Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение продуктивности добывающих скважин с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение продуктивности добывающих скважин с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии"

УДК 622.276

На правах рукописи

ГАФАРОВ АЛЬБЕРТ ШАМИЛЕВИЧ

0034636Б4

ПОВЫШЕНИЕ ПРОДУКТИВНОСТИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КИСЛОТООБРАЗУЮЩЕЙ ГИДРОФОБНОЙ ЭМУЛЬСИИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2009

003463664

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Андреев Вадим Евгеньевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Нугаев Раис Янфурович

- кандидат технических наук Галлямов Ирек Мунирович

Ведущая организация - НПО «Нефтегазтехнология»

Защита диссертации состоится 27 марта 2009 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, д. 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 26 февраля 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук

V

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В общем балансе разведанных и находящихся в разработке нефтяных и нефтегазовых залежей России карбонатные коллекторы содержат значительные запасы нефти.

Разработка месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам, характеризуется низкими темпами отбора нефти, невысокими значениями коэффициента извлечения нефти. Это связано со сложностью геологического строения, неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами пластов, высокой вязкостью нефти и пр. Из этого следует, что повышение эффективности разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах имеет важное народнохозяйственное значение и в последние годы является приоритетной задачей научно-практической деятельности многих коллективов. Научно-исследовательские и опытно-промышленные работы в этом направлении связаны, прежде всего, с разработкой и внедрением новых технологий обработки призабойной и удаленной зон пласта.

Существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин в карбонатных коллекторах. Наибольшее распространение на промыслах получили соляно-кислотные технологии и их модификации. Последние играют огромную роль в интенсификации добычи нефти. Объемы их использования настолько велики, что по суммарному эффекту дополнительно добытой нефти из залежи их приравнивают к методам повышения нефтеотдачи пластов.

Способность к растворению нефтесодержащих пород, возможность использования в различных геолого-физических условиях и на различных стадиях разработки месторождения, технологичность и доступность реагента - соляной кислоты - делают этот вид обработок в карбонатных пластах более выгодным и распространенным по сравнению с другими.

Однако технологии с использованием соляной кислоты характеризуются и существенными недостатками: низким охватом воздействия по толщине и глубине пласта растворами соляной кислоты, высокой коррозионной активностью к металлическому оборудованию, снижением эффективности обработок призабойной

зоны пласта (ПЗС) в два и более раз при росте обводненности продукции свыше 30...40 %. В залежах, работающих на режиме истощения при Рпл<Р„аС, эффективность кислотных обработок невысока, так как низкие пластовые давления не обеспечивают качественного удаления продуктов реакции из ПЗС, а выделение газовой фазы из нефти в пласте снижает ее фазовую проницаемость и раньше времени приводит к образованию и выделению асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО).

В связи с этим дальнейшее повышение эффективности соляно-кислотных методов воздействия на карбонатный пласт, особенно в осложненных условиях (в условиях высокой обводненности продукции скважин, наличия свободной газовой фазы в отбираемой продукции, отложений АСПО в ПЗС), требует совершенствования существующих и создания новых технологий. При этом наилучшими технологиями будут те, которые обеспечат комплексное воздействие на пласт.

Цель работы - разработка технологий повышения продуктивности нефтяных скважин при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии (КОГЭ) на основе использования жидких углеводородов (ЖУ) «пентаны + высшие».

Основные задачи исследований:

1. Установление «времени жизни» кислотообразующей гидрофобной эмульсии и характера её взаимодействия с породой коллектора;

2. Исследование влияния ингредиентов кислотообразующей гидрофобной эмульсии на свойства и параметры пластовой нефти - на давление насыщения нефти газом, на растворимость асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти, на фазовую проницаемость породы по нефти;

3. Экспериментальное изучение возможности использования КОГЭ для двухрастворной обработки неоднородных карбонатных коллекторов;

4. Установление оптимальных геолого-физических условий для использования КОГЭ, разработка временной инструкции по обработке ПЗС кислотообразующей эмульсией и проведение опытно-промышленного внедрения предложенных технологий.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались с использованием современных стандартных физических и физико-химических лабораторных и промысловых методов исследований. При анализе результатов исследований применялись методы математической статистики с привлечением современных программных продуктов.

Научная новизна результатов работы

1. На основе статистической обработки экспериментальных данных выведены аналитические зависимости, позволяющие получать составы кислотообразующей гидрофобной эмульсии с заданными значениями вязкости и объёмного содержания образуемой соляной кислоты.

2. Уточнен механизм взаимодействия кислотообразующей гидрофобной эмульсии с породой коллектора: образуемая после распада эмульсии соляная кислота будет расширять не только поровые каналы и их проходные сечения, но и образовывать новые каверны.

3. Показано, что искусственное обогащение пластовой нефти жидкими углеводородами «пентаны + высшие» приводит к снижению давления насыщения нефти газом и повышает фазовую проницаемость породы по нефти.

4. Предложены технологии обработок ПЗС в условиях пластовых давлений ниже давления насыщения нефти газом на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие».

5. Установлены геолого-физические характеристики продуктивных пластов -тип коллектора, характер неоднородности, соотношение проницаемостей в различных слоях коллектора, температура пласта, вязкость нефти - для эффективного использования кислотообразующей гидрофобной эмульсии.

Основные защищаемые положения:

• аналитические зависимости, позволяющие получать составы кислотообразующей гидрофобной эмульсии с заданными свойствами;

• результаты исследований влияния составляющих кислотообразующей гидрофобной эмульсии после ее разложения на свойства и параметры нефти;

• результаты оценки «времени жизни» кислотообразующей гидрофобной эмульсии на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие» и характера ее взаимодействия с породой коллектора;

• результаты определения оптимальных геолого-физических характеристик продуктивных пластов для эффективного использования КОГЭ;

• новые технологии для обработки ПЗС в условиях пластовых давлений ниже давления насыщения нефти газом.

Практическая ценность результатов работы

Разработаны и внедрены:

1. Технологии повышения продуктивности малодебитных скважин при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом на основе использования жидких углеводородов «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии;

2. Временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей гидрофобной эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие».

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-практической конференции «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России (Уфа, 2005 г.); международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (Уфа, 2008 г.); на 59 научно-технической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2008 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 7 научных трудах.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка литературы, включающего 98 наименований, двух приложений. Работа изложена на 147 страницах машинописного текста, содержит 19 рисунков и 31 таблицу.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе проанализированы причины ухудшения состояния призабойной зоны скважин. На основе выполненного анализа расширена и уточнена классификация причин, ухудшающих состояние ШС. Классификация позволяет получить представление о характере и многочисленности факторов, отрицательно влияющих на производительность скважин с момента её строительства до окончания эксплуатации, осуществить целенаправленный поиск имеющихся методов для их устранения либо создать новые более эффективные технологии.

Рассмотрена эффективность используемых соляно-кислотных методов воздействия на ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами. Выполненный анализ показал, что большинство методов воздействия эффективны и положительно решают проблему стабилизации и повышения продуктивности скважин для вполне конкретных геолого-физических условий.

Значительный вклад в развитие и совершенствование кислотных методов воздействия на призабойную зону скважин внесли Амиян В.А., Андреев В.Е., Антипин Ю.В., Аширов К.Б., Бакиров Н.М., Блюм Р.Г., Валеев М.Д., Вердеревский Ю. J1., Выжигин Г.Б., Дияшев Р.Н., Галлямов И.М., Гарифуллин Ш.С., Глазова В.М., Глущенко В.Н., Жданов С.А., Жеребцов Е.П., Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов Г.З., Илюков В.А., Комиссаров А.И., Кувандыков И.Ш., Кудинов В.И., Логинов Б.Г., Лозин Е.В., Лысенко В.Ф., Максимов Н.И., Мищенко И.Т., Мищенков И.С., Малышев Л.Г., Муслимов Р.Х., Мухаметшин В.Ш., Нугаев Р.Я., Орлов Г.А., Сучков Б.М., Сонич В.П., Сидоровский В.А., Трахтман Г.И., Телин А.Г., Токарев М.А., Уголев B.C., Уметбаев В.Г., Фазлыев Р.Т., Фахретдинов Р.Н., Федоров K.M., Хавкин А .Я., Хайрединов Н.Ш., Хазипов Р.Х., Хисамов P.C., Хисамутдинов Н.И. и многие другие.

Вместе с тем в технической литературе недостаточно внимания уделено вопросам стабилизации и повышения производительности добывающих скважин на залежах, разрабатываемых на режиме истощения, где использование искусственного поддержания пластового давления сдерживается объективными причинами.

Появление свободной газовой фазы при пластовом давлении (Рпл) ниже давления насыщения (Рнас) снижает фазовую проницаемость по нефти и вызывает ряд дополнительных осложнений, негативно влияющих на работу скважины, а именно:

• процесс адиабатического расширения газа в пластовых условиях ведет к общему снижению температуры призабойной зоны пласта;

• за счет глубокого дросселирования выделившегося из нефти газа происходит дополнительное охлаждение ПЗС (эффект Джоуля-Томпсона);

• выделение из нефти растворенного газа, снижение температуры пласта ведут к более раннему и активному выпадению в призабойной зоне скважины и внутрискважинном оборудовании асфальтосмолистых и парафиновых отложений;

• создает условия для образования высоковязких, устойчивых к разложению водо- и газонефтяных эмульсий.

Для предотвращения указанных негативных явлений и обеспечения рентабельной работы добывающих скважин при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом предложен способ воздействия на призабойную зону скважины. Суть метода состоит в следующем. В призабойной зоне скважины искусственно создается повышенное содержание жидких углеводородов «пентаны + высшие», в качестве которых использовалось масло абсорбции -продукт извлечения тяжелых углеводородов из газов газоконденсатного месторождения с применением абсорбционных процессов на Оренбургском газоперерабатывающем заводе. Это приводит к снижению давления насыщения нефти газом и растворению свободной газовой фазы в нефти, что обеспечивает ее монофазную фильтрацию в ПЗС. Одновременно жидкие углеводороды

«пентаны + высшие» растворяют и удаляют отложившиеся в ПЗС асфальтосмолистые парафиновые отложения.

Закачку жидких углеводородов «пентаны + высшие» в призабойную зону скважины можно производить в составе и без кислотообразующей гидрофобной эмульсии.

Кислотообразующая гидрофобная эмульсия является высокодисперсной смесью жидких углеводородов «пентаны + высшие» и водной фазы. Водная фаза микроэмульсии представляет собой весьма тонкую (соразмерную с микропорами и микротрещинами пласта) дисперсию взаимно изолированных чередующихся глобул с растворенными компонентами А (М-ЦС1) и В (НСОН), способными после истечения «времени жизни» и разрушения микроэмульсии в пластовых условиях реагировать между собой с образованием соляной кислоты.

Использование жидких углеводородов «пентаны + высшие» в составе кислотообразующей эмульсии позволяет увеличить эффект воздействия на ПЗС за счет:

• доставки раствора соляной кислоты в более удаленные участки пласта;

• увеличения охвата обработкой продуктивной толщи пласта ПЗС;

• исключения коррозии внутрискважинного оборудования.

Был проведен комплекс лабораторных исследований для изучения и представления механизма воздействия на пласт жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии, а также для построения технологической схемы воздействия на пласт.

Во второй главе приводятся технологическая схема получения кислотообразующей гидрофобной эмульсии на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие», результаты исследований её физико-химических свойств, растворимости АСГ10 в жидких углеводородах «пентаны + высшие», материалы исследования динамики давления насыщения пластовой нефти при обогащении её жидкими углеводородами.

В работе предложена серия рецептур (образцов) гидрофобной кислотообразующей эмульсии.

На основе исследований выявлены аналитические зависимости с достаточно высокими значениями коэффициентов корреляции, отражающие изменения динамической вязкости микроэмульсии от объемной доли водной фазы либо плотности эмульсии. Использование зависимостей значительно облегчает выбор состава кислотообразующей эмульсии заданной вязкости при планировании работ по обработке ГОС.

Способность кислотообразующей эмульсии изменять свою вязкость в широких пределах в зависимости от объемного содержания в ней водных растворов является дополнительным положительным фактором. Манипулируя вязкостью, можно способствовать увеличению охвата пласта воздействием, особенно при двухрастворных схемах обработки ПЗС, когда последовательно за высоковязкой кислотообразующей эмульсией подаются менее вязкие растворы вплоть до раствора 15 %-ной соляной кислоты, обладающей наименьшей вязкостью.

Для изучения растворимости асфальтосмолистых и парафиновых компонентов в ЖУ «пентаны + высшие» (масле абсорбции) из различных добывающих скважин залежей Оренбургской области были отобраны глубинные пробы АСПО. Определение состава АСПО проводили методом Маркусона.

Исследования показали, что основными компонентами, входящими в состав АСПО, являются парафины. Смолы и особенно асфальтены составляют незначительную долго промыслового парафина. Изучение состава механических примесей выявило, что они состоят из сульфида железа - 40 % масс., карбонатов железа и кальция - 40 % масс, и нерастворимых в кислоте компонентов (оксидов металлов, соединений бария и др.) - 20 % масс.

Взаимодействие АС ПО с «пентанами + высшие» (маслом абсорбции) определялось гравиметрическим методом. Исследования показали, что растворение основной массы АСПО в масле абсорбции происходит достаточно динамично, а именно: 76,7 % масс, образца растворилось в течение 300 минут (5 часов). Полное растворение компонентов промыслового парафина произошло за 1800 минут (30 часов). Нерастворимый осадок составил 2,44 % масс.

Из результатов исследований можно сделать вывод, что гидрофобная составляющая кислотообразующей эмульсии после разложения последней в пласте будет способствовать: а) растворению и удалению из ПЗС выпавших АСПО; б) более быстрому контакту образуемой соляной кислоты с породой коллектора.

На основе полученных выводов можно рекомендовать масло абсорбции в качестве самостоятельного реагента для обработки нефтяных скважин, призабойная зона пласта которых осложнена отложениями промыслового парафина.

Как отмечалось ранее, использование предлагаемой технологии предполагает снижение давления насыщения нефти газом и обеспечение тем самым однофазной фильтрации в ПЗС. Данная гипотеза требовала экспериментального обоснования.

Исследование динамики изменения давления насыщения нефти газом при искусственном обогащении её жидкими углеводородами «пентаны + высшие» проводили на установке АСМ-ЗООМ, в которой воспроизводились условия нефтяного пласта. Аппаратура позволяла сохранить в отобранной пластовой нефти соотношения между жидкой и газовой фазами и, в процессе исследования этой пробы, выделить растворенный газ из нефти.

Исследуемыми нефтями являлись пластовые пробы нефтей из скважин 53 8Н и 14011Н залежей Оренбургской области, планируемых в последующем к воздействию предлагаемой технологией с целью искусственного снижения в ПЗС давления насыщения нефти газом.

После подготовки установки АСМ-ЗООМ к исследованиям определяли давление насыщения нефти газом без и с добавлением в состав нефти жидких углеводородов «пентаны + высшие» (масла абсорбции). После добавления масла абсорбции концентрация «пентанов + высшие» увеличилась для нефти скважины № 538Н на 7,32 % масс., для скважины № 14011Н - на 6,8 % масс.

Результаты изменения давления насыщения нефти газом до и после введения в пластовую пробу нефти ЖУ «пентаны + высшие» на примере скважины № 14011Н приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Физико-химические свойства и параметры нефти скважины № 14011Н до и после ее обогащения углеводородами «пентаны + высшие»

Свойства и параметры пластовой нефти До обогащения нефти ЖУ «пентаны+высшие» После обогащения нефти ЖУ «пентаны+высшие»

Содержание ЖУ «пентаны+высшие», % масс. 86,40 93,20

Давление насыщения, МПа 17,84 7,10

Газосодержание, м"7т 169,00 85,00

Плотность пластовой нефти, кг/м3 754,50 747,30

Вязкость дегазированной нефти, мПа-с 6,13 1,45

Анализ данных исследований показал, что увеличение содержания в нефти жидких углеводородов «пентаны + высшие» приводит к снижению давления насыщения нефти газом. Так, для нефти скважины № 538Н это снижение произошло с 7,30 до 3,80 МПа, а для нефти скважины № 14011Н - с 17,85 до 7,10 МПа. При этом одновременно наблюдалось уменьшение плотности, вязкости и относительного газосодержания нефти. Исходя из результатов исследований можно предположить, что уменьшение давления насыщения нефти газом будет способствовать повышению фазовой проницаемости породы по нефти в условиях эксплуатации скважины при давлениях ниже давления насыщения нефти газом.

Третья глава диссертационной работы посвящена установлению определяющих параметров технологий воздействия на ПЗС жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии. В рамках этой задачи исследовались «время жизни» кислотообразующей эмульсии, характер взаимодействия её с породой коллектора, изменение фазовой проницаемости породы по нефти после обогащения её «пентанами + высшие», возможность эффекгивного использования КОГЭ в двухрастворных технологиях воздействия на ПЗС в неоднородных коллекторах.

Для установления оптимального времени нахождения кислотообразующей гидрофобной эмульсии в пласте (оно складывается из времени «старения» и разложения КОГЭ, времени взаимодействия водных компонентов А и В с образованием НС1 и времени реакции последней с породой) были выполнены опыты в пористой среде и в свободном объеме.

Выполнение экспериментов в пористой среде позволило учесть молекулярно-поверхностные эффекты на границах раздела фаз, влияние структуры, смачиваемости порового пространства и т.п.

Суть исследований в пористой среде заключалась в фиксации интервала времени, при котором наблюдалось интенсивное выделение углекислого газа из модели пласта, означающего «старение» и разрушение эмульсии с образованием соляной кислоты. Для этого в нефтенасыщенную модель пласта закачивалась кислотообразующая эмульсия в количестве одного объема пор. Модель подсоединялась к прибору Кларка для фиксации начала разложения КОГЭ. Выбор прибора Кларка обосновывался его высокой точностью (+ 0,1 см3) и способностью измерять объем выделяющегося СОг в широком диапазоне - от долей до десятков кубических сантиметров.

В исследованиях в качестве пористой среды использовали насыпную модель пласта из очищенной дезинтегрированной карбонатной породы (фракция 0,04...0,07мм) ассельской залежи со следующими параметрами: длина - 0,3 м, диаметр - 0,04 м, пористость - 26,3 %, керосинопроницаемость - 1,2-10"12 м2.

Насыщение модели пласта производили нефтью скважины № 760Н той же залежи, которая характеризовалась следующими свойствами и составом: плотность и вязкость - соответственно 843 кг/м3 и 6,13 мПа-с при 20 °С, содержание парафина - 0,79 % масс., смол - 10,42 % масс., асфальтенов - 1,24 % масс. Эксперименты велись при давлении 0,1 МПа и пластовой температуре 35 °С.

При оценке «времени жизни» КОГЭ в свободном объеме к мерной бюретке прибора Кларка подключали реакционную колбу, куда заливали предварительно приготовленную эмульсию и помещали молотый порошок из естественных

карбонатных пород ассельской залежи (карбонатность - 98,2 %) в количестве, обеспечивающем полную нейтрализацию образуемой соляной кислоты.

Исследования показали, что кислотообразующие гидрофобные эмульсии являются весьма устойчивыми системами. Начало разложения эмульсии в свободном объеме (начальный участок кривой 1 рисунка 1) происходит через 6 часов, в то время как в структуре пор породы появление следов газа, а значит реагирование, наблюдается сразу же после внедрения КОГЭ в модель пласта (начальный участок кривой 2 рисунка 1). Подобное явление, вероятно, объясняется не столько «старением» и разложением эмульсии, сколько её механическим разрушением при входе в пористую среду. При закачке КОГЭ в ПЗС в результате деформации глобул водных фаз А и В могут происходить их дробление, разрушение и слияние с образованием соляной кислоты, которая и вступает в реакцию сразу на начальном этапе.

время, сут

Рисунок 1 - Динамика.дифференциального выделения углекислого газа

после разложения кислотообразующей гидрофобной эмульсии

Интенсивное разрушение эмульсии в свободном объеме начинается после 6...8 часов и характеризуется значительным выделением углекислого газа в течение 1 суток, которое, достигнув максимума к концу 2 суток, идет на убыль. При этом основное количество образуемой кислоты взаимодействует в условиях свободного объема в промежутке времени от 6 до 24 часов.

В структуре пористой среды разложение эмульсии с образованием соляной кислоты начинается с 18 часов и завершается через 2,5 суток, хотя выделение СОг происходит до 4 суток, что свидетельствует о продолжении разрушения КОГЭ. Характер разрушения эмульсии менее «взрывной», чем в свободном объеме, о чем свидетельствует кривая 2 на рисунке 1. Такое запаздывание в разрушении КОГЭ в структуре пор объясняется, с одной стороны, возможно, дополнительным упрочнением сольвагных оболочек вокруг глобул водных фаз А и В эмульсии за счет содержащихся в нефти активных компонентов и затруднения их смешивания для образования HCl, о чем свидетельствовали наличие микроглобул в вытесненной жидкости из модели пласта и кислая реакция у продуктов нейтрализации, с другой стороны, замедлением контакта образуемых кислот с подложкой породы коллектора из-за присутствия граничносвязанной нефти. В пользу последних утверждений говорит и тот факт, что количество выделившегося СОг при реакции HCl с породой в пористой среде меньше, чем в свободном объеме.

Полученные результаты позволяют заключить следующее.

1. Разложение кислотообразующей эмульсии в свободном объеме будет происходить по истечении 6...8 часов. Такой запас времени позволит осуществить закачку КОГЭ на офаниченной скорости во избежание возникновения высоких гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах и давлений в стволе скважины.

2. Время выдержки КОГЭ в пласте для обеспечения наиболее полного взаимодействия HCl с породой составляет примерно 4 суток. За это время произойдет растворение породы образовавшейся кислотой, взаимопроникновение ЖУ «пентаны + высшие» и нефти друг в друга (гидродинамическое, диффузное),

что позволит растворить в себе газовую фазу и отложившиеся в поре асфальтосмолистые и парафиновые вещества.

Исследование характера взаимодействия КОГЭ с породой коллектора проводили по следующей методике: в нефтенасыщенную составную модель пласта закачивали КОГЭ в количестве 1,2 от объема пор для более полного замещения нефти реагентом. Далее в одном случае реагент в модели выдерживали в течение 4 часов (как при технологии закачки 15 %-ного раствора HCl), в другом - в течение

4 суток (времени разложения эмульсии, образования и взаимодействия HCl с породой). Затем кернодержатель разбирали. Отмытые от нефти и углеводородов образцы породы промывали в дистиллированной воде, высушивали при 70 °С, доводили до комнатной температуры и оценивали керосинопроницаемость каждого образца составной модели до и после воздействия реагентом.

Подобные же опыты для сопоставления были выполнены и с закачкой 15- и

5 %-ных растворов I IC1. Использование 5 %-ного раствора HCl объяснялось тем, что его растворяющая способность была примерно адекватна растворяющей способности вырабатываемой более концентрированной, но в меньшем количестве, соляной кислоты в составе КОГЭ. Время выдерживания в модели соляно-кислотных растворов составляло 4 часа.

Эксперименты велись при пластовой температуре 35 °С и давлении 10 МПа (при параметрах, выше критических для СОг). Исследуемыми пористыми средами и жидкостями являлись образцы пород, искусственно полученные из помола узкой фракции естественных карбонатных пород ассельской залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Исследования показали, что при закачке в пласт растворов соляной кислоты последние начинают активно вступать в химическое взаимодействие с породой и резко повышают проницаемость, особенно во входной части пласта, о чем наглядно свидетельствуют кривые изменения относительных коэффициентов проницаемости моделей (рисунок 2).

я н о о

е &

5 о о, с

2 2

Й о.

= 0,0098х2 - 0,3671* + 5,9572 = 0,9998

= 0,0016х-0,0748х +2,4428 И2 = 0,9989

у = 0,0003х - 0,0187х+ 1,6636 И2 = 0,9948

у = 0,0001 х" - 0,0077х + 1,3063 И2 = 0,991 А--А-

8 10 12 Длина модели, см

14 16

18 20

- 1 - Раствор 15 %-ной соляной кислоты

- 2 - Раствор 5 %-ной соляной кислоты

- 3 - Раствор кислотообразующей эмульсии (время выдержки 4 часа)

- 4 - Раствор кислотообразующей эмульсии (время выдержки 96 часов)

Рисунок 2 - Изменение относительных проницаемостей по длине модели

пористой среды при воздействии на неё различными реагентами

Визуальный осмотр торцевой части образцов породы показал, что при закачке только активных соляно-кислотных растворов (особенно 15 %-ной концентрации) во входной части образуются каналы разъедания. Этого не наблюдается при закачке КОГЭ, что позволяет утверждать о более равномерном проникновении последней в пласт. При этом при непродолжительном контакте КОГЭ с породой (в течение 4 часов) не наблюдается существенного изменения проницаемости (рисунок 2, кривая 3), в то время как выдержка эмульсии в течение 4 суток (времени разложения КОГЭ и взаимодействия с породой) позволила увеличить относительную проницаемость модели на 30 % (рисунок 2, кривая 4).

Водные растворы соляной кислоты при закачке их в пласт поршнеобразно оттесняют нефть в глубь пласта, полностью заполняя поровое пространство и вступая по всему заполненному объему в химическое взаимодействие с породой. Отсюда увеличение диаметра порового канала по всей его длине и в целом рост проницаемости.

Несколько иной процесс воздействия на пластовую систему кислотообразующей гидрофобной эмульсией. При закачке КОГЭ водные компоненты А и В после разложения гидрофобной эмульсии образуют раствор соляной кислоты, который в составе горной породы может располагаться:

• в нижнем сечении порового канала в виде неразрывного сплошного слоя;

• в виде защемленных капель, четок, разделенных углеводородными жидкостями «пентаны + высшие» из-за проявления капиллярных сил в тонких порах.

Образуемая кислота, взаимодействуя с породой, будет расширять существующие поровые каналы, образовывать дополнительные микрокаверны, увеличивать диаме тры проходных каналов.

Исследования показали, что рассматриваемый способ доставки кислоты в пласт будет способствовать увеличению глубины воздействия на пласт реагентом из-за медленного распада эмульсии, т.к. традиционно используемые растворы соляной кислоты и их модификации значительно теряют свою активность уже при входе в пласт. При этом последние, образуя каналы разъедания, снижают охват

пласта воздействием. Исходя из изложенного и учитывая результаты предыдущих исследований (способность растворять АСПО, снижать давление насыщения нефти газом), можно ожидать большего эффекта от использования КОГЭ за счет дополнительного фактора - фактора увеличения проницаемости пород при взаимодействии образуемой НС1 с породой коллектора.

Для оценки изменения фазовой проницаемости породы по нефти при искусственном обогащении её жидкими углеводородами «пентаиы + высшие» был выполнен комплекс лабораторных исследований при следующих условиях:

• эксперимент № 1: моделирование 2-фазной фильтрации пластовой нефти (нефть + газ) в призабойной зоне скважин при Рпл < Рнлс;

• эксперимент № 2: осуществление однофазной фильтрации пластовой нефти в призабойной зоне пласта при Рпл >Р„Ж;

• эксперименты № 3 и № 4: моделирование фильтрации пластовой нефти, искусственно обогащенной жидкими углеводородами «пентаны + высшие», при различных вариантах изменения депрессии в ПЗС.

Исследования показали, что содержание свободной газовой фазы в пористой среде при фильтрации жидкости приводит к уменьшению фазовой проницаемости по нефти. В наших экспериментах это уменьшение составило с 0,396 до 0,220 мкм2, т.е. в 1,8 раза.

Искусственное обогащение исходной нефти жидкими углеводородами «пентаны + высшие» на 7 % масс, снизило давление насыщения нефти газом с 17,85 до 7,10 МПа. Это обеспечило её монофазную фильтрацию и, соответственно, более высокую фазовую проницаемость по нефти.

Снижение давления насыщения нефти газом при искусственном обогащении ее ЖУ «пентаны + высшие» позволяет дополнительно уменьшить давление на забое скважины, не опасаясь выделения свободной газовой фазы в структуре пор пласта.

Учитывая способность КОГЭ менять свою вязкость в широком диапазоне в зависимости от состава ингредиентов, нами исследовалась возможность использования ее в технологии двухрастворной обработки ПЗС.

Исследования велись на установках с двухслойной моделью пласта. Модель представляла собой два параллельных пропластка (гидродинамически не связанных) различной проницаемости. Исходные соотношения проницаемостей в пропластках модели пласта составляли 2,64; 5,49; 8,01; что примерно соответствовало реальным условиям в рассматриваемых продуктивных пластах.

Обработку призабойной зоны скважины моделировали с использованием двух технологий воздействия.

1. Вначале на неоднородную модель воздействовали 15 %-ным раствором соляной кислоты, имитируя однорастворную обработку ПЗС. Снимали показания приборов и определяли фильтрационные параметры модели пласта и пропластков.

2. Затем обработку неоднородной модели производили по двухрастворной технологии, воздействуя на модель последовательно высоковязкой, кислотообразующей гидрофобной эмульсией (ц = 50 мПа-с) и маловязким 15 %-ным раствором соляной кислоты. После удаления растворов из модели ПЗС вновь снимали показания.

Исследования показали, что обработка послойно-неоднородной по проницаемости модели пласта по однорастворной схеме только соляной кислотой хотя и приводит к росту проницаемости пропластка с низкими фильтрационными свойствами, тем не менее, этот рост незначителен и зависит от исходного соотношения проницаемостей в пропластках. Так, при исходном соотношении проницаемостей 2,64; 5,49; 8,01 увеличение проницаемостей в низкопроницаемых пропластках составило 13,7; 6,8 и 5,2 %. Здесь отмечается следующая закономерность: чем выше исходная неоднородность пропластков, тем большую неоднородность по проницаемости мы получаем при использовании раствора НС1, что, естественно, не создает условий для эффективной выработки малопроницаемых пропластков пласта.

Использование КОГЭ в технологии двухрастворного воздействия на ПЗС способствует увеличению охвата пласта воздействием, подключая в процесс низкопроницаемые участки ПЗС. Эффективность воздействия отмечается для

пропластков, проницаемость которых варьируется в пределах 0,03...0,50 мкм2 при соотношении проницаемости в них 1:7.

В четвертой главе приводятся результаты внедрения технологий воздействия на ПЗС на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие». Объектами обработки являлись пласты ассельской и среднекаменноугольной залежей Оренбургской области. Залежи представлены карбонатными коллекторами (плотными, пористыми, микротрещинноватыми), характеризующимися низкими значениями пористости и проницаемости: для ассельской залежи 13,0% и 0,0283 мкм2; среднекаменноугольной - 13,3 % и 0,0613 мкм2.

Насыщающие пласт нефти сернистые (1,2... 1,6 % масс.), парафинистые (2,8...20,0 % масс.), смолистые (5,4... 14,0 % масс.) с пластовой плотностью 728...836 кг/м3, вязкостью 0,82...1,64 мПа-с, начальной газонасыщенностью 127,4...172,9 м3/т и начальным газовым фактором 150. ..172 м3/т.

Режимы работы пластов рассматриваемых залежей газонапорные без поддержания пластового давления.

Залежи характеризуются высокими значениями давления насыщения, близкими к значениям начальных пластовых давлений, что довольно быстро привело в процессе разработки к их выравниванию, а в последующем - и к снижению пластовых давлений ниже давления насыщения: на ассельской залежи к моменту обработки скважин - на 10,6 %, среднекаменноугольной - на 13,7 %.

Малодебитные скважины (дебиты от 1 до 5 т/сут) составляют 60 % от действующего фонда скважин и обеспечивают лишь чуть более 20 % годовой добычи нефти.

Эксплуатация нефтяных скважин осложнена наличием свободного газа, поступаемого в скважину вместе с нефтью, парафиносмолистых отложений в ПЗС, насосно-компрессорпых трубах и промысловом оборудовании.

Работы по повышению производительности нефтяных скважин на основе ЖУ «пентаны + высшие» осуществлялись по двум технологиям:

• обработка призабойной зоны скважин только жидкими углеводородами «пентаны + высшие»;

• обработка призабойной зоны скважин жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии.

В качестве жидких углеводородов «пентаны + высшие» использовали масло абсорбции.

По первой технологии обработке были подвергнуты 7 добывающих скважин. Анализ показал, что все обработанные скважины дали положительный результат. Дебеты скважин по нефти выросли в диапазоне с 9 до 100 %, ив среднем на одну скважино-операцгао составили 9,5 т/сут против 7,1 т/сут до обработки.

Исследования скважины № 551Н на неустановившихся режимах фильтрации до и после закачки масла абсорбции в пласт показали изменения гидродинамических параметров работы пласта в призабойной зоне. Отмечается

ЛЛ1--Ч Л ЛГ*\ МКМ 2 • М

увеличение гидропроводности с 0,412 до 0,452 -, пьезопроводности

мПа • с

призабойной зоны скважины при практически неизменных гидродинамических параметрах удаленной зоны пласта. Коэффициент продуктивности скважины увеличился в 4,2 раза.

Наиболее значимое повышение суточных дебитов отмечается при обработке ПЗС жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии. По этой технологии были обработаны две скважины: № 760Н (ассельской залежи) и № 14054Н (среднекаменноугольной залежи).

Анализ результатов воздействия показал, что дебиты скважин выросли в 3,5 (скважина № 760Н) и в 2,5 (скважина № 14054Н) раза. Более существенное увеличение дебитов скважин по данной технологии объясняется улучшением фильтрационных свойств породы ПЗС за счет взаимодействия её с соляной кислотой, образуемой в результате разложения КОГЭ.

Лабораторный анализ глубинных проб нефти по свойствам и компонентному составу газа сепарации, дегазированной и пластовой нефтей скважин, обработанных КОП), позволяет отметить следующее:

• увеличение в составах нефти и попутнодобываемого газа доли неуглеводородных газов, в частности СО2, что свидетельствует о происходящих в ПЗС реакциях взаимодействия образуемой НС1 с породой коллектора;

• рост содержания в пластовой и дегазированной нефтях жидких углеводородов «пеитаны + высшие», указывающий на смешение в пласте закачиваемого масла абсорбции с нефтью;

• повышение молярной массы пластовой и дегазированной нефтей, свидетельствующее о растворении и удалении из ПЗС отложившихся асфальтосмолистых и парафиновых компонентов.

Результаты промысловых исследований, изучение составов пластовых проб нефти до и после промышленных обработок скважин по указанным технологиям подтверждают обоснованность выполненных теоретических и лабораторно-экспериментальных исследований и выводов о многофакторности воздействия на ПЗС жидкими углеводородами «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии.

На основе комплексных исследований определены оптимальные геолого-физические условия для эффективного использования представленных технологий воздействия и разработана временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие».

Основные выводы

1. Разрботаиы технологии с использованием жидких углеводородов «пентаны + высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии для стабилизации и увеличения коэффициента продуктивности низкодебитных скважин в карбонатных коллекторах залежей, разрабатываемых на режиме

ИСТОЩеНИЯ При Рш< Риге.

2. На основе статистической обработки экспериментальных данных выявлены аналитические зависимости, позволяющие получать гидрофобную эмульсию с заданными значениями вязкости и объемного содержания образуемой соляной кислоты.

3. Установлены время разложения КОГЭ в пласте и характер её взаимодействия с породой. Показано, что в пористой среде разложение эмульсии с образованием соляной кислоты начинается с 18-ого часа после её изготовления и завершается через 4 суток.

4. Исследовано влияние ингредиентов КОГЭ после её разложения на свойства и параметры пластовой нефти. Установлено:

а) обогащение нефти жидкими углеводородами «пентаны + высшие», например с 86,2 до 93,2 % масс., приводит к снижению давления насыщения в зависимости от состава нефти в 2,0...7,5 раз. При этом отмечается уменьшение плотности, вязкости и относительного газосодержания нефти;

б) гидрофобная составляющая КОГЭ, обладая свойствами растворителя, достаточно динамично растворяет АСПО. Так, 76,7 % масс. АСПО ассельской залежи растворяется в течение 5 часов. Полное растворение компонентов происходит за 30 часов.

5. Искусственное увеличение количества жидких углеводородов «пентаны + высшие» в составе фильтрующейся в модели пласта двухфазной системы «нефть + газ» приводит к монофазной фильтрации нефти. При этом расход пластовой нефти увеличивается в 2 раза, фазовая проницаемость по нефти - на 73 %.

6. На базе теоретических, лабораторно-экспериментальных и промысловых исследований:

• определены оптимальные геолого-физические условия для применения рекомендованных технологий;

• разработана временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей гидрофобной эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны + высшие».

7. Внедрение технологий на девяти добывающих скважинах Оренбургской области повысило в среднем на 50 % дебиты скважин по нефти, позволило получить 8166,54 т дополнительно добытой нефти, увеличить чистую прибыль предприятия на 10046,5 тыс. руб.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Андреев В.Е., Гафаров А.Ш., Кувандыков И.Ш. Повышение продуктивности скважин, эксплуатирующихся при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом // НТЖ «Нефтегазовое дело». - 2008. - Т. 6. -№ 1.-С. 51-54.

• 2. Андреев В.Е., Гафаров А.Ш. Повышение производительности скважин при воздействии на призабойную зону скважин жидкими углеводородами «пентаны + высшие» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2008. - Вып. 3 (73). - С. 5-12.

3. Гафаров Ш.А., Кувандыков И.Ш., Гафаров А.Ш. Об установлении «времени жизни» кислотообразующей гидрофобной эмульсии в пористой среде // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Научн. тр. VI Конгресса нефтегазопромышленников России (Секция В). - Уфа: Изд-во «Монография», 2005. - С. 304 -307.

• 4. Гафаров А.Ш. Определение технологических параметров закачки кислотообразующей эмульсии в пласт // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа. Науч. тр. / Центр химической механики нефти АН РБ. - Уфа: Изд-во «Монография», 2008. - Вып. V. - С. 207-210.

5. Гафаров А.Ш. Оценка эффективности использования кислотообразующей гидрофобной эмульсии для повышения производительности скважин // Актуальные проблемы технических, естественных, гуманитарных наук. Матер. Междунар. научн.-техн. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - Вып. 3. - С. 28-30.

6. Гафаров А.Ш. Увеличение фазовой проницаемости породы по нефти в ПЗС при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом // Аюуальные проблемы технических, естественных, гуманитарных наук. Матер. Междунар. научн.-тсхн. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - Вып. 3. - С. 30-32.

7. Гафаров А.Ш. Реагент для повышения производительности скважин, осложненных отложениями АСПО // Сб. тез. докл. 59 научн.-техн. конф. студентов, аспирантов, молодых ученых УГНТУ. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008. - С. 206.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 19.02.2009 г. Бумага писчая. Заказ №81. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Гафаров, Альберт Шамилевич

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНЫХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА С КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ 1О

1.1 Причины ухудшающие фильтрационные свойства призабойной зоны скважин

1.2 Анализ эффективности соляно-кислотных воздействий на призабойную зону скважин в залежах с карбонатными коллекторами

2 ХАРАКТЕРИСТИКА КИСЛОТООБРАЗУЮЩЕЙ ГИДРОФОБНОЙ ЭМУЛЬСИИ И ВЛИЯНИЕ ЕЁ СОСТАВЛЯЮЩИХ НА СВОЙСТВА И ПАРАМЕТРЫ НЕФТИ

2.1 Получение кислотообразующей гидрофобной эмульсии и её физико-химическая характеристика

2.2 Исследование растворимости асфальтосмолистых веществ и парафинов в жидких углеводородах «пентаны+высшие»

2.3 Динамика изменения давления насыщения нефти газом при обогащении её жидкими углеводородами «пентаны+высшие» 54 Выводы

3 ЛАБОРАТОРНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ УСТАНОВЛЕНИЕ ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС КИСЛОТООБРАЗУЮЩЕЙ ГИДРОФОБНОЙ ЭМУЛЬСИЕЙ

3.1 Установление «времени жизни» кислотообразующей гидрофобной эмульсии в пористой среде

3.2 Экспериментальное исследование характера взаимодействия кислотообразующей эмульсии с породой коллектора

3.3 Исследование изменения фазовой проницаемости породы по нефти при искусственном обогащении её жидкими углеводородами «пентаны+высшие»

3.4 Обоснование эффективности использования кислотообразующей гидрофобной эмульсии в двухрастворных технологиях обработки ПЗП в неоднородных коллекторах

Выводы

4 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПЗС УГЛЕВОДОРОДАМИ

ПЕНТАНЫ+ВЫСШИЕ» В СОСТАВЕ И БЕЗ КИСЛОТООБРАЗУЮЩЕЙ ГИДРОФОБНОЙ ЭМУЛЬСИИ

4.1 Краткое геолого-физическое строение и характеристика объектов внедрения технологий интенсификации скважин

4.2 Приготовление и закачка в ПЗС технологических жидкостей на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие»

4.3 Анализ результатов промышленного внедрения технологий на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие» 119 Выводы 133 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 135 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 137 ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплутационных скважин кислотообразующей эмульсией на основе жидких углеводородов «петаны+высшие» 148 ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Справка по технико-экономической эффективности применения жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии в ГПУ ООО «Оренбурггазпром»

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

АСПК — асфальтосмолистые и парафиновые компоненты

АСПО — асфальтосмолистые и парафиновые отложения

ВНК - водонефтяной контакт

ГИС - геофизические исследования

ГНК — газонефтяной контакт

ГПЗ — газоперерабатывающий завод

ЖУ - жидкие углеводороды

КВД — кривая восстановления давления

КОГЭ — кислотообразующая гидрофобная эмульсия

КУС — кислотно-углеводородный состав

НГДУ — нефтегазодобывающее управление

НКТ - насосно-компрессорная труба

НКЭ — нефтекислотная эмульсия

ОАО - открытое акционерное общество

ОКЭ — обратная кислотная эмульсия

ОНГКМ — Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение

ООО — общество с ограниченной ответственностью

ОПЗ — обработка призабойной зоны

ПАВ - поверхностно-активное вещество

ПЗП - призабойная зона пласта

ПЗС - призабойная зона скважины

ПКО - пенокислотная обработка

ПСКО - пеносолянокислотная обработка

Рпл - пластовое давление

Рн - давление насыщения нефти газом

СВБ - сульфатвосстанавливающие бактерии

СЖК — синтетическая жирная кислота

СКО - соляно-кислотная обработка

СКМД - смесь кислотная медленного действия

СНГ — содружество независимых государств

ТГХВ — термогазохимическое воздействие

УВ - углеводороды

УДЭС - углеводородная эмульсионно-дисперсная система

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение продуктивности добывающих скважин с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии"

В общем балансе разведанных и находящихся в разработке нефтяных и нефтегазовых залежей России карбонатные коллектора содержат значительные запасы нефти.

Разработка месторождений приуроченных к карбонатным коллекторам характеризуется низкими темпами отбора нефти, невысокими значениями коэффициента извлечения нефти. Это связано со сложностью геологического строения, неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами пластов, высокой вязкостью нефти и др. Отсюда, повышение эффективности разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах имеет важное народнохозяйственное значение и в последние годы является приоритетной задачей научно-практической деятельности многих коллективов: Научно-исследовательские и опытно-промышленные работы в этом направлении связаны прежде всего с' разработкой и внедрением новых технологий обработки призабойной и удаленной зоны пласта.

В настоящее время существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин в карбонатных коллекторах.

Среди многообразия методов воздействия на призабойную зону скважин наибольшее применение нашли солянокислотные технологии. Способность к растворению нефтесодержащих пород, возможность использования в различных геологофизических условиях и на разных стадиях разработки месторождения, технологичность и доступность реагента - соляной кислоты — делает этот вид обработки в карбонатных пластах более выгодным и распространенным по сравнению с другими.

В то же время технологии с использованием соляной кислоты обладают существенными недостатками, снижающими эффективность их использования, а именно:

1. Низким охватом воздействия по толщине и глубине пласта растворами соляной кислоты. Добавки замедлителей и загустителей в состав кислотных растворов осложняют и удорожают кислотные технологии, несущественно уменьшая скорость их взаимодействия с породой коллектора;

2. Высокой коррозионной активностью кислотных растворов по отношению к металлическому оборудованию, требующее использования дорогостоящих ингибиторов;

3. Рост обводненности продукции скважин свыше 30-40% характеризуется снижением эффективности обработок ПЗС соляной кислотой в два и более раз;

4. В залежах, работающих на режиме истощения при пластовом давлении ниже давления насыщения, эффективность соляно-кислотных обработок недостаточно высока, так как низкие пластовые давления не способны обеспечить качественное удаление продуктов реакции из ПЗП, а наличие свободной газовой фазы в жидкости, поступающей в скважину, снижает фазовую проницаемость по нефти.

Исходя из сказанного, дальнейшее повышение эффективности соляно-кислотных методов воздействия на карбонатный пласт, особенно в осложненных условиях - в условиях высокой обводненности продукции скважин, наличия свободной газовой фазы в отбираемой продукции, отложений АСПО в ПЗС, требует совершенствования и создания новых технологий. При этом наилучшими технологиями будут те, которые обеспечат комплексное воздействие на пласт.

Цель диссертационной работы - разработка технологий повышения производительности нефтяных скважин при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом на основе использования жидких углеводородов «пентаны+высшие».

Основные задачи исследований:

1. Установление «времени жизни» кислотообразующей гидрофобной эмульсии и характера её взаимодействия с породой коллектора;

2. Исследование влияния ингредиентов кислотообразующей гидрофобной эмульсии на свойства и параметры пластовой нефти: на давление насыщения нефти газом, на растворимость асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти, на фазовую проницаемость породы по о нефти;

3. Экспериментальное изучение эффективности использования КОГЭ для двухрастворной обработки неоднородных карбонатных коллекторов;

4. Установление оптимальных геолого-физических условий для использования КОГЭ, написание временной инструкции по обработке ПЗС кислотообразующей эмульсией и проведение опытно-промышленного внедрения предложенных технологий.

Методы исследований.

Поставленные задачи решались с использованием современных стандартных физических и физико-химических лабораторных и промысловых методов исследований. При анализе результатов исследований применялись методы математической статистики с привлечением современных программных продуктов.

Научная новизна.

1. На основе статистической обработки экспериментальных данных выведены аналитические зависимости, позволяющие получать составы кислотообразующей гидрофобной эмульсии с заданными значениями вязкости и объёмного содержания образуемой соляной кислоты;

2. Уточнен механизм взаимодействия кислотообразующей гидрофобной эмульсии с породой коллектора: образуемая после распада эмульсии соляная кислота будет расширять не только поровые каналы и их проходные сечения, но и образовывать новые каверны;

3. Показано, что искусственное обогащение пластовой нефти жидкими углеводородами «пентаны+высшие» приводит к снижению давления насыщения нефти газом и повышает фазовую проницаемость породы по нефти;

4. Предложены технологии обработок ПЗС в условиях пластовых давлений ниже давления насыщения нефти газом на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие»;

5. Установлены геолого-физические характеристики продуктивных пластов — тип коллектора, характер неоднородности, соотношение проницаемостей в различных слоях коллектора, температура пласта, вязкость нефти для эффективного использования кислотообразующей гидрофобной эмульсии.

Практическая ценность

Разработаны и внедрены:

1. Технологии повышения продуктивности малодебитных скважин при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом на основе использования жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии;

2. Временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей гидрофобной эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на VI Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Уфа, 2005г.); международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (Уфа, 2008г.); на 59-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых, УГНТУ (Уфа, 2008г.)

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 7 печатных работах, в том числе: в 4 статьях и тезисах 3 докладов на научных конференциях.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Изложена на 147 страницах

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Гафаров, Альберт Шамилевич

Основные выводы

1. Предложены составы и технологии с использованием жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии для стабилизации и увеличения коэффициента продуктивности низкодебитных скважин в карбонатных залежах, разрабатываемых на режиме истощения при Рпл < Рнас;

2. На основе статистической обработки экспериментально-лабораторных данных выявлены аналитические зависимости, позволяющие получать составы кислотообразующей эмульсии с заданными значениями вязкости и объемного содержания образуемой соляной кислоты;

3. Установлены «время жизни» КОГЭ в пласте и характер ее взаимодействия с породой. Показано, что в структуре пористой среды интенсивное разложение эмульсии с образованием соляной кислоты начинается с 18-ого часа после ее изготовления и завершается через 4 суток;

4. Исследовано влияние ингредиентов КОГЭ после её разложения на свойства и параметры пластовой нефти. Установлено: а) обогащение нефти жидкими углеводородами «пентаны+высшие», например, с 86,2 до 93,2% масс, приводит к снижению давления насыщения в зависимости от состава нефти в 2,0 — 7,5 раз. При этом отмечается уменьшение плотности, вязкости и относительного газосодержания нефти; б) гидрофобная составляющая КОГЭ, обладая свойствами растворителя, достаточно динамично растворяет асфальтосмолистые и парафиновые отложения. Так, 76,7% масс. АСПО Ассельской залежи растворяется в течении 5 час. Полное растворение компонентов происходит за 30 час

5. Искусственное увеличение жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе фильтрующейся в модели пласта двухфазной системы «нефть+газ» приводит к монофазной фильтрации нефти. При этом расход пластовой нефти увеличивается в 2 раза, фазовая проницаемость по нефти-на 73%.

6. На базе теоретических, лабораторно-экспериментальных и промысловых исследований: а) определены оптимальные геолого-физические условия для применения рекомендованных технологий; б) разработана временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей гидрофобной эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие»

7. Внедрение технологий на девяти добывающих нефтяных скважинах залежей Оренбургской области повысило в среднем на 50,1% дебиты скважин по нефти, позволило получить 8166,54 т дополнительно добытой нефти, увеличить чистую прибыль предприятия на 10046,5 тыс.руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гафаров, Альберт Шамилевич, Уфа

1. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972. — 336с.

2. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пластов. М.: Недра, 1964. -266с.

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

4. Абдулин Ф.С. Повышение производительности скважин. — М.: Недра,1975.-264с.

5. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2000. - 653с.

6. Петров H.A. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных пластов /Под редакцией Конесева Г.В.: Петров H.A., Султанов В.Г., Давыдова И.Н., Конесев В.Г. Санкт-Петербург.: Недра, 2007. - 539с.

7. Зейгман Ю.В. Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений. — Уфа, Издательство УГНТУ, 2007. 232с.

8. Гафаров Ш.А. Использование продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья для стабилизации и подавления набухания глин //НТЖ «Нефтегазовое дело». Том 1 2003, http:/ www.ogbus.ru.

9. Кащавцев В.Е., Гатенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. — М.: Недра, 1985. -215с.

10. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними /Ш.К. Гиматудинов, Л.Х. Ибрагимов, Ю.П. Гатенбергер и др. Грозный: Издательство Чечено-Ингушского государственного университета. - 1985. - 88с.

11. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. — Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. — 168с.

12. Ибрагимов Н.Г. Осложнения в нефтедобыче /Под редакцией Н.Г. Ибрагимова, Е.И. Ишемгужина: Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др. Уфа: ООО «Издательство научно-технической литературы «Монография», 2003. — 302с.

13. Лялина Л.Б., Исаев М.Г. Формирование состава попутно— добываемых вод и их влияние на гипсоотложение при эксплуатации нефтяных скважин //Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. — 1983.-43с.

14. Meyers К.О. Conrol of Formation Damage at Prudhoe Bay, Alaska by Inhibitor Squeeze Teatment /К.О. Meyers, H.L. Skilman, G.D. Herring. -Copyright 1985 Society of Petrolium Enginers, 1996. p. 42-46.

15. Андреев B.E. Повышение эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных коллекторов /В.Е. Андреев, Ю.А. Котенев, Н.В. Щербинина Уфа 2005. - 138с.

16. Morgenthaler L.N. Formation Damage Tests of High Density Brine Completion Fluids /L.N. Morgenthaler, N.Mungan SPE 432436, Nov. 1986.-p. 31-34.

17. Wojtanowice A.K. Study on the Effect of Pore Blocking Mechanism on Formation Damage /А.К. Wojtanowice, Z. Krilov, J.P. Langlinais SPE 16233, Mar. 1987. - p. 8-10.

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

19. Галлямова Э.А. Исследование граничных слоев нефти на твердой поверхности //Дис. канд. техн. наук — Уфа, УГНТУ, 1972. — 147с.

20. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975. - 168с.

21. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2006. - 295с.

22. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А. Физика пласта: Учебное пособие. Уфа: Издательство УНИ, 1986. - 82с.

23. Гафаров Ш.А., Дьячук И.А. Исследование тиксотропных свойств аномальных нефтей при фильтрации в карбонатных пористых средах //Деп. в ВИНИТИ, М.: 1993. №1291 - 1993

24. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева P.C. Нефтяные дисперсные системы. — М.: Химия, 1990. 224с.

25. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. — М.: Недра, 1972. -200с.

26. Хабибуллин З.А. Оптимизация режима работы малодебитных скважин на залежах аномальных нефтей /З.А. Хабибуллин, P.A. Фасхутдинов, Э.М. Хусаинов Уфа: Изда-во УНИ. - 1989. - 70с.

27. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Кн. Издательство, 1996. — 440с.

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

29. Абызбаев И.И. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана /Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Уфа: Башкирское издательство «Китап», 1994. — 180с.

30. Абызбаев И.И., Сатаров М.М., Карцева A.B. Разработка нефтяных месторождений при режиме растворенного газа. М.: Гостоптехиздат, 1962.— 190с.

31. Кувандыков И.Ш. Исследование гидрофобных эмульсий. /И.Ш. Кувандыков, И.Я. Клюшин, Р.Г. Насырова, Е.П. Назарова //Нефтепромысловое дело, 1978. №3. - С. 13-15

32. Амиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян A.A. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. -М.: ВНИОЭНГ, 1977. 79с.

33. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. — М.: Недра, 1985. 184с.

34. Назаров В.Д. Физические основы выбора агента для заводнения нефтяных пластов карбонатного типа //Дис. канд. техн. наук; Уфа, фонды УГНТУ. - 1975. - 150с.

35. Кочешков A.A., Кусаков М.М., Лубман Н.М. Механизм капиллярной пропитки и капиллярного вытеснения в пористых средах //Изв. ВУЗов, серия «Нефть и газ», 1958. №11. С. 59 - 64.

36. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987. - 152с.

37. Обобщение опыта разработки нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами в АНК «Башнефть» /Лозин Е.В., Федорако А.Б., Родионов В.П. и др. //отчет о НИР Уфа: фонды «БашНИПИнефть» - 1998. - 198с.

38. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Галеев Р.Г. Комплекс технологий для стимуляции и повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов. /Сб. тр. Междун. конф. «Нефть и битумы». Казань, октябрь 1994г.

39. Галеев Р.Г., Юсупов И.Г. Совершенствование вскрытия неоднородных пластов на залежах с отличающейся вязкостью нефти.

40. Докл. на семнн. «Проблема первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин». Уфа: Изд-во УГНТУ - 1996. - с. 48.

41. Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. - 280с.

42. Аширов К.Б., Выжигин Г.Б. Оценка эффективности соляно-кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах //Нефтяное хозяйство, 1992. №7. - С. 28-31

43. Шапинов В.П., Южанинов П.М., Азаматов В.И. и др. Состояние работ по воздействию на призабойную зону пласта и перспективы их развития //Нефтяное хозяйство, 1986. №6. — С. 35-37

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

45. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Денисов Д.Г. Системное применение технологий кислотной стимуляции скважин и повышения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах //Интервал, 2003. №9. (56) -С. 27-31

46. Логинов Б.Г., Малышев А.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1996. - 219с.

47. Глазова В.М., Трахтман Г.И. Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 59с.

48. Пат. № 2159846, Российская Федерация. Способ разработки нефтяной залежи / Гафаров H.A., Кувандыков И.Ш., Вдовин A.A., Исхаков P.M., Карнаухов В.М.; опубл. 27.11.2000. Бюл. № 33.

49. Бакиров Н.М., Рамазанов Р.В. Эффективность создания забойных каверно-накопителей //РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1982. №6. - С. 22-24

50. Викторин В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. — 202с.

51. Голиков А.Д., Камарницкий Н.В. Опыт обработки скважин соляной кислотой на промыслах НГДУ «Речицанефть» //РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1968. С. 20-24

52. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений -М.: Недра, 1978. -207с.

53. Сучков Б.М. Причины снижения производительности скважин //Нефтяное хозяйство, 1988. №5. - С. 52-54

54. Результаты пенокислотных обработок нефтяных скважин Леляковского месторождения. //РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1970. №2. - С. 15-16

55. Муслимов Р.Х., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленной зон карбонатных пластов /Нефтяное хозяйство, 1994. №3. - С. 47-49

56. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: Изд-во «КУбк-а» - 351с.

57. Медведев Н.Я. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты /Н.Я. Медведев, В.П. Сонич, В.А. Мишарин, А.Г. Малышев, В.М. Исаченко и др. //Нефтяное хозяйство, 2001.-№9.-С. 69-75

58. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ.ред. Ш.К. Гиматудинова /P.C. Андриасов, И.Т. Мищенко, А.И. Петров и др. М.: Недра, 1983. - 455с.

59. Уголев B.C. Влияние скорости движения кислотных пен на эффективность обработок скважин //Нефтяное хозяйство, 1982. — №6. -С. 39-42

60. Воронцов В.М., Корженовский А.Г. Об эффективности обработки призабойной зоны скважин //Нефтяное хозяйство, 1985. — №7. С. 34-36

61. Арутюнов Г.А., Васюшина JI.H. Экономическая эффективность использования гидрофобных кислотных эмульсий для обработки карбонатных пластов в глубоких скважинах //РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1981. — №8. С. 6-8

62. Мухаметшин Р.З., Кандаурова Г.Ф., Мигович О.П. Создание эффективных систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах //Нефтяное хозяйство, 1987. №2. - С. 37-42

63. Илюков В.А. Обработка скважин нефтекислотными эмульсиями. /В.А. Илюков, Х.Ш. Сабиров, B.C. Уголев, Д.Ш. Лукманов //ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1977. 38с.

64. Позднышев Г.Н. Новые технологии добычи нефти с применением углеводородных эмульсионно-дисперсных систем (технологии УЭДС) /НТЖ Интервал, 2000. №11 (22). - С. 3,8-9

65. Глущенко В.Н., Поздеев О.В. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. -51с.

66. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. - 224с.

67. Жеребцов Ю.Е. Новый подход к увеличению продуктивности и снижению обводненности скважин в карбонатных коллекторах. /Нефтяное хозяйство, 1998. №7. - С. 26-27

68. Росизаде Я.М. О повышении успешности кислотных обработок скважин с помощью метода распознования образа /Росизаде Я.М., Кагарманов А.П., Литвинов В.П., Нагиев Т.М. //ВНИИОЭНГГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1970. №7. - С. 40-42

69. Телин А.Г. Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах /А.Г. Телин, Т.А. Исмагилов, Н.З. Ахметов, В.В. Смыков, А.И. Хисамутдинов //Нефтяное хозяйство, 2001. — №8. — С. 69-74

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

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

72. Казакова Л.В. Результаты интенсификации добычи нефти новыми кислотными составами серии КСПЭО /Л.В. Казакова, П.М. Южанинов, Т.В. Чабина, А.И. Миков и др. //НТЖ Интервал, 2003. — №1 (48).-С. 55-57

73. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Аптикаев P.C., Асмоловский B.C. Результаты применения комплексной технологии обработки призабойной зоны скважин. — Уфа, Тр. БашНИПИнефть, вып. 80, 1989.-С. 24-30

74. Патент РФ № 2106488 МПК6 Е21В43/27 Способ обработки призабойной зоны пласта./Глумов И.Ф., Ибатуллин K.P., Ибатуллин P.P., Сергеев С.С., Фассахов Р.Х. Опубл. 10.03.1998, Бюл. №6

75. Sjoblom J., Soderlund Н., Warnheim Т. Chemical Reactins in Organic and Inorganic constrained systems, NATO Asi. Series, v. 165, Series C, 1985, p.305-313

76. Патент РФ № 2059804 МПК6 Е21В43/27 Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта./Кошторев Н.И. Опубл. 10.05.1996, Бюл. № 6.

77. Патент США № 3962101 НКИ 252-8.55с. Способ кислотной обработки пластов и состав для этой цели.

78. Патент РФ №> 2061860 МПК6 Е21В43/27 Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине./ Петров H.A., Есипенко А.И., Ветланд M.JI. Опубл. 10.06.1996, Бюл. № 6.

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

80. Антипин Ю.В., Карпов A.A., Тухтеев P.M. Влияние обработок призабойных зон скважин на показатели разработки карбонатных коллекторов /НТЖ «Интервал», 2003. №8 (55). - С. 39-42

81. Аширов К.Б., Муслимов Р.Х., Полуян И.Г. О результатах эксплуатации скважин с искусственными кавернами //ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело 1979 - №9. - С. 21-23

82. Обобщение опыта разработки нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами в АНК «Башнефть» /Е.В. Лозин, А.Б. Федорако, В.П. Родионов и др. //Отчет о НИР Уфа: фонды «БашНИПИнефть» - 1998. - 198с.

83. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М. Гостоптехиздат -1962. -287с.

84. Стандарт предприятия. СТП 03 153. Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО - 2001. - 9с.

85. Андреев В.Е., Гафаров А.Ш., Кувандыков И.Ш. Повышение продуктивности скважин, эксплуатирующихся при пластовыхдавлениях ниже давления насыщения нефти газом /НТЖ Нефтегазовое дело, 2008. Т6. — №1. С. 51-53

86. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов. М.: Недра, 1992. - 270с.

87. Оркин К.Г., Кучинский П.К. Лабораторные работы по курсу «Физика нефтяного и газового пласта». — Гостоптехиздат, 1953. 209с.

88. Гафаров Ш.А., Харин А.Ю., Шамаев Г.А. Физика нефтяного пласта: (Учебн. пособие). Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 75с.

89. Коррективы проекта разработки Ассельской газонефтяной залежи. — Оренбург: ВолгоУралНИПИгаз 2002. - 197с.

90. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области //Пантелеев A.C., Козлов Н.Ф., Постоенко П.И., Кирсанов М.К. и др. — Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1977 272с.

91. Кувандыков И.Ш., Гафаров А.Ш. Временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие» Оренбург, 2007 - 14с.

92. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. -304с.

93. Зайнуллин Н.Г. Интенсификация разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами путем оптимизации забойных давлений /Н.Г. Зайнуллин, И.Х. Зиннатов, Р.Г. Фархуллин, Е.Ю. Мочалов, О.П. Мигович, Л.И. Зайцева //Нефтяное хоз-во, 1992 — №1 С.29-32