Повышение эффективности технологии применения водоизолирующих составов на нефтяных месторождениях на поздней стадии эксплуатации

Фаттахов, Ирик Галиханович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности технологии применения водоизолирующих составов на нефтяных месторождениях на поздней стадии эксплуатации
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности технологии применения водоизолирующих составов на нефтяных месторождениях на поздней стадии эксплуатации"

На правах рукописи

ФАТТАХОВ ИРИК ГАЛИХАНОВИЧ

004600347

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ СОСТАВОВ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2010

004600347

Работа выполнена на кафедре «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений» филиала Уфимского государственного нефтяного технического университета в г. Октябрьском.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Гуторов Юлий Андреевич.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Зейгман Юрий Вениаминович;

Ведущая организация

кандидат технических наук Воронова Евгения Владимировна.

Региональный научно-технический центр Урало-Поволжья ОАО ВНИИнефть им. академика А.П.Крылова.

Защита состоится «26» марта 2010 года в 14-00 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 «/У» февраля 2010 года.

Ученый секретарь совета

Ямалиев В. У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Большая часть нефтяных месторождений Урало-Поволжья находится на поздней и завершающих стадиях разработки. Характерная особенность данных месторождений - значительное количество остаточных запасов, осложненное высокой обводненностью продукции скважин, большая часть которых относится к доли трудноизвлекаемых запасов. Они, в свою очередь, вызывают снижение эффективности мероприятий, проводимых на скважинах для интенсификации добычи нефти и ограничения водопротока. Вследствие этого аК1уальность повышения эффективности разработки сложнопостроенных месторождений нефти путем снижения объемов попутно добываемой воды и увеличения нефтеотдачи частично заводненных пластов становится весьма значимой.

Существенный вклад в развитие данного направления внеслй: АлмаевР.Х., Абызбаев И.И., Алтупина Л.К., Андреев В.Е., Антипин Ю.В., Батурин Ю.Е., Вахитов Г.Г., Габдуллин Р.Ф., Газизов А.Ш., Герштанский О.С., Горбунов А.Т., Жданов С.А., Ибатуллин P.P., Кадыров P.P., Карпов В.Б., Каушанский Д.А., Котенев Ю.А., Лозин Е.В., Мухаметшин В.Ш., Рогачев М.К., Романов Г.В., Сафонов E.H., Селимов Ф. А., Старковский A.B., Сургучев М.М., Токарев М.А., Тухтеев P.M., Уметбаев В.Г., Фазлыев Р.Т., Хайрединов Н.Ш. и др.

Из большого многообразия водоизолирующих составов наибольший интерес вызвало применение полимер-солевой композиции. Эффективность изоляции водопромытых зон различными составами неоднозначна. На положительный результат влияют геолого-физические условия объектов, подвергаемых воздействию. Работа направлена на определение значимости и обоснования всех геолого-промысловых данных, снижение стоимости реагентов, входящих в композицию, и оптимизацию состава водоизолирующей композиции.

Проведенные теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, посвященные совершенствованию технологии ограничения и изоляции водопротоков в условиях сложнопостроенных месторождений, показывают необходимость выбора каких-то определенных критериев подбора скважин под обработку, возможность удешевления стоимости воздействия и сокращения сроков ее проведения. Цель работы

Создание и внедрение нового метода изоляции неоднородных пропластков, промытых в результате разработки путем ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов месторождений, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Основные задачи исследований

1 Анализ современного состояния работ по применению технологий и специальных материалов с целью снижения обводненности добываемой продукции и интенсификации притока нефти к скважинам.

2 Исследование изменения степени закупориваемости на модели пласта в зависимости от концентрации полиакриламида (ПАА) в растворе.

3 Экспериментальное моделирование и определение блокирующих свойств полимерного состава с изменением последовательности закачки применяемых реагентов на водонасыщенных моделях пласта.

4 Исследование влияния геолого-физических и геолого-технологических условий пластовых систем на эффективность применения технологии ограничения водопритока.

5 Разработка эффективного метода количественного подбора реагентов при проведении водоизоляционных работ (ВИР) на основе специализированного программного обеспечения «17.0Ь».

6 Разработка нормативной документации и внедрение новой технологии на эксплуатационных объектах.

Методы решения поставленных задач

Методика решения поставленных задач основывается:

1) на статистическом моделировании с использованием специализированного программного обеспечения «КОЬ»;

2) лабораторных исследованиях физико-химических свойств реагентов, степени и качества их влияния на процесс закупорки флюидопроводящих каналов;

3) экспериментальном моделировании технологических процессов на моделях пласта;

4) анализе и обобщении технологической эффективности промысловых работ на скважинах.

Научная новизна работы

1 Разработана новая полимерсодержащая композиция «СОМВ1-СА11», модифицированная комплексом растворов алюмохлорида различной концентрации с добавлением полиакриламида в сочетании с гидрализованным полиакрилонитрилом, позволившая получить новый эффект (более длительная и качественная изоляция водопромытых пропластков) от послойного расположения водоизолирующих реагентов.

2 Установлена новая взаимосвязь между впервые введенными параметрами (площадь перфорационных отверстий на метр мощности коллектора, коэффициент отношения среднего дебита к интервалу перфорации, средняя толщина нефтенасыщенных пропластков в скважине) и дополнительной добычей нефти.

Основные защищаемые положения

1 Методика анализа технологической эффективности применения водоизолирующих составов с целью оценки оптимальных геолого-физических и геолого-технических критериев их применения.

2 Подбор сочетания и целесообразных концентраций реагентов водоизоли-рующей композиции «СОМВТ-САЯ» на основе результатов лабораторных исследований и промысловых работ.

3 Технология по ограничению водопритока и интенсификации добычи нефти с применением полимер-солевого воздействия.

4 Специализированное программное обеспечение «ШХ» для определения оптимальных и обоснованных объемов реагентов, входящих в состав композиции «СОМШ-САК.» для проведения водоизоляционных работ и работ по интенсификации притока нефти в скважину.

5 Уравнения регрессии для прогноза влияния геолого-физических и технологических факторов на изменения суммарного прироста добычи нефти, степени ее обводненности и продолжительности эффекта после проведения ВИР.

Практическая ценность

1 Разработаны и внедрены рекомендации (временная инструкция по ограничению водопритока и интенсификации добычи нефти с применением полимер-солевого воздействия) для НГДУ «Прикамнефть» по повышению эффективности технологии применения комплексного водоизолирующего состава «СОМВТ-САТ1» в конкретных геолого-физических условиях в добывающих скважинах на поздней стадии эксплуатации карбонатных коллекторов.

2 Разработано и внедрено в ТатНИПИнефть специальное программное обеспечение «КОЬ», определяющее оптимальные и обоснованные объемы водоизолирующих реагентов для проведения водоизоляционных работ и работ по интенсификации притока нефти в скважину. Технология полимер-солевого воздействия прошла испытания на пяти эксплуатационных скважинах Татарстана.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались и обсуждались: на Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии нефтегазового дела» (г. Октябрьский, 2007); III Международной научно-технической конференции "Инфокоммуникационные технологии в науке, производстве и образовании (Инфоком-3)" (г. Кисловодск, 2008); 1-й Международной заочной научно-практической конференции «Современные

проблемы науки» (г. Тамбов, 2008); XXI Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях-ММТТ-21» (г. Саратов, 2008); научных конференциях Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 11 печатных работ, в том числе 5 статей в изданиях, входящих в перечень ВАК Минобразования и науки РФ, 1 монография.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка. Текст работы изложен на 101 странице машинописного текста, содержит 46 рисунков, 12 таблиц. Библиографический список включает 129 наименований.

Автор благодарен за помощь в процессе написания диссертации научному руководителю, заведующему кафедрой «ИТМЕН» профессору Гуторову Ю.А.; проректору по учебной работе, заведующему кафедрой «Математика» профессору Бахтизину Р.Н.; декану ГНФ профессору Хафизову А.Р.; заведующему кафедрой «РНГМ» профессору Зейгману Ю.В.; заведующему кафедрой «РРНГМ» профессору Мухаметшину В.Ш.; доценту Ахметову Р.Т., своим коллегам по кафедре.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, цели и задачи исследований, приводятся научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность и апробация работы.

В первой главе проведен обзор работ в области технологий, направленных на борьбу с обводнением скважин.

Приведены публикации по регулированию заводнения путем изменения фильтрационного сопротивления водопромытых зон коллектора.

Определены перспективные направления совершенствования технологий ограничения водопротоков, использующих физико-химическое воздействие на призабойную зону продуктивных пластов:

1 Увеличение эффективности блокирующих свойств применяемых реагентов с учетом роста обводненности продуктивных коллекторов.

2 Доступность и дешевизна водоизоляционных материалов и составных частей композиций для понижения стоимости проводимого мероприятия и повышения его рентабельности.

3 Повышение экологической безопасности проводимых работ, направленных на защиту водоносных пластов от различных межпластовых перетоков с целью полного исключения возможного отрицательного воздействия на окружающую среду.

Одним из недорогих и перспективных составов, предназначенных для блокирования водопромытых каналов и наиболее полно отвечающих вышеперечисленным требованиям, является полимер-солевая композиция. Технологическая особенность данного вида воздействия заключается в последовательной закачке коагулятора (алюмохлорид малой концентрации 5% с добавлением 0,05% массового ПАА), полимера (гидролизованного полиакрилонитрила) и алюмохлорида высокой концентрации (27%). Водопромытые пропластки коллектора блокируются изоляционным материалом - полимером. Нефтенасыщенные области с меньшей проницаемостью и не тронутые разработкой подвергаются воздействию 27%-м раствора алюмохлорида. Обработка насыпных моделей пласта 27%-м раствором алюмохлорида показала, что проницаемость образца увеличивается в результате гидролиза алюмохлорида в карбонатной среде, который открывает ранее не участвовавшие в разработке участки пласта. Дальнейшее совершенствование технологии проведения полимер-солевой обработки заключается в улучшении ее избирательных свойств при воздействии на водопромытые пропластки коллектора с различными фильтрационно-емкостными свойствами путем комбинации компонент с различной

концентрацией. Необходимо повысить технологичность и экологическую безопасность процесса проведения воздействия, расширить ассортимент применяемых более доступных материалов и химических составов, обеспечить более высокую предсказуемость результатов при применении технологии в условиях сложно построенных коллекторов нефти особенно в скважинах с близким расположением водонасьпценных пластов.

Результаты, полученные в 1 главе, позволили сформулировать следующие направления работы: разработка и внедрение эффективной технологии увеличения коэффициента продуктивности скважин в условиях поздней стадии эксплуатации карбонатных коллекторов при высоком уровне их обводнения на основе применения усовершенствованной методики статистическо-модельного подбора скважин кандидатов для проведения полимер-кислотного воздействия; разработка программного обеспечения для расчета объемов применяемых реагентов.

Во второй главе приведены результаты лабораторных и модельных исследований влияния закупоривающих свойств различных реагентов и способов их закачки в модель пласта. Приведено обоснование требований к свойствам реагентов, входящих в гелеобразующую композицию; показана структура образующегося геля.

Для экспериментальных исследований фильтрационных и закупоривающих свойств гидролизованного полиакрилолитрила использовалась модель пласта, позволяющая имитировать условия фильтрации полимера при закачке в призабойную зону пласта. Модель служит для закачки различных жидкостей (гидролизованного полиакрилонитрила, алюмохлорида, хлористого кальция) в «пласт», что позволяет производить постоянный мониторинг за их расходом при движении по схемам: «пласт - скважина», «скважина - пласт».

Результаты лабораторных исследований качества гелеобразования и возникающий закупоривающий эффект показали, что применение алюмохлорида в качестве коагулятора более надежно и экономически выгодно.

Результаты приведены в таблице 1 (первым измерялась проницаемость модели, затем последовательно в нее закачивались 1 и 2 реагенты, после прохождения времени отвердевания смеси (48 часов) снова определялась проницаемость, и на основе этих данных находился закупоривающий эффект).

Изменение последовательности закачки стало причиной увеличения давлений прокачивания моделей № 2 и 4. При сравнении значений давления прокачивания после прохождения времени отвердевания смеси на моделях № 1 и 2 (см. таблицу 1) получено, что давление увеличилось на 0,9 МПа (на 47%), а на моделях № 3 и 4 - на 1 МПа (36%); хотя закупоривающий эффект в обоих случаях (модели № 2 и 4) при этом снизился.

Таблица 1 - Влияние коагулятора на закупоривающий эффект полимера

при 25°С

Но- Закачиваемый реагент До После До После Закупо-

мер рива-

модели 1 Р> МПа 2 Р, МПа V, мл р, МПа ■С, с V, мл Р. МПа т,с кпр, 2 МКМ кпр, МКМ2 ющий эффект, %

1 СаС12 20% 0,2 поли мер 2,3 100 0,1 132 150 1,9 545 0,641 0,012 98,09

2 полимер 1.9 СаС12 20% 0,2 100 0,1 194 150 2,6 227 0,436 0,021 95,07

3 алю-мохло-рид 0,9 поли мер 2 100 од 150 150 2,8 565 0,564 0,008 98,58

4 полимер 6,7 ато-мохло-рид 0,8 100 0,1 145 150 3,8 312 0,583 0,011 98,17

5 СаСЬ 26% 3,5 полимер 7,5 100 0,1 85 100 0,65 147 0,995 0,088 91,10

б СаС12 26% 2 полимер 5 100 0,1 108 100 0,5 53 0,783 0,319 59,25

Исследование качества заполненности пор водоизолирующей композицией методом микроскопии позволило получить следующие результаты (рисунок 1).

3 •• алюмохлорид •• полимер 4 -полимер - алюмохлорид

Рисунок 1 - Электронно-микроскопические снимки качества образования геля из гвдродизованното полиакриламида в среде различных коагуляторов (модели 1-4 из таблицы 1}

Сравнение качества закупоривания перового пространства (рисунок I) аоказываег. что наилучшее осаждение полимерной массы наблюдается в модели пласта X« 3 при последовательном закачивании алюмохлорида с шдролизованным подиакрилонитрилом. осаждение в ней распределено более однородно, сама полимерная масса монолитнее в закупориваю« Гх эффект максимален. Также анализ показал, что в моделях Л"» 4 к 1: «гидрояизовзяный волиакрилоннтрил - алюмохлорид» в меньшей степени и «хлористый кальций ■■•• полимер» в большей степени имеет место образование пор и трещин и монолитность не соблюдается. А в модели X« 2 «гидролизовянный полиакрилоннтрид - хлористый кальций» наблюдается только контактное осаждение полимерной массы и закупориваемоеть составляет 95%.

2 •• полимер • СаСЬ

Лабораторными исследованиями установлено: алюмохлорид малых концентраций (от 3% до 10%) ведет себя как водоизоляционное средство, а при концентрациях 20-27% оно проявляет свойства интенсификатора. Данные проведенных опытов представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты лабораторных испытаний насыпных моделей пласта, насыщаемых алюмохлоридом различной концентрации

Концентрация алюмохлорида, % Проницаемость модели, мкм2 Закупоривающий эффект, %

до обработки после обработки

27 0,9 1,33 -47,8

21 1,07 1,36 -27,1

15 0,97 0,97 0

10 1,02 0,63 38,2

8 1,01 0,51 49,5

6 0,94 0,26 72,3

5 1,05 0,11 89,5

4 0,91 0,27 70,3

3 0,93 0,69 25,8

2 1,09 1,09 0

Анализ полученных результатов из таблицы 2 показывает, что применение растворов алюмохлорида с концентрациями от 3 до 15% на моделях пласта способствует их блокированию и снижает проницаемость; наибольший закупоривающий эффект 89,5% возникает при применении алюмохлорида с 5% содержанием в растворе. При использовании растворов алюмохлорида с концентрацией более 15%, наоборот, модели становятся более проницаемыми; 27% раствор повышает проницаемость в 1,5 раза. Применение растворов большей концентрации нерентабельно.

Для улучшения блокирующих свойств растворов алюмохлорида малых концентраций в них добавляется полиакриламид. Результаты проведенных лабораторных испытаний представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Коэффициент изоляции, полученный при лабораторных испытаниях карбонатных моделей, насыщаемых водным раствором

алюмохлорида в полиакриламидном растворе

Номер модели Водный раствор алюмохлорида в полиакриламидном растворе Коэффициент изоляции, %

концентрация алюмохлорида, % концентрация полиакриламида, %

1 3 0,01 95,0

2 5 0,05 98,0

3 8 0,03 98,0

4 10 0,01 92,0

5 12 0,01 92,0

6 3 0,005 80,0

7 3 0,06 98,0

8 3 - 26,0

9 10 - 38,0

10 5 - 89,5

Сравнение опытов с применением чистых растворов алюмохлорида с

растворами, содержащими полиакриламид, показывает, что коэффициент изоляции первых намного меньше вторых. Использование раствора полиакриламида с концентрацией менее 0,01% ведет к ухудшению изоляционных свойств 3-10% раствора алюмохлорида. Добавление полиакриламида в раствор с концентрацией более 0,05% не ведет к значительному увеличению эффективности способа, а лишь удорожает его.

Результаты лабораторных испытаний предлагаемой композиции СОМВ1-САЯ (утвержденной во временной инструкции) представлены в таблице 4.

Проведенные лабораторные исследования показывают, что закупоривающий эффект для водонасыщенной модели пласта по предлагаемому способу составляет 100% против 78-99% по способу без применения полиакриламида и гидролизованного полиарилонитрила. Кроме того, для прототипа через 6 месяцев хранения в пластовой воде закупоривающий эффект водонасыщенной модели пласта уменьшается на 2129,5%, тогда как для предлагаемого способа через 6 месяцев хранения в пластовой воде закупоривающий эффект водонасыщенной модели пласта

уменьшается только на 2-6%. Это позволит увеличить период эффективной работы скважины и, как слелсхвие, сократить материальные затраты.

Таблица л - Определение закупоривающего эффекта при закачке

предложенной композиция СОМВ1-САК

(Х'мл-м мкачивйемых р;и; и»ороч, е»г Закупорива-

Раствор 20-27% масс. ющий

Но- адЮМОЛЛОрнДЛ 10% шсс. яодякй ¡•И^кг. <;

мер я яо.чиахркч- расгвор раствор Цемент-

Пресаая

.«;)- 0.01 Ц шсс. гидролизе- аяюмо- ная

де- кякнаго хаоркза. суспен- «ада

растворе. объем / 24 ч б мес

ли (,>бы"М ! пилнакрк- зия

концентраций .тонитрилз концентрация

{% тсс ; (% масс.)

; ¡50/? 50 120/20 50 10000 Гбо 94

150/3 50 120/27 50 ■0000 100 98

3 ¡50/5 50 120/20 50 ЙЮОО ¡00 98

4 150/5 50 120/27 50 10000 ¡00 97

5 150/10 50 120/20 50 10000 100 98

150/10 50 120/27 50 10000 100 98

7 150/3 - 30/20 50 1001» 9!) 67

8 150/3 •• 30/27 50 низа 92 71

9 150/5 .30/20 50 ¡0000 99 70

■0 150/5 - 30/27 50 ¡(XXX) 75

М 150'! О 30/20 50 10000 78 55

12 ¡50/10 30/27 50 шооо 82 60

По результатам проведенных исследований на моделях можно сделать

следующие выводы:

• Установлено, что с изменением последовательности закачки аодоизолирукицего состава с «коагулятор - полимер» на «полимер -коагулятор» происходит увеличение значения предельного давления, яри котором начинается фильтрация жидком« через модель после проведения ш)дои зо.:;:ш;ш.

• Применение акомохлорида вместо хлористого кальция оказалось более эффективно. При сравнении моделей I и 3. 2 и 4 было установлено, что

закупоривающий эффект был больше у образцов, в которых в качестве добавки применялся алюмохлорид.

• Применение раствора алюмохлорида низкой концентрации (5%) с малым содержание полиакрилашприла (0,05 - 0,1%) позволяет получать составы, создающие более надежный экран изоляции вод с меньшими затратами.

• Доказана возможность применения раствора алюмохлорида высокой концентрации (27%) в качестве интенсификатора притока нефти из обводненного пласта.

В третьей главе рассматривается группирование объектов воздействия -скважин по геолого-физическим и геолого-техническим признакам. С применением геолого-промысловых параметров и результатов проведенных работ были построены геолого-статистические модели на основе метода главных компонент и регрессионного анализа с использованием прикладных программ.

Геолого-физические свойства анализируемых объектов изменяются в широких пределах, поэтому проведена классификация по шести вариантам, включавшим от 39 до 7 параметров.

Некоторую характеристику различных вариантов классификации можно

получить, рассматривая долю дисперсии, объясняемую несколькими главньми компонентами (рисунок 2). Практически при любом варианте классификации можно ограничиться рассмотрением пяти - семи главных компонент, характеризующих не менее 65% изменчивости параметров.

Рассмотрены раздельно три пласта С,!, Рзйп и Бзгу. По каждому из них выделены однородные группы скважин. Пласт С^ разделился на 16 групп объектов, пласты Р3Гт и - на 8 групп, каждая из которых, с точки зрения графической интерпретации главных компонент, имеет обособленный ареал расположения в осях первой и второй главной компоненты (рисунок 3).

01234567 Число рассматриваемых глапных компонент

—й-1/20 —*—2/39 -&-3/9 —4/15 -В-5/7 -«-6/10

Рисунок 2 - Зависимость объясненной доли дисперсии от числа включенных в рассмотрение компонент и геолого-физических параметров по пласту С^ (в числителе вариант классификации, в знаменателе - число анализируемых физических параметров)

-4^0—

— Л-«п-СМИ

-2,0

-1,0

++ д л' ^ ' О й 1,0 2,0 + 3,0 + 4,0

5,0

7,0

♦ 1 л2 хЗ ж4 +5 лб ■ 7 »3

Рисунок 3 - Распределение объектов исследования в осях главных компонент РС1-РС2 Для пласта С^ и для пластов 03йп и В3гу подобраны наиболее влияющие факторы на эффективность воздействия и по ним составлены регрессионные уравнения по каждому исследуемому показателю: дополнительно добытая нефть за всю продолжительность эффекта Дqн, тонн; продолжительность

эффекта по времени Т, мес; изменение обводненности ДВ, % (положительное, если обводненность после обработки снизилась, и наоборот); изменение добычи воды Дцв, т/сут (с учетом всего периода действия эффекта); максимальный прирост дебита по нефти за месяц, т/мес. С целью определения степени влияния независимых факторов в выборке все параметры нормировались. Взаимосвязь между параметрами оценивалась множественным коэффициентом корреляции. Адекватность полученных уравнений множественной линейной регрессии оценивалась по критерию Фишера. Значимость оценок коэффициентов уравнения — по критерию Стьюдента.

Впервые были получены уравнения с такими параметрами, как пер -средняя толщина нефтенасыщенных пропластков в скважине, м; Бт - площадь отверстий на 1 м перфорации, м2/м; - коэффициент отношения среднего дебита к интервалу перфорации, т/м-сут.

Примером для пластов БзГт и является дополнительная добыча нефти за счет водоизоляционных работ с применением полимер-кислотного воздействия:

Дq=0,356Qв-0,216qн-0,054qнaч+0>294Vг-0,145hпep-0,087ncp-0,084Sm, (1) где С>в - накопленная добыча воды на момент обработки, м3; ян - дебит по нефти до обработки т/сут; Ьпер - интервал перфорации, м; qнaч - начальный дебит скважины, м3/сут; Уг - объем закаченного полимера, м3.

Для пласта С^ рассмотрим изменение обводненности В: ДВ=0,274В+0,122Ь-0,095рпл+0,182Уг-0,192кпр+0,046ко+0,157нЬ, (2)

где В - обводненность продукции до обработки, %; Ь - искусственный забой, м; рпл - пластовое давление на момент обработки, МПа; кпр -коэффициент проницаемости, м2; ко - кратность проведения кислотных обработок, раз.

Множественный коэффициент корреляции колеблется в пределах от 54 до 71%. Уравнение является статистически значимым с вероятностью 72-80%.

Таким образом, анализ полученных уравнений множественной линейной регрессии показал, что статистическая взаимосвязь между исследуемыми

величинами существует и е достаточно высокой степенью достоверности. На основании полученных нами зависимостей можно сделать вывод, что наибольшее влияние на процесс извлечения нефти с применением полимеркислотного воздействия оказывают следующие факторы: эксплуатационные характеристики (дебиты по нефти и жидкости до обработки, т/сут; обводненность продукции до обработки, %; средний дебит по нефти, воде и жидкости за все время разработки, т/сут; начальный дебит скважины, м3/сут, максимальный дебит по нефти, т/мес; коэффициент отношения максимального дебита к среднему по нефти, доли; накопленная добыча нефти, воды и жидкости на момент обработки, т/мес; время существования и эксплуатации скважины, сут; коэффициент отношения фактической эксплуатации скважины ко времени ее существования, доли), он влияет на все результаты проведенных воздействий. По пласту С^ замечена особенность, что во всех случаях оказывает влияние параметр водоизоляционного реагента, который имеет высокую корреляционную связь с получаемым результатом. Что касается пластов В3йп и Бзгу, то на них данный параметр проявляется в 1 и 2 уравнениях. Что касается емкостно-фильтрационных свойств (коэффициент начальной нефтенасыщенности, %; коэффициент открытой пористости, %; коэффициент проницаемости, м2), то они присутствуют почти в каждой зависимости (9 из 10). Все рассматриваемые месторождения относятся к сложнопостроенным и предположительно в каждом из них присутствуют линзы и экраны, содержащие нефть. По этой причине 30% всех параметров, входящих в уравнения, связаны со специальными коэффициентами неоднородности (доля коллектора в общей толще пласта), толщинными свойствами (интервал перфорации, м; общая толщина, м; количество нефтенасыщенных пропластков в скважине; средняя толщина нефтенасыщенных пропластков в скважине, м; коэффициент отношения среднего дебита к интервалу перфорации, т/сут*м) и условиями залегания пласта (исскуственный забой; пластовое давление на момент обработки, МПа). Фактор перфорации (эффективная площадь отверстий на 1 м перфорации, м2/м;

площадь отверстий на 1 м перфорации, м2/м; площадь отверстий, м2; количество перфорационных отверстий; тип перфоратора, размер; тип перфоратора, возраст) по пласту С^ и пластам В3йп и Б3гу влияет на продолжительность эффекта после воздействия. В шести уравнениях из десяти проявили значимость солянокислотные обработки (СКО при опробовании, кратность проведения изоляционных работ, кратность проведения кислотных обработок), в зависимостях, связанных с обводненностью. А вот плотность нефти проявила себя только в одном уравнении. Цо этой причине подбор скважин-кандидатов для проведения водоизоляционных работ с применением полимер - кислотного воздействия необходимо осуществлять с учетом выявленных геолого-технологических параметров этих скважин, которые оказывают сильное влияние на эффективность планируемых мероприятий.

По воздействию различных параметров на эффективность работ по пластам турнейского яруса получено, что на величину дополнительного прироста добычи нефти оказывают положительное влияние следующие величины: дебиты по нефти и жидкости до проведения мероприятия, количество нефтенасыщенных пропластков, а отрицательное -продолжительность эксплуатации скважины. На продолжительность эффекта: положительно - количество нефтенасыщенных пропластков, объем закачиваемого реагента, отрицательно - кратность проведения водоизоляционных работ. На изменение обводненности: на уменьшение водопритока влияет коэффициент отношения среднего дебита к интервалу перфорации и объем закачиваемого реагента; на увеличение водопритока -коэффициент проницаемости и пластовое давление до обработки.

По фаменскому подъярусу и заволжскому надгоризонту установлено, что на величину дополнительного прироста добычи нефти положительно влияют: накопленная добыча по воде и объем закачиваемого реагента, а отрицательно -интервал перфорации. Продолжительность эффекта имеет зависимость: положительную - от объема закачиваемого реагента и площади отверстий на 1 м перфорации, отрицательную - от продолжительности эксплуатации

скважины и дебита по нефти до проведения мероприятия. Изменение обводненности в сторону уменьшения водопритока происходит из-за показателя обводненности до обработки и количества нефтенасыщенных пропластков в скважине, а увеличение водопритока - из-за кратности проведения водоизоляционных работ и дебита по нефти до проведения мероприятия.

В четвертой главе изложены принципы работы программы, используемой на промыслах для обоснованного определения объемов реагентов при проведении водоизоляционных работ и работ по интенсификации добычи нефти.

Расчет объемов всех реагентов проводится автоматизировано с использованием программного обеспечения, написанного, основываясь на методике подсчета по патентам РФ № 2289687 С1, 2326229 С1 и накопленного опыта по проведению ремонтно-изоляционных работ.

На промысле геолог вводит следующие исходные данные в программу КОЬ: интервал перфорации в скважине, пластовое давление, давление на забое, давление насыщения, сетку разбуривания, радиус обсадной колонны скважины, пористость, вязкость нефти и воды, удельную приемистость и получает объемы необходимых реагентов на экране ЭВМ.

Проведенные экспериментальные исследования (на моделях пласта), посвященные совершенствованию технологии ограничения и изоляции водопритоков в карбонатных коллекторах, показывают возможность их использования при изоляции вод в скважинах. В связи с этим для отработки технологии применения растворов алюмохлорида были проведены опытно-промысловые работы на реальных добывающих скважинах № 26528, 17908 и 15449 НГДУ «Лениногорскнефть», № 28003 НГДУ «Азнакаевскнефть», № 6727 «Елховнефть».

Коэффициент успешности работ составил 80%, дополнительная добыча нефти, А<2Н = 536 т/скв, а ограничение попутно добываемой воды составило

1101 тонна на скважину. Основные геолого-технические характеристики скважин отражены в таблице 5.

Таблица 5 - Результаты применения разбавленных растворов алюмохлорида при ограничении вод в скважинах с карбонатными коллекторами

Номер скважины НГДУ Горизонт Объем изолирующего реагента, м3 До изоляции После изоляции Продолжительность эффекта, нес Дополнительная добыча нефта. т Сокращение отбора воды, м3

Он, т/оут % воды т/сут % вода

26528 Ленино-горск-пефть С,. 180 м3 алюмохлорида 0,1 96 1,7 65 26 658 320

17908 Ленино-горск-нефть с2ь 180 м3 алюмохлорида 1 т полиакриламида 0,1 99 1,2 21 17 239 4088

15449 Ленино-горск-нефть 0,5 180 м3 алюмохлорида 12 м3 полиакриламида 03 93 3,2 30 17 1581 669

28003 Азнака-евск-нефть 24 м3 алюмохлорида 0.2 96,1 0,6 84 16 200 426

6727 Елхов-нефть С,1 30 м' алюмохлорида 0,3 99,2 0,3 99,2 нет эффекта

Предлагается новый вид работ по ограничению притока воды в скважину и интенсификации добычи нефти, а именно полимер-солевое воздействие. Утверждена временная инструкция в НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть». Изолирующие свойства композиции «СОМВ1-СА11» основаны на способности 5% раствора алюмохлорида с содержанием 0,05% полиакрил амида образовывать гелеобразую массу в присутствии карбонатных составляющих пород пласта. Гидролизованный полиакрилнитрил, смешиваясь с алюмохлоридом, образует прочную тампонирующую массу, закрепляющую водоизоляционный экран из полиакриломид-алюмохлоридного геля. Интенсифицирующая обработка пласта, существенно улучшающая его коллекторские свойства, достигается за счет воздействия оторочки алюмохлорида высокой концентрации, при гидролизе которого происходит выделение свободной соляной кислоты. И на завершающем этапе происходит закрепление состава цементным раствором, который в присутствии алюмохлорида застывает менее чем за 2 часа.

Результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний показали эффективность разработанного состава.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Проведенные исследования позволили получить следующие результаты:

1 Определены перспективные направления совершенствования технологий ограничения водопритоков, использующих физико-химическое воздействие на призабойную зону продуктивных пластов, представленных карбонатными породами.

2 На основе экспериментального моделирования определены блокирующие свойства состава «СОМВ1-САК» с изменением последовательности закачки (увеличение давления прокачки до 1,5 раз) и применяемых реагентов (использование алюмохлорида с добавлением полиакрияанитрила увеличивает закупоривающий эффект с 26% до 98%; применение всей последовательности полимер-солевой композиции дает во всех случаях 100% коэффициент изоляции) на водонасьпценных моделях пласта.

3 Определены зависимости результатов водоизоляционных работ по пяти критериям: дополнительная добыча нефти, продолжительность эффекта по времени, изменение обводненности, изменение добычи воды, максимальный прирост дебита по нефти за месяц от комплекса геолого - физических и геолого - технологических условий (максимальное количество в группах включает 39 параметров).

4 Установлена различная степень влияния на дополнительную добычу нефти и продолжительность эффекта следующих факторов: водоизоляционный реагент, смкостно-фильтрационные свойства пласта, характеристики перфорации и кислотные обработки, значимость каждого колеблется от 15 до 45%. Обнаружено, что сложнопостроенность месторождений стало причиной того, что 30 % всех параметров, входящих в уравнения, связаны со специальными коэффициентами неоднородности, толщинными свойствами и условиями залегания пласта.

5 Разработано и внедрено программное обеспечение для определения объемов реагентов, необходимых для оптимизации изоляции водопритока в карбонатных коллекторах.

6 Достигнуты доступность и дешевизна водоизоляционных материалов и составных частей водоизолирующей композиции «СОМВ1-САВ.», обеспечивающие снижение себестоимости ВИР и повышение их рентабельности.

7 Повышена экологическая безопасность проводимых работ, направленных на защиту водоносных пластов от различных межпластовых перетоков, с целью полного исключения их возможного негативного воздействия на гидро- и литосферу в районах интенсивной нефтедобычи.

8 Разработана и утверждена в НГДУ «Прикамнеть» ОАО «Татнефть» временная инструкция по ограничению водопритока и интенсификации добычи нефти с применением полимер-солевого воздействия. ^

Основные положения диссертации опубликованы в работах:

1 Гуторов Ю.А. Исследование возможности оптимизация применения гипано-кислотной обработки на ПЗП добывающих скважин в условиях поздней стадии разработки Абдулловского месторождения / Ю.А. Гуторов, И.Г. Фаттахов //Современные технологии нефтегазового дела: сб. науч. тр. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 12.

2 Фаттахов И.Г. Результаты применения гивпано-кислотной композиции в условиях Октябрьского УДНГ / И.Г. Фаттахов, Р.Т. Ахметов //Материалы 34-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. - С. 39.

3 Фаттахов И.Г. О перспективах применения математического моделирования к решению задач нефтепромысловой геологии / И.Г. Фаттахов, Ю.А. Гуторов // Инфокоммуникационные технологии в науке, производстве и образовании: сб. науч. тр.- Ставрополь: Изд-во СевКавГТУ,2008.-С. 165-169.

4 Гуторов Ю.А. Оптимизация технологии гипано-кислотного воздействия на ПЗП добывающих скважин в условиях поздней стадии эксплуатации

) í ,

Абдулловского месторождения / Ю.А. Гуторов, И.Г. Фаттахов //Нефтегазовое дело. - 2008.-№1.-С. 85-90.

5 Фаттахов И.Г. Возможности математического моделирования для прогноза влияния нефтепромысловых данных на результаты гипано-кислотной обработки призабойной зоны пласта/И.Г. Фаттахов //Современные проблемы науки: сб. статей. - Тамбов: Изд-во ТАМБОПРИНТ, 2008. - С. 203-204.

6 Фаттахов И.Г. Исследование результатов воздействия на ПЗП эксплуатационных скважин водоизолиругощими композициями на основе питано - кислотного состава /И.Г. Фаттахов // Нефтепромысловое дело. -2008. - №6. - С. 43-45.

7 Фаттахов И.Г. Математическое моделирование применительно к прогнозу результатов гипано-кислотной обработки / И.Г. Фаттахов, Ю.А. Гуторов // Математические методы в технике и технологиях: сб. науч. тр. - Саратов: Изд-во ИППОЛиТ-XXI век, 2008. - С. 100-102.

8 Фаттахов И.Г. О методе экспресс-обработки неограниченного массива непрерывно поступающих промысловых данных / И.Г. Фаттахов, Л.С. Кулешова, А.И. Мусин//Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2009. - № 3. - С. 26-28.

9 Фаттахов И.Г. Классификация объектов разработки с использованием метода главных компонент /И.Г. Фаттахов //Нефтепромысловое дело. - 2009. - №4. - С. 6-9.

10 Фаттахов И.Г. Анализ результатов применения полимер кислотного воздействия на скважинах турнейского яруса, заволжского надгоризонта и фаменского подъяруса /И.Г. Фаттахов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. -146 с.

11 Фаттахов И.Г. Результаты применения технологии на основе водных растворов алюмохлорида при проведении водоизоляционных работ / И.Г. Фаттахов, P.P. Кадыров //Нефтепромысловое дело. - 2010. - №1. - С. 44-46.

Подписано в печать 18.02.10. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 31.

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

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фаттахов, Ирик Галиханович

Введение

1 Современное состояние методов водоизоляции в добывающих скважинах.

2 Исследование тампонирующих свойств и разработка технологии водо-изоляционных работ на основе гидролизованного полиакрилонитрила и алюмохлорида.

2.1 Измерение вязкости полимерных композиций.

2.2 Исследование фильтрационных характеристик композиций.

3 Геолого-статистическое моделирование результатов водоизоляционных работ с использованием полимер кислотного воздействия

ПКВ).

3.1 Выбор и обоснование комплекса критериев эффективного применения технологии и оценка информативности геолого-физических параметров пласта при создании статистических моделей нефтеизвлечения.

4 Результаты опытно-промышленных работ по водоизоляции на основе полимер-солевых воздействий.

4.1 Внедрение программного обеспечения для определения объемов реагентов при проведении водоизоляционных работ.

4.2 Результаты опытно-промышленных работ по внедрению технологии ограничения водопритока на примере закачивания растворов алюмохлорида. 'у

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности технологии применения водоизолирующих составов на нефтяных месторождениях на поздней стадии эксплуатации"

Актуальность проблемы

Большая часть нефтяных месторождений Урало-Поволжья находится на поздней и завершающих стадиях разработки. Характерная особенность данных месторождений — значительное количество остаточных запасов, осложненное высокой обводненностью продукции скважин, большая часть которых относится к доли трудноизвлекаемых запасов. Они, в свою очередь, вызывают снижение эффективности мероприятий, проводимых на скважинах для интенсификации добычи нефти и ограничения водопритока. Вследствие этого актуальность повышения эффективности разработки сложнопостроенных месторождений нефти путем снижения объемов попутно добываемой воды и увеличения нефтеотдачи частично заводненных пластов становится весьма значимой.

Существенный вклад в развитие данного направления внесли: Алмаев Р.Х., Абызбаев И.И., Алтунина JI.K., Андреев В.Е., Антипин Ю.В., Батурин Ю.Е., Вахитов Г.Г., Габдуллин Р.Ф., Газизов А.Ш., Герштанский О.С., Горбунов А.Т., Жданов С.А., Ибатуллин P.P., Кадыров P.P., Карпов В.Б., Каушанский Д.А., Котенев Ю.А., Лозин Е.В., Мухаметшин В.Ш., Рогачев М.К., Романов Г.В., Сафонов Е.Н., Селимов Ф. А., Старковский А.В., Сургучев М.М., Токарев М.А., Тухтеев P.M., Уметбаев В.Г., Фазлыев Р.Т., Хайрединов Н.Ш. и др.

Проведенные теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, посвященные совершенствованию технологии ограничения и изоляции водопритоков в условиях сложнопостроенных месторождений, показывают необходимость выбора каких-то определенных критериев подбора скважин под обработку, возможность удешевления стоимости воздействия и сокращения сроков ее проведения. Цель работы

6 Разработка нормативной документации и внедрение новой технологии на эксплуатационных объектах.

Методы решения поставленных задач

Методика решения поставленных задач основывается:

1) на статистическом моделировании с использованием специализированного программного обеспечения «IZOL»;

3) экспериментальном моделировании технологических процессов на моделях пласта;

4) анализе и обобщении технологической эффективности промысловых работ на скважинах.

Научная новизна работы

1 Разработана новая полимерсодержащая композиция «COMBI-CAR», модифицированная комплексом растворов алюмохлорида различной концентрации с добавлением полиакриламида в сочетании с гидрализованным полиакрилонитрилом, позволившая получить новый эффект (более длительная и качественная изоляция водопромытых пропластков) от послойного расположения водоизолирующих реагентов.

Основные защищаемые положения

2 Подбор сочетания и целесообразных концентраций реагентов водоизоли-рующей композиции «COMBI-CAR» на основе результатов лабораторных исследований и промысловых работ.

4 Специализированное программное обеспечение «IZOL» для определения оптимальных и обоснованных объемов реагентов, входящих в состав композиции «COMBI-CAR» для проведения водоизоляционных работ и работ по интенсификации притока нефти в скважину.

Практическая ценность

1 Разработаны и внедрены рекомендации (временная инструкция по ограничению водопритока и интенсификации добычи нефти с применением полимер-солевого воздействия) для НГДУ «Прикамнефть» по повышению эффективности технологии применения комплексного водоизолирующего состава «COMBI-CAR» в конкретных геолого-физических условиях в добывающих скважинах на поздней стадии эксплуатации карбонатных коллекторов.

2 Разработано и внедрено в ТатНИПИнефть специальное программное обеспечение «IZOL», определяющее оптимальные и обоснованные объемы водоизолирующих реагентов для проведения водоизоляционных работ и работ по интенсификации притока нефти в скважину. Технология полимер-солевого воздействия прошла испытания на пяти эксплуатационных скважинах Татарстана.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались и обсуждались: на

Всероссийской научно-технической конференции «Современные технологии нефтегазового дела» (г. Октябрьский, 2007); III Международной научнотехнической конференции "Инфокоммуникационные технологии в науке, производстве и образовании (Инфоком-3)" (г. Кисловодск, 2008); 1-й

Международной заочной научно-практической конференции «Современные 6 проблемы науки» (г. Тамбов, 2008); XXI Международной научной конференции «Математические методы в технике и технологиях-ММТТ-21» (г. Саратов, 2008); научных конференциях Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Публикации

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Фаттахов, Ирик Галиханович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Проведенные исследования позволили получить следующие результаты:

2 На основе экспериментального моделирования определены блокирующие свойства состава «COMBI-CAR» с изменением последовательности закачки (увеличение давления прокачки до 1,5 раз) и применяемых реагентов (использование алюмохлорида с добавлением полиакриланитрила увеличивает закупоривающий эффект с 26% до 98%; применение всей последовательности полимер-солевой композиции дает во всех случаях 100% коэффициент изоляции) на водонасыщенных моделях пласта.

86 прирост дебита по нефти за месяц от комплекса геолого — физических и геолого - технологических условий (максимальное количество в группах включает 39 параметров).

4 Установлена различная степень влияния на дополнительную добычу нефти и продолжительность эффекта следующих факторов: водоизоляционный реагент, емкостно-фильтрационные свойства пласта, характеристики перфорации и кислотные обработки, значимость каждого колеблется от 15 до 45%. Обнаружено, что сложнопостроенность месторождений стало причиной того, что 30 % всех параметров, входящих в уравнения, связаны со специальными коэффициентами неоднородности, толщинными свойствами и условиями залегания пласта.

6 Достигнуты доступность и дешевизна водоизоляционных материалов и составных частей водоизолирующей композиции «COMBI-CAR», обеспечивающие снижение себестоимости ВИР и повышение их рентабельности.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фаттахов, Ирик Галиханович, Уфа

1. Абызбаев И. И. Группирование пластовых залежей нефти по основным геолого-промысловым параметрам // Геология нефти и газа.- 1985. -ЖЗ.-С.54-56.

2. Абызбаев И.И., Малишевская Л.В., Рамазанова А.А., Якименко Г.Х., Назмиев И.М. Применение технологии повышения нефтеотдачи на основе композиции осадкогелеобразующих растворов // Нефтяное хозяйство.- 2005.-№6.- С.100-103.

3. Абызбаев И.И., Назмиев И.М., Малишевская Л.В., Абызбаев Н.И. Метод подбора технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях АНК «Башнефть» // Нефтяное хозяйство.- 2005.- №11.- С.48-51.

4. Алмаев Р.Х. Научные основы и практика применения водоизолирующих и нефтевытесняющих химреагентов на обводненных месторождениях: Дис/ . докт. техн. наук.- М., 1994.

5. Алмаев Р.Х., Плотников И.Г., Назмиев И.М., Князев В.И. Щелочно-полимерное воздействие на пласт в условиях терригенных коллекторов Башкортостана // Нефтяное хозяйство.- 2005.- №2.- С.78-81.

6. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Нефтеорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой/Нефтяное хозяйство. 1995. -№4. -С. 10-12.

7. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой // Нефтяное хозяйство.- 1994. -№4.- С.36-39.

8. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1989.-213 с.

9. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Нугайбеков А.Г. и др. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти карбонатных коллекторов.- Уфа: УГНТУ, 1997.-137 с.

10. Ахметов А., Михальчук Т., Решетников А. и др. Физическое моделирование фильтрации водонефтяных эмульсий в пористой среде // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС, 2002, №4, с.25-31.

11. Аюпов А.Г., Шарифуллин А.В., Козин В.Г., Шакиров А.Н. Полимерные и углеводородные составы для повышения нефтеотдачи высокообводненных пластов // Нефтяное хозяйство.- 2003.- №6.- С.48-51.

12. Багринцева К.И., Ящук Г.Н. Анализ зависимости между фильтрующимися, емкостными свойствами и структурными параметрами карбонатных коллекторов порового типа // Геология нефти и газа. 1975. - №12. -С.42-44.

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

14. Баранов Ю.В. и др. Технология применения волокнисто-дисперсной системы — новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Нефтепром. дело. 1995. - № 2-3. - С. 38-41.

15. Белонин М.Д., Голубеева В.А., Скублов Т.Г. Факторный анализ в гелогии. М.: Недра, 1982. - 268 с.

16. Борисов Ю.П., Рябинина Э.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. -М.: Недра, 1976.-286 с.

17. Боровец О.И. Особенности процесса гелеобразования в полимиктовых коллекторах // Тр. / ВНИИ. 1991. - № 110. - С. 16-20.

18. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Любин JI.B. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М.: Недра, 1973. - 192 с.

19. Валитов М.З., Лайкам В.М., Наумова Г.В. Оценка коллекторских свойств продуктивных отложений северо-запада Башкирии. М.: РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. - 1978. - №5. - С.15-20.

20. Вердеревский Ю.Л., Головко С.Н., Борисова Н.Х. и др. Разработка и испытания селективного изолирующего состава и технологии его применения // Нефт. хоз-во. 1998. - № 2. - С. 31-34.

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

22. Габдуллин Р.Ф., Князев В.И., Мусин P.P., Багау С.Р., Гафуров О.Г., Рамазанова А.А., Мулюкова Р.И. Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе глинистой суспензии // Нефтяное хозяйство.- 2005.- №7.- С.92-94.

23. Газизов А.Ш., Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.-(Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело; Вып.20. — С. 47.

24. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами // Нефтяное хозяйство.- 1972.- №1.- С.44-48.

25. Газизов А.Ш. Разработка технологии воздействия на нефтенасыщенные пласты водоизолирующими реагентами: Дис. . докт. техн. наук.- Уфа: УГНТУ, 1988.-269 с.

26. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки. -М.: Недра, 1978. -278с.

27. Ганиев P.P., Сафин С.Г. Применение осадкообразующих композиций и ПАВ для увеличения нефтеотдачи высокотемпературных пластов // Нефт. хоз-во. -1994.-№7.-С.21 -22.

28. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников А.В. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида // Нефт. хоз-во.-1996.- № 2.- С.32-35.

29. Гафаров Ш.А., Салех С.К., Использование гелеобразующих композиций на основе цеолита, НС1 и КЛАВ (катамин АБ) для регулирования фильтрационных сопротивлений обводненных зон, http://www.ogbus.ru/authors/Gafarov/Gafarov 6 .pdf

30. Геологическое строение залежей нефти в карбонатных отложениях и изыскание методов интенсификации их разработки: Отчет, Уфа: БашНИПИнефть, 1978. - 276 с.

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

32. Городнов В.П., Арефьева Н.Б., Григорьев А.С. и др. Интенсификация добычи нефти на месторождении Узень с помощью водных мицеллярных растворов // Нефт. хоз-во. 1983. -№ 3. - С. 21-23.

33. Гусев С.В. и др. Результаты применения осадкообразующих реагентов для увеличения нефтеотдачи месторождений Сибири // Осн. направления научиссл. работ в нефт. пром-ти Зап. Си б./ АООТ «Сиб. НИИ» нефт. пром-ти. -Тюмень, 1995.- С. 79-88, 127.

34. Гусев С.В., Мазаев В.В., Коваль Я. В. Опыт применения осадкообразующих композиций для увеличения нефтеотдачи высокообводненных пластов Западной Сибири // Тр. / АООТ «СибНИИНП».-1996.-С. 60-63.

35. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н, Применение математической статистики в нефтепромысловой геологии. М.: Недра, 1977. -255 с.

36. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. -М.: Недра, 1983.- 189 с.

37. Дерябин В.В., Титов В.И., Гарейшина А.З. Биополимеры для нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. -90с.

38. Джавадян А.Н., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии к месторождениям Российской Федерации/ТНефтяное хозяйство.- 1993. -№10.- С.6.

39. Ибатуллин P.P., Глумов И.Ф., Хисаметдинов М.Р., Уваров С.Г. Биополимеры — полисахариды для увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство.- 2006.- №3.- С.46-47.

40. Иереског К.Г., Кновак Д.И., Реймент Р.А. Геологический факторный анализ: Пер. с англ. JL: Недра, 1980. - 224 с.

41. Каналин В.Г., Дементьев Л.Ф. Методика и практика ведения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях.-М.: Недра, 1982.-224 с.

42. Карпов В.Б., Осипов А.В., Землянский В.В., Суркова М.Л. Оценка риска применения технологии повышения нефтеотдачи ПГС РИТИН-10 // Нефтяное хозяйство.- 2004.- №6.- С.84-86.

43. Каушанский Д.А., Батырбаев М.Д., Утесинов Н.А., Мустафаев А.А., Рахатова К., Демьяновский В.Б. Промысловые испытания полимерно-гелевойтехнологии «Темпоскрин» в условиях нефтяного месторождения Узень // Нефтяное хозяйство.- 2003.- №3.- С.59-61.

44. Кисаев В.В. Адсорбция и потеря реагента при щелочном заводнении/Шефтяное хозяйство. -1983. № 9. - С. 5-6.

45. Кореняко А.В., Лукьянов Ю.В., Петров Н.А., Селективная изоляция водопритоков на скважинах полиуретановой композицией, http://www.ogbus.ru/authors/Korenyako/ Korenyakol .pdf

46. Котенов Ю.А. Научно-методические основы повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти с применением методов увеличения нефтеотдачи: Автореф. дисс. . докт. техн. наук: 25.00.17. Уфа: НИИнефтеотдача АН РБ, 2004. 48 с.

47. Котенов Ю.А., Селимов Ф.А., Блинов С.А., Чибисов А.В., Нугайбеков Р.А., Каптелинин О.В. Создание и результаты применения гелеобразующей композиции избирательного действия на месторождениях Урало-Поволжья // Нефтяное хозяйство.- 2004.- №6.- С.81-83.

48. Котенев Ю.А., Хлебников В.Н., Вафин Р.И. Исследование гидрофобных эмульсий. Сообщение I. Эмульсии для высокотемпературных нефтяных пластов // Башкирский химический журнал. 2004.

49. Котенев Ю.А., Хлебников В.Н. Исследование гидрофобных эмульсий. Сообщение II. Гидрофобная водонефтяная эмульсия на основе природного эмульгатора // Башкирский химический журнал. 2004.

50. Кульбак С. Теория информативности и статистики. М., «Наука», 1967, 408с.

51. Курочкин Б.М., Сафиуллин Р.А., Гилязов Ш.Я. и др. Применение ГПТС при изоляционных работах в скважинах // Бурение.-1998.-№12.-С. 15-18.

52. Курочкин Б.М., Хисамов Р.С., Ахметов Н.З., Кандаурова Г.Ф., Манапов И.З. Опытное применение водонабухающего полимера при очаговом заводнении // Нефтяное хозяйство.- 2003.- №7.- С.68-72.

53. Максимов С.П., Киров В.А., Клубов В.А. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. М.: Недра. — 1970.-801 с.

54. Маляренко А.И., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ. - 1987. - (Обзор.инфор. Сер. Нефтепромысловое дело).

55. Менковский М.А., Шварцман JI.A. Физическая и коллоидная химия. М.: Химия, 1981.-296 с.

56. Мерзляков В. Ф. Обоснование и совершенствование технологий разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.- 267с.

57. Миллер P.JL, Кан Дж. Статистический анализ в геологических науках. -М.: Мир, 1965.-250 с.

58. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М., «Недра», 1977, 229с.

59. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.Ж., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем в нефтегазодобыче. Уфа: Гил ем, 1999. - С. 414-419.

60. Михневич В.Г. и др. Результаты щелочного заводнения на месторождениях Пермской области // Нефтяное хозяйство.- 1994.-№ 6. С. 2629.

61. Мурзагулова Д.Р., Алмаев Р.Х. // Научные исследования и практика совершенствования эксплуатации нефтяных месторождений Республики Башкортостан. Уфа, 2005. - Вып. 117. - С. 13-15. - (Тр. Геопроект)

62. Мухаметзянов Р.Н., Сафин С.Г., Каюмов JI.X. Промысловые испытания эмульсионных композиций для выравнивания профиля приемистостинагнетательных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1999. — № 4. — с.30-32.

63. Мухаметшин В.Ш., Дифференциация и группирование сложнопостроенных залежей при решении задач разработки. Уфа: УГНТУ, 2003.- 85 с.

64. Овсюков А.В., Гарифуллин М.Г., Максимова Т.Н. и др. Возможность применения гелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента//Нефтепром. дело.- 1997.- № 1.- С. 28-31.

65. Овсюков А.В., Максимова Т.Н., Блинов С.А. и др. Исследование водо-изолирующих свойств гелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента //Нефтепром. дело. 1997.- № 2.- С. 5-7.

66. Отчет о научно-исследовательской работе. Анализ и расчет технологических показателей разработки по месторождениям и объектам разработки АНК Башнефть. Месторождения НГДУ Октябрьскнефть. 1998 г, 15с.

67. Пат. РФ № 1587986, МКИ 6 Е 21 В 43/22 Гелеобразующая композиция для регулирования фронта заводнения продуктивного пласта/ Б.Е. Доброскок и др. -№ 4641511/03, Заявл. 25.01.89; Опубл. 20.02.94. Бюл. № 5.

68. Пат. РФ № 1694859. Вязкоупругий состав многоцелевого назначения/Я.В. Платонова, Н.В. Крикунов, О.А. Караев и др. Б.И.-1991. - № 44.

69. Пат. РФ № 2052075, МКИ 6 Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав / Н.Б. Савенок. -№ 93015435/03, Заявл. 24.03.93; Опубл. 10.96. Бюл. № 1.

70. Пат. РФ № 2069260 Е 21 В 43/ 22. Способ увеличения нефтеотдачи. Приоритет 14.02.94. Опубликовано 20.11.96. Бюл.№32. / P.P. Ганиев, В.Н. Хлебников, Г.Х.Якименко и др.

71. Патент РФ № 2086758. Способ разработки нефтяного пласта/О.Г. Гафуров, Я.Г. Мухтаров, Р.Г. Ширгазин и др.

72. Пат. РФ № 2097537 Е 21 В 43/22. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков. Приоритет 09.02.95.

73. Опубликовано 27.11.97. Бюл.№33 / Р.Р.Ганиев, В.Н. Хлебников, Г.ХЛкименко и др.

74. Пат. РФ № 2097539 Е 21 В 43/22. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков. Приоритет 09.02.95. Опубликовано 27.11.97. Бюл.№33 / P.P. Ганиев, В.Н. Хлебников, Г.Х.Якименко и др.

75. Пат. РФ № 2097540 Е 21 В 43/22. Способ повышения нефтеотдачи пластов / P.P. Ганиев, В.Н. Хлебников, Г.Х. Якименко и др. Приоритет 09.02.95. Опубликовано 27.11.97. Бюл. №33.

76. Пат. РФ № 2097541 Е 21 В 43/22. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков. Приоритет 10.02.95. Опубликовано 27.11.97. Бюл.№33 / P.P. Ганиев, В.Н. Хлебников, Г.Х.Якименко и др.

77. Пат. РФ № 2143551. Гелеобразующий состав для регулирования проницаемости пластов/Ф.А. Селимое и др. -5.И. -1999. -№36.

78. Пат. РФ № 2143551, МКИ 6 Е 22 В 32/144. Состав для повышения нефтеотдачи / Ф.А. Селимов, А.В. Овсюков, А.Г. Телин и др. № 97121318, Заявл. 05.12.97.

79. Пат. РФ № 2181427. Гелеобразующий состав для регулирования проницаемости пластов/Ф.А. Селимов и др. Б.И. 2002. -№11.

80. Пат. РФ № 2273663. Способ вытеснения нефти из пласта.

81. Пат. США. 4676930, МКИ Е 21 В 43/22, НКИ 252/315.3 Гелеобразные системы с использованием циркониевых соединений в качестве сшивающих добавок для увеличения нефтеотдачи / Shup., M.Wsroiek № 780052, Опубл. 30.01.87.

82. Пат. США. 4903767, МКИ 4 Е 21 В 33/138, Е 21 В 43/22 Селективное гелеобразование полимера для контроля профиля приемистости при закачке С02 / Shu Р. № 292128; Заявл. 30.12.88; Опубл. 27.02.90.

83. Пат. США. 4926243, МКИ 5 Е 21 В 33/138. Метод выравниваниязакачки гелеобразующих композиций / Hoskin D.N.- № 322337; Заявл. 10.03.89; Опубл. 22.05.90; НКИ 166/270.

84. Пат. США. 4928766, МКИ 5Е21ВЗ 3/138. Стабилизирующие агенты для контроля гелеобразования / Hoskin D.N.- № 311303; Заявл. 16.02.89; Опубл. 29.05.90; НКИ 166/270.

85. Пат. США. 4964463, МКИ 5 Е 21, В 33/138. Гель на основе сшитого поливинилового сополимера для регулирования проницаемости пластов (при жестких пластовых условиях) / Shu Р. № 422199; Заявл. 16.10.89; Опубл. Ш 0.90; ЖИ 166/270.

86. Пат. США. 502834, МКИ 5 Е 21 В 43/22/ Стабилизирующий агент улучшенного качества для геля, управляющего распределением проницаемости в коллекторе, и полимерного геля. № 497367; Заявл. 22.03.90; Опубл. 02.07.91 / Hoskin D.N.

87. Пат. США. 5082056, МКИ 5 Е 21 В 43/22; Е 21 В 33/138. Обратимый в пласте структурированный полимерный гель для повышения углеводородоотдачи / Tackett J.E. № 598293; Заявл. 16.10.1990; Опубл. 21.10.1992; НКИ 166/295.

88. Пат. США. 5156214, МКИ 5 Е 21 В 33/138. Метод придания селективности полимерным гелевым системам / Hoskin D.N., SifVerman T.R.-628042; Заявл. 17.12.90; Опубл. 20.10.92.

89. Пат. США. 516955, МКИ 5 В01 Т 13/00; F 21 В 33/138. Метод формирования высоковязкого геля / Naae D.G., Whittington Е.К. № 813543; заявл. 26.12.91; Опубл. 08.12.92.

90. Применение новых водоизолирующих материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины, Тематические научно-технические обзоры, 1977г., Москва, ВНИИОЭНГ

91. Разживин Д.А., Абдулмазитов Р.Г. Выявление геологических тел по трехмерной модели объекта разработки для проектирования методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство.- 2004.- №10.- С.51-53.

92. РД 16-15283860-013-2004. Инструкция по применению технологии на основе композиции осадкогелеобразующих растворов (КОГОР) для повышения нефтеотдачи пластов. Уфа: Башнипинефть, 2004. — 13 с.

93. Рогачев М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти. Уфа: изд. «Гилем», 1999, 75 с.

94. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х., Базекина Л.В., Плотников И.Г., Назмиев И.М., Князев В.И. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи в условиях Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство.- 2005.- №7.- С.88-91.

95. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИД АНК «Башнефть», 1997. - 424 с.

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

97. Селективная изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах, Тематические научно-технические обзоры, 1977г., Москва, ВНИИОЭНГ

98. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Брагина Н.Н., Федорова И.Л., Любимцева О.Г. Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи // Нефт. хоз-во. 1998. - № 2. - С. 3538.

99. Старковский А.В., Рогова Т.С. Эффективность применения силикатного геля для повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство.- 2004.- №4.-С.42-44.

100. СТП 03-09-2004. Стандарт предприятия технология гипано-кислотной обработки карбонатных коллекторов с высокой обводненностью. ОАО «АНК «Башнефть». 2004 г, 17с.

101. Ступоченко В.Е., Соркин А .Я., Кан В.А., Дябин А.Г., Погосян А.Б. Применение потокорегулирующих технологий для повышения эффективности разработки высокообводненных пластов // Нефтяное хозяйство.- 2005.- №11.-С.48-51.

102. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.- 308 с.

103. Сургучев М.Л, Гомзиков Н.А. Статистические модели для определения нефтеотдачи пластов.- М.: РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. 1975. - №10. - С. 32-34.

104. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.И. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991.-347 с.

105. Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура А.В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов.- М.: Недра, 1987. 230 с.

106. Сыртланов А.Ш., Баймухаметов К.С., Тимашев Э.М. Обобщение опыта разработки крупных нефтяных месторождений севера Башкирии в терригенных толщах нижнего карбона. Уфа: Башнипинефть, 1990. - Т. 3, 4, 5. - 138 с.

107. Токарев М.А. Использование геолого-статических моделей для контроля текущей нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1983. - №11. - С.35-39.

108. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснениин нефти водой.- М.: «Недра», 1990,- 267с.

109. Токарев М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта. Уфа: Изд. Уфим. нефт. ин-та, 1983.-66 с.

110. Федоров К.М., Шарафутдинов Р.Ф. О неизотермическом вытеснении нефти из пористой среды водой и газом. М.: Недра, 1986. - 99 с.

111. Филиппов В.П., Жданов С.А. Создание и внедрение технологий нефтеизвлечения // Нефть и капитал. 1997.- №6.- С.80-82.

112. Фридман Г.Б., Собанова О.Б., Федорова И.Л., Николаев В.И. Применение водных композиций ПАВ с высоким моющим действием для увеличения приемистости скважин и нефтеотдачи пластов // Нефт. хоз-во. — 1998. — № 2. — С. 29-30.

113. Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде. М.: ВНИИОЭНГ.- 1991.- (Обзорная информ. Сер. геология, геофизика; Вып.2 (37).

114. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенов Ю.А. Осадгагелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции. Уфа: УГНТУ, 2000. -138 с.

115. Хутмуллин Ф. X., Назмиев И. М., Андреев В. Е. и др. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана.- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999.- 284 с.

116. Чижов А.П., Султанов Ш.Х., Вафин Р.И., Нугайбеков А.Г. Группирование объектов разработки месторождений Бирской седловины // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, 2007. № 2.-С. 16-21.

117. Швецов И.А., Бакаев Г. и др. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт //Нефтяное хозяйство. -1994.-№4.-С.37-40.

118. Швецов И.А., Манырин В.Н, Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Самара: Самарское кн. изд-во, 2000.-150 с.

119. Шувалов А.В., Гайсин Д.К., Жданов Н.В., Онегова Т.С. Внедрение комплексной биотехнологии для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство.- 2007.- №4.- С.39-41.

120. Щербинин В.Г., Токарев М.А., Каримов М.Ш. Прогнозирование продуктивности залежей нефти по геолого-физической характеристике пласта.-М.: РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. -1981,-№5.-С. 19-21.

121. Якименко Г.Х., Гафуров О.Г., Мухтаров Я.Г. и др.Статистический анализ результатов внедрения осадкогелеобразующих технологий на месторождениях Башкортостана // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 1998. -№12.

Информация о работе

Фаттахов, Ирик Галиханович
кандидата технических наук
Уфа, 2010
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности технологии применения водоизолирующих составов на нефтяных месторождениях на поздней стадии эксплуатации - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы