Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности комбинированного солянокислотного воздействия при разработке обводненных карбонатных коллекторов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности комбинированного солянокислотного воздействия при разработке обводненных карбонатных коллекторов"

003481024

На правах рукописи

ЛЫСЕНКОВ АЛЕКСЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ КОМБИНИРОВАННОГО СОЛЯНОКИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ОБВОДНЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2009

003481024

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Антипин Юрий Викторович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Валеев Марат Давлетович;

кандидат технических наук Галлямов Ирек Мунирович.

Ведущая организация ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится «19» ноября 2009 года в 15-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан «19» октября 2009 года.

Ученый секретарь совета

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. На нефтегазодобывающих предприятиях Башкортостана наблюдается тенденция снижения доли добычи нефти из истощенных терригенных пластов и возрастает роль добычи нефти из карбонатных коллекторов. По геолого-физическим свойствам карбонатные коллекторы преимущественно малопродуктивны, неоднородны по пористости (трещиноватые) и проницаемости, не выдержаны по площади и толщине. Заводнение карбонатных пластов малоэффективно, мелкие месторождения эксплуатируются на естественных режимах при снижении пластового давления.

По мере разработки карбонатных залежей происходит обводнение продуктивных коллекторов, уменьшение дебитов скважин, снижение пластового давления, что дополнительно затрудняет добычу нефти. В этих условиях одним из наиболее эффективных и перспективных методов интенсификации притока нефти к скважинам является проведение различного вида солянокислотных обработок (СКО) скважин. Однако вопросы технологической эффективности применения СКО в карбонатных коллекторах на поздней стадии разработки залежей еще недостаточно изучены. Актуальность изучения этих вопросов возрастает в связи с наличием в Башкортостане крупного карбонатного верхнедевонско-турнейского нефтеносного комплекса (ВДТНК), который активно эксплуатируется в последние годы. Большая часть этого комплекса приурочена к карбонатным отложениям западного Башкортостана, имеющим свои особенности геологического строения и эксплуатации скважин.

Большой вклад в изучение продуктивных карбонатных коллекторов Урало-Поволжья, анализ их разработки и развитие технологий проведения солянокислотных обработок внесли: В.Е. Андреев, Ю.В. Антипин, B.C. Асмоловский, К.Б. Аширов, Г.А. Бабалян, К.С. Баймухаметов, A.C. Бахтияров, А .Я. Виссарионова, Г.Х. Габбасов, М.Н. Галлямов, И.М. Галлямов, В.П. Давыдов, В.А. Илюков, Ю.А. Котенев, В.И. Князев, Б.Г. Логинов, В.Ш. Мухаметшин, И.В. Пастухов, И.Г. Пермяков, A.M. Попов, Х.Ш. Сабиров, М.А.

Токарев, P.M. Тухтеев, Д.Ф. Шамов, Ш.Н. Шимановский и другие исследователи и промысловые работники.

Важным фактором, влияющим на эффективность СКО скважин, является их обводненность, поэтому доля традиционно применяемых обработок: простых кислотных, термокислотных, пенокислотных, нефтекислотных снижается. При повышенной обводненности скважин эффективными являются комбинированные технологии, например, различные полимер-кислотные обработки, основанные на проведении изоляции водопроводящих каналов осадкообразующими полимерными реагентами с последующей закачкой соляной кислоты в поровую нефтенасыщенную часть коллектора.

Одним из основных способов интенсификации притока нефти из обводненных карбонатных коллекторов является проведение гивпанокислотных обработок (ГКО) скважин. Однако из-за ухудшающихся геолого-физических условий в призабойной зоне пласта (ПЗП) эффективность проводимых ГКО уменьшается, что указывает на необходимость совершенствования технологии ГКО. В качестве полимеров необходимо применение реагентов, позволяющих надежно и продолжительно перекрывать водопроводящие каналы, а в качестве кислотного раствора - состава, позволяющего гидрофилизовать поверхность пор и активно взаимодействовать с карбонатной породой.

Цель работы:

Совершенствование составов, свойств применяемых реагентов и технологии проведения комбинированного солянокислотного воздействия, а также разработка новых реагентов и технологий для повышения эффективности воздействия на обводненные карбонатные коллекторы.

Задачи исследования

1 Изучение текущего состояния разработки основных эксплуатационных объектов месторождений западного Башкортостана. Проведение систематизации и обобщение литолого-коллекторских свойств пород

карбонатного комплекса, состава, свойств цемента и видов пористости, на примере месторождений Октябрьского УДНГ. Выявление эффективных способов разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах.

2 Изучение результатов и анализ эффективности ГКО скважин на месторождениях западного Башкортостана. Проведение многофакторного регрессионного анализа эффективности ГКО скважин по объектам разработки в зависимости от геолого-физических и технологических параметров проведения обработок.

3 Совершенствование технологии процесса закачки гелеобразующих реагентов в зависимости от приемистости скважины и разработка методики подбора оптимального соотношения количества гелеобразующих компонентов.

4 Разработка новых и совершенствование применяемых составов технологических жидкостей (гелеобразующих полимерных растворов, кислотных составов, коагулянтов, буферных и продавочных вод) с улучшенными свойствами для проведения комбинированных кислотных обработок скважин.

5 Разработка технологии и испытание гивпано-термокислотного воздействия на высокообводненные гидрофобизированные карбонатные коллекторы для условий месторождений западного Башкортостана.

Методика исследований

Поставленные в работе задачи решались путем проведения анализа промысловых данных о результатах различного вида солянокислотных обработок, обобщением материалов лабораторных и промысловых исследований. Обработка результатов исследований велась на персональных ЭВМ с использованием современного пакета программ «Статистика-6», позволяющих выполнять статистические многофакторные расчеты.

Научная новизна

1 Разработана классификация пород карбонатного ВДТНК для месторождений западного Башкортостана по литолого-коллекторской характеристике пласта, составу и свойствам цемента, виду пористости с учетом выбора технологии солянокислотного воздействия на карбонатные пласты.

2 Установлен характер влияния геолого-физических (толщина пласта, обводненность продукции скважин, пластовое давление) и технологических (давление закачки, объемы технологических растворов, дебит скважины) параметров на эффективность ГКО скважин.

3 Выявлено, что добавка ацеталей (4,4-диметил-1,3-диоксан) в состав полимера снижает скорость его коагуляции, что обеспечивает объемное взаимодействие полимера и коагулянта приводящее к увеличению объема и плотности образующегося осадка. Добавка 4,4-диметил-1,3-диоксана в состав солянокислотного раствора позволяет снизить поверхностное натяжение на границе нефть - кислота и повысить активность солянокислотного воздействия на гидрофобизированные карбонатные коллекторы.

4 Установлена новая зависимость дополнительной добычи нефти после ГКО от соотношения давления насыщения нефти газом и забойного давления для условий Копей-Кубовского месторождения.

Практическая ценность

1 Разработана технология и временная инструкция «Технология гивпано-термокислотной обработки скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью». Технология гивпано-термокислотных обработок испытана в промысловых условиях на 20 скважинах месторождений Октябрьского УДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа». Средняя дополнительная добыча нефти на одну обработку составила 222 т; среднее снижение попутно добываемой воды - 567 т; средняя продолжительность эффекта - 8,5 месяцев. По всем обработанным скважинам

происходило увеличение дебита по нефти в (среднем в 3,3 раза) и снижение обводненности (в среднем в 1,5 раза).

2 Разработана методика определения параметров проведения ГКО которая используется при чтении лекций, проведении лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Физика нефтяного и газового пласта», «Скважинная добыча нефти», «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов», а также курсовом и дипломном проектировании со студентами горно-нефтяного факультета по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых ООО «Башгеопроект» (2007 г.), Уфимского государственного нефтяного технического университета (2005, 2006, 2007, 2008, 2009 гг.) и на технических советах Октябрьского УДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа» (2008,2009 гг.).

Публикации

Содержание работы опубликовано в 11 научных трудах, в том числе 3 статьи опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с перечнем ВАК Минобрнауки РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и выводов, содержит 154 страницы машинописного текста, 41 рисунок, 29 таблиц. Список использованных источников состоит из 118 наименований.

Работа выполнена под научным руководством доктора технических наук, профессора кафедры «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНТУ Антипина Ю.В., которому автор выражает глубокую благодарность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении содержится общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, поставлены цель и задачи исследований, показаны научная новизна и практическое значение.

В первой главе рассматриваются современное состояние и проблемы разработки высокообводненных карбонатных коллекторов. Приведена характеристика нефтегазоносных комплексов месторождений западной и северной частей Башкортостана. Определена роль добычи нефти из карбонатных и терригенных пластов месторождений северного и западного Башкортостана. Изложены геолого-физические параметры и литолого-коллекторская характеристика пластов карбонатного нефтеносного комплекса месторождений западного Башкортостана. Приведена характеристика насыщающих карбонатные пласты жидкостей и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах.

К настоящему времени на месторождениях западного Башкортостана основная доля добычи нефти ведется из карбонатных пластов. Основными эксплуатационными объектами являются пласты ВДТНК. Из пластов терригенного нефтеносного комплекса происходит существенное падение добычи нефти. На примере месторождений Октябрьского УДНГ определена структура добычи нефти по нефтеносным комплексам. На 01.01.2009 года доля нефти, добываемая из карбонатных пластов месторождений Октябрьского УДНГ, составила 61%, что превысило долю добываемой нефти из пластов терригенного девонского нефтеносного комплекса (20%) и терригенной толщи нижнего карбона (19%). При этом установлено, что по месторождениям севера и северо-запада Башкортостана отмечается схожая структура добычи нефти, по которой наблюдается рост доли добычи нефти из отложений среднего карбона и уменьшение доли добываемой нефти из пластов ТТНК, бывших ранее основными объектами эксплуатации.

На примере месторождений, эксплуатируемых Октябрьским УДНГ, выполнена оценка выработки запасов нефти, приуроченных к карбонатным коллекторам ВДТНК. На 01.01.2009 г. от начальных геологических запасов

нефти ВДТНК отобрано около 14%. Добыча остаточных запасов нефти осложняется тем, что запасы относятся к категории трудноизвлекаемых.

Поскольку эффективность солянокислотного воздействия зависит от коллекторских свойств нефтенасыщенного коллектора, с учетом выбора технологии солянокислотного воздействия на конкретные объекты, проведено обобщение и разработана классификация карбонатных пород ВДТНК по сочетанию литолого-коллекторских свойств, состава и свойств цемента и видов пористости по объектам разработки месторождений Октябрьского УДНГ. Установлено, что в основном карбонатные коллекторы представлены кристаллическими или органогенными- известняками, неоднородными по пористости и проницаемости. По литолого-коллекторским характеристикам месторождения западного Башкортостана, в пределах одного и того же эксплуатационного объекта, отнесены к разным группам. Эти группы отличаются составом карбонатного коллектора, составом и свойствами цементирующего материала и имеют различную по виду пористость. Преобладают породы порового типа, трещиноватость имеет подчиненное значение и служит путями сообщения в пористо-кавернозных коллекторах.

Проведена оценка свойств и состава насыщающих карбонатные пласты жидкостей. Установлено, что нефти практически всех залежей являются плотными (до 936 кг/м3), вязкими (до 58 мПа-с), высокосернистыми (до 3,3%), высокопарафинистыми (до 4,4%); с низким газосодержанием (до 25 м3/т); пластовые воды высокоминерализованные с плотностью до 1180 кг/м3 и относятся к хлоркальциевому типу, эксплуатация большинства скважин ведется с забойными давлениями близкими к давлению насыщения нефти газом.

Разработанная классификация карбонатных пород по сочетанию литолого-коллекторских свойств, свойств и состава цемента и видов пористости позволит обоснованно проводить выбор технологии солянокислотного воздействия, определять объемы реагентов и условия их закачки, для получения наибольшего эффекта.

Во второй главе рассмотрены вопросы системного подхода к методам по интенсификации притока нефти к скважинам.

На месторождениях западного Башкортостана в связи с низкой эффективностью обычного заводнения, с целью поддержания темпов добычи нефти, применяются различные способы интенсификации притока нефти к забоям добывающих скважин. При разработке продуктивных карбонатных коллекторов наиболее эффективным методом увеличения добычи продукции является интенсификация притока нефти к забою путем проведения различного вида солянокислотных обработок скважин, назначение которых заключается в увеличении коэффициента продуктивности скважин.

Впервые в Башкортостане СКО начали проводить в 1938 г. на Ишимбайском месторождении. Учитывая положительный опыт применения СКО на юге, их стали проводить и на месторождениях запада Башкортостана.

Простые солянокислотные обработки (ПСКО) скважин достаточно эффективны, однако с ростом обводненности продукции скважин (свыше 20%) эффективность ПСКО снижается. Тогда широко стали применяться пенокислотные (ПКО) и нефтекислотные обработки (НКО) скважин, предназначенные для увеличения охвата пласта солянокислотным воздействием при кратковременном перекрытии водопроводящих каналов пеной или вязкой нефтью. Выявлено, что при обводненности более 60% эффективность от НКО становится низкой, тогда возникает необходимость применения комбинированных обработок, суть которых заключается в проведении сначала водоизоляционных работ, а затем солянокислотного воздействия в виде единого мероприятия.

Эффективными при повышенной обводненности продукции скважин в Октябрьском УДНГ оказались ГКО скважин. При этих обработках процесс коагуляции полимера комбинируется с солянокислотным воздействием. Иногда такие обработки называют полимер-кислотными. Объектами ГКО являются неоднородные, с повышенной обводненностью трещиновато-пористые карбонатные коллекторы. Технология ГКО скважин была разработана в 1989 г. Пробные обработки проведены в ОАО «АНК Башнефть» на месторождениях НГДУ «Октябрьскнефть» с высокой обводненностью продукции скважин, где и нашли широкое применение по настоящее время.

Промысловые исследования эффективности различного вида СКО, проведенных в Октябрьском УДНГ в 1989 - 2000 гг., позволили выявить области применения обработок с учетом обводненности скважин, степени увеличения дебита и дополнительной добычи нефти. В последующие годы условия разработки залежей изменялись из-за обводнения скважин, выработки залежей.

Автором исследована эффективность тех же видов СКО скважин, проведенных в 2001 - 2008 гг. Полученные данные сопоставлены с ранее известными промысловыми результатами эффективности СКО, проведенных за период 1989 - 2000 гг., результаты представлены в таблице 1. В результате проведенных исследований были уточнены границы эффективного применения технологий ПСКО, ПКО, НКО и ГКО в зависимости от обводненности продукции скважин, оценено изменение эффективности обработок по мере разработки залежей.

Таблица 1 - Эффективность СКО скважин, проведенных в Октябрьском УДНГ за 1989-2008 гг.

Вид СКО Интервал обводнения скважин (%) для эффективного применения Анализируемый период времени, годы Количество проведенных СКО Успешность обработок, % Среднее значение на одну обработку

степень увеличения дебита Чп.оУЧл.о. дополнительная добыча нефти, т

ПСКО 0-18 1989-2000 229 89,7 2,23 499

2001-2008 175 92,1 2,98 346

ПКО 18-38 1989-2000 122 87,5 2,32 387

2001-2008 42 98.7 3,48 351

НКО 12-60 1989-2000 109 94,1 2,06 549

2001 -2008 317 98,2 2,64 314

ГКО 48-99 1989-2000 124 92,4 2,82 886

2001 -2008 192 96,8 3,04 257

В работе изложены механизм, условия и последовательность проведения технологии, схема расположения и обвязки оборудования при ГКО.

Для повышения эффективности ГКО из-за возникающих осложнений при продолжающемся росте обводненности скважин требуется совершенствование технологии проведения и разработка новых составов для ГКО скважин.

В третьей главе даны пути совершенствования метода ГКО высокообводненных скважин. Эффективность ГКО, при неизменном забойном давлении, может быть охарактеризована изменением дебита и обводненности скважины после обработки. Проведенная статистическая обработка результатов ГКО скважин Октябрьского УДНГ позволила установить связь дебита и обводненности скважин после проведения обработки с дебитом и обводненностью до обработки (таблица 2). Для карбонатных объектов разработки такие связи аппроксимируются линейными уравнениями с высокой степенью точности.

Таблица 2 - Зависимости дебита и обводненности скважин после ГКО от дебита и обводненности до обработки

Величина Уравнение связи Интервал изменения Достоверность

выборки увеличения яп.0. и изменения дебитов (т/сут) и аппроксимации

wп.0. обводненности (%) (Я2)

257 Я„.а = 0,694+1,634-^,,, 0,2-10 0,794

\УП.0. =-2,097+0,894^.,, 25-98 0,714

Уравнения рекомендуется использовать для предварительного прогноза дебитов и обводненностей перед планируемым гивпанокислотным воздействием.

В настоящее время в Октябрьском УДНГ ГКО являются одним из основных методов интенсификации добычи нефти из высокообводненных карбонатных коллекторов. Проведенные 279 ГКО скважин за 1989 - 2007 годы позволили дополнительно получить в среднем 264 т нефти на одну обработку. В результате проведенного анализа выявлено, что ГКО эффективны в скважинах с обводненностью до 98%, однако 7,9% из всех обработок не обеспечили требуемой эффективности. Анализ причин неудачных и малоэффективных обработок выявил, что характерными причинами, неудач являются недостаточно обоснованный выбор скважины для обработки и нарушение технологии их проведения.

Для аргументированного выбора скважин под воздействие и параметров проведения ГКО выполнен регрессионный, статистический анализ и созданы

универсальные модели, описывающиеся математическими уравнениями, позволяющими максимально точно учесть влияние геолого-физических и технологических параметров на эффективность ГКО скважин.

При приведении многофакторного регрессионного анализа ГКО скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты Копей-Кубовского месторождения, были получены математические зависимости, описывающие влияние 14 геолого-физических и технологических факторов проведения ГКО на эффективность обработок. В таблице 3 представлены параметры, вошедшие в регрессионный анализ.

Таблица 3 - Геолого-физические и технологические параметры, входящие в регрессионный анализ

Наименование параметра, единица измерения Обозначение в уравнении регрессии Пределы изменения

Геолого-физические и технологические параметры

Объем хлористого кальция, и* Ухк. 3-8

Давление закачки хлористого кальция, МПа Рх.к. 4-8

Объем гипала (гивпана), м'' V, 1,5-6,0

Давление закачки гипана (гивпана), МПа Рзак.г. 4-15

Объем соляной кислоты, м3 Ус.к. 5-9

Давление закачки соляной кислоты, МПа Рзак.с.к. 2-9

Объем продавочной воды, м-1 У1В. 6-9

Давление закачки продавочной воды, МПа Рзак.п.в. 2-9

Дебит скважины до обработки (по нефти), т/сут Ядо. 0,1-8,4

Обводненность продукции до обработки, % \УД.0. 52-90

Перфорированная толщина пласта, м Ьпл.перф. 4-18

Коэффициент продуктивности, т/(сут'МПа) кпрод. 0,04-5,99

Пластовое давление, МПа Ррл. 7,5-13,5

Время эксплуатации скважины до обработки, г ТэКСПЛСКВ, 0-31

Параметры, характеризующие эффективность обработки

Дополнительная добыча нефти, т Опоп.н 212-5962

Дебит скважины после обработки (по нефти), т/сут Чп.О. 0,3 -12,6

Отношение дебитов после и до обработки, ед. Чп.о/Од.о 1,0-8,0

Обводненность продукции после обработки, % 17,0- 89,0

Отношение обводненностей до и после ГКО, ед. 0,8-3,0

Продолжительность эффекта, мес. Тэф. 11-108

Результаты обработки данных ГКО скважин, эксплуатирующих турнейский ярус, по программе «8{ай5Йса» (с помощью модуля «Множественная регрессия»), представлены в виде уравнений регрессии (1) -

(6) и коэффициентов корреляции. Коэффициенты при параметрах показывают степень их влияния на результат обработки.

Олопн =8806,00 -593,34-УХК. +87Д4РХк. +478,30-УГ +171,80-Рзакг -

-239,10'Уск. -12,18-Рзакс к. +192,67-У,в. +5,64-Рзакп.в. -673,79^.0. - (1)

-115,39^д,0. -37,98-ЬплПерф. +2050,49-кПрОД. -29,53-Рга. +36,43 "Тэкспл.скв.

Я2 = 0,931

Чп.0. = 8,923 +0,530-УХК +0,718-Рхк +0,709-Уг +0,154-Рзакг -1,559-У„--2,019-Рза,с.,+0,632-Уп.,+1,455'Рзак,, +1>926'Чд0. +0;035^д.о. - (2)

-0,065-Ьпл.псрф. -0,116-кврвд. -1,492-Рпл +0,212'ТЭКСПЛ.С1(В. Я2 = 0,930

Яп.о./<ко = 20,823 -0,255'Ух.к. +0,232-РХК. +1.200-V,. +0,316-Рзакг. --1,988'Ус к. -1,202-Рзакхк. +0,142'Уп в +0,629-Рза,п.в. -0,102-сь.о. - (3)

-0,061 ЛУ,0. +0,005•Ьпл.псрф. +0,068-кпрод. -0,873-РПЛ. +0,269'ТЭКСПЛСКВ. Я2 = 0,906

Wп.0 = 95,561 -14,913-УХЛ, +0,701-Рх.к. +13,340-У,, -1,416-Рзакг. +2,481-Ус.„. + +3,817-Рзак.„.+7,964-Уп.в.+0,268-Рзак.п.в. -3,52б-<ь.о. -0,523Л\Гд.а - (4)

-1,227"Ьпл.перф. -2,877-Рпл. "Н),214'ТЗКСПЛ|СКВ1

Я2 = 0,922

= -2,119 +0,581-У,,,, -0,121-Рхк. -0,559-Уг, +0,026-Рза„г. + +0,040-Ус„ -0,067-Рзакс„ -0,379-УПВ -0,013-Рза1сп.в. +0,146-^,, +0,050 \Удо. + (5) +0,053■Ипл.перф. -0,155'кпрОд +0,120-Рпл. -0,021-ТЭКСПЛ.СКВ. Я2 = 0,906

Тэф =-78,442 -2,507-Ухк + 1,629-Рхк +0,716-Уг +8,443-Рзакг +24,552-Уск + +6,205-Рзакх.„ -2,274-Уп.в. -12,237-Рзак.п,. -9,079-^. -0,842^д о. - (6)

-5,980 Ьплперф. +13,565-кпрод. +4,767-Рпл. -0,660-ТЭКСПЛ.СКВ. И2 = 0,934

Анализ полученных уравнений показывает, что достоверно эффективность ГКО может быть охарактеризована по дополнительной добыче нефти от мероприятия (АО), промежуточная эффективность может

характеризоваться продолжительностью эффекта (ТЭф), а успешность ГКО сразу после проведения .мероприятия - по степени увеличения дебита по нефти и степени снижения обводненности (Чп.о/Чд.о. и ^д.оЛУ„.0.).

Для определения структуры уравнений регрессии построены таблицы, характеризующие связь между зависимыми переменными и факторами, влияющими на эффективность ГКО скважин, эксплуатирующих турнейский ярус Копей-Кубовского месторождения. Для определения связи между факторами, влияющими на эффективность ГКО скважин, эксплуатирующих этот ярус, построена корреляционная матрица зависимых переменных.

В результате проведенного многофакторного регрессионного анализа выявлено, что эффективность ГКО зависит от двух групп факторов: от качества блокирования водопроводящих каналов и от качества солянокислотного воздействия на поровую нефтенасыщенную часть коллектора. Однако эффективность солянокислотного воздействия во многом зависит от полноценного проведения водоизоляционных работ, а изолирующий материал должен обладать устойчивыми прочностными свойствами для преплтствования попадания кислоты в водопроводящие каналы.

Проведение большого количества ГКО позволило отработать технологию приготовления и закачки применяемых жидкостей. Для совершенствования технологии ГКО и образования качественной гелевой системы рекомендованы расчеты по уравнениям (7) и (8) с коэффициентами корреляции и

112=0,967 соответственно для определения объема полимера (Упол., м3) и доли коагулянта (ДК, % масс.) от общего объема гелеобразующих реагентов при давлении их закачки (8 МПа) в зависимости от приемистости скважины (кпрм.).

После обобщения результатов проведения ГКО разработана методика подбора оптимального соотношения количества гелеобразующих компонентов (гивпана и хлористого кальция). Наиболее устойчивые гелевые системы получаются при смешении полимера концентрацией 16 - 17 % (здесь и далее % масс.) с раствором хлорида кальция концентрацией 20 - 30 %. Для лучшего

ДК = 0,018-кпрм. +16,44; Упол. = 0,0102 •кпрм. +0,6166.

(7)

(8)

перемешивания реагентов и образования качественной гелевой системы рекомендуется использовать раствор хлорида кальция по объему в 1,5 - 2,0 раза больше объема полимера.

Технология ГКО постоянно совершенствуется, что позволяет улучшить технико-экономические результаты от их проведения. Совершенствование идет по пути применения новых реагентов и проведения ГКО с учетом особенностей геолого-физического строения и текущего состояния продуктивных пластов. В качестве одного из перспективных направлений повышения надежности изолирующих составов рекомендуется использование пластифицированного полимера, а в роли сшивателя - раствора хлористого кальция. Были проведены лабораторные исследования с использованием растворов различных соотношений и концентраций: полимера «гивпан», реагентов класса ацеталей типа 4,4-диметил-1,3-диоксан (ДМД) и коагулянта (раствор хлористого кальция). Для сопоставления проведены контрольные опыты без использования ацеталей.

В результате проведенных лабораторных исследований предложено:

- применение ДМД в качестве добавок в состав полимера для придания свойств пластичности и увеличения доли осадка после коагуляции. Применение добавок 0,1 - 0,5% ацеталей типа ДМД в объем полимера позволит придать ему пластические свойства и увеличить объем осадка, в среднем на 8%, что позволит достичь более качественное перекрытие водопроводящих каналов;

- для расширения границ применимости полимера «гивпан» при пониженных температурах (для снижения температуры кристаллизации), предложено в состав гивпана добавлять до 10% хлористого натрия. Обработка результатов проведенных экспериментов позволила определить уравнения связи вязкости 20% водного раствора гивпана и температуры, которая в экспериментах изменялась от -15 до +25°С (таблица 4);

- добавление в состав соляной кислоты 0,1 - 0,5% ДМД позволяет снизить поверхностное натяжение на границе нефть - раствор соляной кислоты в среднем на 60%, что обеспечит проникновение кислоты к поверхности породы.

Таблица 4 - Уравнения связи вязкости гивпана от температуры

Состав раствора гивпана Уравнение связи вязкости гивпана (мПа-с" от температуры (°С) Достоверность аппроксимации (И2)

20% водный раствор гивпана Мг =-0,35-1+18,24 И2 = 0,998

20% водный раствор гивпана + 10%№С1 цг = -0,28-1+ 13,66 Я2 = 0,999

Применение рассмотренных реагентов в качестве добавок в состав гивпана и соляной кислоты позволит существенно повысить общую эффективность гивпанокислотного воздействия.

В четвертой главе приведены результаты по разработке технологии гивпано-термокислотной обработки . (ГТКО) высокообводненных гидрофобизированных карбонатных коллекторов.

При снижении пластового давления ниже давления насыщения происходит выделение из нефти газа и, вследствие эффекта Джоуля-Томсона, снижение пластовых температур в ПЗП. В целом закачка в пласт холодной воды и выделение из нефти газа приводят к изменению термобарических условий в ПЗП, что ведет к увеличению концентрации тяжелых углеводородов, вязкости нефти и росту толщины граничных гидрофобных слоев на стенках поровых каналов, что дополнительно усиливает гидрофобизацию поверхности порового пространства. Известно, что граничные слои образуются вследствие действия ориентационных сил на жидкость: кристаллическая структура поверхности твердой фазы ориентирует определенным образом молекулы жидкости. Получается структурированная в приповерхностном слое фаза -граничный слой. Процессы образования граничных слоев идут в основном в ПЗП, где снижение давления и температуры происходят наиболее интенсивно.

Обобщение и анализ результатов применения ГКО скважин показали, что они не всегда эффективны из-за влияния гидрофобных слоев на поверхности каналов фильтрации пород ПЗП, так как гидрофобные граничные слои препятствуют взаимодействию соляной кислоты с породой. Особенно это проявляется в скважинах, эксплуатация которых проходила с забойными давлениями ниже давления насыщения в течение длительного времени.

Для определения влияния на эффективность ГКО гидрофобных слоев, образующихся при забойных давлениях ниже давления насыщения, были рассмотрены особенности эксплуатации скважин Копей-Кубовского месторождения, в которых проводились ГКО с различной эффективностью. Эксплуатация ряда скважин на месторождении осуществляется продолжительное время (более 30 лет) с забойными давлениями не выше 3,9 -4,4 МПа, при среднем давлении насыщения по горизонтам 5,2 МПа. В скважинах с дебитом нефти 0,3-2,1 т/сут и обводненностью 48-99 %, где соотношение давления насыщения и забойного давления (Рнасфзаб) составляет 1,0 - 2,4, проведение ГКО оказалось малоэффективным (11-90 т дополнительной добычи нефти). В скважинах, с соотношением рнас/рза5, равным 0,6 - 0,9, дополнительная добыча от ГКО составила 149 - 564 т.

На рисунке 1 приведена зависимость дополнительной добычи нефти от соотношения давления насыщения к забойному давлению по скважинам, где проводилась ГКО.

1000 J- 900

g 800

«j

3 700

0 н„ 600

fct У—N

а |500

В Ч.

£ & 400

К W

g 300

1 200

§ 100

« 0

0,5 1 1,5 2 2,5

Соотношение Рнас/Рзаб

• Скважины эксплуатирующиеся без ОПЗ до ГКОЗО лет

Рисунок 1 - Зависимость дополнительной добычи нефти после ГКО от соотношения забойного давления и давления насыщения

Из зависимости видно, что дополнительная добыча нефти от ГКО закономерно снижается с ростом соотношения давлений. На полученной

\ QAO„=110 ЗО-фнас/рзаб)'4'0875, фИ рнад < р3аб

R2=0,849

д ♦

\ ♦

\ ♦ ♦ X ' Г. А Qwn = 1 iS^B-ipHac/paae)"1'413 \ при Рнас > Рзаб

^ —» R2=0,864

I 1 »—• - --

кривой точка А является общей для условно выделенных двух участков кривой, описываемых уравнениями.

Отторжение гидрофобных углеводородных слоев с поверхности породы в объем пор будет способствовать увеличению площади реагирования и более эффективному взаимодействию соляной кислоты с породой. Практически это осуществимо применением горячей соляной кислоты. В высоко обводненных скважинах, осложненных наличием высокомолекулярных соединений в ПЗП, сотрудниками УГНТУ и НГДУ «Октябрьскнефть» предложено проводить термокислотное воздействие с предварительным проведением водоизоляционных работ в виде единого комплексного мероприятия.

Автором разработана временная инструкция «Технология гивпано-термокислотной обработки скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью», где изложены основные положения технологии, технологическая схема размещения оборудования для закачки соляной кислоты через реакционный наконечник с магнием при ГТКО (рисунок 2), сведения о свойствах реагентов, требования, предъявляемые к объекту воздействия и к техническим средствам и материалам, последовательность выбора и количество необходимых реагентов для проведения технологического процесса, мероприятия по подготовке скважины к проведению технологического процесса, требования безопасности при использовании химических реагентов.

К 2009 г. в Октябрьском УДНГ, с использованием разработанной технологической схемы размещения оборудования, проведено 20 ГТКО в скважинах с высокообводненной продукцией. Суммарная дополнительная добыча нефти по обработанным скважинам составила 5257 т, дополнительная добыча нефти на 1 обработку - в среднем 222 т, снижение обводненности происходило в среднем в 1,5 раза. Продолжительность эффекта по дополнительной добыче нефти в среднем 8,5 месяцев. Проведенные обработки позволили снизить добычу попутно добываемой воды на 11337 т, в среднем 567 т на одну обработку. Из приведенных показателей видно, что ГТКО являются

эффективными и их проведение перспективно в скважинах с гидрофобизированными, высокообводненными трещиноватыми карбонатными коллекторами.

— -га

ъ

1 - скважина; 2 - пакер; 3 - реакционный наконечник с магнием; 4 - поровые матрицы карбонатного пласта;

2 —|'П| I— 5 5 - трещины и каверны в пласте; 6 - насосный агрегат —¡—«1.1'Д' /1 II (4АН-70); 7 - автоцистерна (КП-6,5) с соляной ^Ту^^а1!'!1 ^ кислотой; 8 - автоцистерна (АЦ-10) с гивпаном; 9 -ГГ. ___' ***- емкость с пресной водой; 10 - емкость с хлоридом

3 — '— 4 кальция; 11 - автоцистерна (АЦ-10) с пластовой (технической) водой

Рисунок 2 - Технологическая схема размещения оборудования для закачки соляной кислоты через реакционный наконечник с магнием при ГТКО

Анализ эффективности ГТКО, проведенных на месторождениях Октябрьского УДНГ, показал, что по сравнению с гивпанокислотным воздействием, ГТКО скважин, эксплуатирующихся продолжительное время с давлениями ниже давления насыщения, более эффективны.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Проведено изучение текущего состояния разработки основных эксплуатационных объектов месторождений западного Башкортостана. С учетом выбора технологии солянокислотного воздействия, на примере

месторождений Октябрьского УДНГ, проведено обобщение и разработана классификация карбонатных пород по сочетанию литолого-коллекторских свойств, состава и свойств цемента и видов пористости. Установлено, что по настоящее время основным методом интенсификации притока нефти остаются различного вида солянокислогные обработки скважин.

2 В результате выполненного статистического анализа эффективности результатов 257 успешных ГКО, проведенных в Октябрьском УДНГ за 1989 -2007 гг., были получены зависимости, позволяющие прогнозировать эффективность ГКО скважин по дебиту .и обводненности скважин до проведения обработок. Проведен многофакторный регрессионный анализ эффективности ГКО скважин Копей-Кубовского месторождения в зависимости от геолого-физических (толщина пласта, обводненность продукции скважин, пластовое давление) и технологических параметров (давление закачки, объемы технологических растворов, дебит скважины) проведения обработок. Получены математические модели и построены частные зависимости, позволяющие наиболее полно выявлять влияние параметров проведения ГКО на эффективность обработок скважин.

3 После обобщения результатов проведения ГКО предложено совершенствование технологии и разработан алгоритм подбора оптимального количества и соотношения гелеобразующих компонентов (гивпана и хлористого кальция) при закачке реагентов в зависимости от приемистости скважины.

4 В результате проведенных лабораторных исследований разработаны новые и совершенствованы применяемые реагенты при ГКО. Предложено применение ацеталей типа 4,4-диметил-1,3-диоксан, в качестве добавки 0,1 -0,5% в состав полимера для придания ему пластичных свойств и увеличения доли образующегося осадка после коагуляции в среднем на 8%, что позволит достичь качественное перекрытие водопроводящих каналов. Для расширения границ применимости полимера «гивпан» до низких температур, снижения температуры кристаллизации, предложено в состав гивпана добавлять 10% хлористого натрия. Добавление в кислотный состав 0,1 - 0,5% ДМД позволяет

снизить поверхностное натяжение на границе нефть - раствор соляной кислоты в среднем на 60%, что обеспечит проникновение кислоты к поверхности породы. Применение вышерассмотренных реагентов в качестве добавок в составы гивпана и соляной кислоты может существенно повысить общую эффективность гивпанокислотного воздействия.

5 Разработана технология ГТКО скважин, предложен алгоритм расчетов технологических параметров закачки реагентов и последовательность проведения ГТКО. Разработана временная инструкция «Технология гивпано-термокислотной обработки скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью». По разработанной технологии ГТКО проведено 20 обработок высокообводненных гидрофобизированных карбонатных коллекторов на месторождениях Октябрьского УДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа» и получены результаты, подтвержденные справкой предприятия о внедрении: средняя дополнительная добыча нефти от обработок составила 222 т/обр.; среднее снижение попутно добываемой воды -567 т/обр.; средняя продолжительность эффекта - 8,5 месяцев. По всем обработанным скважинам происходило увеличение дебита по нефти (в среднем в 3,3 раза), снижение обводненности (в среднем в 1,5 раза).

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Лысенков A.B. Оценка эффективности применения реагента СНПХ-9633 для обработки ПЗС в НГДУ «Октябрьскнефть» / A.B. Лысенков, Ш.А. Гафаров // Материалы 56-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2005. - С. 244.

2 Лысенков A.B. Оценка эффективности гипанокислотных обработок как метода РИР в НГДУ «Октябрьскнефть» на Серафимовском месторождении / A.B. Лысенков // Материалы 57-й научно-технической конференции студентов,

-7 7-

i

аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2006. - С. 214.

3 Лысенков A.B. Оценка эффективности соляно-кислотных обработок как метода интенсификации добычи нефти в НГДУ «Октябрьскнефть» / A.B. Лысенков // Материалы 57-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2006. - С. 212.

4 Лысенков A.B. Зависимость эффективности гивпанокислотных обработок скважин от выработанности запасов кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения / A.B. Лысенков, Ю.В. Антипин // Материалы 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2007. - С. 225.

5 Лысенков A.B. Повышение эффективности освоения скважин после солянокислотного воздействия / A.B. Лысенков, Ю.В. Антипин // Материалы 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. -Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2007. - С. 225.

6 Антипин Ю.В. Технология гивпанокислотных обработок скважин для увеличения добычи нефти из карбонатных пластов / Ю.В. Антипин, A.B. Лысенков, A.A. Карпов, P.A. Ибраев // Научно-технические проблемы добычи нефти в старом нефтедобывающем регионе: Юбилейный сборник научных трудов: в 2 ч. 4.1.-Уфа: Изд. Башгеопроект.-Вып. 119.-С. 214-223.

7 Антипин Ю.В. Интенсификация добычи нефти из карбонатных пластов / Ю.В. Антипин, A.B. Лысенков, A.A. Карпов, P.M. Тухтеев, P.A. Ибраев, Ю.Н. Стеничкин // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №5. - С. 96 - 98.

8 Лысенков A.B. Основные направления совершенствования солянокислотных обработок обводненных карбонатных пластов / A.B. Лысенков, Ю.В. Антипин // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. - Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2008. - С. 214.

9 Лысенков A.B. Анализ эффективности методов воздействия на ПЗП в условиях высокой выработанности запасов нефти / A.B. Лысенков // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Уфимского государственного нефтяного технического университета. -Уфа: Изд-во УГНТУ. - 2008. - С. 215.

10 Лысенков A.B. Результаты регрессионного анализа эффективности гивпанокислотных обработок призабойных зон скважин кизеловского горизонта Копей-Кубовского месторождения / A.B. Лысенков, В.Р. Баязитова // Нефтегазовое дело. - 2009. - Том. 7, №1. - С. 57-61.

11 Лысенков A.B. Интенсификация притока нефти из гидрофобизированных карбонатных коллекторов с высокой обводненностью / A.B. Лысенков, Ю.В. Антипин, Ю.Н. Стеничкин // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №6. - С. 36-39.

Подписано в печать 13.10.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 221. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Лысенков, Алексей Владимирович

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ВВЕДЕНИЕ

1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

1.1 Характеристика нефтегазоносных комплексов месторождений западной и северной части Башкортостана

1.2 Геолого-физические параметры коллекторов карбонатного нефтеносного комплекса

1.3 Характеристика насыщающих карбонатные пласты жидкостей и остаточных запасов 1.4 Выводы

2 МЕТОДЫ И! 1ТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА НЕФТИ И ОСОБЕННОСТИ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ 41 БАШКОРТОСТАНА

2.1 Извлечение остаточных запасов нефти из карбонатных коллекторов

2.2 Развитие технологий кислотного воздействия и проведение обработок скважин

2.3 Интенсификация притока нефти при повышенной обводненности продукции скважин,

2.4 Выводы

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГИВПАНО- 60 КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ

3.1 Анализ эффективности ГКО по изменению дебитов и обводненности скважин до и после проведения обработок

3.2 Регрессионный анализ параметров гивпано-кислотного воздействия 66 3.2.1 Основные положения теории статистики при прогнозе ГТМ

3.2.2 Результаты определения уровня влияния геолого-физических и технологических факторов на эффективность проведения гивпано-кислотного воздействия в Октябрьском УДНГ

3.3 Интерпретация результатов многофакторного регрессионного анализа и пути совершенствования технологии ГКО

3.3.1 Совершенствование технологии закачки гелеобразующих реагентов при ГКО

3.3.2 Лабораторные исследования по совершенствованию состава гелеобразующих композиций

3.4 Выводы 101 4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ГИВПАНО-ТЕРМОКИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ВЫСОКООБВОДНЕННЫЕ 103 ГИДРОФОБИЗИРОВАННЫЕ КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

4.1 Особенности эксплуатации карбонатных пластов при пониженном пластовом и забойном давлениях

4.2 Техника и технология проведения гивпано-термокислотной обработки высокообводненных скважин

4.2.1 Сущность гивпано-термокислотных обработок скважин

4.2.2 Подготовка скважин и расчет технологических параметров ГТКО для интенсификации притока нефти

4.2.3 Схема размещения скважинного оборудования для закачки технологических жидкостей при проведении ГТКО

4.2.4 Требования безопасности и охрана окружающей среды при проведении ГТКО

4.3 Анализ эффективности гивпано-термокислотных обработок скважин проведенных на месторождениях Октябрьского УДНГ

4.4 Выводы 136 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 138 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 141 ПРИЛОЖЕНИЕ А. Справка о внедрении

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ГКО - гивпанокислотная обработка

ГТМ - геолого-техническое мероприятие

УДНГ — управление по добыче нефти и газа

ГТКО - гивпано-термокислотная обработка

ТТНК — терригенная толща нижнего карбона

ПЗП - призабойная зона пласта

ЭВМ - электронно-вычислительная машина

ООО - общество с ограниченной ответственностью

ТДНК — терригенный девонский нефтяной комплекс

КВДТНК - карбонатный верхнедевонско-турнейский нефтеносный комплекс АКНК - ассельскокунгурский нефтегазоносный комплекс НГДУ - нефтегазодобывающее управление ОИЗ — остаточные извлекаемые запасы НИЗ — начальные извлекаемые запасы НГЗ - начальные геологические запасы ОАО - открытое акционерное общество АНК - акционерная нефтяная компания АСПВ — асфальтено-смоло-парафиновые вещества КИН - коэффициент извлечения нефти МУН — метод увеличения нефтеотдачи ЭГВ — электро-гидродинамическое воздействие ТГХВ - термогазохимическое воздействие ПСКО - простая солянокислотная обработка СКО - солянокислотная обработка ТКО - термокислотная обработка ПКО - пенокислотная обработка НКО - нефтекислотная обработка НКТ - насосно-компрессорные трубы ПАВ — поверхностно-активное вещество

АСПО - асфальтено-смоло-парафиновые отложения

ГТКО — гивпано-термокислотная обработка

ТПКО — термо-пенокислотная обработка

НКЭ — нефтекислотная эмульсия

КЗД — кислота замедленного действия

НПКО — нефте-пенокислотная обработка

ВВВ - виброволновое воздействие

ППД — поддержание пластового давления

ПАА - полиакрилоамид

КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза

ПВВ - полимер водный всесезонный

ГФС — гипано-формалиновой смеси

ЛКО — латексно-кислотная обработка

ПолКО - полимеркислотная обработка

ДМД — 4,4-диметил-1,3-диоксан

ЗМ - зеленое масло

ЦППиПН - цех первичной подготовки и перекачки нефти ОПЗ - обработка призабойной зоны

УфНИИ - Уфимский научно-исследовательский институт

ИТР - инженерно-технический работник

АСПК — асфальтено-смоло-парафиновые компоненты

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности комбинированного солянокислотного воздействия при разработке обводненных карбонатных коллекторов"

В настоящее, время большинство крупных месторождений Волго-Уральской провинции находятся на поздней стадии разработки. Остаточные извлекаемые запасы терригенных коллекторов! являются высокообводненными и в значительной; степени выработанными.

Основные отборы нефти при разработке нефтяных месторождений Башкортостана с начала велись из мощных залежей терригенного девона. Позже в разработку были вовлечены; залежи, составляющие отдельный объект разработки? — терригенную толщу нижнего карбона (TTTIK). Эксплуатация терригенных объектов прошла: все основные периоды разработки: и; в. настоящее время они. находятся? на; завершающей; стадии. В последние годы, прослеживается устойчивая тенденция увеличения доли; добычи нефти из карбонатных коллекторов. Эта особенность разработки; наиболее характерна для, месторождений, западной части Башкортостана; разрабатываемых Октябрьским управлением добычи нефти и газа.(УДНГ), в котором добыча нефти из карбонатных пластов уже превышает добычу из истощающихся, терригенных пластов. В связи с уменьшением добычи нефти . из терригенных пластов, для поддержания', добычи нефти: на требуемом уровне увеличивается роль залежей нефти в карбонатных коллекторах.

Низкая выработка запасов нефти из карбонатных коллекторов объясняется; прежде всего, сложным, геологическим строением объектов разработки. В связи с этим залежи нефти в карбонатных, коллекторах . характеризуются: большой зональной, и слоистой; неоднородностью; расчлененностью и сложной структурой порового пространства, в разной степени развита трещиноватость и кавернозность. Карбонатные пласты сложены в основном; низкопроницаемыми, малопродуктивными1 известняками,, кристаллическими; или органогенными: Продуктивная часть коллекторов содержит нефть повышенной^ вязкости. Остаточные запасы-нефти относятся к трудноизвлекаемым и приурочены к низкопроницаемым карбонатным коллекторам, а фонд скважин.является малодебитным.

Основным методом интенсификации притока нефти из карбонатных пластов месторождений западного Башкортостана является применение различного вида солянокислотных обработок скважин. Опыт их проведения показал, что с увеличением обводнения добываемой продукции более 20 — 50% эффективность обработок скважин резко снижается и их проведение становится нерентабельным.

Большой вклад в изучение продуктивных карбонатных коллекторов Урало-Поволжья, анализ их разработки и развитие технологий проведения-солянокислотных обработок внесли работы: Ф.С. Абдуллина, И.И. Абызбаева, В.А. Амияна, В.Е. Андреева, Ю.В. Антипина, B.C. Асмоловского, К.Б. Аширова, К.С. Баймухаметова, Г.А. Бабаляна, А.С. Бахтиярова, В.А. Блажевича, А.Я. Виссарионовой, Г.Х. Габбасова, М.Н.1 Галлямова, И.М: Галлямова, Ш.А. Гафарова, И.В. Генералова, В.Р: Еникеева, М.М. Ивановой, М.М: Кабирова, В.А. Илюкова, Ю.А. Котенева, В.И. Князева, Б.Г. Логинова, Б.А. Лозина, Н.А. Лыкова, Н.Р. Махмутова, В.Ф., Мерзлякова, В!Ш. 'Мухаметшина, И.В'. Пастухова, М.Н: Персиянцева, И.Г. Пермякова, Х.Ш. Сабирова, М.Л. Сургучева, Е.М. Смехова, В.В. Смыкова, М.А. Токарева, P.M. Тухтеева, В.Г. Уметбаева, Н.Ш. Хайрединова, Д.Ф: Шамова, Ш:Н. Шимановского, П.М. Южанинова и других исследователей и промысловых работников. В большинстве работ проведено изучение геологического строения и дано решение задач разработки дляJ условий карбонатных коллекторов месторождений Волго-Уральской провинции.

Обводнение скважин обычно связано с созданием системы заводнения продуктивных коллекторов. Карбонатные коллектора крайне неоднородны по пористости и проницаемости. В таких условиях большинство скважин быстро обводняется. Этот процесс еще больше усугубляется из-за трещиноватости пласта. При этом вода прорывается к скважинам по высокопроницаемым каналам и трещинам, а нефть из пористых элементов пласта (матриц) не вытесняется. Для добычи нефти в подобных условиях следует использовать такие комбинированные способы обработки скважин, проводимые за один ремонт, которые позволяют одновременно перекрыть водопроводящие каналы, повысить проницаемость матриц, а в итоге уменьшить приток воды и увеличить добычу нефти. Однако эффективность солянокислотных обработок в. высоокобводненных. скважинах зависит от множества геолого-физических и технологических факторов проведения комбинированных обработок.

Большинство . месторождений нефти в карбонатных пластах месторождений Башкортостана разрабатываются либо на естественном режиме ее снижением пластового давления ниже давления насыщения, либо с незначительной закачкой в пласт холодной воды. Это приводит к изменению термобарических условий в ПЗИ, из-за чего карбонатные пласты зачастую являются гидрофобизированными, а образующиеся при "этом гидрофобные слои препятствуют солянокислотному воздействию на карбонатную породу. Состояние поверхности твердой фазы коллектора играет важную роль при выборе воздействия на карбонатныйшласт.

Поверхностные явления на контакте породы: с нефтью различного состава изучались: К.Б. Ашировым, Ш.А. Гафаровым, В.В. Девликамовым, Ю.В. Зейгманом, М.М. Кабировым, И.Л. Мархасиным, А.Х. Мирзаджанзаде, М.К. Рогачевым, З.А. Хабибуллиным, Н.Ш. Хайрединовым и другими исследователями.

В связи с возрастающей , обводненностью скважин;' и ухудшающейся, структурой запасов нефти в карбонатных коллекторах возрастает- роль эффективного применения методов; интенсификации притока нефти к скважинам с учетом текущего состояния разработки карбонатных пластов.

А. повышение эффективности разработки нефтяных , залежей в карбонатных коллекторах с высокой обводненностью имеет важное значение для нефтедобывающей промышленности. Цель, работы; Совершенствование составов, свойств применяемых реагентов и технологии проведения комбинированного солянокислотного воздействия, а также разработка новых реагентов и технологий для повышения эффективности воздействия на обводненные карбонатные коллекторы.

Задачи исследования

1 Изучение текущего состояния разработки основных эксплуатационных объектов месторождений западного Башкортостана. Проведение систематизации и обобщение литолого-коллекторских свойств пород карбонатного комплекса, состава, свойств цемента и видов пористости, на примере месторождений Октябрьского УДНГ. Выявление эффективных способов разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах.

2 Изучение результатов и анализ эффективности ГКО скважин на месторождениях западного Башкортостана. Проведение многофакторного регрессионного анализа эффективности ГКО скважин по объектам разработки в зависимости от геолого-физических и технологических параметров проведения обработок.

3 Совершенствование технологии процесса закачки гелеобразующих реагентов в зависимости от приемистости скважины и разработкам^ методики подбора оптимального соотношения количества гелеобразующих компонентов.

4 Разработка новых и совершенствование применяемых составов технологических жидкостей (гелеобразующих полимерных растворов, кислотных составов, коагулянтов, буферных и продавочных вод) с улучшенными свойствами для проведения комбинированных кислотных обработок скважин.

5 Разработка технологии и испытание гивпано-термокислотного воздействия на высокообводненные гидрофобизированные карбонатные коллекторы для условий месторождений западного Башкортостана.

Методика исследований

Поставленные в работе задачи решались путем, проведения^ анализа промысловых данных- о результатах различного вида солянокислотных обработок, обобщением материалов' лабораторных и промысловых исследований: Обработка результатов исследований велась на персональных ЭВМ'' с использованием современного пакета программ «Статистика-6», позволяющих выполнять статистические многофакторные расчеты.

Научная новизна

Г Разработана классификация пород карбонатного ВДТНК для-месторождений западного Башкортостана по. литолого-коллекторской характеристике1 пласта, составу и- свойствам цемента, виду пористости с учетом выбора'технологии солянокислотного воздействия на? карбонатные пласты.

2 Установлен характер влияния геолого-физических (толщина пласта, обводненность продукции скважин, пластовое удавление) и. технологических (давление закачки, объемы технологических растворов, дебит скважины) параметров на эффективность ГКО скважин:

3 Выявлено, что-добавка ацеталей-(4,4-диметил-1,3-диоксан)в; состав полимера снижает скорость его коагуляции; что- обеспечивает объемное взаимодействие полимера и-коагулянта приводящее к увеличению объема и плотности-образующегося осадка. Добавка 4,4-диметил-1,3-диоксана в состав солянокислотного* раствора позволяет снизить, поверхностное натяжение на границе нефть- — кислотам и повысить, активность солянокислотного воздействия на гидрофобизированные карбонатные коллекторы.

4 Установлена новая зависимость дополнительнотдобычи нефти* после РКО от соотношения давления^ насыщения нефти газом и забойного давления для условий Копей-Кубовского месторождения.

Практическая ценность

1 Разработана технология и временная инструкция «Технология гивпано-термокислотной обработки скважин для интенсификации- притока нефти из карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью». Технология гивпано-термокислотных обработок испытана в промысловых условиях на 20 скважинах месторождений Октябрьского УДНГ филиала ОАО' «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа». Средняя дополнительная добыча нефти на одну обработку составила 222 т; среднее снижение попутно добываемой воды — 567 т; средняя продолжительность эффекта - 8,5 месяцев. По всем обработанным скважинам происходило увеличение дебита по нефти в (среднем в 3,3 раза) и снижение обводненности (в среднем в 1,5 раза).

2 Разработана методика определения параметров проведения ГКО которая используется при чтении лекций, проведении лабораторных и, практических занятий по дисциплинам «Физика нефтяного и газового пласта», «Скважинная добыча нефти», «Технология и техника* методов повышения нефтеотдачи пластов», а также- курсовом и дипломном проектировании со студентами горно-нефтяного факультета по, специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых ООО «Башгеопроект» (2007 г.), Уфимского государственного нефтяного технического университета (2005, 2006, 2007, 2008, 2009 гг.)« и на технических советах Октябрьского УДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа» (2008, 2009 гг.).

Публикации

Содержание работы опубликовано в 11 научных трудах, в том числе 3 статьи опубликованы в ведущих рецензируемых журналах в соответствии с перечнем ВАК Минобрнауки РФ.

Объем и структура диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и выводов, содержит 154 страницы машинописного текста, 41 рисунок, 29 таблиц, 1 приложение. Список использованных источников состоит из 118 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Лысенков, Алексей Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 К настоящему времени на месторождениях западного Башкортостана постоянно увеличивается доля добычи нефти из пластов карбонатного нефтеносного комплекса,. одновременно- происходит существенное падение доли добычи из терригенных пластов. На 01.01.2009 в Октябрьском УДНГ доля нефти, добываемая из карбонатных пластов верхнедевонско-турнейского нефтеносного комплекса, составила 61%, что превысило долю добываемой нефти из ТДНК (20%) и ТТНК (19%). Значительные остаточные запасы нефти месторождений западного Башкортостана: приурочены к залежам карбонатного верхнедевонско-турнейского нефтеносного комплекса., Выработка карбонатных продуктивных горизонтов от извлекаемых запасов в среднем составила 56,3%, от геологических запасов отобрано в среднем 14%. На основе обобщения^ разработана классификация: литолого-коллекторских свойств пород по карбонатному нефтеносному комплексу месторождений-Октябрьского УДНГ. Анализ разработки карбонатных пластов месторождений Башкортостана позволил установить, что по настоящее время основным методом интенсификации притока нефти остаются различного вида солянокислотные обработки. Однако в связи с осложняющимися* условиями разработки залежей нефти в карбонатных пластах (рост обводненности) необходимо проведение двухстадийных обработок — осуществление водоизоляционных работ с последующим солянокислотным: воздействием. Наиболее эффективными оказались ГКО скважин.

2 Изучение основных показателей эксплуатации скважин до и после; ГКО, проводимых в Октябрьском УДНГ, позволило установить их эффективность. В" результате выполненного статистического анализа результатов 257 успешных ГКО, проведенных в Октябрьском УДНГ за 1989 — 2007 гг. были получены зависимости позволяющие оценивать эффективность ГКО скважин по дебиту и обводненности скважин до и после ГКО скважин с достоверностью аппроксимации 71 — 79%. За все время проведения ГКО 22 обработки (7,9%) оказались мола эффективными. Использование полученных зависимостей при проведении ГКО для подобных геолого-промысловых условий позволит прогнозировать результаты планируемых обработок- скважин с достаточно высокой: точностью.

3 Проведен многофакторный регрессионный анализ результатов ГКО скважин Копей-Кубовского месторождения; Получены математические: модели и построены частные зависимости, позволяющие наиболее полно? выявлять влияние геолого-физических и технологических параметров проведения ГКО на эффективность обработок скважин. В качестве независимых переменных использовались 14! геолого-технологических параметров/ проведения ГКО; в качестве функций отклика - 6 основных критериев эффективности ГКО скважин. Проведена интерпретация результатов многофакторного регрессионного анализа; выявлены основные группы факторов, наиболее влияющих на результаты эффективности ГКО.

4 Предложено совершенствование технологии закачки гелеобразующих реагентов5 в зависимости от приемистости скважины. Рекомендованы расчеты: определения объемов и концентраций .реагентов для : образования качественной; гелевой системы и создания кислотного состава-повышенной активности. После обобщения результатов проведения ГКО разработана методика, подбора оптимального соотношения количества гелеобразующих компонентов (гивпана и хлористого кальция).

5 В результате проведенных лабораторных исследований предложено применение ацеталей типа 4,4-диметил-1,3-диоксан, в качестве добавки 0,1- 0,5% в состав ' полимера для придания ему пластичных свойств и увеличения доли образующегося осадка после коагуляции в среднем на 8%, что, позволит достичь качественное перекрытие водопроводящих каналов. Для расширения границ применимости полимера «гивпан», снижения температуры кристаллизации до температуры -25 °0, предложено в состав гивпана добавлять 10% хлористого натрия. Добавление в состав соляной кислоты 0,1 — 0,5% ДМД позволяет снизить поверхностное натяжение на границе нефть - раствор соляной кислоты в среднем на 60%, что обеспечит проникновение кислоты к поверхности породы. Применение вышерассмотреиных реагентов в качестве добавок в составы гивпана и соляной кислоты может существенно повысить общую эффективность гивпанокислотиого воздействия.

6 Предложена последовательность расчетов технологических параметров закачки реагентов и проведения технологии ГТКО скважин. Разработана временная инструкция «Технология гивпано-термокислотной обработки скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов с высокой обводненностью». По разработанной технологии ГТКО проведено 20 обработок высокообводненных гидрофобизированных карбонатных коллекторов па месторождениях Октябрьского УДНГ филиала ОАО «АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфа» и получены результаты, подтвержденные справкой о внедрении: средняя дополнительная добыча нефти от обработок составила 222 т./обр.; среднее снижение попутно добываемой воды — 567 т./обр.; средняя продолжительность эффекта — 8,5 месяцев. По всем обработанным скважинам происходило увеличение дебита по нефти в среднем в 3,3 раза, снижение обводненности в среднем в 1,5 раза.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Лысенков, Алексей Владимирович, Уфа

1. Абдуллин Ф.С. Повышение производительности скважин/ Ф.С. Абдуллин. М.: Недра, 1975. - 264 с.

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

3. Амиян В.А. Применение пенных систем в нефтегазодобыче/ В.А. Амиян, А.В. Амиян, Л.В. Казакевич, Е.Н. Бекиш. М.: Недра, 1987. - 229 с.

4. Антипин Ю.В. Влияние обработок призабойных зон скважин на показатели разработки карбонатных коллекторов /Ю.В. Антипин, P.M. Тухтеев, А.А. Карпов //Интервал. 2003. - №8. - С. 39-42.

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

6. Баймухаметов К.С. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / К.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 424 с.

7. Барштейн Р.С. Пластификаторы для полимеров/ Р.С. Барштейн, В.И. Кириллович, Ю.Е. Носовский. М.: Химия, 1982. - 200 с.

8. Башкатов Т.В. Технология синтетических каучуков/ Т.В. Башкатов, Я.Л. Жигалин. Л.: Химия, 1987. - 360 с.

9. Берлин А.В. Изучение особенностей фильтрации нефти турнейского яруса в образцах карбонатных пород/ А.В. Берлин, В.Г. Миронычев, В.Г. Васильев, М.А. Романчев //Интервал. 2001. - №10. - С. 28-35.

10. Вердеревский Ю.Л. Увеличение продуктивности скважин в карбонатных коллекторах составами на основе соляной кислоты/ Ю.Л. Вердеревский, Ю.Н. Арефьев, М.С. Чаганов, B.C. Асмоловский, Ф.Х. Сайфутдинов //Нефтяное хозяйство. 2000. - №1. - С. 39-40.

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

12. Галлямов И.М. К проблеме применяемости полимерных составов в условиях низких температур /И.М. Галлямов, Т.М. Вахитов, Е.А. Шафикова,

13. Г.И. Апкаримова, М.С. Судаков, И.Ф. Самигуллин, Р.И. Галлямов. //Новое в геологии и разработке нефтяных месторождений Башкортостана /Сб.науч.тр. -Уфа: Изд-во Башгепроект. 2008. - Вып 120. — С. 221 — 225.

14. Гафаров Ш.А. Особенности фильтрации неньютоновских нефтей в карбонатных пористых средах /Ш.А. Гафаров, Г.А. Шамаев, Е.Н. Сафонов //Нефтяное хозяйство. 2005. - №11. — С. 52-54.

15. ГОСТ 17.1.3.12-86. Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше.

16. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1974. - 704 с.

17. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта/ Учебник для вузов. Переиздано от 1982 г// Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. - 311 с.

18. Глазова В.М. Совершенствованиеj методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок/ В.М. Глазова, Г.И. Трахтман./ Научно-технический обзор ВННИОЭНГ// Сер. нефтепромысловое дело. М.: ВННИОЭНГ, 1985. - 60 с.

19. Глущенко В.Н. Повышение эффективности методов интенсификации добычи нефти с использованием химических реагентов/ В.Н. Глущенко, В.А. Санников, Г.А. Макеев //Интервал. 2003. - №6-7. - С. 18-20.

20. Гмурман В.Е. Руководство к решению задач по теории вероятностей и математической статистике/ В.Е. Гмурман. М.: Высшая школа. - 2004. — 390 с.

21. Григорищенко Г.И. Применение полимеров в добыче нефти/ Г.И. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кудинов. М.: Недра, 1978. -213 с.

22. Денк С.О. Глубокое расклинивание микротрещин в карбонатном коллекторе смешанного типа/ С.О. Денк //Нефтяное хозяйство. — 1994. -№5. -С. 32-34.

23. Денк С.О. Межблоковые пустоты — резервуар и проводник пластовых флюидов в карбонатных коллекторах/ С.О. Денк //Нефтяное хозяйство. 1997. -№2. - С. 22-24.

24. Дияшев Р.Н. Новые системы разработки карбонатных коллекторов/ Р.Н. Дияшев, И.М. Бакиров, А.Н. Чекалин //Нефтяное хозяйство. 1994. -№1. -С. 37-40.

25. Доломатов М.Ю. Асфальтосмолистые олигомеры. Применение и физико-химические свойства/ М:Д. Доломитов, С.В. Пестриков, Э.А. Юсупов, С.А. Александрова. -М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1992.-223 с.

26. Ефимова М.Р. Общая теория статистики: Учебник. 2-е изд., испр. и доп./ М.Р. Ефимова, Е.В. Петрова, В.Н. Румянцев. - М.: ИНФРА-М, 2006. - 416. с.

27. Зайнуллин Н.Г. Интенсификация разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами путем оптимизации забойных давлений/ Н.Г. Зайнуллин, И.Х. Зиннатов, Р.Г. Фархуллин, Е.Ю. Мочалов, О.П. Мигович, Л.И. Зайцева //Нефтяное хозяйство. 1992. -№1. - С. 29-33.

28. Зейгман Ю.В. Справочник нефтяника. 2-е изд., доп. и перераб./ Ю.В. Зейгман, Г.А. Шамаев. Уфа: Тау, 2005. - 272 с.

29. Зияд Н.М. Совершенстование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок: дис. . канд. техн. наук./ Н.М. Зияд. Уфа: 2001. - 122 с.

30. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагёнтов для интенсификации добычи нефти: Справочник/ Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов. — М.: Недра, 1991. — 384 с.

31. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам: Учеб. пособие/ С.И. Иванов. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2006. - 565 с.

32. Исмагилов' Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник./ Г.З. Исмагилов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов. М.: Недра, 1991. - 384 с.

33. Каплан JI.C. Развитие техники и технологий на Туймазинском нефтяном месторождении/ Л.С. Каплан, А.В. Семенов, Н.Ф. Разгоняев. — Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998. 416 с.

34. Карпов А.А. Повышение эффективности кислотных обработок высокообводненных скважин в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах: дисс. . канд. техн. наук./ А.А. Карпов. Уфа: УГНТУ, 2005. - 134 с.

35. Качмар Ю.Д. Обработка скважин газированной кислотой/ Ю.Д. Качмар //Нефтяное хозяйство. — 1988. №2. — С. 52-55.

36. Качмар Ю.Д. Проектирование кислотной обработки поровых слабокарбонатных коллекторов/ Ю.Д. Качмар //Нефтяное хозяйство. 1981. -№1. - С. 33-35.

37. Колганов В.И. Влияние трещиноватости карбонатных коллекторов на показатели их разработки при заводнении/ В.Н. Колганов //Нефтяное хозяйство. -2003. -№11.-С. 51-54.

38. Колганов В.И. Проявление относительных фазовых проницаемостей при заводнении трещиновато-поровых карбонатных коллекторов/В .И. Колганов //Нефтяное хозяйство. 2003. - №1. - С. 41-43.

39. Котенев Ю.А. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений южного региона Башкортостана /Ю.А. Котенев, Ю.Н. Ягафаров, В.П. Давыдов, В.Е. Андреев. СПб.: ООО Недра, 2004. - 287 с.

40. Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин: Пер. с румынск./ М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. М.: Недра, 1985. -184 с.

41. Кудинов В.И. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов/ В.И. Кудинов, Б.М. Сучков. Самара: Кн. изд-во Книга, 1996. -440 с.

42. Кудинов В.И. Повышение эффективности кислотных обработок призабойной зоны пласта, осложненного отложениями парафина/ В.И.

43. Кудинов, Б.М. Сучков, Ф.А. Каменщиков, Е.И. Богомольный //Нефтяное хозяйство. 1994. - №1. - С. 46-51.

44. Лисовский Н.Н. Перспективы нефтеносности Серафимовско-Балтаевского вала/ Н.Н. Лисовский, B.C. Афанасьев, А.Д. Надежкин, B.C. Голубев, А.Г. Захаров //Геология нефти и газа. 1977. - №8,9,10. - С. 27-30.

45. Логинов Б.Г. Руководство по кислотным обработкам скважин/ Б.Г. Логинов, Л.Г. Малышев, Ш.С. Гарифуллин. М.: Недра, 1966. - 219 с.

46. Лысенков А.В. Интенсификация притока нефти из гидрофобизированных карбонатных коллекторов с высокой обводненностью //А.В. Лысенков, Ю.В. Антипин, Ю.Н. Стеничкин //Нефтяное хозяйство. — 2009. -№6.-С. 36-39 .

47. Майдебор В.Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами/ В.Н. Майдебор. — М.: Недра, 1971. 232 с.

48. Макеев Г.А. Эффективность и границы применимости солянокислотных обработок/ Г.А. Макеев, В.А. Санников, Г.М. Москалева //Нефтяное хозяйство. 1986. - №7. - С. 41-44.

49. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта/ И.Л. Мархасин. М.: Недра, 1977. - 214 с.

50. Махмутов Н.Р. Совершенствование технологии пенообработки скважин/ Н.Р. Махмутов, А.Ш. Сыртланов, A.M. Ершов, А.Н. Вельбой //Нефтяное хозяйство. 1982. - №2. - С. 45-47.

51. Мерзляков В.Ф. Разработка залежей нефти в карбонатных коллекторах Знаменского месторождения. /В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков, A.M. Попов// Нефтяное хозяйство. 2003. - №3. - С. 51-53.

52. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов/ И.Т. Мищенко. М.: Нефть и газ, 2003. - 816 с.

53. Мищенко И.Т. Установление режима эксплуатации добывающей скважины при забойном давлении ниже давления насыщения /И.Т. Мищенко, Р.Ф. Сагдиев //Нефтяное хозяйство. 2003. - №4. - С.104-106.

54. Мищенков И.С. Влияние скорости движения кислоты на скорость растворения карбонатной породы/ И.С. Мищенков, С.А. Трошков //Нефтяное хозяйство. 1986. - №5. - С. 48-49.

55. Мищенков И.С. О времени нейтрализации соляной кислоты при солянокислотной ванне/ И.С. Мищенков //Нефть и газ. 1986. - №3. - С. 39-41.

56. Мищенков И.С. Об особенностях воздействия солянокислотной пеной на карбонатную породу/ И.С. Мищенков //Нефтяное хозяйство. 1994. -№1. — С. 63-64.

57. Муслимов Р.Х. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленной зон карбонатных пластов/ Р.Х. Муслимов, Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров //Нефтяное хозяйство. 1995. - №3. - С. 47-50.

58. Мухаметшин В.В. Обобщение опыта проведения солянокислотных обработок с целью повышения эффективности контроля и регулирования процесса воздействия в условиях залежей высоковязкой нефти турнейского яруса/ В.В. Мухаметшин. Уфа: УГНТУ, 2005. - 114 с.

59. Нюняйкин В.Н. Справочник нефтяника/ В.Н. Нюняйкин, Ф.Ф. Галеев, Ю.В. Зейгман, Г.А. Шамаев. Уфа: Тау, 2001. - 264 с.

60. 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.

61. Пат. №1804732 Российская Федерация, МКИ Е21 В 43/22. Способ обработки карбонатных трещиновато-пористых коллекторов с высокойобводненностью /В.М. Черненков, В.В. Семенов, P.M. Тухтеев и др. (Россия). -Опубл. 23.03.93., Бюл. №11.

62. Пат. №2171371 Российская Федерация, МКИ Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки трещиновато-пористых коллекторов с высокой обводненностью /И.М. Назмиев, И.М. Галлямов, Ф.Д. Шайдуллин и др. (Россия). Опубл. 14.05.03., Бюл. №21.

63. Пат. 2270914 Российская Федерация, МПК Е21 В43/27. Способ обработки обводненных карбонатных трещиновато-пористых гидрофобизированных коллекторов /P.M. Тухтеев, Ю.В. Антипин, Р.А. Ибраев и др. Открытия. Изобретения, 12.05.06., Бюл. №22.

64. ПБ 07-601-03 Правила охраны недр.

65. ПБ 08-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

66. Петров Н.А. Катионоактивные ПАВ — эффективные ингибиторы в технологических процессах нефтегазовой промышленности/ Н.А. Петров, Б.С. Измухамбетов, Ф.А. Агзамов, Н.А. Ногаев. //Под ред. Ф.А. Агзамова — СПб.: Недра, 2004. 408 с.

67. Попов A.M. Промысловое обоснование выбора скважин и технологических параметров при проведении солянокислотных обработок/ A.M. Попов, В.Ш. Мухаметшин, A.M. Гончаров //Нефтяное хозяйство. 1991. - №6. - С.32-33.

68. Попов И.П. Исследование эффективности испытаний объектов в коллекторах порово-трещинного типа/ И.П. Попов //Нефтяное хозяйство. -1993.-№11.-С. 39-42.

69. Рахманкулов Д.Л. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти/ Д.Л. Рахманкулов, С.С. Злотский, В.И. Мархасин, О.В. Пешкин, В.Я. Щекотурова, Б.Н. Мастобаев. М.: Химия, 1987. - 144 с.

70. Рахманкулов Д.Л. Химия и технология 1,3-диоксациклоалканов. «Технология органических веществ»/ Д.Л. Рахманкулов, Р.А. Караханов, С.С.

71. Злотский, Е.А. Кантор, У.Б. Имашев, A.M. Сыркин. Уфа: УГНТУ, 1975. - 288 с.

72. РД 153-39-023-97 Правила ведения ремонтных работ в скважинах.

73. Рогачев М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти/ М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев. — М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2006. 295 с.

74. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин/ В.А. Сидоровский. — М.: Недра, 1978. — 256 с.

75. Смирнов В.Б. Петрографическое исследование карбонатных пород в связи с их продуктивностью/ В.Б. Смирнов, М.А. Токарев, A.M. Вагизов, А.С. Чинаров. //Интервал. 2003. - №8. - С. 82-85.

76. Смыков В.В. Повышение эффективности добычи и подготовки нефти из карбонатных коллекторов (на примере месторождений НГДУ «Ямашнефть»): Автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17. Уфа: БашНИПИнефть, 2001. - 24 с.

77. СТО 00135645-205-2007 «Технологии селективной изоляции обводненных интервалов пласта и выравнивания профиля приемистости на основе латекса СКМС-30 АРК для месторождений ОАО «АНК «Башнефть».

78. СТО 00135645-224-2008 «Технология полимер-кислотного воздействия на призабойную зону карбонатного пласта».

79. СТП 03-09-2004 Технология гипано-кислотной обработки карбонатных коллекторов с высокой обводненностью.

80. СТП 16-15283860-002-2004 «Технология гивпано-кислотного воздействия на призабойную зону карбонатного пласта»

81. Стрижов И.Н. Влияние методов интенсификации притока на динамику добычи нефти/ И.Н. Стрижов, С.Е. Кочкин, Т.Р. Ибатуллин. //Нефтяное хозяйство. 2003. - №9. - С. 65-67.

82. Сургучев JI.M. Системный подход к выбору и оценке эффективности и экологичности применения методов воздействия на призабойную зону скважин/ JI.M. Сургучев, А.Г. Молчанова. //Нефтяное хозяйство. 1990. - №9. -С. 42-45.

83. Сургучев M.JI. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов/ M.JI. Сургучев, В.И. Колганов, А.В. Гавура. -М.: Недра, 1987. 230 с.

84. Телин А.Г. Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах /А.Г. Телин, Т.А. Исмагилов, Н.З. Ахметов, В.В. Смыков //Нефтяное хозяйство. — 200Г. №8. — С.69-74.

85. Тосунов Э.М. Новый метод глубокой обработки карбонатных пластов /Э.М. Тосунов, В.М. Стадников, В.Г. Бабуков и др. //Нефтяное хозяйство. -1989. №4.-С. 34-38.

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

87. Тухтеев P.M. Область эффективного применения кислотных обработок обводненных скважин на месторождениях западного Башкортостана/ P.M. Тухтеев, Ю.В. Антипин, А.А. Карпов //Нефтепромысловое дело. — 2001. -№1. С. 28-31.

88. Тухтеев P.M. Разработка технологии гипано-кислотных обработок скважин для интенсификации притока нефти из карбонатных коллекторов: дисс. канд. техн. наук. — Уфа: БашНИПИнефть. — 2000. — 134 с.

89. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы/ В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков. — Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. 424 с.

90. Уточненная технологическая схема разработки Югомаш-Максимовского нефтяного месторождения, том 1. Уфа: БашНИПИнефть 1988.-с. 18-54.

91. Хайрединов Н.Ш. Граничные слои в карбонатных коллекторах/ Н.Ш. Хайретдинов, Е.А. Кукушкина, А.Г. Нугайбеков, А.В. Сиднев, Ю.И. Михайлюк //Нефть и газ. 2001. - №2. - С. 36-38.

92. Хатмуллин Ф.Х. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений Северо-Запада Башкортостана/ Ф.Х. Хатмуллин, И.М. Назмиев, В.Б. Андреев, Ю.А. Котенев, Л.Н. Загидуллин, Ш.Х. Султанов. — М.: ОАО ВННИОЭНГ. 1999. - 284 с.

93. 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. 43-46.

94. Хлебников В.Н. Влияние реагентов на взаимодействие кислот с нефтесмоченной карбонатной породой/ В.Н. Хлебников, Р.Х. Алмаев, Л.В. Базекина, И.Р. Рагулина //Интервал. 2001. - №7. - С. 20-23.

95. Хлебников В.Н. Исследование влияния химических реагентов на взаимодействие соляной кислоты с карбонатной породой/ В.Н. Хлебников //Интервал. 2003. - №2. - С. 4-8.

96. Шейх-Али Д.М. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений/ Д.М. Шейх-Али. — Уфа: БашНИПИнефть, 2001.-140 с.

97. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов/ В.И. Щуров. М.: Недра-Бизнесцентр, 2005. - 510 с.

98. Petroleum production systems /Michael J. Economides, A. Daniel Hill, Christine Ehlig-Economides p. 611 cm. 1994118 da Motta, E.P. "Matrix Acidizing of Horizontal Wells," Ph. D. dissertation, university of Texas at Austin, 1993