Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности регулирования заводнения неоднородных пластов с использованием модифицированной гелеобразующей композиции

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности регулирования заводнения неоднородных пластов с использованием модифицированной гелеобразующей композиции"

На правах рукописи

САЛЕХ САЛЕМ КАДРИ МОХАМЕД

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОДИФИЦИРОВАННОЙ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕЙ КОМПОЗИЦИИ

Специальность 25.00.17 - „Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2008

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

Научный руководитель

Официальные оппоненты

доктор технических наук, Гафаров Шамиль Анатольевич доктор технических наук, Хафизов Айрат Римович, кандидат технических наук, Галлямов Ирек Мунирович

Ведущая организация

Центр химической механики нефти АН Республики Башкортостан

Защита состоится «15» мая 2008 года в 16 30 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" 15 " апреля 2008 года

Ученый секретарь совета

Ямалиев В У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы Одной из важных проблем развития нефтяной промышленности является повышение уровня нефтеизвлечения на разрабатываемых месторождениях Особенностью настоящего времени является то, что основные месторождения России вступили в стадию падающей добычи нефти и интенсивного обводнения добываемой продукции при сравнительно высоких остаточных запасах нефти.

При разработке подобных нефтяных месторождений с использованием искусственного поддержания пластового давления добываются вместе с нефтью значительные объемы попутной воды, что ведет к удорожанию процесса извлечения нефти на поверхность

Анализ научно-технической литературы показал, что при высокой степени обводненности добываемой продукции ограничение движения вод в высокопроницаемых промытых прослоях неоднородного пласта является одной из актуальных задач, направленных на повышение эффективности заводнения, а вместе с ним увеличения конечной нефтеотдачи пласта

В настоящее время для ограничения водопритоков используется огромное количество разнообразных технологий. Весьма перспективными считаются технологии на основе гелеобразующих реагентов

Основными недостатками большинства гелеобразующих составов являются их низкая проникающая способность, невысокая устойчивость в пластовых условиях, а следовательно, водоизолирующая способность, токсичность, высокая стоимость и т д В связи с этим возникает необходимость в разработке новых и в совершенствовании существующих гелеобразующих композиций, обладающих высокой проникающей способностью и создающих более прочный непроницаемый изоляционный экран.

Цель работы: повышение нефтеотдачи послойно-неоднородных пластов на основе регулирования процесса заводнения с использованием модифицированного гелеобразующего состава х,

Основные задачи исследований

1 Изучение кинетики гелеобразования разработанной композиции в зависимости от концентрации исходных компонентов, минерализации воды, температуры и содержания катионактивных поверхностно активных веществ (КЛАВ) Исследование изолирующей способности упрочняющего гелеобразующего состава

2 Экспериментальные исследования эффективности процессов вытеснения остаточной нефти из моделей послойно-неоднородных пластов с применением модифицированного гелеобразующего состава

3 Разработка нормативной документации и предложений по внедрению разработанной композиции

Методы исследований

Поставленные задачи решались с использованием современных стандартных физических и физико-химических лабораторных методов исследований, а также с применением аналитических и статистических методов исследования с привлечением современных программных продуктов Научная новизна

Установлены закономерности изменения физических свойств модифицированной гелеобразующей композиции в зависимости от состава, температуры, водородного показателя пластовых вод, содержания катионактивного ПАВ - катамина АБ

Получены аналитические уравнения, показывающие зависимость времени гелеобразования, прочности на разрыв от концентрации входящих в состав модифицированной гелеобразующей композиции (МГОК) ингредиентов

Установлены геолого-физические характеристики продуктивных пластов - тип коллектора, характер неоднородности, соотношение проницаемостей в различных слоях коллектора, температура пласта, вязкость

нефти для эффективного использования модифицированной гелеобразующей композиции.

Практическая ценность

1 Разработан состав гелеобразующей композиции на основе цеолита, соляной кислоты и катионактивного ПАВ (катамин АБ), позволяющий регулировать свойства и прочность гелеобразующего состава

2 Результаты диссертационной работы используются при выполнении курсовых и дипломных проектов, а также при чтении лекций в УГНТУ

- студентам специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» по дисциплине «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи»,

слушателям института дополнительного профессионального образования по программе «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на 56, 58-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых, УГНТУ, Уфа (2005 и 2007 гг) Публикации Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 7 печатных работах В том числе получен патент «Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений» (1Ш 2285792 С1). Структура и объем работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов, изложена на 129 страницах машинописного текста, включает 23 рисунка, 19 таблиц и список литературы из 145 наименований.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советам и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук, Ш А Гафарова, которому глубоко благодарен. Автор считает своим долгом выразить благодарность доктору технических наук, профессору Л.Е. Ленченковой, кандидату технических наук, доценту кафедры геологии нефти и газа УГНТУ Максимовой ТН., инженеру ГШ 111 Кононовой ТЛ,

оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией. Автор благодарен заведующему кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УГНГУ профессору Зейгману Ю В. и сотрудникам кафедры за ценные советы и замечания при работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обосновывается актуальность проблемы, поставлены цели и задачи исследований, описываются научная новизна и практическая значимость представленной работы.

В первой главе рассматриваются основные причины обводнения скважин при разработке нефтяных месторождений заводнением, проанализированы существующие методы регулирования процесса заводнения и увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки и изучены физико-химические факторы (величина рН, плотность электролита, содержание ПАВ), влияющие на процессы гелеобразования в растворах кремниевых кислот

В последние годы разработан ряд методов, обеспечивающих повышение эффективности использования закачиваемой воды и ограничения объемов попутно - добываемой воды Сюда можно отнести труды ВЕ Андреева, Л А Алтуниной, В А Блажевича, ЮВ Баранова, А Ш Газизова, А А Газизова, Ш А Гафарова. Р Р Танеева, Р.Н Дияшева, М А Токарева, Ю А Забродина, Л Е Ленченковой, Р.Ш Рахимкулова, А Б Су.чейманова, И А Сидорова, В Г Уметбаева, М.И. Галлямова, ИГ Юсупова, О Г Гафурова, ГЗ Ибрагимова, РС Хисамова, Э М Юлбарисова и ряда других исследователей

В общем случае причины обводнения продукции скважин подразделяются на две большие группы геолого-физические и технологические Анализ показывает, что основными причинами ухудшения фильтрационных свойств являются геологическая неоднородность по

проницаемости (анизотропия) и низкое качество разобщения пластов, которые приводят не только к снижению производительности добывающей скважины по нефти, но и отражаются на конечной нефтеотдаче пластов из-за возможного оттока нефти из призабойной зоны пласта

Среди многообразия методов ограничения притока воды к добывающим скважинам весьма перспективными является использование различных технологий на основе гелеобразующих реагентов Классификация химпродуктов, применяемых для ограничения водопритоков по функциональному назначению и механизму физико-химических превращений показывает, что для этой цели применятся множество химических реагентов и их композиций, обладающих различными физико-химическими свойствами

Основными недостатками большинства гелеобразующих составов являются их низкая проникающая способность, малая устойчивость и блокирующие свойства, большая чувствительность к окружающей температуре, токсичность, высокая стоимость и т д

Такчм образом, для обеспечения повышения эффективности регулирования заводнения неоднородных пластов необходима разработка более эффективных гелеобразующих составов, позволяющих качественно восстанавливать и регулировать процесс заводнения

Известно, что основная стадия в процессе образования геля кремниевой кислоты - столкновение двух кремнеземных частиц, обладающих достаточно низким зарядом на поверхности, и образование между ними силоксановой связи. Результаты анализа литературных источников и экспериментов показывают, что рН среды является существенным фактором, влияющий на скорость гелеобразования в системах, содержащих кремнезем В кислой области при рН = 2-3 скорость гелеобразования наименьшая В нейтральной и слабощелочной среде (рН=7-8) образуются очень устойчивые золи кремниевой кислоты

На процесс поликонденсации влияет присутствие различных неорганических солей (электролитов) Как правило, под действием электролитов наблюдается ускорение гелеобразования, так как катионы могут действовать как мостиковая связь между двумя частицами кремнезема

Введение ПАВ может приводить как к стабилизации коллоидной системы (стабилизации золя), так и ускорять коагуляцию ПАВ, приводящие к уменьшению устойчивости золей, хемосорбируются своими полярными группами на поверхности частиц в водной среде, гидрофобизуют эти частицы и тем самым понижают устойчивость систем Молекулы флокуляктов закрепляются сразу на двух частицах, образуя между ними мостик

Анализ литературных источников показывает, что присутствие катионактивных ПАВ в системе только в необходимом для флокуляции количестве делает поверхность коллоидных частиц кремнезема гидрофобной и приводит к коагуляции. Но когда вводится избыточное количество КЛАВ, происходит формирование второго слоя вследствие вандервальсового притяжения между углеводородными цепочками. Тогда ионизированные группы второго наружного слоя ориентируются по направлению к раствору и частицы аачинают разделяться и пептизировать с переменой знака заряда на поверхности Длинные углеводородные цепи или другие неполярные частицы органической молекулы КЛАВ стремятся удалиться из водной среды, в которой они находились Например, это выражается в стремлении таких молекул образовывать агрегаты (с углеводородными частями молекул, собранными в пучки) в растворе, известные под названием мицелл Такие агрегаты являются более устойчивыми, когда полярные концы закреплены адсорбцией на твердой поверхности Следовательно, молекулы стремятся выделиться из водной фазы на поверхность кремнезема, где они удерживаются

Анализируя вышеизложенное, можно сделать вывод, что, добавляя различные концентрации КЛАВ к золю кремнезема, мы сможем

регулировать стабильность и прочность золя, а следовательно, и время гелеобразования в таких системах Кроме того, можно предположить, что присутстзие КЛАВ в соляно-кислотных растворах цеолитсодержащего компонента, имеющего в своем составе двуокись кремния, также будет влиять на кинетику гелеобразования в них

Во второй главе обоснованы требования к свойствам гелеобразующих композиций, показан механизм образования геля, изложены результаты лабораторных исследований влияния физико-химических факторов на свойства разработанных гелеобразующих составов на основе цеолита, соляной кислоты и поверхностно-активного вещества КЛАВ (катамин АБ).

Гелеобразующие составы должны обладать хорошей проникающей способностью, высокой устойчивостью после гелеобразования, причем гелеобразующие составы для максимально глубокого проникновения должны иметь минимальную (близкую к воде) вязкость

Анализ данных литературы и проведенные экспериментальные исследования позволили сделать следующие заключения о механизме гелеобразования в системах „цеолит - соляная кислота - КЛАВ".

Цеолит содержит 28 % А12 03, 34,4 % ЗЮг, 17,6 % №0 , поэтому при растворении его в соляной кислоте происходит следующая реакция-2 (А1203-8102'Ка20) + 5НС1 +ЗН20 -+ЗА1 (0Н)3 + Н28Ю3 +2 №С1 + Иа^Юз + А1С13

Образующийся гидроксид алюминия нерастворим в воде и образует студенистую массу за счет образования мицелл-{т [А1(0Н)3] п А13+ 3 (п - х) СГ} 3 х СГ, где т - количество молекул в ядре, п - потенциалобразующие ионы А13+, которые адсорбируются на ядре, х - противоионы СГ, находящиеся в адсорбированном слое Диоксид кремния также образует мицеллы вида

{т [8Ю2] п вЮз2" 2 (п-х) 1Г}2х Н1, где потенциалобразующими ионами являются анионы 8Ю32" Адсорбционный слой мицелл кремнезема представлен ионами водорода ЬГ,

но может содержать и молекулы растворителя и других веществ, присутствующих в растворе, а также некоторое количество противоионов Остальная часть противоионов располагается в диффузионном слое

Для изучения влияния физико-химических факторов на свойства разработанных гелеобразующих составов на основе цеолита, соляной кислоты и катамина АБ были проведены серии экспериментов, результаты которых представлены на рисунках 1 и 2

50 60 70 80 90 100 110 цеолит, г/л

Концентрации HCl и цеолита

Содержание катамина АБ —о—0% -•—0,05% —0,10% —х—0,50% -*-1%

Рисунок 1- Зависимость времени гелеобразования от концентрации ингредиентов композиции "цеолит, HCl и КПАВ (катамин АБ)" при 20С°

Рисунки показывают, что рост концентраций цеолита и соляной кислоты приводит к уменьшению времени гелеобразования состава Также влияет и температурный фактор 70

50

S 40

30

20

10

-:

5 6 7 8 9 10 11 НС1,% масс

50 60 70 80 90 100 110 цеолит, л/г

Концентрации НС! и цеолита

Содержание катамина АБ —*—0% —ь-0,05% —Ж—0,10% -♦-0,50% -»-1%

Рисунок 2- Зависимость времени гелеобразования от концентрации ингредиентов композиции "цеолит, HCI и КЛАВ (катамин АБ)" при 80С°

Если рассмотреть отношение времени гелеобразования композиции, в состав которой входит 6% концентрация "цеолита и HCl" ко времени гелеобразования композиции с 10% - ной концентрацией "цеолита и HCl", то при 20°С это соотношение составит (228,5/23,5 = 9,7 « 10). При 80°С оно

равно (12,25/1,5 = 8,2 ~ 8), иными словами, увеличение концентрации "цеолита и HCl" с 6 до 10 % при температуре 20 и 80 °С уменьшает время гелеобразования с 8 до 10 раз. Увеличение концентрации цеолита в составе композиции ведет к росту числа зольных частиц и эффективных столкновений между этими частицами, что способствует уменьшению времени гелеобразования.

Увеличение температуры на 60°С ведет к сокращению времени гелеобразования в первой композиции в 18,7 раз, а во второй - в 15,7 раз Добавка КЛАВ способствует увеличению времени гелеобразования, которое тем больше, чем больше концентрация КЛАВ В то же время влияние добавок катамина АБ на увеличение времени гелеобразования, те на усиление стабильности золей в системе „цеолит-НС1-КПАВ", сильнее проявляется при более низких концентрациях цеолита и соляной кислоты

Установлено также, что применение минерализованной воды при приготовлении гелеобразующих растворов различных составов уменьшает время гелеобразования. При плотности минерализованной воды 1125 кг/м3 время гелеобразования сокращается с 23 до 17 часов

Таблица 1- Влияние минерализации воды на время гелеобразования различных составов композиции при 25°С

Состав композиции, % Используемая вода

дистиллированная минерализованная

Цеолит HCl ПАВ (ката-мин АБ) Плотность, кг/м3 Время гелеобразования, ч Плотность, кг/м3 Время гелеобразования, ч

8 10 0,05 1000 23 1125 17

9 9 0,05 1000 38 1125 31

8 9 од 1000 69 1125 63

В качестве модели минерализованной воды использовали пластовые воды Абдрахмановской площади, состав которых в основном представлен солями натрия, калия и в незначительной степени солями магния

Для изучения влияния исходных компонентов на время гелеобразования и прочность проведены серии статистических расчетов на ЭВМ По этим расчетам получены математические выражения моделей (1) и (2), связывающие концентрации исследуемых компонентов, время гелеобразования и прочность полученных гелей

У,= 654,49 -32,41 X! - 36,48 Х2 +61,97 Х3 , (1)

Уг= 73,96 + 6,51 X] + 6,06 Х2 + 1,05 Х3 , (2)

где Уг время гелеобразования, У2- прочность на разрыв, Хь Х2, Хз - концентрации соответственно цеолитного компонента, соляной кислоты, КЛАВ (катамин АБ).

Из уравнения (1) видно, что коэффициент Х3 оказывает наибольшее влияние на величину параметра оптимизации (время гелеобразования), причем с увеличением значения фактора параметр оптимизации увеличивается В уравнении (2) все коэффициенты оказывают большое влияние на прочность получаемого геля, причем с их увеличением возрастает прочность геля на разрушение

Результаты экспериментальных исследований свойств разработанных гелеобразующих составов позволили обосновать возможность их применения в качестве водоизолирующей композиции

Для исследования водоизолирующей способности гелеобразующих композиций были выбраны составы, представленные в таблице 2 При практически равных показателях, используемых на этапе приготовления и закачки, составы существенно отличаются друг от друга прочностной устойчивостью получаемого геля.

Результаты экспериментальных исследований свойств разработанных гелеобразующих составов показали, что присутствие КЛАВ (катамин АБ) в композиции „цеолит - НС1" приведет к повышению технологической

эффективности применения состава за счет увеличения проникающей способности и упрочнения геля

Таблица 2- Составы и свойства модифицированных композиций "цеолит, соляная кислота и КЛАВ (катамин АБ)"

Номер Концентрации Вяз- Плот- Время Пласти-

компо- исходных кость, ность, гелеобра- ческая

зиции компонентов, % мПа-с кг/м3 зования, ч прочность,

цео НС1 Катамин 105,Па

лит АБ

1 8 10 0,05 1Д4 1091 23 34,60

2 9 9 0,05 1,20 1103 38 36,20

3 8 9 0,10 1,10 1091 69 41,50

В третьей главе приведены результаты исследования блокирующей способности гелеобразующих составов в пористой среде, показаны результаты исследования фильтрационных процессов с использованием различных объемов гелеобразующих составов и характеристик пород В качестве анализируемых факторов были выбраны коэффициент проницаемости образца и прочность геля

Разработанные водоизоляционные составы на основе цеолита, соляной кислоты л КЛАВ (катамин АБ), приготовленные на дистиллированной воде, образуют однородные прочные и эластичные гели во всем объеме приготовленной жидкости, что является теоретической основой для исследования эффективности их водоизоляционных способностей Для определения оптимальных параметров и фильтрационных характеристик, оценки эффективных технологических параметров закачки рекомендуемой МГОК были проведены экспериментальные исследования с предъявлением ряда требований, которые сводились к следующему:

- экспериментальные исследования должны обеспечить воспроизводство или моделирование процессов, происходящих в пласте;

- количественная и качественная информация проводимых исследований должна показать основные достоинства и недостатки способа ограничения и ликвидации водопритоков, каналов и трещин по основным признакам его проявленля

Основными контрольными параметрами при проведении исследовательских работ при фильтрации сред через испытуемые образцы являлись

- перепад давления на входе и выходе из модели пласта,

- градиент давления гидро - или газопрорыва,

- объем закачиваемого гелеобразующего состава,

- изменение проницаемости кернов после обработки гелеобразующим составом

Основными факторами, влияющими на выходные параметры проводимых исследований, являются свойства исследуемых составов вязкость, время гелеобразования, пластическая прочность, начальный коэффициент проницаемости образцов и температурные условия

Блокирующая способность гелеобразующих составов исследовалась по стандартной методике Эффективность блокирования высокопроницаемых участков пласта композицией определялась по предельному градиенту давления гидропрорыва через гелесодержащий искусственный керн и отношению водопроницаемостей до и после закачки гелеобразующего состава. Также оценивалась способность геля противостоять перепаду давления

Результаты этой серии экспериментов представлены в таблице 3 Анализ данных таблицы показывает, что проницаемость керна по воде после обработки его гелеобразующим составом при определенном перепаде давлений снижается до нуля В опытах 1-6 гелеобразующие композиции с

пластической прочностью (41,5 и 36,2) 105 Па предотвращают прорыв воды и при градиенте давления 12 МПа/м

Эксперименты показали, что исследуемые гелеобразующие составы обладают высокой изолирующей способностью за счет равномерного и полного заполнения пористой среды модели и создания прочного непроницаемого экрана

Таблица 3 - Результаты исследований водоизолирующей способности гелеобразующих составов

Номер эксперимента Проницаемость образца, мкм2 Номер композиции Пластическая прочность, 105,Па Градиент давления гидропрорыва, МПа/м Снижение водопроницаемости, раз

1 0,150 3 41,5 При 12 МПа/м Прорыв отсутствует

2 0,270 3 41,5 -II-

3 0,434 3 41,5 -II-

4 0,148 2 36,2 -II-

5 0,240 2 36,2 -II-

6 0,428 2 36,2 -II-

7 0,140 1 34,6 10,5 52

8 0,265 1 34,6 8,0 65

9 0,415 1 34,6 6,2 54

При проведении блокирующих работ всегда возникает вопрос о необходимых объемах закачки гелеобразующей композиции.

Для подбора оптимального размера закачиваемой оторочки, с целью достижения максимально возможного коэффициента вытеснения проводилась серия специальных экспериментов. Результаты экспериментов приведены на рисунке 3

Объем закачки МГОК,в объемах пор,% Рисунок 3 - Изменение подвижности воды до и после закачки МГОК

Из рисунка видно, что после закачки гелеобразующего состава в количестве 0,10; 0,30 и 0,50 объема пор проницаемость по воде снижается от 0,0126 до 0,0038, 0,0012 и 0,00096 мкм2 соответственно. Начало фильтрации воды после гелеобразования при градиентах давления гидропрорыва 4, 9 и 12 МПа/м соответственно свидетельствует о том, что увеличение объема закачиваемой гелеобразующей композиции приводит к увеличению изолирующей способности породы за счет увеличения зоны проникновения гелеобразующей композиции Также видно, что увеличение размера оторочек МГОК с 30% до 50% от объема пор несущественно увеличивает блокирующую способность геля, увеличивая при этом расходы ингредиентов в 1,7 раза Таким образом, проведенные лабораторные исследования по выбору объема закачиваемого раствора МГОК показали, что оптимальными

размерами, как с технологической, так и с экономической точки зрения являются оторочки размером 0,30 % от объема пор

В четвертой главе показаны возможность регулирования профиля вытеснения за счет закачки разработанного водоизолирующего состава и обоснование технологического регламента их применения для регулирования процесса заводнения неоднородных пластов

Для изучения и оценки способности модифицированного гелеобразующего состава регулировать профили приемистости скважин выполнены серии лабораторных исследований в динамических условиях Лабораторные эксперименты проведены на объемной модели, представляющей собой неоднородный пласт, состоящий из двух гидродинамически не связанных линейных моделей, значительно отличающихся по проницаемости Характеристики моделей приведены в таблице 4 Лабораторные исследования проводились по известной на практике методике, на смонтированной нами установке для вытеснения флюидов при постоянной расходе закачиваемых агентов

Результаты вытеснения нефти водой показали, что при достижении 100% - ной обводненности вытесняемой жидкости по высокопроницаемому пропластку средний коэффициент вытеснения в опытах достигал своего конечного значения после прокачки 3-4 поровых объемов воды

После полного обводнения высокопроницаемого пропластка модели была произведена закачка оторочек гелеобразующего раствора, содержащего оптимальный состав реагента 8% - цеолитный компонент, 10% - НС1 и 0,05% - КЛАВ (катамин АБ) в количестве 0,3 объема пор. После окончания нагнетания МГОК модель выдерживалась в покое для завершения процесса гелеобразования. Затем проводилась фильтрация, моделирующая процесс вытеснения нефти из пласта Результаты исследований представлены на рисунке 4 и в таблице 4.

Таблица 4 - Влияние степени неоднородности модели пласта на процесс вытеснения нефти с применением МГОК на основе цеолита ,НС1 и КЛАВ

(катамин АБ)

Показатели процесса вытеснения нефти

Но- Коэф- Порис- Соотно- водой после применения

мер фици- тость, шение МГОК

мо- ент % про- Коэф- Сре- Конеч- Сре- При-

дели про- ницае- фици- дний ный дний рост

ница- мостеи ент коэф- коэф- коэф- сред-

емо- про- нефте- фици- фици- фици- него

сти пласт- выте- ент ент ент коэф-

порис- ков снения вытес- вытес- вытес- фици-

тои в про- нения нения нения ента

среды, пласт- на в про- на выте-

мкм2 ках, % моде- пласт- моде- сне-

ли, % ках, % ли, ния

% на

моде-

ли,

%

1 1,0 26 з,з 59,5 49,9 67 63,50 13,6

0,30 18 40,9 60

2 2,5 36,5 68,6 72,5

0,30 18,5 8,3 15,2 41,9 53,5 63 20,97

3 2,72 39,5 70,0 71,5

0,26 18,6 10,5 7,5 38,8 52 62,15 23,4

4 3,5 44,7 71 71

0,25 21,2 14 2,1 36,55 51,2 61,1 24,55

Результаты вторичного вытеснения показали увеличение подвижности в малопроницаемых пропластках на 15 - 56 % и уменьшение подвижности воды в высокопроницаемых пропластках в 1,43 - 1,51 раза, что указывает на перераспределение градиентов давления в неоднородном пласте, а следовательно, фильтрационных потоков За счет увеличения дренирования коэффициент вытеснения по малопроницаемому пропластку возрастает

с 2,1- 40,9 % до 51,2 - 60 % , а средний коэффициент вытеснения в целом по модели пласта повышается на 13,6 - 24,55 %, (таблица 4).

Вытеснение водой Вытеснение водой

I после закачки МГОК

Объем профильтрованной жидкости,поровые объемы

1- из высокопроницаемого прослоя, 2 - из низкопроницаемого прослоя, 3 - в целом из двухслойной модели пласта

Рисунок 4 - Динамика коэффициента вытеснения нефти водой из двухслойной модели пласта до и после применения МГОК

Проведенный комплекс лабораторных исследований показал перспективность использования модифицированного гелеобразующего состава предельного состава для блокирования высокопроницаемых обводненных участков пласта, перераспределения за счет этого фильтрационных потоков закачиваемых в пласт вод и повышения нефтеотдачи пластов

Результаты теоретических, лабораторных исследований позволили обосновать геолого-физические условия для наиболее эффективного применения модифицированной гелеобразующей композиции (таблица 5)

Таблица 5 - Геолого-промысловые условия наиболее эффективного применения гелеобразующей композиции на основе цеолита, НС1 и КЛАВ

(катамин АБ)

Параметры пласта Единица измерения Значения параметра

1 2 3

1 Тип породы Терригенный, карбонатный

2 Толщина пласта м Не ограничивается

3 Структура перового пространств - Поровая, смешанная

4 Неоднородность пласта - Послойная

5 Диапазон изменения проницаемости пород мкм2 0,1-2,5

6 Соотношение проницаемостей между высоко- и низкопроницаемыми слоями - 3,3 -14

7 Пластовое давление МПа Свыше 8

8 Пластовая температура °С До 80

9 Вязкость нефти мПас До 100-120

10 Тип пластовых вод - Хлоркальциевый, хлорнатриевый

11 Минерализация пластовых вод г/л До 280

12 Остаточная нефтенасыщенность % Свыше 30

Результаты экспериментальных исследований показали эффективность разработанных составов МГОК На основе теоретических, экспериментальных исследований с учетом анализа отечественного и зарубежного опыта применения гелеобразующих композиций разработана инструкция по получению и применению модифицированной гелеобразующей композиции для повышения эффективности регулирования процесса заводнения неоднородных пластов

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Предложен состав модифицированной гелеобразующей композиции на основе цеолита, HCI и КЛАВ, обеспечивающий большую стабильность и устойчивость гелеобразующей композиции Результаты исследований показали- увеличение концентрации цеолита и соляной кислоты в композиции с 6 до 10 % уменьшает время гелеобразования в 8-10 раз

- повышение температуры гелеобразующей композиции с 20 до 80°С сокращает время гелеобразования в 18,6 раз

- введение в гелеобразующую композицию катионактивного ПАВ катамина АБ а) способствует регулированию времени гелеобразования, которое тем больше, чем больше концентрация КЛАВ в композиции, б) приводит к упрочнению модифицированной гелеобразующей композиции. Так, для пористых сред с проницаемостью в пределах 0,15 - 0,48 мкм2 предельный градиент давления гидропрорыва составил 6,2 - 10,5 МПа/м при кратности снижения проницаемости в 52 - 65 раз,

- увеличение плотности минерализованной воды уменьшает время гелеобразования При плотности воды 1125 кг/м3 время гелеобразования сокращается с 23 до 17 часов

2 Экспериментально показано, что использование модифицированной гелеобразующей композиции приводит к дополнительному вытеснению нефти и уменьшению обводненности продукции Так, коэффициент

вытеснения по малопроницаемому пропластку возрастает с 2,1 - 40,9 % до 51,2 - 60 % , а коэффициент вытеснения в среднем по всей модели пласта повышается на 19,1 %.

3 На основе проведенных комплексных исследований: а) определены оптимальные геолого-физические условия для применения модифицированной гелеобразующей композиции, б) разработана технологическая инструкция по получению и применению МГОК для регулирования процесса заводнения неоднородных нефтяных пластов на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

Содержание работы опубликовано в 7 научных трудах.

1 Гафаров Ш А Использование модифицированных гелеобразующих композиций для повышения эффективности регулирования заводнения неоднородных пластов /Ш А Гафаров, С К Салех// Нефтегазовое дело -2007 - Т 5, №1 - С 81-85

2. Гафаров ША Использование катионактивных ПАВ для регулирования времени гелеобразования /ША Гафаров, ТГ Кононова, С К. Салех// Интервал - 2005. - №7 - С.78-79

3 Салех С К Применение катионактивных ПАВ для увеличения времени гелеобразования /СК Салех, ША Гафаров// Тез докл 56-я науч- техн конф студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ - Уфа УГНТУ, 2005 - С. 255

4 Пат № 2285792, Российская Федерация Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений/ Ш А Гафаров, Л Е Ленченкова, Т Г Кононова, С К Салех, опубл 20 10 06,Бюл №29

5 Салех С К Использование нового гелеобразующего состава на основе цеолита и КЛАВ (катамин АБ) для регулирования фильтрационных сопротивлений обводненных зон /С К. Салех, ША. Гафаров// Интервал-2006-№9-С 15-17

6 Гафаров Ш А. Использование гелеобразукмцих композиций на основе цеолита, HCl и КЛАВ (катамин АБ) для регулирования фильтрационных сопротивлений обводненных зон/ Ш А. Гафаров, С К Салех// Нефтегазовое дело - http //www/ogbus/ru/authors/Gafarov Saleh/ Gafärov- 6 pdf 16 Ol 07

7 Салех С К. Исследование блокирующей способности модифицированной гелеобразующей композиции на основе цеолита, соляной кислоты и катионактивного ПАВ (катамин АБ)/ С.К. Салех, Ш А Гафаров // Тез докл 58-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ - Уфа УГНТУ, 2007 - 222с.

Подписано в печать 14 04 08 Бумага офсетная Формат 60x84 1/16 Гарнитура «Тайме» Печать трафаретная Уел - печ л 1 Тираж 90 Заказ 76

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Салех Салем Кадри

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧАЕМОГО ВОПРОСА.

1. Причины обводнения неоднородных пластов при разработке '. ]•)•> ! I ' нефтяных месторождении заводнением.

1.2. Анализ эффективности применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов при регулировании заводнением на поздней стадии разработки.

1.3. Анализ физико-химических факторов, влияющих на процессы гелеобразования в растворах кремниевых кислот. 21 1.3.1 Влияние на процесс гелеобразования величины рН.

1.3.2. Влияние электролитов (минерализации).

1.3.3. Влияние содержания поверхностно-активных веществ на процессы гелеобразования.

Выводы.

ГЛАВА 2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СВОЙСТВ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ЦЕОЛИТА; СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ И КАТАМИНА АБ.

2.1.Основные требования, предъявляемые к изолирующим составам, и обоснование выбора сырьевых материалов для новой композиции.

2.2. Механизм гелеобразования в композициях на основе цеолита, соляной кислоты и КЛАВ (катамин АБ).

2.3. Методики и приборы для определения свойств гелеобразующих составов.

2.4. Исследование влияния физико-химических факторов на время гелеобразования.

2.4.1. Оптимизация объема эксперимента для системы цеолит - соляная кислота - КПАВ с помощью метода планирования эксперимента.

4.4.2. Влияние концентрации ингредиентов и температуры на время гелеобразования.

2.4.3. Влияние содержания поверхностно-активных веществ на время гелеобразования.

2.4.4. Влияние минерализации пластовых вод на время гелеобразования 55 Выводы.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ БЛОКИРУЮЩЕЙ СПСОБНОСТИ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕГО СОСТАВА НА ОСНОВЕ ЦЕОЛИТА, СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ И КПАВ (КАТАМИН АБ) В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ.

3.1. Исследование фильтрационных характеристик гелеобразующих составов.

3.1.1. Исследование способности гелеобразующих составов к ограничению и ликвидации водопритоков на экспериментальном стенде.

3.1.2. Исследование фильтрационных процессов с использованием различных объемов гелеобразующих составов.

3.1.3. Исследование фильтрационной способности гелеобразующих . составов при различных коэффициентах проницаемости пористой среды.

Выводы.

ГЛАВА 4. ЭКСПРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ МОДИФИЦИРОВАННОЙ

ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕЙ КОМПОЗИЦЕЙ.

4.1. Лабораторные исследования вытеснения нефти из неоднородных моделей пласта водой и гелеобразующими композициями.

4.1.1.Установка для проведения лабораторных исследований и порядок выполнения работ.

4.1.2.0ценка возможности регулирования профиля вытеснения за счет закачки водоизолирующего состава на основе цеолита, соляной кислоты и КПАВ (катамин АБ).

4.2. Разработка технологического процесса по применению композиции на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

4.2.1 Особенности геолого-физического строения и динамика структуры запасов нефти основных объектов разработки Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

4.2.2. Перспективы применения гелеобразующих составов.

4.2.3. Проект технологической инструкции по получению и применению модифицированных гелеобразующих составов для повышения регулирования процесса заводнения неоднородных пластов. 94 Выводы. 100 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ. 101 ПРИЛОЖЕНИЕ. 103 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности регулирования заводнения неоднородных пластов с использованием модифицированной гелеобразующей композиции"

Актуальность проблемы. В настоящее время в активной разработке находятся преимущественно месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, приуроченные к низкопроницаемым коллекторам, нефтегазовым залежам с обширными водоплавающими зонами, высоковязкими нефтями. Кроме того, основные месторождения России вступили в стадию падающей добычи нефти и интенсивного обводнения добываемой продукции. Так, средняя нефтеотдача по России не превышает 40-45 %,то есть около 55-60 % начальных запасов-нефти остаются не извлеченными на поверхность [77]. Помимо этого, при разработке нефтяных месторождений путем заводнения добывается значительный объем попутной воды, что ведет к удорожанию процесса добычи нефти.

В настоящее время существуют различные методы, направленные на увеличение степени извлечения нефти- из пластов (гидродинамические, физико-химические, тепловые, газовые, волновые, микробиологические и др.). Однако с увеличением обводнённости добываемой продукции до 70-90 % эффективность многих методов резко снижается. Пласты и пропластки с низкими коллекторскими свойствами слабо вовлекаются в разработку, вследствие образования в продуктивном пласте обширных промытых водой зон. Наличие высокопроницаемых каналов, достаточно больших размеров, практически затрудняет возможность эффективного применения методов заводнения, т.к. основные объемы воды фильтруются по промытым каналам, оставляя невыработанными менее проницаемые участки продуктивного пласта.

Анализ научно-технической литературы показал, что при высокой степени обводненности добываемой продукции ограничение движения вод в высокопроницаемых промытых прослоях неоднородного пласта является одним из главных условий повышения эффективности процесса заводнения, а следовательно увеличения конечной нефтеотдачи пласта. I 5

В настоящее время для ограничения водопритоков весьма перспективным считается использование различных технологий на основе гелеобразующих реагентов.

Основными недостатками большинства гелеобразующих составов является их низкая проникающая способность, невысокая устойчивость в пластовых условиях, а следовательно водоизолирующая способность, токсичность, высокая стоимость и т.д. в связи с этим возникает необходимость в разработке новых гелеобразующих композиции, обладающих высокой проникающей способностью и создающих более устойчивый непроницаемый изоляционный экран. Цель работы

Повышение нефтеотдачи послойно-неоднородных пластов на основе регулирования процесса заводнения с использованием модифицированного гелеобразующего состава. Основные задачи исследований

1. Изучение кинетики гелеобразования разработанной композиции в зависимости от концентрации исходных компонентов, минерализации воды, температуры и содержания катионактивных поверхностно активных веществ (КПАВ). Исследование изолирующей способности упрочняющего гелеобразующего состава.

2. Экспериментальные исследования эффективности процессов вытеснения остаточной нефти из моделей послойно-неоднородных пластов с применением модифицированного гелеобразующего состава.

3. Разработка нормативной документации и предложений по внедрению разработанной композиции.

Методы исследования.

Поставленные задачи решались с использованием современных стандартных физических и физико-химических лабораторных методов исследований, а также с применением аналитических и статистических методов исследования с привлечением современных программных продуктов. Научная новизна

Установлены закономерности изменения физических свойств модифицированной гелеобразующей композиции в зависимости от состава, температуры, водородного показателя пластовых вод, содержания катионактивного ПАВ - катамина АБ.

Получены аналитические уравнения, показывающие зависимость времени гелеобразования, прочности на разрыв от концентрации входящих в состав модифицированной гелеобразующей композиции (МГОК) ингредиентов.

Установлены геолого-физические характеристики продуктивных пластов - тип коллектора, характер неоднородности, соотношение проницаемостей в различных слоях коллектора, температура пласта, вязкость нефти для эффективного использования модифицированной гелеобразующей композиции.

Практическая ценность

1. Разработан состав гелеобразующей композиции на основе цеолита, соляной кислоты и катионактивного ПАВ (катамин АБ), позволяющий регулировать свойства и прочность гелеобразующего состава.

2. Результаты диссертационной работы используются при выполнении курсовых и дипломных проектов, а таюке при чтении лекций в УГНТУ:

- студентам специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» по дисциплине «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи»; слушателям института дополнительного профессионального образования по программе «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на 56-ой, 58- ой научно - технической конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых. (УГНТУ, Уфа, 2005г. и 2007г.). Публикации

Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 7-ти печатных работах. В том числе получен патент «Способ разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений» (ГШ 2285792 С1). Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов; изложена на 127 страницах машинописного текста и содержит 23 рисунка, 19 таблиц и список литературы из 144 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Салех Салем Кадри

ОСНОВНЫЕ выводы

1 Предложен состав модифицированной гелеобразующей композиции на ч основе цеолита, IICI и КПАВ, обеспечивающий большую стабильность и устойчивость гелеобразующей композиции; Результаты исследований показали:

- увеличение концентрации цеолита и соляной кислоты в композиции с 6 до 10 % уменьшает время гелеобразования в ¡8-10 раз.

- повышение температуры гелеобразующей композиции с 20 до 80°С сокращает время гелеобразования в 18,6 раз. I

- введение в гелеобразующую композицию катионактивного ПАВ катами на АБ: а) способствует регулированию времени гелеобразования, которое тем больше, чем больше концентрация КПАВ в композиции; б) приводит к упрочнению' модифицированной гелеобразующей композиции. Так, для пористых сред с проницаемостью; в пределах 0,15 - 0,48 мкм предельный градиент давления гидропрорыва составил 6^2 - 10,5 МПа/м. при кратности снижения проницаемости в 52 - 65 раз;

- увеличение плотности минерализованной воды уменьшает время л гелеобразования. При плотности воды 1125 кг/м время гелеобразования сокращается с 23 до 17 часов.

2 Экспериментально показано, что использование модифицированной гелеобразующей композиции приводит к дополнительному вытеснению нефти и уменьшению обводненности продукции. Так, коэффициент вытеснения по малопроницаемому пропластку возрастает с 2,1 - 40,9 % до 51,2 - 60% , а коэффициент вытеснения: в среднем по всей модели пласта повышается на 19,1 %.

3 На основе'проведенных комплексных исследований: а) определены оптимальные геолого-физические условия для применения t модифицированной гелеобразующей композиции; б) разработана технологическая инструкция по получению и применению МГОК для регулирования процесса заводнения неоднородных нефтяных пластов на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Салех Салем Кадри, Уфа

1. Скородиевская, JI.A. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОРБ 100 /JI.A. Скородиевская, С.А. Рябоконь // Нефтяное хозяйство.-1999.-№ 2.-С.16-19.

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

3. Gazizov, A. SH. Enhanced oil recovery from depleting reservoirs// Worked Expo.-1995.-P. 51,54,56,58.

4. Разработка и внедрение гелеобразующих технологий/Е.В.Лозин, О.Г. Гафуров, О.Г.Мухтаров, Р.Т.Ширгазин // Нефтяное хозяйство.-1996.- №2.-С.39.

5. Кнорре,' Д.Г. Физическая химия/ Д.Г.Кнорре, Л.Ф.Крылова, B.C. Музыкантов. М.: Высшая школа, 1990.- 416 с.

6. Краткая химическая энциклопедия: В 4-х т./ред. И.Л.Кнунянц. -М.: Сов. энцикл., 1965.-Т.4.-1182 с.

7. Газизов, A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки/ A.A. Газизов. М.: Недра, 2002.- 639 с.

8. Бабалян, Г.А. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов/ Г.А. Бабалян, И.И. Кравченко. М.: Гостоптехиздат,1962. - 283с.

9. Газизов* А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимердисперсных систем и других химреагентов/ А.Ш. Газизов, Л.А. Галактионова, A.A. Газизов. // Нефтепромысловое дело.-1995.-№ 2-3.- С. 29-34.

10. Мицеллообразование, солюбилизация и микроэмульсии /ред. К. Миттен.-М.: Мир, 1980.

11. Воюцкий, С.С. Курс коллоидной химии/С.С.Воюцкий.- М.: Химия, 1976.512 с.

12. Matyevit ,Е. Ottewill R.H. J.// Colloid Sei, 13,242 (1958).

13. Tenford ?C The Hydrophobie Effect/ C.Tenford. -New York: Wiley, 1973.

14. A.c. 1648108 RU E 21B 43/138, 43/26. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта/ Г.И. Васяин, В.В. Чендарёв, М.С. Чаганов и др.-№4637848 ; Заявлено 18.09.1989.

15. Пат. 2066743 RU, МКИ Е 21В 43/22. Состав для повышения нефтеотдачи пластов/ JI.K. Алтунина, В.А. Кувшинов, A.A. Стасьева./Ин-т химии нефти СО РАН.-№ 93007659/03; 3аявлено.08.02.1993.

16. Блажевич, В.А. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений/ В.А.Блажевич, В.Г.Уметбаев, В.А. Стрижнев,- М.: Недра, 1981.-232с.

17. Клещенко, И.И. Изоляционные работы при закачивании и эксплуатации нефтяных скважин/ И.И. Клещенко, A.B. Григорьев, А.П. Телков.- М.: Недра, 1998.- 269с.

18. Бурыкин, А.Н. Оценка надежности разобщения пластов прииспользовании заколонного пакера/ А.Н. Бурыкин, Р.Х. Ибатуллин, П.С.

19. Катеев, Н.М. Мордвинцева.- М.,1981.-С.23-25.-(Бурение: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ;вып.4.).

20. Фазлыев, Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений/ Р.Т. Фазлыев.- М.:Недра,1979.-254с.

21. Влияние полимерных добавок на изолирующую способность тампонажных растворов/ В.А. Волошин, A.B. Черненко, Ю.Д. Комнатный, С.С. Гусев// Нефтяное хозяйство. 1983.- № 9. - С. 36-39.

22. Комиссаров, А.И. Изучение возможности ограничения притока газа повысокопроницаемым пропласткам в добывающие скважины месторождения/ А.И. Комиссаров, B.C. Хаджиев/ СевКавНИПИнефть: Сб. науч. тр.-1988.-Вып.48.

23. Султанов, В.И. О фильтрации вязко-пластичных жидкостей в пористой среде/ В.И. Султанов// Известия вузов. Нефть и газ.- 1990.- № 5.- С. 123-125.

24. Хайрединов, Н.Ш. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции/ Н.Ш. Хайрединов, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев. М.: Недра, 2000.-149 с.

25. Ахметов, И.М. Применение композиционных систем в технологических операциях эксплуатации скважин/ И.М. Ахметов, Н.М. Шерстнев. М.: Недра, 1989.- 254с.

26. Усов, C.B. Изоляция каналов перетока с низкой пропускной способностью для восстановления герметичности крепи скважин/ C.B. Усов, A.B. Павельчак, И.А. Серенко, А.Т. Кошелев// Бурение: Экспресс-информация/ ВВДИОЭНГ. -1981.- № 4.- С. 19-23.

27. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений западной Сибири/ И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров, А.У. Шарипов, А.П.

28. Телков// Геология нефтяных и газовых месторождений: Экспресс-информация/ВНИИОЭНГ.- 1994.-№ в.- 59с.

29. Алтунина, JI.K. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой/ JI.K. Алтунина, В.А. Кувшинов// Нефтяное хозяйство,- 1995.-№ 4.- С.36.

30. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов/ Р.Н. Фахрединов, P.C. Мухаметзянова и др.// Нефтяное хозяйство.- 1995.-№ 3.-С.45.

31. Применение гидрофобизирующих веществ для обработки призабойных зон скважин/ В:0. Палий, А.Т. Горбунов, В.А. Буменюк К.Г. Матвеев// Нефтяное хозяйство.- 1993,- №10.- С.64.

32. Газизов, A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки/ A.A. Газизов,- М.: Недра,2002.- 638с.

33. Собонова, О.Б. Применение композиций углеводородов, и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин/О.Б. Собонова, Г.Б. Фридман, Ю.Н. Арефеев// Нефтепромысловое дело.-1996.-№ 3.- С.4.

34. Халилов, Л.М. Разработка комплексов новых технологий селективнойдоставки осадко- и гелеобразующих композиций в наиболее промытые зоны/t

35. Л.М. Халилов, A.B. Кобяшев//Нефтяное хозяйство.- 1999.- № 1.С. 36-37.

36. Ленченкова, Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами/ Л.Е. Ленченкова.- М.: Недра,1998.-394с.

37. A.c. 2066743 RU Е 21В 43/32. Способ обработки призабойной зоны нагнетательных скважин/ Л.М. Халилов, A.B. Кобяшев (Ин-т химии нефти СОР АН) № 93007659/03; Заявлено 08.02.1993.

38. Айлер, Р.Г. Химия кремнезема./ Р.Г. Айлер.- М.: Мир,-1982.- 810с.

39. Расчет экономического эффекта от применения гелеобразующих растворов на основе нефелина по НГДУ «Бугурусланнефть» ОАО «Оренбургнефть» за 1992-1996.

40. Щукин, Д.Е. Коллоидная химия./ Д.Е. Щукин.- М.:Недра,1987.- 348с.

41. Айлер, Р.Г. Коллоидная химия кремнезема и силикатов/ Р.Г. Айлер, К.М.Ральф.- М.: Госстройиздат.-1959.-104с.

42. Гафаров, Ш.А. Использование катионактивных ПАВ для регулирования времени гелеобразования./ Ш.А. Гафаров, Т.Г. Кононова, С.К. Салех// Интервал.- 2005.-№ 7.-С.78-79.

43. Kuhn, W.E. Ultrafine Particles, Wiley.- New York, 1963.-104 p.

44. Адлер, Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий/ Ю:П. Адлер, Е.В. Макарова, Ю.В. Грановский.- М.: Наука, 1969.-297с.

45. Лукьянов, А.Б. Физическая и коллоидная химия/ А. Б. Лукьянов.- М.: Химия, 1980.- 223с.

46. Данюшевский, B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам/ В.С.Данюшевский, Р.М.Алиев, И.Ф. Толстых.- М.: Недра, 1987.-372с.

47. Зельцер П. Я. Ресурсосберегающие технологии и материалы в креплении скважин/ П.Я. Зельцер, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов.- М., 1989.- 43с.-(Техника и технология геол. развед. Работ: Обзор, информ. / ВИЭМС; Вып.2).,

48. Лебедев, Е.И. Определение момента гелеобразования полимерныхкомпозиций / Е. И. Лебедев // Нефтяное хозяйство.- 1995.- №9.-С. 19.

49. Пат. 1557485 РФ (51)5 G01 №,11/14-Способ контроля гелеобразования / Е. И. Лебедев, Л.А. Франгулян, В.И. Наумов.- Б.И., №14.- Опубл. 15.04.90.

50. Pat (US) 3481888 Process for gelling aqueous polyvinyl alcohol solutions/ H.K.Sinclair. 1969.

51. Ахметов A.A. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении: Проблемы и решения./ А. А. Ахметов.- Уфа: УГНТУ, 2000.-219с.

52. Будников В.Ф. Перспективы развития вязкоупругих составов/ В. Ф. Будников//Тр. ВНИИКРнефть.- М., 1995.-С. 55-61.

53. Клещенко, И.И. Изоляционные работы при закачивании и эксплуатации нефтяных скважин/ И.И. Клещенко, A.B. Григорьев, А.П. Телков. М.: Недра, 1998.- 269с.

54. РД 39-0147009-505-87. Технология изоляции пропластковых, подошвенных и заколанных перетоков в нефтедобывающих скважинах

55. Западной Сибири составом АКОР. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987.-44с.

56. Канзафаров, Ф.Я. Составы для изоляции пластовых вод/ Ф.Я. Каназафаров, A.C. Васильев, С.Г. Канзафаров // Нефтяное хозяйство.- 1991.-№ 2. -С. 20-22.

57. Комиссаров, А.И. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов/ А.И. Комиссаров, К.Ю. Газиев // Нефтяное хозяйство.-1992.-№8.-С. 13-15.

58. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида / Ф.С. Гарифуллин, И.М. Галлямов, И.Г. Плотников, A.B. Шувалов//Нефтяное хозяйство. 1996.-№2.-С. 32-35.

59. Рязанов, Я.А. Справочник по буровым растворам / Я. А. Рязанов.- М., Недра, 1979. -215 с.

60. Хайрединов, Н.Ш. Осадкогелеобразующие технологии увеличениянефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции/ Н.Ш.

61. Хайрединов, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев.- Уфа, 2000.- 149 с.

62. Адлер, Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю. П. Адлер, Е. В. Матвеев, Ю. В. Грановский.- М.:Наука,1976.

63. Горский В.Г. Планирование промышленных экспериментов / В. Г. Горский, Ю. П. Адлер.- М.¡Металлургия, 1974.-264 с.

64. Регламент по применению химических реагентов при эксплуатации подземных хранилищ газа в пластах- коллекторах М.: РАО Газпром, 1994.-91с.

65. Абдуллин, Ф.С. Повышение производительности скважин/Ф. С. Абдуллин. М.: Недра, 1975.- 262 с.

66. Абдуллин, И.Г. Техника эксперимента в химическом сопротивлении материалов / И. Г. Абдуллин, В. И. Агапчев, С. Н. Давыдов.- Уфа, 1985,- 96 с.

67. Джонстон, Д.Ж. Эконометрические методы/ Д. Ж. Джонстон. М.: Статистика, 1980. - 444 с.

68. Хайрединов, Н.Ш. Осадкогелеобразующих технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции/ Н.Ш. Хайрединов, В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев Уфа, 2000.- 149 с.

69. Нейтральная уплотняющая жидкость для восстановления герметичности крепи скважины подземных хранилищ газа/ Ф.А. Агзамов, А.Г. Латыпов, A.C. Аль-Самави и др. // Проблемы геологии и освоения недр: Тр. VI

70. Междунар. симпозиума'студентов, аспирантов и мол. ученых им. акад. М.А. Усова. Томск, 2002.- С. 364-365.

71. Басарыгин, Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации/ Ю.М.Басарыгин, В.Ф.Будников, А.И.Булатов. -М.: Недра, 2000- 2002.- Том № 1, 2, 3.

72. Данюшевский, B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам/ В.С.Данюшевский, Р.М.Алиев,.И.Ф. Толстых- М.: Недра, 1987.-372с.

73. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Муслимов Р.Х, Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г.-.-М., 1995.-Т.1.-151 с.

74. Государственный баланс запасов полезных ископаемых Российской Федерации:Нефть. T.Y. М., 1992.-508 с.

75. Гафаров, Ш.А., Жданов А.Г. Применение растворов монокарбоновых кислот для интенсификации добычи нефти/Ш.А.Гафаров, А.Г.Жданов.- М.: Химия, 2004.-148 с.

76. Ленченкова, Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами/Л.Е.Ленченкова.-М.: Недра, 1998.-394с.

77. Моляренко, A.B. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири./А.В.Маляренко, Ю.В.Земцов. М, 1987.- 34с.-( Нефтепромысловое дело: Обзор. информ./ВНИИОЭНГ; Вып.1).

78. Лозин, Е.В. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий /Е.В. Лозин, О.Г. Гафуров //Нефтяное хозяйство .- 1996.-N» 2.-С. 39-41.

79. Лукьянов, А.Б. Физическая и коллоидная химия/А.Б.Лукьянов.- М.: Химия, 1980.- 223с.

80. Лебедев, Е.И. Определение момента гелеобразования полимерных композиций/ Е.И.Лебедев// Нефтяное хозяйство.-1995.- №9.-С. 19.

81. Ленченкова, Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами/ Л.Е.Ленченкова-М.: Недра, 1998.- 394с.

82. Еремин, Г. А. Особенности применения фенолоспиртов для изоляционных работ/ Г.А.Еремин, В.И.Крылов, С.В.Усов // Нефтяное хозяйство. 1979.- №1.-С. 24-28.

83. Закиров, С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Струна, 1998.- 625с.

84. Салех, C.K. Использование нового гелеобразующего состава на основе цеолита и' ПАВ (катамин АБ) для регулирования фильтрационных сопротивлений обводненных зон/С.К.Салех, Ш.А.Гафаров.- Интервал.- 2006.-№9.-С.15-17.

85. Пат. 1566820 РФ, Е 21В 33/138. Способ разработки нефтяных залежей / А.Ш. Газизов, P.A. Хабиров, В.И. Сафин, A.A. Байгель, (РФ)-№ 4348484 ; заявл. 22.12.1987.

86. Пат. 1053550 РФ, МКИ Е 21В 43/22. Состав для заводнения нефтяного пласта / Д Л. Рахманкулов, РХ. Хазинов, М.Г. Герасимова и др.- № 3339031/22-03; Заявл. 24.08.81.

87. Абдулмазитов, Р.Д Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/Р. Д. Абдулмазитов, В.Д.Баймухаметов. -М.:ВНИИОЭНГ,1996.-Т.1.-280 с.

88. Газизов, А.Ш. Научно-технологические основы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана/ А.Ш.Газизов, Р.Х.Муслимов //Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана: Тез.конф.- Альметьевск, 1996.-С.36-37.

89. Муслимов, Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения .- Казань: Изд-во Казан, ун-та; 1979.-210 с.

90. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России/ Абдулмазитов Р.,Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др.-М.: ВНИИОЭНГД996.-Т.1.-С.280.

91. Хисамов, P.C. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений .- Казань: Мониторинг, 1996.-288 с.

92. Муслимо, Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. -Казань: Изд-во Казан, ун-та; 1979.-210 с.

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

94. Амирханов, И.М. Пластовые нефти Татаркой АССР и изменение параметров в зависимости от различных факторов. -Бугульма,1975.-483с.

95. Дияшев, Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.:Недра, 1984.-207 с.

96. Технико-экономическое обоснование показателей разработки по

97. Абдрахмановской площади НГДУ Иркеннефть.

98. Муслимов,Р.Х. Перспективы и основные проблемы развития нефтяной промышленности Республики Татарстан/Р.Х.Муслимов// Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов.-Ал ьметьевск, 1994.-С. 13-18.

99. Хисамов, P.C. Увеличения охвата продуктивных пластов воздействием/ Р.С.Хисамов,А.А.Газизов, А.Ш.Газизов-М.: ВНЖГОЭНГ,2003-565с.

100. Горбунов, А.Ш. Полимерные материалы для селективной изоляции пластовых вод/А.Ш.Горбунов, И.С.Кунеевская, Н.Н.Кубарев // Тр. ТатНИПИнефть, Казань. 1975.-Вып. XXVIII.- С. 164-176.

101. Моляренко, A.B. Опытно промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений /A.B.Моляренко, Ю.В.Земцев, А.С.Шапатин//Нефтяное хозяйство.-1981.- № 1.-С.35-38.

102. Ибрагимов, Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти/Г.З.Ибрагимов, А.А.Хисамутдимов М: Недра, 1983.-285 с.

103. Tarn, К.С. Role of ionic species and valency of the steady shear behavior ofpartially hydrolyzed Polyacrylamide solutions/K.C.Tam, G.Tiu // Colloid, andpolym. Sei. 1990. -V. 268. -N 10 - P. 911-920.

104. Пат. 1755611 РФ, МКИ E 21 В 43/20. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта/ А.Ш. Газизов, И.Г. Нигматуллин, Р.Н. Мухаметзянов, РФ; Заявл. 25.06.1990.

105. Абрамова А.И. Полиакриламид/ А.И.Абрамова, Г.А.Байбуров, Э.П.Григорян.- М.: Химия, 1992. -192 с.

106. Cohen,Y. Polymer retention and adsorption in the flow of polymer solutions through porous media / Y.Cohen, F.R.Chirst // SPE Reservoir Eng.- 1986,- N 2.-P.l 13-118.

107. Мирзаджанзадзе, A.X. Диалектика- процессов нефтеотдачи пластов/А.Х.Мирзаджанзаде, С.А.Султанов. — Баку: Азербайджан, 1996.- С. 85-92.

108. Пат. 2123104 РФ, Е 21В 43/22. Способ разработки обводненнойнефтяной залежи / А.Ш. Газизов, JI.A. Галактионова, А.А. Газизов, А.В.t

109. Юшин, Р.Х. Муслимов, РФ; Заявлено 31.03.97.

110. Полиакриламидные флокулянты/В.А. Мягченков, Ш.Барань (Баран

111. A.А.),Е.А. Бектуров,Г.В. Булидорова М.: 1998. -286 с.

112. Хавкин, А.Я. Особенности разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами/ А.Я.Хавкин, А.ГЖовалев,

113. B.Е.Ступоченко. М., 1990. -60 с.

114. Alexander, G.B., Iler R.k., J. Phys. Chem., 57, 932 (1953)

115. Kuhn, W.E., Ultrafine Particles, Wiley, New York, 1963, p. 104.

116. Pat (US) 3481888 Process for gelling aqueous polyvinyl alcohol solutions/ H.K.Sinclair- 1969.

117. Токарев, M.A. Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных геолого-физических моделей. -Уфа, 1991. -90 с.

118. Фомичев, В:А. Методика определения анизотропии5 проницаемости коллекторских толщ? в; терригенных отложениях/В.А.Фомичев //Проблемы нефтегазового комплекса России: Тез.докл.- Уфа, 1998:- С.249-250:

119. Хайрединов, Н.Ш. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи; пластов! ш снижения обводненности; продукции/ Н.Ш., В.Е.Андреев, Ю.А.Котенев. Уфа: Изд-во УГНТУ.-2000.-149 с.

120. Хайрединов Н.Ш. Оптимизациям многомерных регрессионных моделейпри решении геологических задач/НЛП.Хайрединов, В.Г.Салимов// Проблеманефти и газа Тюмени:. НТС/ ЗапсибНИГНИ. Тюмень, 1974.- С.80-81.

121. Хансуваров К.И- Техника измерения давления, расхода, и уровня жидкости, газа и пара/К.И.Хансуваров, В'.Г.Цейтлин.- М:: Изд-во стандартов, 1989.-285 с.'

122. Хлебников, В .II.Фильтрационные характеристики гуминно -полимерных растворов/ В.Н.Хлебников, Р.Х.Алмаев, И.Г.Плотников// БашНИПИнефть.- Уфа, 1999:-Вып.99:-С 152-160t 'г.

123. Чеботарев В.В; Комплексная оценка нефтеотдачишеоднородных пластов при анализе разработки; нефтяных месторождений/В.В.Чеботарев, МЛ II.Каримов /Уфим. нефг. ин-т Уфа: Изд-во УНИ, 1987.- 89 с.

124. Исследование математических методов при' исследовании процессов коррозии нефтепромыслового оборудования сточными водами/Г.К.Шрейбер и др.- М., 1971.-104 с. (Коррозия и защита в нефтегаз. пром-сти: РНТС/ В11ИИОЭНГ)

125. Юлгушев, Э:Т. О коэффициенте охвата пласта заводнением/ Э.Т.Юлгушев /УфНИИ .- Уфа, 1968.-Вып.ХХ11.-С. 243-251.

126. Исследование свойств латекснефтяных эмульсий, применяемых для изоляции: воДопритоков в нефтяных скважинах / О.В. Поздсев, Э.Д. Паскин,

127. В.М. Данило, Н.П. Чайковская // Особенности геологии и разработкинефтяных месторождений Пермского Приуралья./ИРГИ -М.,1981.- G. 91-97.

128. Кравченко, И.И. Изоляция вод в нефтяных скважинах/ И.И.Кравченко,А.Г.Иманаев. -М.: Гостоптехиздат,i960.-187 с.

129. Саттаров, М.М. К вопросу интенсификации добычи нефти и установления оптимальных темпов разработки отдельных площадей крупного месторождения / М.М.Саттаров, И.Х.Сабиров/ Тр. УФНИИ. — Уфа., 1968. -Вып.24.-150 с.

130. Бэрчик, Э.Д. Использование полимеров при заводнении/Э.Д.Бэрчик //Инженер-нефтяник.- 1968. -№ 9. С.80-84.

131. Галлямов, M.Hv Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений/М.Н. Галлямов, Р.Ш. Рахимкулов -М.: Недра, 1978-207 с.

132. Gazizov, A. Sh. Enhanced oil recovery from depleting reservoirs/

133. A.Sh.Gasisov// World Expo.- 1990.- P. 51-58.

134. Создание композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов/Р.А.Хабиров, Г.Б.Фридман, Ю.Л.Вердеровский и др.// Достижения в области получения и применения ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов: Сб науч.тр.-Белгород, 1989. С.84-92.

135. Исследование причин загрязнения сточных вод при подготовке нефти/

136. B.П.Тронов, А.М.Рияков, В.И.Смирнов/ТАТНИПИнефть. Бугульма,1975.-Вып.ХХШ. •

137. Тронов, В.П. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД/В.П.Тронов, А.В.Тронов .-Казань: ФЭН, 2001.-558 с.

138. Девликамов, В.В. Аномальные нефти/В.В.Девликамов, З.А.Хабибуллин, М.М.Кабиров.- М.: Недра, 1975.- 167 с.

139. Справочник по нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1981.-526с.

140. Токарев, М.А. Об использовании глинистости в качестве критерия геологической неоднородности пластов/ М.А.Токарев,Е.Н.Шевкунов//

141. Геология и разработка нефтяных месторождений/ УНИ.- Уфа, 1973.-Вып. 9.-С.3-9.

142. Токарев, М.А. Оценка и использование характеристик геологическойнеоднородности продуктивного пласта/ М.А.Токарев.- Уфа: Изд-во Уфим. нефт. ин-та, 1983.- 66 с.

143. Юлгушев, Э.Т. О коэффициенте охвата пласта заводнением/Э.ТДОлгушев /УфНИИ.- Уфа, 1968.- Вып. ХХШШ, С. 243-251.

144. Смирнов В.Б. Эпигенез и вторичная пористость терригенныхiколлекторов Яснополянского надгоризонта Северо-запада Башкирии/ В.Б.Смирнов, М.А.Токарев// Вопросы интенсификации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений/ УГНТУ. Уфа, 1994.-С. 16.

145. Barron, A.N. The effect of flay on acid reactivity in carbonate fractur/A.N.Barron.- Petroleum Technology.- 1962.- vol.14.-P. 406.

146. Кувшинов, B.A. Кинематика гелеобразования в системе соль алюминия-карбамид- вода/ В.А.Кувшинов, Л.К.Алтунина, Л.А.Стасьев //Физико-химические, свойства растворов и дисперсий.-Новосибирск, 1992.-С. 18-24.