочно связанная адсорбированная. Остаточная нефть заводненных участков пластов обладает различной степенью подвижности, и для ее эффективного доизвлечения необходимо целенаправленно воздействовать на скопления условно подвижной ОН. Для выделения именно этого типа ОН нужно определить структуру и распределение всех видов ОН в объеме коллектора.

Структуризация остаточной нефти в продуктивных пластах дает возможность оценить перспективные участки с высокими значениями запасов ОН и применить различные технологии воздействия с целью их доизвлечения, а также позволяет дифференцировать остаточную нефть по видам и степени выработанности, дает возможность оценить перспективные участки с высокими значениями запасов.

2. Образование адсорбционных слоев и пленок нефти

Поверхностные явления в системе «жидкость - твердая фаза» обусловлены структурно-механическими свойствами граничного слоя (ГС) жидкостей, находящихся в контакте с твердыми телами, отличающимися от свойств жидкости в объеме. На базе адсорбционного слоя формируется ГС нефти, который по составу отличен от нефти в объеме и обладает повышенной вязкостью и предельным напряжением сдвига. Толщина, реологические характеристики ГС находятся в зависимости от свойств породообразующих минералов и компонентного состава нефти и могут различаться не только у нефтей разных месторождений, но и различаться в пределах одного месторождения, в разных горизонтах и скважинах.

ГС формируются асфальтенами, смолами, металлопорфириновыми соединениями нефти и другими ПАВ.

От свойств ГС нефти и воды зависят кинетика разрушения адсорбционных слоев, отрыв и прилипание капель нефти на поверхности породы, а также возможность продвижения жидкости, не связанной молекулярно-поверхностными силами в пористой среде. ГС уменьшают эффективное сечение пор каналов коллектора, через которые вытесняется нефть в пористых породах; толщина ГС в ряде случаев соизмерима с радиусом поровых каналов, при радиусе которых меньше 4...6 мкм они становятся непроходимыми для жидкостей, при этом уменьшается проницаемость и увеличивается микро- и макронеоднородность коллектора, что приводит, в конечном итоге, к снижению нефтеотдачи. В пористой среде с размерами пор, соизмеримыми с толщиной ГС, адсорбционно-сольватные нефтяные слои, обладающие аномальными свойствами, оказывают значительное влияние на процесс фильтрации нефти; с течением времени скорость фильтрации может снизиться на 15...20 %. Для повышения нефтеотдачи необходимо разрушить граничные слои путем повышения температуры или воздействия ПАВ.

3. Реологические свойства нефти в граничных слоях

На процесс вытеснения нефти из пористых пород важную роль играют смолы и асфальтены, аномалии вязкости у нефти имеют место при содержании асфальтенов более 1 % масс. Асфальтены и смолы гидрофобизируют нефтевмещающие породы, что также влияет на процесс вытеснения нефти. Асфальтены, как и смолы, являются также стабилизаторами водонефтяных эмульсий, образующихся при добыче обводненной нефти на поздней стадии разрботки месторождения и влияющих на процесс обезвоживания нефти.

Для более полного извлечения нефти из залежей необходимо. снизить аномалии вязкости нефти. Одним из способов снижения аномалий вязкости является разработка залежи при градиентах давления, превышающих градиенты динамического давления сдвига на всех участках пласта. С ростом градиента давления до определенного значения коэффициент вытеснения увеличивается.

При градиентах давления выше 300 гПа/м коэффициент вытеснения практически не зависит от градиента давления, в то время как при малых градиентах эта зависимость весьма существенна. Осуществлять разработку при таких условиях в пласте затруднительно, особенно в пластах, отличающихся неоднородностью по проницаемости. В таких пластах градиенты давления необходимо оптимизировать в соответствии с величиной проницаемости участков пласта и свойствами нефти, которые меняются по пласту.

Другим способом снижения аномалий вязкости является тепловое воздействие на пласт и пластовую нефть, однако в условиях глубокозалегающих, сильно обводненных пластов тепловые способы малоэффективны.

Третьим способом влияния на свойства нефти является введение в нее некоторых реагентов, которые могут подавлять аномалии вязкости и облегчать вытеснение ее из пласта, такими реагентами являются ПАВ и диоксид углерода

(СОД.

Таким образом, в пластовых условиях закономерности движения пластовых флюидов и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются молекулярно-поверхностными явлениями (смачиванием, образованием адсорбционных слоев, реологическими свойствами нефти в граничных слоях), происходящими на границах раздела фаз и зависящими от природы поверхности породы пласта и физико-химических свойств пластовых флюидов, изменяющихся в процессе эксплуатации нефтяного месторождения. Данные явления могут являться одной из причин, приводящих к ухудшению фильтрационных характеристик нефтяного пласта и призабойной зоны и, в конечном итоге, к снижению коэффициента нефтеотдачи.

Вторая глава посвящена особенностям эксплуатации и проектирования разработки Самотлорского . месторождения, находящегося на поздней стадии разработки, и анализу эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов и основных методов воздействия на призабойную зону пласта.

Самотлорское нефтегазовое месторождение, крупнейшее по величине геологических и извлекаемых запасов углеводородов, по праву является

уникальным объектом в нефтяной отрасли России. Продуктивная часть разреза Самотлорского месторождения представлена отложениями поздней юры и мела. Залежи нефти и газа выявлены в 41-ом пласте от покурской свиты (ПК1) до верхней юры (ЮВ1). Этаж нефтеносности достигает 1,5 км. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на Самотлорском месторождении меняются в широких пределах. Важной особенностью внутреннего строения основных продуктивных пластов месторождения является, как правило, неравномерное распределение в их объеме прерывистых и монолитных коллекторов. Это обуславливает объективные трудности в организации одновременной (близкой по темпам) выработки запасов нефти, содержащейся в различных типах коллекторов.

Большие размеры площадей нефтеносности Самотлорского месторождения и, как следствие, длительность процесса их изучения и освоения обусловили стадийность в проектировании начальных систем разработки, что характерно для крупных месторождений.

I этап (1969-1975 гг.) — это концентрация усилий на вовлечение в разработку наиболее продуктивных залежей и участков месторождения, в первую очередь, объектов БВ8 и АВ4-5. К концу первого этапа темпы отбора составили 2,6 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Это было достигнуто, в основном, за счет высокопродуктивного горизонта БВ8, доля которого в общем объеме добычи нефти составила к тому времени 67,3 %.

II этап (1976-1981 гг.) характеризовался вовлечением в активную разработку горизонтов АВ1(3), АВ2-3, БВ10. К концу II этапа освоения месторождения было отобрано 32,3 % НИЗ (в том числе за П этап 25,5 %), обводненность достигла 32,3 %. Превышение проектных уровней было достигнуто при меньшем по отношению к проекту фонде скважин и отборах жидкости в основном за счет высокопродуктивных объектов АВ4-5, БВ8. Вывод месторождения на максимальный объем добычи нефти характеризовал завершение второго этапа разработки.

На III этапе освоения месторождения (1982-1990 гг.) были предложены принципиально новые для Самотлорского месторождения методы извлечения высокопродуктивных запасов нефти:

- форсированный отбор жидкости из скважин, в том числе находящихся в водонефтяной зоне, с перфорацией всей толщины пласта до водонефтяного контакта (ВНК);

- новый элемент при разработке подгазовых зон — извлечение нефти при достреле продуктивных интервалов газовой шапки перед продвижением фронта нагнетаемой воды, закачиваемой в пласт барьерными скважинами.

К концу III этапа (1990 г.) действующий фонд добывающих скважин увеличился в 2 раза и составил 8047. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 4,6. Отбор нефти из продуктивных пластов составил 2022 млн т, или 61,5 % извлекаемых запасов нефти (за III этап было отобрано 29,2 % НИЗ), темп отбора оставшихся запасов нефти составил около 5 %.

На IV этапе с 1991 г. наблюдается снижение темпов отбора запасов нефти более чем в 2 раза (до 2 % в 1995 г.). Значителен простаивающий фонд скважин, доля которого достигла 53 %, а дефицит средств на реконструкцию и завершение программы строительства нефтепромысловых объектов 56 %, что привело к кризисной ситуации на месторождении, характеризующейся следующими отличительными особенностями:

- разбалансировкой системы разработки с последующим ее разрушением;

- проявлением деструктивных процессов в режиме разработки залежей, сопровождающихся снижением коэффициентов нефтеотдачи;

- созданием чрезвычайно сложной экологической обстановки в районе производства работ, обусловленной непрекращающимися авариями общим числом до 7000 в год, включая до 400 крупных.

Таким образом, если на начальном этапе освоения месторождения преобладали запасы нефти, содержащиеся в высокопродуктивных коллекторах, то на IV стадии их меньше, чем в слабодренируемых, низкодренируемых пластах в 2,2 раза.

В сложившейся ситуации одним из основных условий, определяющих дальнейшую эффективную разработку месторождения, должна стать , интенсификация разработки слабодренируемых запасов нефти.

По эксплуатационным объектам месторождения наибольшие остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопродуктивных объектах AB 1(1-2) («рябчик») и AB 1(3), суммарная доля их участия в остаточных запасах составляет 60,3 %. На долю объекта AB 1(1-2) приходится 38,4 % от общих запасов месторождения, и от эффективности его разработки в дальнейшем в значительной степени будут зависеть технологические показатели месторождения в целом. Наиболее успешной следует признать выработку запасов нефти по объекту БВ8.

Текущая обводненность продукции по объектам разработки высокая, независимо от величины текущих КИН и степени выработки запасов. Самые высокие текущие значения КИН получены по эксплуатационным объектам БВ8 (0,586) и АВ4-5 (0,479). Самые низкие значения КИН (от 0,028 до 0,049) характерны для мелких объектов разработки, таких как БВ0-4, БВ7, БВ16-22 и для объекта AB 1(1-2).

Пласты группы AB различаются как по степени выработки запасов, так и по текущему состоянию разработки. Если по пластам АВ2-3 и АВ4-5 достигнуты отборы НИЗ в объемах 84,1 % и 85,8 % соответственно, то по пласту АВ1(3) отобрано 56,1 % НИЗ, а по пласту AB 1(1-2) - всего 15,6 %.

Основные перспективы сохранения достигнутых по месторождению уровней добычи нефти связаны с широким вовлечением в разработку запасов сложного по строению пласта AB 1(1-2), а также отложений ачимовской толщи.

Для составления уточненного проекта разработки Самотлорского месторождения до 2050 г. рассматривались несколько вариантов.

Рекомендуемый вариант предусматривает для интенсификации выработки запасов и повышения коэффициента нефтеизвлечения увеличение объемов геолого-технических мероприятий, изменение местоположения проектных скважин на отдельных площадях за счет применения горизонтальных скважин, увеличение числа боковых стволов. Практическое осуществление варианта предполагает проведение более 7000 операций ГРП, бурение порядка 1600 боковых стволов, мероприятия по оптимизации отборов, прострелочно-взрывные работы, закачку потококорректирующих составов в нагнетательные скважины, обработку призабойных зон (ОПЗ) добывающих скважин.

Проведены анализ и обобщение эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов и основных методов воздействия на призабойную зону пласта на Самотлорском месторождении за 4 десятилетия его эксплуатации по более 60 методам повышения нефтеотдачи пластов (ПНП): гидродинамические и газовые, физико-химические, электрофизические, комбинированные и пр. За анализируемый период обработано около 2000 нагнетательных скважин, число скважино-обработок достигло 6000. Технологическая эффективность на 1 скв.-операцию составила от 0,8 до 18,3 т/сут. В результате проведенного анализа установлено, что наиболее эффективными методами ПНП на месторождении являются циклическое заводнение в сочетании с физико-химическими методами (закачка геле- и осадкообразующих систем), а также газовое и водогазовое воздействия на пласт.

Больше всего испытаний и опытно-промысловых работ было проведено по группе физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, направленных на увеличение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды, на повышение охвата залежей воздействием воды, а также для комплексного воздействия.

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов можно условно разделить на 2 категории:

а) технологии, связанные с применением составов, необратимо влияющих на коллекторские свойства пласта — «жесткие» технологии;

б) технологии с применением составов, на которые при необходимости можно повлиять в процессе разработки объекта (удалить, нейтрализовать и т.д.) — «мягкие» технологии.

К «жестким» технологиям МУН следует отнести технологии, направленные на увеличение коэффициента охвата, а именно, в первую очередь, применение осадкообразующих систем, полимердисперсных систем (ПДС), волокнистодисперсных систем (ВДС), сульфато-содовых систем (ССС), щелочно-полимерных суспензионных композиций (ЩПСК), осадкообразующих полимерных композиций (ОПК) и т.д.

С этой точки зрения более перспективны «мягкие» технологии, не приводящие к необратимым изменениям коллекторских свойств пласта и направленные на доотмыв остаточной нефти (закачка ПАВ, снижающих межфазное поверхностное натяжение, щелочное и полимерное заводнение, закачка растворителей и т.д.), а также технологии, направленные на увеличение коэффициента охвата с применением гелеобразующих и полимерных систем.

В качестве основных методов воздействия на призабойную зону пласта, включающую также юрские продуктивные отложения, относящиеся к залежам с низкопроницаемыми коллекторами, кроме широко применяемых традиционных обработок (соляно-, глино-, ацетонокислотных), нашли применение на месторождении другие новые методы воздействия, а именно, депрессивно-вакуумное воздействие (ДВВ) за счет создания с помощью высоконапорных струйных аппаратов многократных мгновенных депрессий-репрессий на пласт и виброволновое воздействие на пласт с использованием низкочастотного излучателя упругих сейсмических волн скважинного типа.

В целом дополнительная добыча от повышения нефтеотдачи пластов и методов воздействия на ПЗП с 1986 по 2000 гг. составила 14,2 млн т, или 2 % от суммарной добычи нефти месторождения за данный период.

Третья глава посвящена анализу изменения свойств пластовых флюидов (нефти и газа) при эксплуатации Самотлорского месторождения.

При исследовании физико-химических свойств пластовых флюидов в процессе эксплуатации месторождения необходимо отметить, что между различными свойствами пластовых флюидов (нефти и воды), закачиваемой водой и растворенными в них нефтяными газами существует тесная связь, обусловленная проявлением закономерности распределения газовых компонентов между водой и нефтью. Эта связь особенно заметна на поздней и завершающей стадиях разработки, когда обводнение продукции скважин по месторождению достигает более 90 %.

На основании накопленных экспериментальных данных по глубинным пробам из более 1 тыс. скважин были установлены закономерности в

распределении свойств нефти и газа по пластам ABl, AB 1-3, АВ2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10, ЮВ1 и ЮВ1-1 и по площади в процессе разработки Самотлорского месторождения, а именно динамики пластового давления, давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента нефти, коэффициента объемной упругости, усадки нефти, плотности и вязкости пластовой и сепарированной нефтей, молекулярной массы сепарированной нефти.

По пластам и объектам Самотлорского месторождения аномалии в распределении пластового давления и температуры не наблюдаются. На рисунке 1 приведена динамика пластового давления в процессе разработки залежей.

Пластовое давление по группе пластов АВ с 1969 по 1973 гг. сохранялось примерно на одинаковом уровне, а по группе БВ его величина несколько падала. С 1974 г. пластовое давление по группе пластов АВ начинает падать (кроме пласта АВ2-3), причем наибольшее снижение наблюдается для пластов АВ1-3 и АВ4-5 (в среднем 0,11... 0,16 МПа в год), по группе пластов БВ: пласту БВ8 - снижается, пласту БВ10 - несколько повышается. По группе пластов ЮВ: в целом по объекту ЮВ1 с 1980 г. пластовое давление упало с 26 до 20 МПа в начале 2000 г. (в среднем 0,3 МПа/год), по ЮВ1-1 с 1976 г. по начало 2000 г. пластовое давление, наоборот, выросло с 21 до 24 МПа. По-видимому, по группе пластов АВ и ЮВ1 отбор жидкости недостаточно компенсируется закачкой воды для поддержания

—в—АВ1 —в—АВ1-3 АВ2-3 —>—АВ4-5 —в—БВ8

ЮВ1 ЮВ1-1

Рисунок 1 - Динамика пластового давления

пластового давления (ППД), а по группам пластов БВ и ЮВ происходит перераспределение закачиваемой воды по пластам в соответствии с их фильтрационно-емкостными свойствами, что также указывает на единство гидродинамических систем последних объектов.

Плотность нефти пласта БВ8 в пластовых условиях практически не меняется и составляет приблизительно 745...750 кг/м3, а плотность нефти пласта группы ЮВ снижается с 760 до 690...700 кг/м3. Вязкость нефти в пластовых условиях большинства исследуемых объектов изменилась незначительно, динамическая вязкость нефти пласта АВ4-5 составила в среднем 2,15 мПа-с, вязкость нефти пластов ABl и АВ2-3 - 1,3... 1,7 мПа-с. Вязкость сепарированной нефти всех исследуемых объектов в процессе их эксплуатации, как и плотность, практически не изменилась.

Анализ изменения значений молекулярной массы сепарированной нефти группы пластов AB, БВ и ЮВ в процессе их эксплуатации за указанный период свидетельствует об их незначительных изменениях, как плотности и вязкости сепарированной нефти. Так, молекулярная масса сепарированной нефти составляет в среднем 215.. .235 г/моль для группы пластов AB и 200.. .220 г/моль для нефти группы пластов БВ и ЮВ.

Характер изменения основных параметров нефти по площади Самотлорского нефтяного месторождения проанализирован, преимущественно, по пластам ABl, АВ4-5 и БВ8. Давление насыщения по площади залежи возрастает в направлениях от периферии залежи к ее купольной части. Аналогичным образом, величина газосодержания имеет большее значение в купольной части, чем на периферии залежи. В пласте ABl его значение растет в среднем с 76 до 90 м3/т, в объекте АВ4-5 с 70 до 110 м3 /т и с 84 до 110 м3/т в пласте БВ8. Причем, наиболее значительные колебания наблюдаются в пластах ABl и АВ4-5. В пласте БВ8 эти изменения значительно меньше.

В соответствии с величиной газосодержания изменяются значения объемного коэффициента и усадки нефти. Максимальную величину эти параметры имеют в нейтральной части залежи и уменьшаются в направлениях от

купола к периферии. Коэффициент растворимости газа в нефти, а также коэффициент сжимаемости нефти уменьшаются в направлении от куполов к крыльям складки.

По газосодержанию для всех нефтей, кроме нефти пласта БВ8, характерно снижение их значений, причем наибольшее - для нефти пласта АВ1-3 с 85 до 20 м3/м3, для нефти пласта БВ8 газосодержание практически не изменяется и составляет в среднем 87 м3/м3 (рисунок 2). Аналогично изменению газосодержания меняются величины объемного коэффициента нефти по пластам, коэффициента объемной упругости и усадки нефти, снижаясь для всех нефтей, кроме нефти пласта БВ8, причем наибольшие снижения значений наблюдаются для нефти пласта АВ1-3, для нефти пласта БВ8 данные показатели пластовой нефти относительно стабильны.

По мере снижения давления в пласте в диапазоне ниже давления насыщения при разгазировании газовые компоненты выделяются из жидкой

Рисунок 2 - Динамика газосодержания нефти

При разработке месторождения с использованием заводнения, если пластовое давление и давление в призабойной зоне выше Рнас (при отсутствии свободной газовой фазы), из нефти извлекаются, в основном, метан, азот и С02,

обладающие более высокой растворимостью в воде, чем другие газовые компоненты нефти. Константы фазового равновесия, например, азота и метана в зависимости от температуры и давления могут различаться в 3 и более раз, тогда как их растворимость в воде - на 20...40 %, что влияет на характер зависимости Рнас нефти от снижения ее газосодержания.

Газ для анализа и определения его компонентного состава отбирался после однократного разгазирования глубинных проб пластовых нефтей. Основным компонентом попутного нефтяного газа является метан; наряду с метаном в его состав входят и более тяжелые углеводороды С2-С7, а также неуглеводородные компоненты: азот и двуокись углерода.

В результате исследований свойств ПНГ установлены динамики плотности и молекулярной массы газа по пластам. Наименьшая плотность наблюдается у газа пласта АВ4-5 (0,87...0,96 кг/м3), наибольшая - у газа пласта БВ8 (около 1,2 кг/м3), газы остальных пластов имеют плотность от 1,05 до 1,20 кг/м3. Анализ динамики значений плотности за указанный период свидетельствует о снижении плотности газа, а также плотности газа по отношению к воздуху большинства пластов.

Для систематизации исследований компонентный состав ПНГ был условно разделен на 3 группы:

1 группа — С1-С2 (метан, этан, азот, двуокись углерода);

2 группа - С3-С4 (пропан, изо-бутан, н-бутан);

3 группа - С5-С7 (изо-пентан, н-пентан, гексаны и гептаны).

Показана динамика состава газа всех групп ПНГ по пластам и по площадям залежей.

Сравнивая пласты групп АВ и БВ следует отметить, что содержание метана СН4 в объектах АВ1, АВ1-3, АВ4-5 увеличивается в процессе эксплуатации, причем в ПНГ пласта АВ4-5 содержание метана значительно выше, а компонентов С2+Высшм — меньше, чем в других пластах и объектах. По этой причине плотность газа и молекулярная масса объекта АВ4-5 ниже, чем в остальных пластах групп АВ и БВ. Увеличение содержания метана в попутном

газе на поздней стадии разработки можно объяснить значительным влиянием газа, растворенного в попутно добываемой воде, в которой растворен, преимущественно, метан.

В ПНГ пластов группы БВ, а именно БВ8 и БВ10 содержится больше углеводородов соответственно С3-С4 и С5-С7, в газе пласта ЮВ1 существенных изменений не наблюдается, за исключением уменьшения компонентов 3-ей группы, что в целом происходит по всем рассматриваемым пластам.

В распределении углеводородных компонентов газа по площадям залежей прослеживаются некоторые вполне определенные закономерности. В частности, содержание компонентов 1-ой группы в попутном газе пласта ABl уменьшается в направлении от центральной части к краевой. В объекте АВ4-5 наблюдается обратная картина: содержание компонентов 1-ой группы в центральной части составляет примерно 84 % мольн., а в краевой достигает 94 % мольн.

Таким образом, свойства нефти и газа в процессе разработки могут изменяться как по разрезу эксплуатационных объектов, так и по площади, поэтому изменения свойств нефти следует рассматривать как по разрезу пласта (восстание или падение по вертикали), так и по площади (сводовая часть или периферия). Изменение составов и свойств пластовых нефтей в процессе эксплуатации месторождения по мере истощения нефтеносного пласта может быть вызвано следующими факторами: снижением пластового давления и выделением газа; гидродинамическим адсорбционным разделением нефти при ее продвижении по пласту; биодеградацией под действием пластовой микрофлоры; растворением ряда компонентов нефти и газа в нагнетаемой воде и окислением нефти кислородом, внесенным в пласт с закачиваемой водой.

Изменение свойств нефти следует учитывать при проведении гидродинамических расчетов и планировании мероприятий по воздействию на пласт, при определении методов доразработки месторождений и повышения нефтеотдачи пластов.

Исследование закономерностей изменения качественного й количественного составов попутного нефтяного газа от времени эксплуатации

необходимо для оптимизации вариантов и затрат его эффективного использования на поздней стадии разработки месторождения.

Четвертая глава посвящена обобщению и анализу результатов лабораторных и опытно-промысловых испытаний новых химреагентов и технологий, направленных на интенсификацию добычи нефти на Самотлорском месторождении. Работы проводились, в основном, по следующим направлениям нефтепромыслового дела: вскрытие нефтяных пластов и глушение скважин; ограничение водопритока в скважину; воздействие на призабойную зону скважины.

Альтернативными жидкостями для растворов на водной основе являются составы на углеводородной основе и гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР), внешняя фаза которых представлена неполярной средой; с их использованием разработаны новые составы, сохраняющие коллекторские свойства продуктивных пластов.

С целью сохранения коллекторских свойств пласта при вторичном вскрытии разработана трехкомпонентная загущенная жидкость, состоящая из углеводородной фазы, структурообразователя и воды. В качестве структурообразователя используются окисленные высшие алюмоорганические соединения (ОВАОС), содержащие не менее 6 атомов углерода в углеводородной цепи. Загущенная жидкость образуется при контакте с водой углеводородной фазы, например нефти, содержащей 4...20 % ОВАОС. При этом последние гидролизуются по схеме:

(RO)3Al + ЗН20 А1(ОН)3 + 3ROH, где R = С6-С,2.

Образующийся в результате реакции А1(ОН)з выполняет роль структурообразователя, активного наполнителя-стабилизатора и снижает фильтрацию, а высокомолекулярные спирты ROH, являющиеся поверхностно-активными веществами, выполняют функции эмульгатора и стабилизатора системы. Загущенная жидкость представляет собой объемную структурированную эмульсию, обладающую высокими структурно-механическими свойствами. Для утяжеления жидкости используются солевые растворы.

Одним из способов улучшения свойств технологических жидкостей (ТЖ) на водной основе для глушения скважин, не приводящих к снижению коллекторских характеристик пласта, является использование ПАВ.

Для приготовления модифицированной ТЖ может служить концентрат ГФ-1. Лабораторные фильтрационные исследования по закачке композиций через модели пласта Полуньяхского, Кальчинского, Северо-Демьянского и Северо-Качкарского месторождений показали, что значение коэффициента восстановления проницаемости керна при фильтрации ТЖ, содержащей хлористый калий или карбонат калия (поташ) с добавкой 0,5 % ГФ-1, составляет 101... 103 %, т.е. коллекторские свойства пласта улучшаются, причем наблюдается повышение проницаемости керна за счет снижения поверхностного натяжения на границе «жидкость глушения — нефть».

С целью повышения эффективности глушения и освоения скважин с разнородными по проницаемости пластами и высоким газовым фактором разработан способ глушения, включающий последовательную закачку в призабойную зону буферного раствора, блокирующей жидкости и жидкости глушения. Усовершенствованный способ глушения предусматривает закачку буферного раствора, представляющего собой водный раствор ПАВ. Раствор, обладающий низким поверхностным натяжением, проникает как в высоко-, так и в низкопроницаемые пропластки и образует в порах пласта микроэмульсии с повышенной вязкостью, тем самым блокируя их. Кроме того, буферный раствор выполняет роли растворителя и диспергатора газа. Крупные газовые пузырьки, проходя через слой буферного раствора с низким поверхностным натяжением, диспергируются на множество мелких пузырьков, вплоть до образования пены, что дает возможность глушить скважины с высоким газовым фактором. Вслед за буферным раствором закачивается блокирующая жидкость, в качестве которой используется ГЭР, содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор.

При закачке в пласт ГЭР проникает в высокопроницаемые пропластки и благодаря высокой вязкости и структурно-механическим свойствам блокирует их.

Кроме того, ГЭР гидрофобизирует поры пласта, повышая тем самым фазовую проницаемость по нефти. Противодавление на пласт обеспечивается ЖГ, в качестве которой используется подтоварная минерализованная вода или солевой раствор.

При пуске скважины в эксплуатацию пластовая нефть смешивается с внешней нефтяной фазой ГЭР, разрушая его, и ГЭР легко выносится из пласта. Вместе с буферным раствором, содержащим ПАВ, из ПЗП удаляются мелкодисперсные глинистые частицы, в результате восстанавливаются фильтрационные свойства пласта. Глушение скважин такой жидкостью позволяет сократить время освоения и выхода скважины на режим с первоначальным дебитом, предшествующим глушению.

На Самотлорском месторождении выполнено около 400 операций по глушению скважин по данной технологии. Экономическая эффективность достигается за счет исключения повторных операций по глушению скважин, сокращения времени освоения и выхода скважины на режим. Учитывая, что средний дебит скважины по нефти составляет не менее 10 т/сут, общие потери нефти при глушении солевым раствором за период освоения и выхода скважины на режим составляют не менее 70... 100 т на одну ремонтную скважино-операцию. Таким образом, новая технология глушения скважин позволила исключить потери в добыче нефти за указанный период в объеме около 28...40 тыс. т.

При разработке нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки в пласт воды обводнение нефтяных скважин неизбежно. Для водоизоляции скважин разработаны составы с улучшенными реологическими свойствами. Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин осуществляется путем закачки в пласт составов на основе полиакриламида, карбамидоформальдегидной смолы и бихромата калия. Полученные составы представляют собой резиноподобную нетвердеющую массу с высокими структурно-механическими показателями.

Для ограничения водопритока в добывающих скважинах разработан новый селективный водоизоляционный материал на основе высших алюмоорганических

соединений (ВАОС). Реагент на основе ВАОС закачивают в пласт в виде 5...25%-ного раствора нефтяного или углеводородного растворителя. При контакте с водой он образует загущенную структурированную жидкость, снижающую проницаемость обводненного промытого слоя. Реагент обладает высокой селективной и водоизолирующей способностями, хорошо растворяется в нефти, с водой образует водоизолирующий экран, легко разрушается соляной кислотой. На водоизолируюхцую способность реагента не влияют минерализация пластовых вод и пластовое давление. Он работоспособен при пластовых температурах до 100 °С.

Разработанные составы прошли опытно-промысловые испытания на Северо-Покурском, Ватинском и Южно-Аганском месторождениях. В результате проведенных испытаний составов с целью выравнивания профиля приемистости обводненность продукции соседних добывающих реагирующих скважин в среднем снизилась на 5...10 %. В результате обработки шести нагнетательных скважин суммарная дополнительная добыча нефти составила 4,5 тыс. т, а средняя продолжительность эффекта 110 суток. Для ограничения водопритока в добывающие скважины проводились работы по закачке в пласт реагента ВАОС в виде 10 %-ного раствора в нефти. В результате обработки добывающей скважины обводненность продукции снизилась с 99,9 % до 90 %. Дополнительная добыча нефти составила более 1400 т. Эффект продолжался 300 сут.

С целью интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов разработан модифицированный органический кислотный состав. В качестве производных органических кислот использована головная фракция этилацетатного производства (ГФЭАП). В результате лабораторных испытаний установлено, что композиция на основе ГФЭАП обладает высокой растворяющей способностью по отношению к породе пласта, увеличивает проницаемость нефтенасыщенного керна, обладает низкой коррозионной активностью по отношению к металлу.

Промысловые испытания композиций проводились на пластах ЮВ1 и Ач2 Нивагальского месторождения. Отличительными особенностями юрских пластов

месторождения являются пониженная нефтенасыщенность коллекторов, заглинизованность и низкий коэффициент извлечения нефти. Рецептура и концентрация состава подбирались индивидуально в каждом конкретном случае в зависимости от проницаемости пласта, типа коллектора, обводненности скважины, эффективной толщины и заглинизованности пласта, содержания карбонатов. Дополнительная добыча нефти по скважинам составила от 4 до 14,3 т/сут, обводненность снизилась на 2...9 %, дополнительный прирост нефти после ОПЗ составил в среднем 7 т/сут на одну скважину.

Пятая глава посвящена анализу осложнений на Самотлорском месторождении, связанных с образованием соле-, асфальтосмоло-парафиноотложений, стойких водонефтяных эмульсий и негерметичностёй эксплуатационных колонн.

Предотвращение солеотложений в скважинах. Основным типом солеотложений на нефтепромысловом оборудовании скважин Самотлорского месторождения является карбонатный. Установлено, что выпадение солей наблюдается, в основном, по всему стволу скважины, том числе в зоне ЭЦН и на забое в скважинах.

Опыт эксплуатации скважин Самотлорского месторождения, осложненных отложениями солей, показал, что интенсивность процесса образования солей на различных этапах обводнения скважин неодинакова. Наибольшая интенсивность наблюдается в периоды роста обводненности продукции и минерализации попутно добываемой воды. При относительно стабильной обводненности отмечаются падение минерализации и заметное снижение выпадения твердых осадков.

В процессе исследования причин образования солеотложений решающую роль играет химический состав попутно добываемой воды. Попутно добываемые воды Самотлорского месторождения являются маломинерализованными, нейтральными, по классификации Сулина относятся к хлоркальциевому типу. Воды содержат значительное количество ионов кальция и гидрокарбоната, что свидетельствует о высокой вероятности образования и отложения карбонатных минеральных солей на нефтепромысловом оборудовании.

Интенсивность солеотложения на поверхности оборудования зависит от многих факторов, в том числе от термодинамических условий, шероховатости поверхности, электрохимической активности металла, теплопроводности металла и др. Нами проведены лабораторные исследования по моделированию процесса солеобразования в жестких термобарических условиях, приближенных к пластовым. В качестве объектов исследования использовались образцы электроцентробежных насосов (ЭЦН) семи различных производителей: «Борец», «TD-6000», «Алмаз 50», «Новомет», «Алнас 80», «DN 440», «Лемаз 80». Наименее подвержен солеобразованию образец ЭЦН компании «Борец».

Наблюдается также зависимость между значением количества взвешенных частиц (КВЧ) и межремонтным периодом (МРП) насосов, с увеличением количества мехпримесей в продукции отдельных скважин сокращается МРП. Это объясняется тем, что твердые взвешенные частицы служат центрами кристаллизации солей из пластовой воды, которые в последующем цементируются выпадающим карбонатом кальция с образованием твердых отложений. Создание высокой депрессии на пласт, способствующей массовому выносу твердых частиц породы, высокая температура пластовых флюидов при входе в насос, связанная с форсированным отбором пластовой жидкости, высокая обводненность продукции скважин также являются причинами отложения солей.

Способ предупреждения солеотложения, основанный на применении химических реагентов-ингибиторов солеотложения, позволяет обеспечить продолжительную защиту оборудования от солеотложения на всем пути движения водонефтяной смеси.

Проведены лабораторные исследования порядка 20 образцов ингибиторов солеотложения как на модели воды по методике NACE Standard ТМ 0374-2001, так и на модельных водах различных пластов Самотлорского месторождения. Общая минерализация модельной воды по методике NACE превышает минерализацию вод Самотлорского месторождения, а также содержит значительно большее количество солеобразующих ионов Са2+, Mg2+ и гидрокарбонатов НС03". По этой причине при оценке эффективности

ингибиторов на модельных водах различных минерализации и содержания солеобразующих ионов значение эффективности любого ингибитора тем выше, чем меньше минерализация воды и содержание солеобразующих ионов.

На рисунке 3 приведены кривые эффективности ингибирования солеотложений на модели воды «NACE», из которого видно, что для всех реагентов наблюдается рост эффективности с увеличением дозировки. Максимальную эффективность ингибирования в «жестких условиях» при дозировках 10 г/т показали ингибиторы солеотложения Сонсол 2002А, Акватек 511А, A30JI3010D.

—•— 1 Р-517 —*—2 Scortron EGP3001W 3 Gyptron R4601C

—4 Сонсол 2002А —•— 5 Сонсол 2002Б —'—6 ФЛЭК-ИСО-5

■ 7 Акватек 511А -8 Dodiscaíe V2870W --9 Dodiscale 5802

10 АЗОЛ-ЗОКЮ --11 АЗОГ-ЗОЮС ——12 Descum-2 Н-3211С

13 Descum-2 И-3212С —''—14 Ипроден С-1 --------15 ФОКС 03 Н

-16 СНПХ-5313Н -17 Ивисол-2511 —"—18 Огттима 017 (3)

—а—20 UnlscaleRS марка 201

Рисунок 3 - Эффективность ингибирования солеотложений на модели воды «NACE»

Существующие методы подбора реагента для конкретных условий основаны на подборе марки ингибитора, исходя только из ингибирующей способности реагента. Однако адсорбционно-десорбционные характеристики ингибитора, от которых зависят величина адсорбции реагента на породе и последующая его десорбция при задавке его в пласт, не учитываются. Ингибитор, с одной стороны, должен сравнительно быстро, прочно и в большем количестве адсорбироваться на поверхности породы при закачке, а с другой стороны, как

можно медленнее и полнее десорбироваться с этой поверхности в процессе эксплуатации скважины. Подбор ингибитора отложения солей с учетом его адсорбционной и десорбционной способностей позволит обеспечить наименьший вынос реагента и увеличить время и эффективность предотвращения образования отложений солей.

На рисунках 4 и 5 приведены результаты исследований адсорбции и десорбции семи наиболее эффективных ингибиторов на дезинтегрированном керне пласта AB 1(1-2) «рябчик» Самотлорского месторождения.

Рисунок 4 - Адсорбция ингибиторов солеотложения на дезинтегрированной модели пласта АВ 1(1-2) Самотлорского месторождения

Рисунок 5 - Десорбция ингибиторов солеотложения на дезинтегрированной модели пласта AB 1(1-2) Самотлорского месторождения

f У^Ч, f ^

л 3 ' У

"Я* 7'- ч / 2

St Щ. > 'л /

/ г /N5 ? ъ л

S /

г ГУ А

чаг

1 -О-АЗОЛ 3010С

2 -*-Descum-2H32IlC

3 ФОКСОЗН

* -♦— Оптима 017(3) 5—Ж—UniscaleRS 201 S —*— ФЛЭК-ИСО-5

раствора, пор.

ж—-Ж- _ 1

1 "О—A3 О Л 301 ОС

2 -^-Descum-2H3211C

3 -»-ФОКСОЗН

•» —♦— Опхима 017(3)

5 -Ж-Uniscale RS 201

6 —•— Ф ЛЭК-ИС О- 5

7 —ö—Ипроден С1

Объем прокачанного раствора, пор.

Как видно из рисунка 4, максимальная концентрация адсорбированного ингибитора на модели пласта АВ1(1-2) наблюдается для ингибиторов Азол 3010С, Ипроден С1, Оптима 017 и Флэк ИСО-5.

В процессе исследования десорбции установлено, что два ингибитора десорбирутся медленнее и не полностью - это Азол 3010С и ФОКС 03Н; при прокачке 100 поровых объемов попутно добываемой воды в пласте в адсорбированном состоянии сохраняется около 20 г/т ингибитора. Таким образом, по технологии задавки в пласт АВ1(1-2) Самотлорского месторождения с точки зрения адсорбции и десорбции наиболее предпочтительны ингибиторы Азол ЗОЮСиФОКСОЗН.

Разработана методика составления рейтинга соответствия ингибиторов солеотложения к конкретным геолого-техническим условиям месторождения. Исходя из результатов тестирования ингибиторов солеотложения, составлен рейтинг, из которого следует, что ингибиторами солеотложения, соответствующими условиям Самотлорского месторождения, являются реагенты АЗОЛ 3 01 ОС и игшса1е ЯБ марка 201.

Предотвращение АСПО в скважинах. Для многих месторождений Западной Сибири характерны отложения парафина и асфальтосмолистых веществ, интенсивность образования которых зависит как от степени перенасыщения нефти данными компонентами, так и от условий разработки месторождения и режима работы скважин. В результате анализа фонда скважин Самотлорского месторождения, подверженного АСПО, установлено, что наиболее интенсивное выпадение АСПО наблюдается в скважинах с низкими дебитами (до 20 т/сут) и малой продуктивностью, обводненностью 40...80%, незначительной разницей величин текущего пластового давления и давления насыщения нефти газом (до 4,0 МПа), газовым фактором 70... 160 м3/м3, при содержании в нефти парафина более 1 %, смол — более 5 %, при температурах насыщения нефти парафином и плавления парафина более 50 °С. Наиболее подвержены АСПО пласты АВ1(1-2) «рябчик» (38 % от всего фонда скважин, эксплуатирующих данный пласт Самотлорского месторождения) и В 10(0) (22 %).

На основе проведенного анализа работы фонда скважин, подверженного АСПО, выполнены комплексные физико-химическое исследования нефти и отложений, проведен анализ причин выпадения АСПО, осуществлено группирование фонда по эксплуатационным параметрам и физико-химическим свойствам нефти, проведена оценка эффективности существующих методов борьбы с АСПО, на месторождении испытан ряд отечественных и зарубежных ингибиторов и удалителей АСПО. Разработаны технологические регламенты по предотвращению и удалению АСПО, программа отчётности и контроля за межочистным периодом работы фонда скважин, а также новые составы для предотвращения АСПО и гидратопарафиновых отложений и способ подачи составов в скважину.

Анализ и исследование причин образования стойких водонефтяных эмульсий. Причины образования стойких водонефтяных эмульсий в технологических отстойных аппаратах в процессе подготовки нефти связаны как с объективными факторами, присущими для поздней стадии разработки месторождения (изменением призабойной зоны пласта, повышением обводненности скважин, добычей нефти повышенной вязкости и плотности др.), так и с субъективными (широкой химизацией процессов добычи нефти).

В результате физико-химического анализа установлено, что стойкие водонефтяные эмульсии представляют собой обратные эмульсии типа «вода в нефти». Эмульсии характеризуются повышенными значениями плотности (870... 1200 кг/м3) и вязкости (12...27 мПа-с), в них наблюдается повышенное содержание механических примесей (до 43,3 г/л), состоящих, в основном, из песка и глинистых частиц (40...64 %), продуктов коррозии (окислов и сульфидов железа 10...40 %). Исследования с помощью микроскопа показали, что средние диаметры капель водной фазы составляют 0,2...0,5 мкм.

Для выявления источников стойкой эмульсии на Самотлорском месторождении ОАО «ТНК-Нижневартовск» был проведен систематический отбор проб продукции скважин по всем направлениям нефтесбора КСП-14. Установлено, что образование эмульсий происходит, в основном, по двум

направлениям нефтесбора, характерными для продукции скважин являются обводненность от 30 % до 70 % и преимущественная эксплуатация пласта АВ1(1-2) («рябчик»), доля таких скважин составляет соответственно 42,8 % и 50,0 % от общего количества скважин.

Для удаления ферромагнитных стабилизаторов эмульсий из потока жидкости разработано устройство, включающее корпус, внутри которого параллельно входящему потоку вертикально размещены пластины с закрепленными постоянными магнитами с чередующейся полярностью, высота магнитов равна толщине пластин, а диаметр магнитов увеличивается по направлению потока.

Важную роль в процессе подготовки нефти играет совместимость химических реагентов, использующихся при защите скважин от осложнений, так как их взаимодействие между собой может привести к образованию стойких эмульсий. Установлено, что некоторые применяемые на нефтепромысле ингибиторы коррозии при их совместном применении являются эффективными эмульгаторами — стабилизаторами водонефтяных эмульсий.

Установлено, в случае совместного применения ингибиторов коррозии Сонкор 9013 и 8сшю1 2111, а также 8сшю1 2111 и Азол 5010А по технологии периодической закачки в скважину наблюдается образование стабильной водонефтяной эмульсии, не разрушаемой при обработке деэмульгатором Пента 491 до 100 г/т.

С целью выявления источников образования стойких эмульсий, поступающих на объект подготовки нефти, разработан способ, заключающийся в закачивании флуоресцирующего индикатора в скважину в процессе проведения работ по гидроразрыву пласта и последующего физико-химического анализа проб на присутствие индикатора в продукции скважин на входе объекта подготовки нефти.

Разработан способ разрушения стойкой эмульсии, с помощью которой в промысловых условиях удалось разрушить до 92...95 % стойкой эмульсии путем циркуляции промежуточного слоя через слой дренажной воды с одновременной

обработкой деэмульгирующим составом, состоящим из углеводородного растворителя, анионогенного ПАВ, неионогенного деэмульгатора.

Анализ причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн. Проведено исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн (ЭК) добывающих скважин на Самотлорском месторождении ОАО «ТНК-Нижневартовск». Установлено, что появление негерметичностей с внутренней стороны стенок ЭК является следствием протекания процессов солеобразования, механического износа и электрохимической коррозии в местах кривизны скважин вне зоны подвески УЭЦН и в щелевых зонах, образуемых частями УЭЦН и колонной.

Разработана программа ингибиторной защиты эксплуатационных колонн для добывающих скважин Самотлорского месторождения в пределах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На поздней стадии разработки месторождения необходимо разрабатывать и внедрять новые методы повышения нефтеотдачи пластов, технологии интенсификации добычи нефти, а также способы борьбы с осложнениями при эксплуатации месторождений, с учетом капиллярных и молекулярно-поверхностных явлений, происходящих на поверхности контакта пластовых систем.

2. Проведен анализ эффективности более 60 методов увеличения нефтеотдачи пластов и основных методов воздействия на призабойную зону скважин на Самотлорском месторождении за 40 лет его эксплуатации и установлен рейтинг их перспективности. В результате анализа установлено, что наиболее эффективными методами повышения нефтеотдачи пластов являются циклическое заводнение в сочетании с физико-химическими методами (закачкой осадко- и гелеобразующих систем), газовое и водогазовое воздействия на пласт.

3. Разработана технология регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией, реализованная на участке пласта

АВ4-5 Самотлорского месторождения, которая позволяет устранять неоднородность пласта не только по толщине, но и по площади на заранее заданном расстоянии. В результате проведенных работ дополнительный объем добычи нефти за 1 год составил 24190 т, обводненность по участку снизилась на 0,6 %.

4. На основе накопленных за 4 десятилетия экспериментальных данных глубинных проб из более 1 тыс. скважин Самотлорского месторождения установлены закономерности в распределении свойств нефти и попутного нефтяного газа по пластам и по площади в процессе эксплуатации месторождения. Показано изменение свойств нефти и попутного нефтяного газа, которое необходимо учитывать при поиске путей интенсификации добычи нефти и оптимизации вариантов и затрат по эффективному использованию попутного нефтяного газа, а также при определении методов доразработки месторождения на поздней стадии.

5. Проведен анализ осложнений при эксплуатации Самотлорского месторождения, связанных с загрязнением призабойной зоны пласта механическими примесями и нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемых подтоварных водах для поддержания пластового давления, в результате чего установлено, что ежегодно в пласт возвращается до 7...8 тыс. т механических примесей и до 12... 13 тыс. т нефти, приводящих, в конечном итоге, не только к технологическим потерям нефти от уноса сточными водами и уменьшению приемистости нагнетательных скважин, но и к дополнительным затратам, связанным с проведением различных мероприятий по их удалению из ПЗП.

6. Проведены комплексные исследования, включающие анализ и обобщение результатов лабораторных и опытно-промысловых испытаний новых химреагентов и технологий, направленных на сохранение, восстановление и повышение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта и продуктивных пластов в целом на поздней стадии разработки месторождения:

- на Самотлорском месторождении выполнено около 400 операций по глушению скважин с разнородными по проницаемости пластами и высоким газовым фактором, что позволило исключить потери в добыче нефти в объеме 28...40 тыс. т;

- в результате обработки нагнетательных скважин составами с улучшенными реологическими и структурно-механическими свойствами обводненность продукции добывающих реагирующих скважин снизилась на 5... 10 %, при обработке добывающих скважин - на 10 %, продолжительность эффекта составила 110...300 сут;

- в результате проведенных опытно-промысловых испытаний по технологии воздействия на призабойную зону скважины низкопроницаемых коллекторов на основе производных органических кислот ГФЭАП дополнительный прирост нефти составил в среднем 7 т/сут на одну скважину, обводненность продукции скважин снизилась на 2...9 %.

7. В результате анализа осложненного фонда скважин Самотлорского месторождения установлены причины и механизм образования соле- и асфальтосмолопарафиновых отложений, разработаны и выбраны составы для борьбы с АСПО, соле- и гидратопарафиновыми отложениями, разработаны принципы выбора технологии предотвращения осложнений и способ периодической подачи составов в скважину.

8. Выполнены анализ и исследование процесса образования стойких эмульсий на Самотлорском месторождении, образующихся при добыче, сборе и подготовке нефти, разработаны способ определения источников образования стойких эмульсий, технологии их предупреждения и разрушения, выполнено сследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин, являющегося следствием протекания электрохимической коррозии, рекомендован ингибиторный метод защиты эксплуатационных колонн в условиях солеотложения и коррозии.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Канзафаров, Ф. Я. Предотвращение АСПО в скважинах ингибитором на

основе ТПС [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев, Л. М. Ганиева // Нефтяное хозяйство, - 1991.-№ З.-С. 31-32.

2. Канзафаров, Ф. Я. Влияние обводненности нефти на распределение деэмульгатора в водонефтяном потоке [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. В. Сычкова, С. Г. Канзафарова и др. // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 6. - С. 30-31.

3. Канзафаров, Ф. Я. Составы для изоляции пластовых вод [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев, С. Г. Канзафарова и др. // Нефтяное хозяйство. -1991.-№2.-С. 20-22.

4. Канзафаров, Ф. Я. Об эффективности новых деэмульгаторов фирмы БАСФ [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. Я Игнатов, С. Г. Канзафарова // Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - № 1. - С. 34.

5. Канзафаров, Ф. Я. Применение новых реагентов при вскрытии и глушении нефтяных скважин [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Башкирский химический журнал. - 1996. — Т. 3. - Вып. 5-6. - С. 61-67.

6. Канзафаров, Ф. Я. Определение источников образования стойких эмульсий индикаторным методом [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, С. Г. Канзафарова, О. П. Нестеров и др. // Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - № 10. -С. 15-18.

7. Канзафаров, Ф. Я. Анализ отечественного и зарубежного опыта по снижению пенообразующих гликолей в системе осушки газа [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2004. -№ 10.-С. 18-23.

8. Канзафаров, Ф. Я. Особенности формирования твердых отложений в скважинном оборудовании на Верх-Тарском месторождении [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Р. Г. Джабарова, А. Н, Ермолаев и др. // Нефтяное хозяйство. -2006. - № 2. - С. 72-74.

9. Канзафаров, Ф. Я. Изменение свойств попутного нефтяного газа в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 1. - С. 47-49.

10. Канзафаров, Ф. Я. Изменение свойств нефти в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Р. Г. Джабарова // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 4. - С. 4-9.

11. Мухаметшин, В. Г. Исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин Самотлорского месторождения [Текст] / В. Г. Мухаметшин, В. В. Завьялов, Ф. Я. Канзафаров и др. //Нефтепромысловое дело.-2013.-№ 1. —С. 22-27.

12. Канзафаров, Ф. Я. Влияние солеотложения на процесс коррозии эксплуатационных колонн добывающих скважин [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, В. Г. Махаметшин, В. В. Завьялов и др. // Вестник ЦКР Роснедра. - 2013. - № 2. -С'. 12-17.

13. Мухаметшин, В. Г. Определение причин и характер нарушения эксплуатационных колонн Самотлорского месторождения для применения превентивных мер [Текст] / В. Г. Мухаметшин, В. В. Завьялов, Ф. Я. Канзафаров и др. //Вестник ЦКР Роснедра. -2013. -№ 2. - С. 18-24.

Патенты и авторские свидетельства

14. A.c. 1505922 СССР, 4МКИ С 07 С 31/20, 29/86. Способ очистки триэтиленгликоля, используемого в системе осушки природных и попутных нефтяных газов [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. К. Нам, И. С. Шумейко и др. (СССР). -№4307802/23; заявл.21.07.87; опубл. 07.09.89, бюл. № 33.

15. A.c. 1646572 СССР, ЗМКИ В 01 D 19/00. Устройство для дегазации жидкости [Текст] / В. М. Секерин, Н. К. Нам, Ф. Я. Канзафаров и др. (СССР). -№ 4283494/26; заявл. 25.05.87; опубл. 07.05.91, бюл. № 17.

16. A.c. 1732631 СССР, 5МКИ С 02 F 1/40. Способ удаления нефти с поверхности воды [Текст] / С. В. Пестриков, А. А. Хашпер, Ф. Я. Канзафаров и др. (СССР). -№ 4731890/03; заявл. 28.08.89; ДСП.

17. A.c. 1802083 СССР, 5МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, С. Г. Канзафарова, В.Д.Шаповалов (СССР). - № 4886240/03; заявл. 29.11.90; опубл. 15.03.93, бюл. № 10.

18. Пат. № 1578313 Российская Федерация, 5МПК Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г.,

Шумейко И. С.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект, ин-т нефт. пром-сти. - № 4434038/24-03; заявл. 25.04.88; опубл. 15.07.90, бюл. № 26.

19. Пат. № 1613476 Российская Федерация, 5МПК С 09 К7/06, Е 21 В 33/138. Загущенная жидкость [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект, ин-т нефт. пром-сти. - № 4347689/24-03; заявл. 04.11.87; опубл. 15.12.90, бюл. № 46.

20. Пат. 1663182 Российская Федерация, 5МПК Е 21 В 33/138, 43/32. Состав для изоляции водопритока в скважину [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г., Шумейко И. С.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект, ин-т нефт. пром-сти. — № 4669265/03; заявл. 30.03.89; опубл. 15.07.91, бюл. № 26.

21. Пат. № 1710700 Российская Федерация, 5МПК Е 21 В 33/138. Состав для изоляции пластов [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект, ин-т нефт. пром-сти.

- № 4753007/03; заявл. 27.10.89; опубл. 07.02.92, бюл. № 5.

22. Пат. 1562432 Российская Федерация, 5МПК Е 21 В 37/00. Состав для борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Ганиева Л. М., Нам Н. К.и др.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект, ин-т нефт. пром-сти. - № 4347705/23-03; заявл. 04.11.87; опубл. 07.05.90, бюл. № 17.

23. Пат. 2017792 Российская Федерация, 5МПК С 10 б 33/04. Способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Васильев А. С., Фархутдинов Д. В. и др.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект, ин-т нефт. пром-сти. - № 4910217/04; заявл. 12.02.91; опубл. 15.08.94, бюл. № 15.

24. Пат. 2016041 Российская Федерация, 5МПК С 09 К 7/06. Буровой раствор на углеводородной основе [Текст] / Канзафаров Ф. Я.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект, ин-т нефт. пром-сти.

- № 4929267/03; заявл. 22.04.1991; опубл. 15.07.1994, бюл. № 46.

25. Пат. 2064958 Российская Федерация, 6МПК С09К7/08. Пенообразующий состав для освоения скважин [Текст] / Иванов В. А., Шумейко И. С., Канзафаров Ф. Я. и др.; заявитель и патентообладатель Иванов В. А. -№ 5068212/03; заявл. 06.08.92; опубл. 10.08.96, бюл. № 22.

26. Пат. № 2047745 Российская Федерация, 6МПК Е 21 В 43/12, С 09 К 7/06. Способ глушения скважин [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Балыков Н. Т., Канзафарова С. Г.; заявитель и патентообладатель Канзафаров Ф. Я. -№ 5048723/03; заявл. 27.01.92; опубл. 10.11.95, бюл. № 31.

27. Пат. 2029858 Российская Федерация, 6МПК Е21В43/25. Пенообразующий состав для освоения скважин [Текст] / Иванов В. А., Канзафаров Ф. Я., Васильев А. С. и др.; заявитель и патентообладатель Иванов В. А. -№ 5038306/03; заявл. 23.06.91; опубл. 27.02.95, бюл. № 6.

28. Пат. 2087691 Российская Федерация, 6МПК Е 21 В 43/25. Жидкость-песконоситель для гидроразрыва пласта [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г., Мамаев А. А. и др.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект, ин-т нефт. пром-сти. - № 4821169/03; заявл. 05.03.90; опубл. 20.08.97, бюл. № 23.

29. Пат. 2135742 Российская Федерация, 6МПК Е 21 В 37/00, 37/06, 43/22. Состав для предотвращения гидратопарафиновых отложений [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Леонов В. А., Егорин О. А. и др.; заявители и патентообладатели ООО «Олдтаймер», НТП «Нефтегазтехнология». -№ 97120799/03; заявл. 11.12.97; опубл. 27.08.99, бюл. № 24.

30. Пат. 2167280 Российская Федерация, 7МПК Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородной залежи углеводородов [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Леонов В. А., Андреева Н. Н. и др.; заявитель ДЗАО «НижневартовскНИПИнефть», патентообладатель Канзафаров Ф. Я. -№ 99116770/03; заявл. 06.08.1999; опубл. 20.05.2001, Бюл. № 14.

31. Пат. 2169835 Российская Федерация, 7МПК Е 21 В 43/22. Способ разработки залежи высоковязкой нефти [Текст] / Леонов В. А., Канзафаров Ф. Я., Донков П. В. и др.; заявитель и патентообладатель ООО «Олдтаймер». -№ 99116769/03; заявл. 06.081999; опубл. 27.06.2001.

32. Пат. 2239177 Российская Федерация, 7МПК G 01 N 21/78, 21/91, С 10 G 33/08. Способ определения источников образования стойких водонефтяных эмульсий [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г., Клементьев И. А. и др.; заявитель и патентообладатель ДЗАО «НижневартовскНИПИнефть». -№ 2003118802/04; заявл. 23.06.2003; опубл. 27.10.2004, бюл. № 30.

33. Пат. 2244111 Российская Федерация, 7МПК Е 21 В43/22, 43/27. Способ разработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Леонов В. А., Галлямов К. К. и др.; заявители, и патентообладатели Канзафаров Ф. Я., ООО Научно-исслед. институт «СибГеоТех». -№ 2003126277/03; заявл. 27.08.2003; опубл. 10.01.2005, бюл. № 1.

34. Пат. 2264530 Российская Федерация, 7МПК Е 21 В 43/00, 37/06, 41/02. Способ периодической подачи химреагентов в обрабатываемый объект [Текст] / Ровкин С. Н., Канзафаров Ф. Я., Завьялов В. В. и др.; заявители и патентообладатели ОАО «Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности». — № 2004101998/03; заявл. 22.01.2004; опубл. 10.07.2005, бюл. № 32.

35. Пат. 2270913 Российская Федерация, 7МПК Е 21 В 43/22. Способ обработки призабойной зоны скважины [Текст] / Апасов Т. К., Канзафаров Ф. Я., Леонов В. А.и др.; заявитель и патентообладатель Апасов Т. К. - № 2004116889; заявл. 03.06.2004; опубл. 01.01.2000.

36. Пат. 71976 Российская Федерация, 7МПК С 02 F 1/48. Устройство для удаления ферромагнитных частиц из потока жидкости или газа [Текст] / Шайдаков В. В., Мусаев М. В., Канзафаров Ф. Я. и др.; заявители и патентообладатели ООО «Инжиниринговая компания «ИНКОМПНЕФТЬ», ОАО «НижневартовскНИПИнефть». - № 2007146540/22; заявл. 12.12.2007; опубл. 27.03.2008, бюл. № 9.

Монография

37. Канзафаров, Ф. Я. Изменение свойств пластовых систем при эксплуатации нефтяных месторождений [Текст] / Ф. Я. Канзафаров. - СПб.: ООО «Недра», 2011.-306 с.

Прочие печатные нздания

38. Канзафаров, Ф. Я. Загущенная жидкость на основе алюмоорганических

соединений для вскрытия продуктивных пластов [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, С. Г. Канзафарова // Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: тез. докл. Второй Всесоюзн. научн.-техн. конф. — М., 1988. — С. 61-62.

39. Канзафаров, Ф. Я. Водоизоляционные работы с применением загущенных жидкостей [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев, С. Г. Канзафарова // Технология эксплуатации нефтяных месторождений и строительство наклонно направленных скважин Нижневартовска: сб. научн. тр. — М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - С. 49-55.

40. Канзафаров, Ф. Я. Результаты испытаний ингибитора парафиноотложений ТПС на Тагринском месторождении [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев, JI. М. Ганиева // Технология эксплуатации нефтяных месторождений и строительство наклонно направленных скважин Нижневартовска: сб. научн. тр. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - С. 55-57.

41. Канзафаров, Ф. Я. Состав на основе тяжелой пиролизной смолы для борьбы с АСПО [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев // Химические методы защиты нефтепромыслового оборудования от органических и неорганических отложений: сб. — Казань, 1990. — С. 4-5.

42. Нам, К. Н. Исследование влияния тяжелых углеводородов на адсорбционную способность ТЭГ [Текст] / Н. К. Нам, Ф. Я. Канзафаров, И. С. Шумейко // Эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири: сб. научн. тр. -М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-С. 61-72.

43. Канзафаров, Ф. Я. О влиянии химреагентов, применяемых в нефтедобыче, на подготовку нефти Самотлорского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев, С. Г. Канзафарова и др. // .Эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири: сб. научн. тр. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-С. 80-83.

44. Канзафаров, Ф. Я. Технология предупреждения и разрушения стойких эмульсий в процессе подготовки нефти [Текст] / Ф. Я. Канзафаров,

А. С. Васильев, С. Г. Канзафарова и др. // Серия «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. -Вып. 6. - С. 50-54.

45. Канзафаров, Ф. Я. О распределении деэмульгаторов в водонефтяном потоке на объектах подготовки нефти [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. В. Сычкова, С. Г. Канзафарова и др. // Эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири: сб. научн. тр. - М.: ВНИИОЭНГ, 1991. - С. 76-80.

46. Канзафаров, Ф. Я. Деэмульгирующая способность реапона-1-1 и 1м (ск) на самотлорских нефтях [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. В. Сычкова // Разработка и применение новых отечественных деэмульгаторов: тез. докл. - Казань, 1991. -С. 23-24.

47. Донков, П. В. Технологии вытеснения вязких нефтей, используемые при разработке залежей покурской свиты Ваньеганского месторождения [Текст] / П. В. Донков, В. А. Ленов, Ф. Я. Канзафаров // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: матер. Второй научн.-практ. конф. - Ханты-Мансийск, 1998. - С. 347-350.

48. Канзафаров, Ф. Я. Регулирование процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией объекта АВ4-5 Самотлорского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Ю. С. Юй-Де-Мин, А. Г. Ефремов // Химия нефти и газа: матер. IV Междунар. конф. — Томск, 2000. - Т. 1. — С. 506-509.

49. Канзафаров, Ф. Я. Выравнивание неоднородности продуктивности пластов ОПК [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. Н. Андреева, А. В. Берман // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: матер. Пятой научн.-практ. конф. -Ханты-Мансийск, 2002. - С. 64-66.

50. Канзафаров, Ф. Я. Применение ОПК для повышения коэффициента охвата неоднородных пластов [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. Н. Андреева, А. А. Суслов // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: матер. 5-ой научн.-техн. конф. и выст. РГУНГ им. И. М. Губкина, 2003 г. - М., 2003. - С. 90.

51. Канзафаров, Ф. Я. Индикаторные исследования по определению источников образования стойких эмульсий [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, С. В. Нотов, О.П.Нестеров и др.// Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: матер. 7-ой научн.-практ. конф. - Ханты-Мансийск, 2004. - С. 203-207.

52. Андреева, Н. Н. Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов на Самотлорском месторождении [Текст] / Н: Н. Андреева, Ф. Я. Канзафаров, А. С. Трофимов и др. // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: матер. 6-ой научн.-техн. конф. РГУНГ им. Губкина.-М., 2005.-С. 113-114.

53. Канзафаров, Ф. Я. Влияние содержимого шламового амбара на подготовку нефти [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. Н. Перепелкина // Нефть и газ Западной Сибири: матер. Междунар. научн.-техн. конф. - Тюмень, 2005. - Т. 1. -С. 85-86.

54. Канзафаров, Ф. Я. Анализ причин нарушений подготовки нефти на комплексно-сборном пункте [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. Н. Перепелкина // Надежность. Транспорт. Экономика: сб. научн. тр. / ТГНГУ. - 2006. - Вып. 1. -С. 237-242.

55. Канзафаров, Ф. Я. Анализ причин образования твердых отложений в скважинном оборудовании [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. Н. Ермолаев, В. А. Градов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: матер. Девятой научн.-практ. конф. - Ханты-Мансийск, 2006. - С. 439-443.

56. Канзафаров, Ф. Я. Гидрохимическое прогнозирование солеотложений на Кальчинском месторождении [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, О. Е. Гамолин, Ю. А. Кобка // Химия нефти и газа: матер. VI Междунар. конф. - Томск, 2006. - Т. 1. -С. 301-304.

57. Канзафаров, Ф. Я. Интенсификация нефтепритока из низкопроницаемых коллекторов производными органических кислот [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. Н. Пазин, С. Н. Тен и др. // Интенсификация добычи нефти: тр. II Междунар. научн.-практ. конф. - Томск: ТПУ, 2006. - С. 221-224.

58. Канзафаров, Ф. Я. Интенсификация добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов Нивагальского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров,

А. Н. Пазин, Н. А. Черепанов // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: сб. докл. Второй научн.-практ. конф. - Когалым: ООО «КогалымНИПИнефть», 2006. - С. 47.

59. Канзафаров, Ф. Я. Выравнивание неоднородности продуктивности пластов ОПК [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. Н. Андреева, А. В. Берман // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: матер. Пятой научн.-практ. конф. — Ханты-Мансийск, 2002. - С. 64-66.

60. Канзафаров, Ф. Я. Исследование процесса солеобразования в скважинах Кальчинского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Ю. А. Кобка, О. Е. Гамолин // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: матер. 7-ой научн.-техн. конф. — М.: РГУНГ им. И. М^ Губкина, 2007. - С. 112-113.

61. Гамолин, О. Е. Комплексный подход к решению проблем солеотложения в скважинах Кальчинского месторождения [Текст] / О. Е. Гамолин, Ф. Я. Канзафаров // Матер. VII конф. специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанные с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры. - Ханты-Мансийск, 2007. - С. 223-226.

62. Канзафаров, Ф. Я. Перспективные газохимические технологии и продукты на их основе [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Газовые проекты в нефтяных компаниях. Проблемы использования попутного газа. Разборы реальных ситуаций: семинар / РАГС при президенте РФ. - М., 2007.

63. Канзафаров, Ф. Я. Исследование условий фазового выделения газового конденсата из попутного нефтяного газа Аганского КСП / Ф. Я. Канзафаров, О. Е. Гамолин // Трубопроводный транспорт-2008: матер. IV Междунар. научн.-практ. конф. - Уфа, 2008. - С. 259-261.

64. Канзафаров, Ф. Я. Гидравлический расчет газопровода «ДНС-3 -Верхнеколик-Еганское месторождение - Бахиловская КС» [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, О. Е. Гамолин, А. С. Соловьева // Трубопроводный транспорт-2008: матер. V Междунар. научн.-практ. конф. - Уфа, 2009. - С. -С. 311-313.

65. Канзафаров, Ф. Я. Лабораторное тестирование новых ингибиторов солеотложений для месторождений ТНК-ВР [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Инженерная практика. - 2011. - Спецвыпуск. - С. 28-36.

66. Канзафаров, Ф. Я. Анализ негативных аспектов при применении химических реагентов на Самотлорском месторождении [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, О. Е. Гамолин // Практические аспекты нефтепромысловой химии: матер. Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2011. - С. 23-26.

67. Гамолин, О. Е. Определение причин образования отложения солей в скважинах и промысловых трубопроводах Ван-Еганского месторождения [Текст] / О. Е. Гамолин, Ф. Я. Канзафаров // Химия нефти и газа: матер. 8-ой Междунар. конф.-Томск, 2012.-С. 287-290.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 24.09.2014 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 1,95. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 169.

Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Информация о работе

Канзафаров, Фидрат Яхьяевич
доктора технических наук
Уфа, 2014
ВАК 25.00.17

Автореферат

Похожие работы