Разработка и применение многофункциональных композиций химических реагентов для интенсификации добычи нефти

Ханнанов, Рустэм Гусманович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и применение многофункциональных композиций химических реагентов для интенсификации добычи нефти
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и применение многофункциональных композиций химических реагентов для интенсификации добычи нефти"

На правах рукописи

ХАННАНОВ РУСТЭМ ГУСМАНОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ПРИМЕНЕНИЕ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ КОМПОЗИЦИЙ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация газовых и газо-конденсатных месторождений» Уфимского государственного нефтяного технического университета и в НГДУ «Бавлынефть» объединения ОАО «Татнефть».

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Газизов Алмаз Шакирович.

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогический наук,

профессор Токарев Михаил Андреевич;

кандидат технических наук, старший научный сотрудник Галлямов Ирек Мунирович.

Ведущая организация: НПО «Нефтегазтехнология», г. Уфа.

Защита состоится 23 декабря 2005 года в 14.00 на заседании диссертационного совета Д.212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

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

Автореферат разослан « » ноября 2005 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ямалиев В.У.

го^б -*

лтт

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Современный этап развития добычи нефти в России характеризуется осложнением условий разработки нефтяных месторождений, определяющим фактором, которого является существенное ухудшение структуры запасов нефти и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. Это обусловлено вступлением большого числа месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением добычи нефти и резким ростом обводненности добываемой жидкости.

В этих условиях резервом поддержания добычи нефти является ввод в активную разработку так называемых малоэффективных залежей и интенсификация добычи остаточной нефти с использс? анием малодебитных скважин.

Ухудшение продуктивной характеристики добывающих скважин прежде всего связано с геолого-физипескими особенностями пластов и пластовых флюидов, снижением фазовой проницаемости для нефти, ярко выраженной гидрофильностью поверхности поровых каналов, повышенной начальной водо-насыщенностью пород. Также причиной снижения продуктивности скважин является проникновение в призабойную зону пласта фильтрата буровых растворов и различных технологических жидкостей, отложение асфальто-смолопарафиновых образований и неорганических солей, кольматация поровых объемов и повышенное содержание глинистых составляющих пород.

В процессе разработки нефтяных месторождений выполняются значительные работы по восстановлению продуктивности скважин. Выбор способа воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) зависит прежде всего от типа коллектора, состава и свойств пластовых жидкостей, причины ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и других факторов.

В представленной работе разработаны и предложены новые способы обработки ПЗП, основанные на использовании композиций химических реагентов многофункционального действия (РМД), позволяющие гидрофобизировать поверхность породы, растворить асфальто-смолопарафиновые образования, уменьшить обводненность добываемой жидкости из скважин.

По результатам теоретических и экспериментальных исследований выбраны и обоснованы композиции ремреагентов многофункционального действия (РМД) и проведены опытные закачки в терригенные и карбонатные породы месторождений НГДУ «Бавлынефть». Промысловые испытания показали достаточно высокую эффективность применения РМД, выразившуюся в увеличении дебитов скважин и уменьшении обводненности добываемой жидкости.

Цель работы

Научное обоснование и разработка новых эффективных методов воздействия на призабойную зону пласта с использованием композиций химических

реагентов многофункционального действия ^^у^^дада^^^рр^тов скважин и уменьшения обводненности добываемой ж! :дкос-рцвлиотЕК*

Проведение промысловых экспериментов по уточнению оптимального состава РМД и основных технологических параметров обработки скважин в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений.

Основные задачи исследований

1. Анализ причин снижения продуктивности нефтеводонасыщенных коллекторов при первичном и вторичном вскрытии из-за нарушения гидротермодинамических факторов, таких как: кольматация порового пространства, изменение водонефтенасыщенности пород пласта, образование асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО) и неорганических солей, изменение характера смачиваемости поверхности пор пласта и др.

2. Анализ эффективности методов восстановления и увеличения коэффициента продуктивности добывающих скважин на месторождениях, разрабаты- ( ваемых в различных геолого-физических и технологических условиях.

3. Обоснование целесообразности использования композиций химических реагентов комплексного действия для увеличения дебитов скважин при ухудшении притока жидкости из-за повышенной водонасьпценности пород ПЗП, образования АСПО, отложения минеральных солей, кольматации пор путем гидрофобизации пласта.

4. Выбор оптимального состава композиций химических реагентов (растворителей, гидрофобизирующих добавок), обеспечивающих увеличение дебитов скважин и уменьшение обводненности добываемой продукции после обработки добывающей скважины.

5. Исследование влияния состава композиций химреагентов, входящих в РМД, на процессы гидрофобизации поверхности пор пласта и совместную фильтрацию воды и нефти.

6. Обоснование технологий и принципов выбора скважин для обработки с применением РМД, разработка рекомендаций по выбору технических средств для проведения технологических операций на скважинах в различных геолого-физических и технологических условиях.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием стандартных методов физико-химических и фильтрационных методов анализа. Оценка результатов внедрения технологий обработки призабойных зон добывающих скважин проводилась путем выполнения гидродинамических исследований и методов обработки 1

данных с использованием современной вычислительной техники.

Научная новизна работы

1. Установлено, что наличие в составе растворителя фракции углеводоро- < дов алканового ряда обусловливает высокие водоизолирующие свойства композиций РМД. Присутствие ароматических углеводородов, производных бензола, обусловливает гидрофобизирующие свойства реагента.

2. По результатам экспериментальных исследований обоснован состав химических реагентов многофункционального действия, представляющий композиционную смесь растворителя и активной гидрофобизирующей основы, в качестве которых выбраны кубовые остатки дистилляции карбоновых кислот.

Показано, что рассматриваемая композиция обладает высокой адсорбционной и гидрофобизирующей способностью.

3. Экспериментально подтверждена возможность создания многофункциональных технологических жидкостей, позволяющих одновременно удалять из ПЗП отложения АСПО, механических загрязнений и изменять характер смачиваемости поверхности пор пласта, что обусловливает увеличение дебитов скважин и уменьшение содержания воды в добываемой жидкости.

4. Установлено, что РМД обладают гидрофобизирующими свойствами поверхности пористой среды. При обработке пористых сред, представленных образцами терригенных пластов, скорость впитывания нефти возрастает в 1,31,6 раза при снижении скорости впитывания воды по сравнению с необработанной пористой средой.

5. Показано, что РМД марок РМД -1-АБ и РМД -2-УН обладают растворяющей способностью по отношению к асфальто-смолопарафиновым образованиям, отобранным из скважин Бавлинского и Ромашкинского месторождений. При контакте этих отложений с реагентом РМД от 22,5 до 49,5 % массы этих образований переходит в растворенное состояние. Показано, что лучшим растворяющими свойствами обладают РМД, содержание активной основы в которых составляет 10-20 % масс.

6. Установлено, что обработка нефтеводонасыщенной пористой среды реагентом РМД обеспечивает ее гидрофобизацию и улучшение условий фильтрации для нефти за счет снижения остаточного фильтрационного сопротивления в среднем до 0,88.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Установлено, что оптимальная массовая концентрация активной основы в растворителе используемой в РМД, обеспечивающая максимальное значение средней скорости впитывания нефти и минимальное при впитывании воды, составляет 10 %. Углеводородные композиции марок НС-№10 и НО-2/10 способствуют более эффективной гидрофобизации исследованных пористых сред и по температурным условиям пригодны к применению терригенных и карбонатных коллекторах.

2. Разработаны эффективные многофункциональные композиции химических реагентов, способствующие одновременному увеличению дебитов скважин, уменьшению обводненности добываемой жидкости, разрушению и удалению асфальто-смолопарафиновые отложениий.

3. Разработан и введен в действие РД-153-39-265-02 «Инструкция по применению реагента многофункционального действия (РМД) для повышения производительности добывающих скважин в низкопроницаемых коллекторах».

4. На основе обобщения результатов лабораторных и промысловых исследований получен патент РФ № 2175716 на композицию химреагентов многофункционального действия (РМД) для обработки скважин.

5. Технология ОПЗ с использованием РМД рекомендуется для интенсификации добычи нефти в осложненных условиях на месторождениях ОАО «Татнефть».

Апробация работы

Основное содержание работы докладывалось на научно-практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения» (г. Казань, 5-8 сентября, 2001 г), Международной научно-практической конференции «Проблемы и перспективы применения современных геофизических технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки и разработки месторождений полезных ископаемых (г. Октябрский, 2001), Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений «Контроль и регулирование разработки, методы повышения неф- , теотдачи - основа рациональной разработки нефтяных месторождений» (Альметьевск, 2000), научных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений УГНТУ (2002-2005), технических I Советах ОАО «Татнефть» (2001-2004 гг), обсуждалось на научно-практических конференциях в ТатНИПИнефть (г. Бугульма, 2003, 2004), на техническом совете НГДУ «Бавлынефть» (г. Бавлы, 2002-2005).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 10 научных работ, в том числе 6 статей и 4 патента РФ.

Структура и объем работы

Диссертация изложена на 174 страницах машинописного текста, состоит из введения, 5 разделов, основных выводов, списка литературы из 123 наименования, содержит 19 рис. и 37 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертационной работы, поставлены цели и задачи исследований, описываются научная новизна, личный вклад автора, достоверность результатов и выводов, а также практическая ценность результатов проведенных исследований.

В первом разделе обобщены промысловые материалы по освоению и эксплуатации месторождений, разрабатываемых НГДУ «Бавлынефть», и рассмотрены причины ухудшения продуктивной характеристики скважин. Исследованию этой проблемы посвящены труды многих авторов В.А. Амияна, Г.А. Бабаляна, А. Ш. Газизова, А.Т. Горбунова, Ю.В. Зейгмана, В.И. Кудинова, И.Т. Мищенко, В. А. Сидоровского, Н. И. Хисамутдинова, М.А. Токарева и др.

Анализ состояния вскрытия нефтяных и газовых пластов в различных геолого-физических условиях, систематическое исследование влияния различных факторов на фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕС) позволяет 1 сделать определенные выводы о причинах и механизме ухудшения продуктивных характеристик скважин при длительной эксплуатации.

Показано, что состояние призабойной зоны пласта и изменение продуктивности скважин определяются следующими факторами:

1) литологическим составом пород, степенью неоднородности пластов, плотностью упаковки частиц породы, наличием трещин;

2) механическими напряжениями в породе;

3) гидродинамическим совершенством скважины;

4) загрязненное гью пород и физико-химическими процессами, происходящими в коллекторе;

5) фильтрационными свойствами пластовых флюидов, распределением давления и температуры в пласте;

6) кольматацией призабойной зоны пласта в процессе первичного вскрытия пласта и эксплуатации скважины;

7) нефтенасыщенностью пород призабойной зоны пласта.

На основе анализа и обобщения геолого-промысловых материалов по месторождениям, разрабатываемым НГДУ «Бавлынефть», уточнены наиболее важные причины снижения продуктивности добывающих и нагнетательных скважин, в том числе: низкие порометрические характеристики и сложная неоднородность продуктивных пластов, глушение скважин с использованием жидкостей на водной основе, образование АСПО, отложение неорганических солей, повышенное содержание глинистого материала. Большое влияние на продуктивность скважины оказывает кольматация пород призабойной зоны пласта, а также изменение ее нефте-водонасыщенности.

В процессе разработки температура и давление в добывающих скважинах падает, выделяется газ, охлаждаются пластовые флюиды, снижается растворяющая способность нефти, что приводит к выделению асфалъто-смолопарафиновых отложений (АСПО).

Состав и интенсивность образования АСПО зависит от многих причин: состав нефти, ее обводненность, гидротермодинамические условия. В связи с этим АСПО различаются по количественному и качественному содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов, а также по содержанию воды и механических примесей.

Интенсивное отложение парафина во внутрискважинном оборудовании и призабойной зоне пласта сокращает межремонтный период работы скважины и требует проведения достаточно сложных и дорогостоящих работ.

Анализ промысловых данных показывает, что коэффициент продуктивности скважины существенно зависит от количества операций и типа жидкости глушения скважины (ЖГС). В работах разных авторов показано, что многократное изменение фильтрационно-емкостаых характеристик призабойной зоны пласта происходит в процессе первых операций глушения скважины. В скважинах в сложнопостроенных коллекторах, имеющих низкие ФЕС, степень ухудшения коэффициента продуктивности может доходить до несколько десятков раз.

Одним из главных результатов взаимодействия проникающей в пласт ЖГС с пластовыми флюидами является существенное изменение насыщенности пород нефтью и водой. При использовании жидкостей глушения на водной основе происходит рост водонасыщенности пор пласта, сопровождающийся уменьшением относительной проницаемости породы для нефти и общим уменьшением суммарной проницаемости для обеих фаз.

Преимущественное смачивание пород водной фазой приводит к интенсивному капиллярному проникновению воды в призабойные зоны добывающих

скважин, например, при ОПЗ жидкостями на водной основе. Зона с капиллярно впитывающейся и прочно удерживающейся водой создает малопроницаемые для нефти препятствия, что является причиной снижения производительности добывающих скважин, вплоть до прекращения притока нефти.

Устранить существующую проблему в определенных случаях возможно путем изменения характера смачивания породы коллектора в призабойной зоне с гидрофильной на гидрофобный за счет ОПЗ гидрофибизирующими составами. В коллекторе с гидрофобной поверхностью капиллярные силы способствуют проникновениею углеводородной фазы, в частности нефти. ;

Во втором разделе диссертации приведены результаты анализа и обобщения опыта работы НГДУ «Бавлынефть» по интенсификации добычи нефти на месторождениях, приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам. <

На рассматриваемых объектах получили широкое применение химические, физические, тепловые и комбинированные методы воздействия на призабойную зону скважин.

Эффективность ОПЗ оценивается по средней продолжительности эффекта и по средней величине прироста дебита скважин, а по отдельным скважинам по изменению коэффициента продуктивности. Изучалось влияние обработки скважин на динамику обводнения добываемой жидкости. Оказалось, что наибольшим приростом дебита скважин после проведения ОПЗ характеризуется термогазохимическое воздействие (ТГХВ), направленная соляно-кислотная обработка, а так же обработка ПЗП с применением растворителей, ПАВ, и композиций химреагентов на основе ПАВ и растворителей.

В условиях эксплуатации скважин в низкопроницаемых коллекторах в НГДУ «Бавлынефть» достаточно эффективными являются различные комбинированные методы воздействия на ПЗП, такие как: «Имплозия-увеличение плотности перфорации скважин - создание переменных перепадов давления» и др.

По результатам анализа многочисленных промысловых данных установлено существенное влияние отношения начального пластового давления к текущему его значению РШ1Т/РПл н,,- Показано, что при подборе скважин для ОПЗ следует отдавать предпочтение скважинам, в которых (Рплт>0,7 Рпл „,, где Р„лт и Рпл н - текущие и начальные значения пластового давления).

При разработке залежей нефти в неоднородных пластах, осложненных образованием АСПО и опережающим обводнением скважин, оказались более эффективными комплексные методы повышения производительности, такие как: кислотно-имплозионное воздействие (КИВ), кислотно-волновое воздейст- '

вие и ударно-волновое воздействие (рис. 1). Технологии комплексного воздействия разработаны и внедрены на месторождениях разрабатываемых НГДУ «Бавлынефть» с участием автора. По трем технологиям получены авторские свидетельства.

□кив пудв атеим айв оэгв

Условные обозначения методов воздействия КИВ - кислотно-имплозионное; УДВ - ударно-волновое, ТБИМ - термобаро-ичплозионное; АХВ - акустико-химическое; 01 В - электрогидравлическое

Рис. 1 Показатели эффективности методов увеличения производительности добывающих скважин, применяемых в терригенных и карбонатных коллекторах

При применении акустико-химического воздействия (АХВ) удается вызвать приток нефти из зоны пласта, практически заблокированный при многократных глушениях скважин с использованием жидкостей на водной основе

Совместное использование нескольких физических эффектов, таких как термоакустическое поле в ультразвуковом диапазоне, отмыв органоминераль-ных загрязнений специальными средствами, гидрофобизация поверхности по-ровых каналов усиливает процессы воздействия на ПЗП и позволяет увеличить дебит в результате улучшения гидродинамической связи скважины с пластом.

Изучение эффективности методов воздействия на пласт в различных условиях показало, что в настоящее время нет методов воздействия, обеспечивающих одновременное, за одну операцию, увеличение производительности скважины, уменьшение обводненности добываемой жидкости, разрушение ас-I фальто-смолопарафиновые отложений и других загрязнений.

В третьем разделе приведено обоснование целесообразности использования для обработки ПЗП обводненных скважин композиций реагентов многофункционального действия. Уменьшение дебитов скважин по нефти в этих скважинах происходит за счет снижения фазовой проницаемости для нефти, из-за ярко выраженной гидрофильности поверхности пород, повышенной водона-сыщенности пор пласта в призабойной зоне. Следствием этого и ряда других факторов при водонасыщенности породы свыше 70 % является то, что нефть при этом фактически не фильтруется. Кроме того, применение концентрированных водных растворов минеральных солей для глушения скважин приводит к отложениям в призабойной зоне пласта неорганических кристаллов.

Эти причины привели к созданию и внедрению в промысловых условиях большого числа технологий ОПЗ с применением различных реагентов и материалов.

Среди методов увеличения производительности скважин кислотные обработки являются наиболее распространенными. Их целевое назначение - воздействие на ПЗП как для увеличения порового пространства, так и для очистки от загрязняющего материала. Однако простые кислотные обработки в большинстве случаев являются малоэффективными, поскольку не обеспечивают существенного притока нефти в скважину. Гомогенный раствор кислоты, проникая в призабойную зону воздействует в основном на глинистый, цементирующий и скелетный материал породы пласта, оставляя нетронутыми органические отложения: парафины, смолы и асфальтены. Кроме того, происходит увеличение водонасыщенности пород ПЗП, приводящее к уменьшению относительной проницаемости пород для нефти.

Нередко для определенной группы скважин оптимальным методом восстановления продуктивности является ОПЗ с применением углеводородных составов. Однако следует отметить, что углеводородные растворители оказывают слабое влияние на относительную проницаемость пласта для нефти вследствие низкой гидрофобизации поверхности поровых каналов.

Реагент РМД представляет собой композиционную смесь растворителя и активной гидрофобизирующей основы, в качестве которой выбраны кубовые остатки дистилляции карбоновых кислот. Высшие карбоновые кислоты - основа для производства анионных поверхностно-активных кислот (АПАВ) - мыл, в которых поверхностными свойствам1,' оР гадает анион R-COO", где R - гидрофобный радикал. Чем длиннее этот радикал, тем «.чль .ее выражен гидрофобный характер вещества.

Точный компонентный состав кубовых остатков дистилляции жирных кислот не определен, но методом масс-спектрометрического исследования установлено, что:

1) кубовые остатки представляют собой смесь предельных и непредельных углеводородов с одной и более двойными связями;

2) средняя молекулярная масса продукта составляет 370±20;

3) число атомов углерода в цепочке - 20+50.

В рассматриваемой композиции (РМД) высокая адсорбционная, и как следствие, гидрофибизирующая способность обусловливается наличием гидрофильной полярной группы - СОО~, длинного углеводородного радикала - R (гидрофобная часть), достаточно высокой молекулярной массой.

В работе приводятся результаты исследований гидрофобизирующих свойств, созданных на основе различных растворителей. Полученные результаты позволяют оценить влияние активной гидрофобизирующей основы на изменение средних скоростей самопроизвольного капиллярного впитывания воды и нефти по сравнению с чистым растворителем.

Значительное внимание в работе уделено на поиски оптимальных условий реализации этого комплексного эффекта в водонефтенасыщенных пористых средах.

Экспериментально установлена возможность создания многофункциональных технологических жидкостей, позволяющих одновременно удалить из ПЗП отложения АСПО и изменить характер смачиваемости поверхности пор пласта. Любые из этих изменений приводят к увеличению дебитов скважин и уменьшению содержания воды в добываемой жидкости.

Изучение гидрофобизирующего действия различных растворителей методом самопроизвольного капиллярного впитывания, выполненное в диссертации, выявило ряд закономерностей, позволивших производить целенаправленный подбор реагентов с учетом конкретных условий их применения. Оценка гидрофобизирующих свойств различных растворителей произведена по двум показателям:

1) по средней скорости самопроизвольного капиллярного впитывания воды - чем ниже средняя скорость впитывания воды, тем выше водоизолирую-щие свойства исследуемого состава;

2) по средней скорости самопроизвольного впитывания нефти - чем выше этот показатель, тем выше гидрофобизирующие свойства исследуемого состава.

Результаты этих определений представлены в табл.1

Рассматриваемая композиция химических реагентов РМД должна обладать растворяющей способностью по отношению к асфальтено-смолопарафиновым отложениям, накапливающимся в порах пород призабой-ной зоны пласта. В связи с этим было проведено специальное лабораторное исследование по изучению процессов растворения АСПО в РМД при различном содержании растворителей и гидрофобизаторов. В опытах были использованы образцы АСПО, отобранные из добывающих скважин месторождений разрабатываемых НГДУ «Бавлынефть», «Альметьевнефть», «Азнакаевскнефть» ОАО «Татнефть».

Для определения растворяющей способности композиций РМД была использована специальная методика и лабораторное оборудование, описание которых приведено в диссертации.

Оценку эффективности растворения АСПО в углеводородных растворителях марок АБ - 1/Р, НС - /Т, НС - /Ь, НС - /Т, НС - Ю производили комплексно по трем показателям:

1) по остатку АСПО в корзиночке, выраженное в процентах: чем меньше величина остатка, тем эффективнее растворение;

2) по массе АСПО, растворенного в растворителе, выраженной в процентах: чем выше эта величина, тем эффективнее растворение;

Таблица 1

Результаты лабораторных исследований гидрофобизирующих и водоизолирующих свойств различных растворителей

(Продолжительность контакта - 1 мин)

Растворитель Впитывание дистиллированной воды Впитывание нефти

средняя скорость впитывания, г/м средняя скорость впитывания относительно базовой, % средняя скорость впитывания, г/м средняя скорость впитывания относительно базовой,%

Необработанный кварцевый песок 0,1747 100 0,0522 100

Растворители алканового ряда (предельные)

Дистиллят САТН 0,1074 61,5 0,0412 78,9

Гексановая фракция (ГФ) 0,0433 24,8 0,0435 83,3

Керосин 0,0094 5,4 0,0425 81,4

Отработанное диз. топливо (ОДТ) 0,0072 4,1 0,0392 75,1

Тяжелый дистиллят (ТД, Шугурово) 0,0089 5,1 0,0404 77,4

Растворители ароматического ряда

Бензол (Б) 0,0448 25,6 0,0604 115,7

Толуольная фракция (ТФ) 0,0237 13,6 0,0554 106,1

Нефрас Аг-120/200 0,0117 6,7 0,0518 99,2

Нефрас Аг-150/330 0,0109 6,2 0,0502 96,2

Композиционная смесь предельных и ароматических углеводородов

Дельта 0,0112 6,4 0,0563 107,8

Нефрас С4-130/350 0,0107 6,1 0,0513 96,4

Нефрас С5-150/330 0,0120 6,9 0,0537 102,9

3) по количеству остатка АСПО в фильтре, выраженному в процентах: чем выше эта величина, тем выше диспергирующая способность исследуемого реагента.

Результаты исследований приведены в табл. 2.

Таблица 2

Результаты лабораторных исследований растворения АСПО в реагенте ___РМД различных марок (время контакта 3 часа)___

Наименование реагента Содержание активной основы в РМД, % масс. Образец АСПО Количество АСПО, % масс.

НГДУ №№ скв. или образца остаток в корзиночке дисперсной части на фильтре в растворе

РМД-1-АБ 2 АН скв. 10840 70,3 2,5 27,0

РМД-1-АБ 10 АН скв. 10840 62,4 3,0 34,6

РМД-1-АБ 20 АН скв. 10840 55,6 2,7 41,7

РМД-1-АБ 30 АН скв. 10840 58,4 2,5 39,1

РМД-1-АБ 2 АзН обр. № 1 75,6 1,9 22,5

РМД-1-АБ 10 АзН обр. № 1 60,4 2,2 37,4

РМД-1-АБ 20 АзН обр. № 1 61,2 зд 35,7

РМД-1-АБ 30 АзН обр. № 1 65,2 1,7 33,1

РМД-1-АБ 20 АзН обр. № 2 58,4 3,2 38,4

РМД-1-АБ 20 АзН обр. № 3 56,4 ЗД 40,5

РМД-1-АБ 15 АН скв. 2280 64,0 2,5 33,5

РМД-2-УН 0,5 АзН обр. № 1 69,8 1,5 28,7

РМД-2-УН 10 АзН обр. № 1 67,4 1,9 30,7

РМД-2-УН 20 АзН обр. № 1 59,4 2,5 38,1

РМД-2-УН 30 АзН обр. № 1 65,7 2,2 32,1

РМД-2-УН 20 АзН обр. № 2 54,4 1,9 43,7

РМД-2-УН 20 АзН обр. № 3 47,4 зд 49,5

РМД-2-УН 20 АН скв. 10840 50,3 2,6 47,1

РМД-2-УН 20 АН скв. 2280 59,8 3,2 48,0

Простота методики позволяет использовать ее для приближенной оценки растворяющей способности композиций РМД по отношению к тяжелым компонентам нефти.

Анализ результатов исследований показывает, что наибольшей растворяющей способностью обладают композиции на основе растворителя НС-2.

В результате экспериментов рекомендованы оптимальные составы РМД с учетом условий их применения.

В четвертом разделе приведены результаты экспериментальных исследований взаимодействия композиций химических реагентов комплексного дейст-

вия на ПЗП, выполненных без присутствия пористой среды, которые показали высокую эффективность их применения.

На стадии лабораторного моделирования необходимы заключения об оптимальном расходе реагентов на взаимодействие с нефтью, водой и породой, выбор наиболее технологичных и эффективных реагентов, их концентрация и т.д.

В экспериментах решались разнообразные задачи. Оценивались процессы капиллярной пропитки и определялось влияние характера смачиваемости пород на процессы заводнения нефтяных залежей.

При выборе моделей пластовых нефтей для проведения экспериментов по фильтрации и вытеснению нефти работы выполнялись в строгом соответствии с требованиями, приведенными в ОСТ 39-070-76.

Лабораторные эксперименты по исследованию вытеснения нефти различными вытесняющими агентами выполнялись на специальной установке, позволяющей в соответствии с требованиями отраслевых стандартов, осуществлять процесс при постоянном расходе вытесняющих агентов и при скоростях фильтрации жидкости через модель пористой среды, соответствующих пластовым.

Предварительные исследования влияния реагента гидрофобизатора на фильтрационное характеристики пористой среды проводили на экспресс- установках - специальных моделях пласта. В процессах исследований оценивали изменения таких фильтрационных характеристик, как подвижность жидкости (воды, керосина, нефти) в различных условиях.

Анализ полученных опытных данных показал следующее:

1) при закачке раствора ГФ 10 % масс, концентрации в керосине между оторочками подвижность снижается в 1,26 раза. При наличии оторочки воды это снижение составило 1,37;

2) при закачке 10 %-ного раствора гидрофобизатора в керосине между оторочками воды подвижность воды снизилась в 9,53 раза, что по видимому, связано с впитыванием керосина в пористую среду, так как предварительная пропитка песка керосином приводила к снижению подвижности воды в 3,05 раза;

3) при закачке 10 %-ного раствора гидрофобизатора в нефтенасыщенную модель с остаточной водой происходит снижение подвижности воды в 0,91 раза, т.е. расход нефти возрастал;

4) реализация процесса фильтрации по схеме «вода-нефть-вода-нефть-реагент-иефть-вода» показала, что при закачке 2 %-ного ГФ соотношение под-вижностей нефти и воды составило 0,73, т.е. подвижность нефти относительно воды уменьшилось. Для 10 %-концентрации ГФ соотношение подвижностей нефтей и воды составило 1,16, т.е. ожидаемый эффект гидрофобизации был достигнут.

Были исследованы особенности влияния гидрофобизирующего реагента на процессы вытеснения нефти водой из послойно-неоднородного пласта. В опытах использовались модели двухслойно неоднородного пласта с пористой средой из кварцевого песка различных фракций. Обработка модели пласта производилась композицией РМД-1-АБ с выхода модели, вытеснение жидкостей

осуществлялось водой Бавлинского месторождения с содержанием солей 130 г/л.

На рис. 2 приведена кривая изменения фактора сопротивления в зависимости от объема прокачанной жидкости. Как видно из рисунка, после прокачивания РМД произошло повышение фильтрационного сопротивления в водона-сыщенном пропластке до 2,5.

4,0

з.о

2,0

1,0

Объем прокачанной жидкости, и.о.

У//////&У/УЛ- оторочка реагента РМД

Рис. 2. - Изменение фильтрационного сопротивления пористой среды модели после закачки оторочек реагента РМД:

нефтенасыщенная пористая среда: 1 - прокачка нефти - оторочка РМД - прокачка нефти-пористая среда со 100 % водонасыщенностью; 2 - прокачка воды с содержанием солей 130 г/л - оторочка реагента РМД - прокачка воды с содержанием солей 130 г/л пористая среда с остаточной нефтенасыщенностью (пг-сле вытеснения нефти водой); 3 - прокачка воды с содержанием солей 130 г/л - оторочка реагента РМД - прокачка воды с содержанием солей 130 г/л

Таким образом, обработка нефтенасыщенной пористой среды обеспечивает гидрофобизацию и интенсификацию фильтрации нефти, в условиях рассматриваемого эксперимента остаточный фактор сопротивления составил в среднем 0,87.

Обработка реагентом РМД водонасыщенной пористой среды как с остаточной, так и без остаточной нефтенасыщенностью приводит к эффекту водо-изоляции. При обработке пористой среды остаточный фактор сопротивления составил 3,0-4,4, а с остаточной нефтенасыщенностью - 1,10, что создает благоприятные условия для ограничения движения воды по водонасыщенным интервалам обводненного продуктивного пласта.

Технологические показатели реагентов РМД-1-АБ и РМД-2-УН в целом аналогичны, что позволяет рекомендовать их для использования при обработке ПЗП пласта.

Анализ результатов лабораторных исследований с использованием моделей послойно-неоднородных пластов показывает, что после закачивания РМД происходит:

1) перераспределение фильтрационных потоков за счет увеличения фильтрационного сопротивления в водонасыщенном пропластке, а в нефтена-сыщенном наоборот уменьшение фильтрационного сопротивления;

2) снижение обводненности вытесняемой жидкости на 11 % (в рассматриваемом примере);

3) увеличение дебита нефти в 2,34 раза;

4) увеличение суммарного коэффициента вытеснения на 23,7 %.

Таким образом, обработка водонефтенасыщенного пласта композицией РМД обеспечивает гидрофобизацию поверхности пористой среды, чю в реаль- ,

ных условиях будет способствовать улучшению охвата пластов воздействием и, в конечном итоге, повышению коэффициента нефтеотдачи неоднородных пластов.

В пятом разделе приведены результаты промысловых исследований эффективности обработки добывающих скважин с использованием РМД в условиях месторождений 11ГДУ «Бавлынефть», приуроченных к сложнопостроен-ным малопроницаемым терригенным коллекторам.

Целесообразность обработки ПЗП по предлагаемой технологии обосновывается конкретно для каждой скважины с учетом типа коллектора, физических свойств продуктивного пласта и их изменений в процессе эксплуатации во времени, характера смачиваемости поверхности пород, степени неоднородности строения пласта, обводненности добываемой жидкости, дебита скважины и ряда технико-экономических показателей добычи нефти на данном месторождении.

При оценке степени неоднородности всего интервала продуктивного пласта необходимо выделять основные и резервные пропластки. К основным про-пласткам, следует относить более проницаемые, менее глинистые пропластки. Основные пропластки, как правило, должны иметь проницаемость более 0,3 мкм2 и глинистость менее 2 %.

Как основной, так и резервные пропластки могут быть гидрофобными и гидрофильными. В табл. 3 представлены характеристики пластов и условия применения РМД при различных сочетаниях этих характеристик.

По результатам оценочных промысловых исследований установлено: «

1) отношение толщины основного и резервного пропластков должно быть не очень высоким, оптимальное отношение 1,5-2,0. При этом толщина резервного пропластка должна быть более 0,6 м;

2) проницаемость резервных пропластков должна быть не слишком низкой, не менее 0,1 мкм2 и не слишком высокой - она должна быть ниже, чем проницаемость основного пропластка в 2-4,5 раза. При обводненности продукции скважины менее 60% проницаемость резервного пропластка должна быть ниже проницаемости основного пропластка в 2-3 раза. Если обводненность превышает 60 %, то поницаемость резервного пропластка должна быть ниже проницаемости основного в 3-3,5 раза;

3) наиболее благоприятными являются условия, при которых резервные пропластки гидрофильные. При этом оптимальные значения глинистости для резервных пропластков должны быть меньше 2 %.

Таблица 3

Характеристики условий применения РМД для обработки скважин

Основной пропла-сток Резервный пропла-сток Условия применения РМД

Гидрофильный Гидрофильный Наиболее благоприятные условия применения. Обводненность продукции может быть до 100%. Пример: скв 18046. Доп. добыча - 544 т за 11 мес.

Гидрофобный Гидрофильный Благоприятные условия применения. Обводненность продукции может быть до 100%. Пример: скв. 8461. доп.доюыча 115 т, за 2 мес.

Гидрофильный Гидрофобный Менее благоприятные условия. Обводненность продукции не должна превышать 60%.

Гидрофобный Гидрофобный Самые неблагоприятные условия, применение нежелательно.

Промысловые эксперименты под научным руководством автора проведены на Бавлинском, Сабанчинском и Южно-Ромашкинском месторождениях.

По результатам исследований процессов взаимодействия композиций реагентов многофункционального воздействия с элементами пластовой системы была составлена инструкция для использования в промысловых условиях. В документе приводятся рекомендации по выбору составов и расходов технологических жидкостей, последовательность выполнения рабочих операций. Рассмотрены методы контроля и определения технологической эффективности, приведены основные требования по обеспечению экологической безопасности и охраны труда.

Композиции РМД в зависимости от их состава позволяют решать следующие задачи:

а) гидрофобизация поверхности поровых каналов;

б) увеличение фильтрационного сопротивления для воды в водонефтёна-сыщенной части независимо от свойств пластовых вод;

в) регулирование вязкостных характеристик РМД и его фильтруемость в пористой среде в широких пределах путем изменения концентрации активной основы;

г) улучшение фильтрационных характеристик по нефти;

д) растворение и удаление АСПО из призабойной зоны пласта.

Технологию обработки ПЗП с использованием РМД рекомендуется использовать для повышения производительности скважин в терригенных, карбонатных и полимиктовых коллекторах, для ОПЗ в скважинах с обводненностью добываемой продукции 0-98 % и дебитом по жидкости не менее 3 м /сут. При

необходимости обработку скважин с применением РМД можно сочетать с кислотной обработкой, свабированием, перфорацией пластов и промывкой углеводородными растворителями.

Закачивание композиции РМД производится в скважины, отвечающие следующим требованиям:

1) наличие достоверных сведений о состояние забоя;

2) эксплуатационная колонна должна быть герметичной;

3) отсутствие заколонных и межколонных перетоков в вышележащие горизонты;

4) наличие цементного камня за башмаком кондуктора и эксплуатационной колонной;

5) наличие зумпфа не менее 5 м.

В инструкции приводятся требования к составлению планов работ по организации и проведению работ на скважинах.

В соответствии с результатами лабораторных исследований по моделированию вытеснения нефти разработана схема закачивания РМД (табл. 4).

Таблица 4

Рекомендации по определению оптимальных объемов закачки РМД

для обработки добывающих скважин

Технологические параметры Значение

Концентрации гидрофобизатора -ГФ-6, % (масс) 5-95

Объем РМД, м3 при дебите скважины, м3/сут:

Менее 20 6-12

20-30 7-15

30-50 8-18

40-60

Более 60 10-25 и более

Для оценки технологической эффективности ОПЗ с применением РМД предусматривается применение комплекса геофизических, гидродинамических и лабораторных методов исследований до и после закачки композиций РМД.

Выбранные объекты для промысловых испытаний технологии ОПЗ с применением многофункциональной композиции химических реагентов РМД имеют спектр характеристик по дебиту жидкости и нефти, обводненности и другим параметрам. По результатам анализа промысловых данных сделаны рекомендации по уточнению пекоторых параметров обработки ПЗП с целью повышения эффективности воздействия.

Полученные результаты промысловых экспериментов свидетельствуют об эффективности применяемых обработок в неоднородных коллекторах, при опережающем обводнении добываемой продукции. После обработки происходит увеличение дебитов скважин, очистка призабойной зоны пласта от асфаль-то-смолопарафиновых образований и уменьшение обводненности добываемой жидкости.

Технологии обработки призабойной зоны добывающих скважин с применение многофункциональной композиции РМД прошли широкие промысловые испытания в условиях малопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторов залежей НГДУ «Бавлынефтъ».

За 1999-2005 гг. обработано 103 скважины, в результате чего полученс дополнительной нефти в количестве 47102 т и значительно уменьшена добыче попутной воды.

Некоторые результаты промысловых опытов приведены в табл. 5 и на рис. 3.

а) б)

1212 1211 _

Геофизические диаграммы

1112 — 11«. 1120. 1124., 1128.

Геофизические диаграммы

Рис. 3. Результаты геофизических исследований и динамика изменения дебита по нефти и по жидкости, обводненности продукции и водо-нефтяного фактора скв. 1605 (а) и скв. 1647 (б) Сабанчинского месторождения после ОПЗ реагентом РМД: 1 - дебит по нефти; 2 - дебит по жидкости; 3 - обводненность добываемой жидкости; 4 - водонефтяной фактор

Таким образом, многофункциональные реагенты комплексного действия (РМД) обеспечивают одновременное решение нескольких задач по улучшению процессов добычи нефти и является перспективными для широкого применения на месторождениях ОАО «Татнефть», «Башнефть» и «Удмуртнефть».

Таблица 5

Эффективность воздействия на ПЗП скважин Сабанчинского ________месторождения с применением РМД____

Номер сква жины Дата обработки До обработки После обработки Допол ни-тельная добыча нефти, т Продо лжи-тель-ность эффекта, сут

Дебит по нефти, т/сут Дебит по жидкости, т/сут Обвод-нен- ность, % Дебит по нефти, т/сут Дебит по жидкости, т/сут Обвод-нен- ностъ, %

1605 ll.10.99j 0,2 1,1 83,5 1,2 9,9 90,3 551 639

1530 20.10.99 14,1 122,3 86,9 44,0 209,6 67,1 5511 799

1647 30.10.99 6,3 53,0 92,6 10,7 76,0 83,2 605 536

1594 14.07.00 1,1 6,8 86,1 2,9 11,9 75,7 369 485

1742 18.07.00 0,7 12,2 91,7 1,9 30,1 90,6 250 500

1799 20.07.00 0,1 2,0 99,1 0,3 6,1 95,6 221 353

1545 25.07.00 0,2 22,0 99,2 0,2 25,5 99,2 130 403

1905 28.07.00 0,4 14,1 98,4 0,4 15,6 96,0 56 254

1508 01.08.00 0,1 15,4 99,2 0,8 16,3 95,1 611 436

1849 14.12.00 1,1 12,1 90,0 1,1 13,7 91,7 114 396

1846 25.12.00 1,3 15,1 90,9 2,1 15,1 87,5 164 244

Среднее значение 780,2 485,6

За 1999-2005 гг. по предложенной технологов обработано 103 скважины. Общий объем дополнительно добытой нефти составил 47102 т.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. На основе анализа разработки нефтяных залежей ОАО «Татнефть», приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, уточнены основные причины снижения производительности скважин, такие как: низкие поромет-рические характеристики и малая толщина продуктивных пластов, высокая вязкость нефтей, степень гидродинамического совершенства скважин, отложение асфальто-смолопарафиновых образований и неорганических солей, глушение скважин с использованием технологических жидкостей на водной основе, опережающее обводнение продукции скважин из-за послойной неоднородности строения продуктивных пластов и др.

2. По результатам анализа эффективности применения многочисленных способов воздействия на ПЗП в условиях месторождений НГДУ «Бавлынефть,, в течение длительного времени показано, что в настоящее время нет способов воздействия на пласт, обеспечивающих одновременное увеличение производительности скважин, уменьшающих обводненность добываемой жидкости, раз-

рушающих асфальто-смолопарафиновые образования и обеспечивающих де-кольматацию скважин.

3. Предложены, разработаны и научно-технически обоснованы способы комплексного воздействия на ПЗП, основанные на использовании многофункциональных композиций химических реагентов (РМД), позволяющие гидрофо-бизировать поверхность породы, растворять асфальто-смолопарафиновые образования, уменьшать обводненность добываемой жидкости (Пат РФ №2175716).

4. Обоснован состав реагентов многофункционального воздействия (РМД), представляющий композиционную смесь растворителя и активной гид-рофобизирующей основы, в качестве которых выбраны кубовые остатки дистилляции карбоновых кислот. Экспериментально доказано, что предлагаемая композиция обладает высокими адсорбционными и гидрофобизирующими свойствами. Углеводородные композиция марок НС —1/F10 и НС-2/ F10 обеспечивают эффективную гидрофобизацию исследованных пористых сред и по температурным условиям пригодны к применению в условиях месторождений ОАО «Татнефть».

5. Лабораторными опытами обоснованы составы и концентрации технологических жидкостей, позволяющих одновременно удалять из ПЗП отложения АСПО и изменять характер смачиваемости поверхности пор пласта.

6. Установлены оптимальные массовые концентрации активной основы в растворителе, обеспечивающие максимальные значения средней скорости впитывания нефти и минимальные при впитывании воды, которые составляет 10%.

7. Разработан РД 153-39.0-265-02 «Инструкция по технологии применения реагента многофункционального действия (РМД) для повышения производительности добывающих скважин» для условий объектов добычи нефти ОАО «Татнефть».

8. В промысловых условиях доказана технологическая и экономическая эффективность применения новых технологий интенсификации добычи нефти на залежах со сложнопостроенными низкопроницаемыми высокообводненны-ми (85-95 %) коллекторами с использованием предложенных автором композиций химреагентов многофункционального воздействия (Пат. РФ № 2175716). Только на месторождениях, эксплуатируемых НГДУ «Бавлынефть» за счет комплексного воздействия на пласт извлечено 47102 т дополнительной нефти и существенно уменьшен объем попутной воды. Средняя технологическая эффективность применения РМД на одну скважину составила 457 т, продолжительность эффекта до 50 месяцев. По результатам расчетов, выполненных экономической службой НГДУ, сумма чистой прибыли от применения РМД за 1999-2005 гг. на 103 скважинах составила 40727,5 тыс. рублей.

Материалы диссертации опубликованы в следующих научных работах:

1. Ганиев Г.Г., Ханнанов Р.Г., Иванов А.И., Газизов А.Ш. Повышение эффективности разработки Бавлинского месторождения совершенствованием методов заводнения //Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений. - Альметьевск, 2000.- С. 176-185.

2. Ханнанов Р.Г. Интенсификации добычи нефти в НГДУ «Бавлынефть» с применением композиций химреагентов многофункционального действия (РМД)// Научно-технический журнал «Интервал»,- № 8 - 2000. - С. 79-82.

3. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Ханнанов Р.Г. и др. Инструкция по применению реагента многофункционального действия (РМД) для повышения производительности добывающих скважин. - Казань: НПФ «Иджат», 2000. -14 с.

4. Ганиев Г.Г., Ханнанов Р.Г., Газизов А.Ш. и др. Результаты опытно-промышленного применения реагента многофункционального воздействия (РМД) для повышения производительности малодебитных скважин НГДУ «Бавлынефть»//Нефтепромысловое дело- 2001.-№9.- С. 35-40.

5. Пат. 2175716 МКИ 7 Е 21 В 43/42 Состав для обработки призабойной зоны скважины /Ш.Ф.Тахаутдинов, P.C. Хисамов, Р.Г.Ханнанов и др. Бюл. № 31.2001.

6. Ханнанов Р.Г. Применение реагентов многофункционального действия (РМД) - комплексное решение проблемы интенсификации нефтедобычи. // Нефть и газ 2001: проблемы добычи, транспорта и переработки: Межвуз.сб. науч. тр. - Уфа, 2001.-С. 196-203.

7. Пат. 2206725 МКИ 7 Е 2! ß 43/2С. Способ разработки нефтяной залежи /М.Ш.Марданов, А.М.Хурямов, Р.Г. Ханнанов и др. Бюл. № 17л 2003.

8. Пат. 2226603, МКИ 7 Е 21В 37/00. Установка для имплозионной очистки призабойной зоны пласта / К.М.Гарифов, А.Х.Кадыров, Р.Г.Ханнанов и др. Бюл. № 10,2004.

9. Пат. 30831 на полезную модель МКИ 7 Е 21В 43/00. Насос-сваб для освоения и стимуляции скважин /Г.Г.Ганиев, З.Н.Зиякаев, В.И.Лыков, Р.Г.Ханнанов и др. Бюл. № 19,2003.

10. Газизов А.Ш., Ханнанов Р.Г., Газизов A.A. и др. Гидрофобизация пород ПЗП как метод увеличения дебитов скважин и уменьшения обводненности добываемой жидкости// Научно-технический журнал «Нефтяное дело», Уфа-62 Опубликовано 28.03.05. Индекс 82276 в каталоге «Роспечать», в электронном журнале. - 12 с.

Подписано в печать 22.11.05.Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Печать трафаретная. Печ. л. 1. Тираж 90 экз. Заказ 193.

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

" I

1Й3230

РЫБ Русский фонд

2006-4 26150

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ханнанов, Рустэм Гусманович

ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

1 ПРИЧИНЫ УХУДШЕНИЯ ПРОДУКТИВНОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ 12 СКВАЖИН И СПОСОБЫ ЕЕ ВОССТАНОВЛЕНИЯ

1.1 Причины ухудшения гидродинамической связи между скважиной 12 и продуктивным пластом

1.2 Влияние глушения скважины на состояние ПЗП

1.3 Кольматация призабойной зоны пласта в процессе первичного 21 вскрытия и эксплуатации скважины

1.4 Влияние содержания глинистого материала пород на 23 фильтрационную характеристику пласта

1.5 Причины ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик из- 28 за вследствие отложения асфальтено-смолопарафиновых образований Выводы

2 ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕТОДОВ ОПЗ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ, 34 НГДУ «БАВЛЫНЕФТЬ»

2.1 Метод термогазохимического воздействия

2.2 Термокислотные и термохимические воздействия

2.3 Обработка скважин растворителями

2.4 Обработка скважин растворами ПАВ

2.5 Эффективность химических методов ОПЗ в карбонатных 41 коллекторах

2.6 Анализ эффективности комплексных методов повышения 47 производительности скважин

2.6.1 Кислотно-имплозионное воздействие

2.6.2 Ударно-волновое воздействие скважинах, эксплуатирующих 49 отложения нижнего и среднего карбона

2.6.3 Акустико-химическое воздействие

2.6.4 Термобароимплозионное воздействие (ТБИМ) [32]

Выводы

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО РАЗРАБОТКЕ 57 ТЕХНОЛОГИЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ РМД

3.1 Обоснование целесообразности обработки призабойной зоны 57 обводненных малодебитных скважин с использованием РМД

3.2 Экспериментальные исследования адсорбционной способности 68 реагента РМД и его активных компонентов в различных пористых средах

3.3 Исследование растворимости реагента ГФ, вязкости и межфазного 75 натяжения растворов при различных температурах

3.4 Исследование растворяющей способности новых марок 89 углеводородных композиций комплексного действия

Выводы

4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ 100 ГИДРОФОБИЗИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ ХИМРЕАГЕНТОВ НА ПРОЦЕССЫ ФИЛЬТРАЦИИ И ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ

4.1 Постановка задачи и обоснование методики исследований

4.2 Исследование влияния реагента - гидрофобизатора на 104 фильтрационные характеристики пористой среды

4.3 Исследование влияния реагента ГФ на фильтрационные свойства 110 моделей пласта

4.3.1 Исследование влияния гидрофобизирующего реагента на 112 фильтрацию нефти через модель однородного пласта

4.3.2 Исследование влияния гидрофобизирующего реагента на 114 фильтрационные характеристики модели однородного пласта при прокачке воды

4.3.3 Исследование влияния гидрофобизирующего реагента на процесс 115 вытеснения нефти водой из послойно-неоднородного пласта

Выводы

5 ПРОМЫСЛОВЫЙ ЭКСПЕРИМЕНТ ПО ОБРАБОТКЕ ПЗП 127 КОМПОЗИЦИЕЙ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО ДЕЙСТВИЯ

5.1 О критериях применения композиции РМД для обработки 127 призабойной зоны скважин

5.2 Краткая характеристика продуктивных пластов нижнего карбона 131 Бавлинского и Сабанчинского месторождений, выбранных в качестве объектов для промысловых испытаний

5.3 Состав и свойства нефти, газа и воды на опытных участках

5.4 Методика промысловых исследований эффективности с 140 применением РМД

5.5 Оценка эффективности применения РМД для комплексной 147 обработки ПЗП на месторождениях НГДУ «Бавлынефть»

Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и применение многофункциональных композиций химических реагентов для интенсификации добычи нефти"

Актуальность работы

Современный этап развития добычи нефти в России характеризуется осложнением условий разработки нефтяных месторождений, определяющим фактором которого является существенное ухудшение структуры запасов нефти и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов. Это обусловлено вступлением большого числа высокопродуктивных залежей и месторождений в позднюю стадию разработки, характеризующуюся интенсивным снижением добычи нефти и резким ростом обводнённости добываемой жидкости.

В этих условиях резервом поддержания добычи нефти является ввод в активную разработку так называемых малоэффективных залежей и интенсификация добычи остаточной нефти с использованием малодебитных скважин.

Ухудшение продуктивной характеристики добывающих скважин прежде всего связано с геолого-физическими особенностями пластов и пластовых флюидов, снижением фазовой проницаемости для нефти, ярко выраженной гидрофильностью поверхности поровых каналов, повышенной водонасыщенностью пород. Также причиной снижения продуктивности скважин является проникновение в призабойную зону пласта фильтрата буровых растворов и различных технологических жидкостей, отложение асфальтено-смолопарафиновых образований и неорганических солей, кольматация поровых объемов, повышенное содержание глинистых составляющих пород.

В представленной работе разработаны и предложены новые способы обработки ПЗП, основанные на использовании многофункциональных композиций химических реагентов (РМД), позволяющие гидрофобизировать поверхность породы, растворять асфальто-смолопарафиновые образования, уменьшать обводненность добываемой жидкости из скважин.

По результатам теоретических и экспериментальных исследований рекомендованы оптимальные составы РМД и произведены опытные закачки выбранных композиций в терригенные и карбонатные породы месторождений ОАО «Татнефть». Предварительные наблюдения показали достаточно высокую эффективность применения РМД, выразившуюся в увеличении дебитов скважин и уменьшении обводненности добываемой жидкости.

Цель работы

Научное обоснование и разработка новых эффективных методов воздействия на призабойную зону пласта с использованием композиций химических реагентов многофункционального воздействия (РМД) для увеличения дебитов скважин и уменьшения обводненности добываемой жидкости.

Проведение промысловых экспериментов по уточнению оптимального состава РМД и основных технологических параметров ОПЗ в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений.

Основные задачи исследований

Для достижения поставленной цели были сформулированы и решены следующие задачи:

1. Анализ причин снижения продуктивности нефтеводонасыщенных # коллекторов при первичном и вторичном вскрытии из-за нарушения гидротермодинамических факторов, таких как: кольматация порового пространства, изменение водонефтенасыщенности пласта, образование асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) и неорганических солей, изменение характера смачиваемости поверхности пор пласта и др.

2. Анализ эффективности методов восстановления и увеличения коэффициента продуктивности добывающих скважин на месторождениях, разрабатываемых в различных геолого-физических и технологических условиях.

3. Обоснование целесообразности использования композиций химических реагентов комплексного воздействия (РМД) для увеличения дебитов скважин при ухудшении притока жидкости из-за повышенной водонасыщенности пород ПЗП, образования АСПО, отложения минеральных солей, кольматации пор пласта путем гидрофобизации поверхности пор породы.

5. Исследование влияния состава композиции химреагентов, входящих в РМД, на процессы гидрофобизации поверхности пор пласта и совместную фильтрацию воды и нефти.

6. Обоснование технологий и принципов выбора скважин для обработки с применением РМД, разработки рекомендаций по выбору технических средств для проведения технологических операций по обработке призабойной зоны скважин в различных геолого-физических и технологических условиях.

Научная новизна работы

1. Установлено, что наличие в составе растворителя фракции углеводородов алканового ряда обусловливает высокие водоизолирующие свойства реагента. Присутствие ароматических углеводородов, производных бензола, обусловливает гидрофобизирующие свойства реагента.

2. Теоретически обоснован состав химических реагентов многофункционального воздействия, представляющий композиционную смесь растворителя и активной гидрофобизирующей основы, в качестве которых выбраны кубовые остатки дистилляции карбоновых кислот. Экспериментально показано, что рассматриваемая композиция обладает высокой адсорбционной и гидрофобизирующей способностью.

3. Экспериментально подтверждена возможность создания многофункциональных технологических жидкостей, позволяющих одновременно удалять из ПЗП отложения АСПО и изменять характер смачиваемости поверхности пор пласта, что обусловливает увеличение дебитов скважин и уменьшение содержания воды в добываемой жидкости.

4. Установлено, что оптимальная массовая концентрация активной основы в растворителе, обеспечивающая максимальное значение средней скорости впитывания нефти и минимальное при впитывании воды, составляет 10%. Углеводородные композиции марок HC-1/F10 и HG-2/10 способствуют более эффективной гидрофобизации исследованных пористых сред и по температурным условиям пригодны к применению в условиях продуктивных пластов ОАО «Татнефть».

5. Лабораторными экспериментами установлено, что РМД обладают гидрофобизирующими свойствами поверхности пористой среды. При обработке пористой среды, представленной образцами терригенных пластов, скорость впитывания нефти возрастает в 1,3-1,6 раза по сравнению с неотработанной пористой среды.

6. Установлено, что РМД марок РМД -1-АБ и РМД -2-УН обладают растворяющей способностью по отношению к асфальто-смолопарафиновым образованиям, отобранных из скважин Бавлинского и Ромашкинского месторождений. При контакте этих отложений с реагентом РМД от 22,5 до 49,5 % массы образцов переходит в растворенное состояние. Показано, что лучшим растворяющими свойствами обладают РМД, содержание активной основы которых составляет 10-20 % масс.

7. Разработана новая композиция, комплексно воздействующая на призабойную зону пласта, обеспечивающая одновременное удаление АСПО и гидрофобизацию поверхности пор ПЗП, обладающую водоизолирующими свойствами (Пат. РФ № 2175716).

8. Составлена инструкция, в которой приведены физико-химические основы воздействия композиции РМД и практические рекомендации по проведению работ на скважинах.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путем теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием стандартных методов физикохимических и фильтрационных методов анализа. Оценка результатов внедрения технологий обработки призабойных зон добывающих скважин проводилась путем выполнения гидродинамических исследований и методов обработки данных с использованием современной вычислительной техники.

Основные защищаемые научные положения

1. Физико-химические особенности процесса взаимодействия композиций реагентов многофункционального действия с породой и пластовыми флюидами и обоснование их применения, позволяющие разработать высокоэффективные технологии интенсификации добычи нефти и уменьшения обводненности добываемой жидкости в различных геолого-физических условиях месторождений.

2. Новые технологии воздействия на призабойную зону пласта с использованием композиций химических реагентов многофункционального действия, позволяющие увеличить фазовую проницаемость породы для нефти и обеспечить разрушение и удаление асфальто-смолопарафиновых образований.

3. Разработанные технологии защищены Пат. РФ № 2175716, рекомендованы к внедрению на основании утвержденных руководящих документов и инструкций.

4. Технологии обработки призабойной зоны скважин на основе реагентов многофункционального действия прошли промысловую проверку в терригенных и карбонатных коллекторах. В результате внедрения технологий в период 1999-2005 гг. получено дополнительной нефти 47102 т при сокращении объема попутно добываемой воды. Средняя дополнительная добыча нефти на одну скважину-обработку составила 457 т.

5. Экспериментально установлено, что наиболее благоприятными условиями применения РМД являются пласты, обладающие наибольшей микронеоднородностью.

Апробация работы

Основное содержание работы докладывалось на научно-практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения» (г. Казань, 5-8 сентября, 2001 г), Международной научно-практической конференции «Проблемы и перспективы применения современных геофизических технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки и разработки месторождений полезных ископаемых (г. Октябрский, 2001), Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи - основа рациональной разработки нефтяных месторождений» (Альметьевск, 2000), научных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений УГНТУ (2002-2005) и обсуждалось на научно-практических конференциях в ТатНИПИнефть (г. Бугульма, 2003, 2004), на техническом совете НГДУ «Бавлынефть» (г. Бавлы 2002-2005).

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ханнанов, Рустэм Гусманович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. На основе анализа разработки нефтяных залежей ОАО «Татнефть», приуроченных к терригенным и карбонатным коллекторам, уточнены основные причины снижения производительности скважин, такие как: низкие порометрические характеристики и малая толщина продуктивных пластов, высокая вязкость нефтей, степень гидродинамического совершенства скважин, отложения асфальто-смолопарафиновых образований и неорганических солей, глушение скважин с использованием технологических жидкостей на водной основе, опережающее обводнение продукции скважин из-за послойной неоднородности строения продуктивных пластов и др. Установлено, что кольматация пород при первичном вскрытии пластов оказывает большое влияние на продуктивность добывающих скважин.

2. Результаты анализа эффективности применения многочисленных способов воздействия на ПЗП в условиях месторождений НГДУ «Бавлынефть», в течение длительного времени показали, что в настоящие время нет способов воздействия на пласт, обеспечивающих одновременное увеличение производительности скважин, уменьшающих обводненность добываемой жидкости, разрушающих асфальто-смолопарафиновые образования и обеспечивающих декольматацию скважин.

3. Предложены, разработаны и научно-технически обоснованы способы комплексного воздействия на ПЗП, основанные на использовании многофункциональных композиций химических реагентов (РМД), позволяющие гидрофобизировать поверхности породы, растворять асфальто-смолопарафиновые образования, уменьшать обводненость добываемой жидкости (Пат. РФ №2175716).

4. Обоснован состав реагентов многофункционального воздействия (РМД), представляющий композиционную смесь растворителя и активной гидрофобизирующей основы, в качестве которых выбраны кубовые остатки дистилляции карбоновых кислот. Экспериментально доказано, что предполагаемая композиция обладает высокими адсорбиционными и гидрофобизирующими свойствами. Углеводородные композиции марок НС-1/F10 и HC-2/F10 обеспечивают эффективную гидрофобизацию исследованных пористых сред и по температурным условиям пригодны к применению в условиях месторождений ОАО «Татнефть».

8. В промысловых условиях доказана технологическая и экономическая эффективность применения новых технологий интенсификации добычи нефти на залежах нефти со сложнопостроенными низкопроницаемыми высокообводненными (85-95 %) коллекторами с использованием предложенных композиций химреагентов многофункционального воздействия (Пат. РФ №2175716). На месторождениях, эксплуатируемых НГДУ «Бавлынефть», за счет комплексного воздействия на пласт извлечено 47102 т дополнительной нефти и достигнуто существенное уменьшение добычи попутной воды. Средняя технологическая эффективность РМД на одну обработку составила 457 т, сумма чистой прибыли составила 40727 тыс. руб.

Анализ и обобщение результатов промысловых экспериментов показали достаточную технологическую и экономическую эффективность, а также перспективность их применения в низкопроницаемых неоднородных коллекторах.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ханнанов, Рустэм Гусманович, Уфа

1. Амерханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. Обзор, информ. сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 56 с.

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

3. Амиян В.А., Амиян А.В. Повышение производительности скважин. -М.: Недра, 1986.

4. Ахундов М.С. и др. О выборе решений при проведении обработок призабойных зон скважин //Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1990. -№ 10.-С. 30-33.

5. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1993. - 416 с.

6. Балакирев Ю.А., Маряк С.Г. Повышение производительности нефтяных пластов и скважин. Киев: Техника, 1985. - 118 с.

7. Воропаев В.Е., Краснопевцева Н.В., Рахмангулов К.Х., Писарев Г.А., Насибуллин Ф.Ш. Состав для разглинизации скважин. А.с. СССР № 175646, опубл. 23.08.92, БИ31.

8. Гадиев С.М., Лазаревич И.С. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1996. - 170 с.

9. Грим Р. Минералогия и практическое использование глин. М.: Мир, 1967.-315 с.

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

11. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М.: Недра, 1971.230с.

12. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Газизов А.А. Ханнанов Р.Г. Инструкция по применению реагента многофункционального действия (РМД) для повышения производительности добывающих скважин. Казань: НПФ «Иджат», 2000. - 14 с.

13. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения /Р.Х.Муслимов, Р.Г.Абдулмазитов, А.И.Иванов и др. -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 1996. 440 с.

14. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов. М.: Недра, 1985.- 510 с.

15. Гребенников В.Г. Обработка нефтяных и нагнетательных скважин порошкообразными реагентами. //Нефтяное хозяйство. - 1992. -№11.- С. 21-27.

16. Гребенников В.Г. повышение производительности водозаборных скважин Тюменской области. //Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 12. - С. 26-28.

17. Грайфер В.И., Колесников А.И., Колесников В.А., Шарбатов И.Н. Возможности повышения конечного нефтеизвлечения за счет обработок нагнетательных скважин материалом «Полисил» //Нефтяное хозяйство. 1999. -№5.-С. 46.

18. Горбунов А.Т., Мухаметзянов Р.Н., Кондратюк А.Т. Системная технология воздействия на пласт //Сб. статей «Системная технология воздействия на пласт. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 162 с.

19. Влияние легких углеводородов и их композиций на растворимость парафиновых отложений /Ахсанов P.P., Шарифуллин Ф.М., Карамышева В.Г. и др. //Нефтяное хозяйство. 1994. - № 7-8. - С. 12-16.

20. Восстановление продуктивности добывающих скважин воздействием на призабойную зону нефтяными растворителями. /В.Н.Артемьев, В.Р.Госсман, А.М.Потапов и др. //Нефтяное хозяйство. 1994. - № 2. - С. 56-60.

21. Воропаев В.Е., Краснопевцева Н.В., Рахмангулов К.Х., Писарев Г.А., Насибуллин Ф.Ш. Состав для разглинизации скважин. А.с. СССР № 175646, опубл. 23.08.92. БИ 31.

22. Воропаев В.Е., Абдульманов И.Г., Н.В., Рахмангулов К.Х., Александров Г.Ф. Состав для разглинизации скважин. А.с. СССР № 175647, опубл. 23.08.92. БИ 31.

23. Вердеревский Ю.Л., Валеева Т.Г., Арефьев Ю.Н., Галимов P.P. Состав и технология для глубокой обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах //Нефтяное хозяйство. 1994. - № 5. - С. 44-45.

24. Волков А.Ю., Тюрин В.В., Ханнанов Р.Г. Проблемы выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологийнефтеизвлечения/ VII научно-практическая конференция. Сборник докладов ИД «Росинг». Самара, 2004 г. - С. 25-26.

25. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 639 с.

26. Гидрофобизация призабойной зоны гидрофильных коллекторов. /Р.Н.Фахретдинов, Ю.В.Земцов, Т.С.Новоселов, В.Н.Сергиенко, В.В.Шелепов //Нефтяное хозяйство. 1999. - № 4. - С. 29-30.

27. Гуторов Ю.А., Зарипов М.В., Иммамиев И.Н., Ханнанов Р.Г. Некоторые результаты применения технологии ГРП с целью повышения нефтеотдачи малопродуктивных коллекторов в условиях НГДУ «Бавлынефть»// Межвузовский сборник научных трудов. :Уфа, 2001 г. С. 97.

28. Гуторов Ю.А., Ибрагимов Р.Н., Ханнанов Р.Г., Исмагилов О.З. Пути совершенствования технологии термоимлозионной обработки ОПЗ по результатам ее применения в условиях НГДУ «Бавлынефть»// Межвузовский сборник научных трудов. Уфа, 2001 г. С. 94

29. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. -М.: Недра, 1986. 153 с.

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

31. Девликамов В.В., Кабиров М.М., Хабибуллин З.А. Аномально-вязкие нефти. Уфа: Изд. Уфим. ин-та, 1977. - 109 с.

32. Динамика перераспределения нефти и воды в призабойной зоне пласта /Ю.В.Зейгман, В.И.Васильев и др. Уфа: Изд-во Фонда содействия развитию научных исследований, 1998. - 96 с.

33. Дмитриева Т.Ф. Фильтрация вязких суспензий //Хим. пром-ть. -1951. -Т. 20. № И.-С. 5-10.

34. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин: Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - 78 с.

35. Зейгман Ю.В. Регулирование фильтрационных характеристик нефтегазонасыщенных пород при вторичном вскрытии пластов и глушении скважин.

36. Иванов А.И., Ханнанов Р.Г., Исмагилов О.З., Грезина О.А. Особенности эксплуатации горизонтальных скважин в НГДУ «Бавлынефть»// Материалы семинара-дискуссии, Актюба, 2-3 декабря 1999 г. Казань, Мастер Лайн 2000. -С. 48-54.

37. Иванова М.М., Михайлов Н.Н., Яремейчук Р.С. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.- 56 с.

38. Каплан Л.С., Каплан А.Л. Технология и техника воздействия на нефтяной пласт: Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 180 с.

39. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1994. - 229 с.

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

41. К вопросу обработки призабойных зон скважин катионными ПАВ /В.Н.Глущенко //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. № 1. -С. 50-53.

42. Клубова Т.Т. Глинистые коллекторы нефти и газа. М.: Недра, 1988,157 с.

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

44. Клубова Т.Т. Влияние глинистых примесей на коллекторские ^ свойства песчано-алевролитовых пород. М.: Наука, 1970. - 122 с.

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

46. Лабораторные испытания по оценке гидрофобизирующих свойств химических продуктов и их композиций //И.И.Минаков, О.Е.Серебрякова, В.Д.Москвин, А.Т.Горбунов //Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. -№3/4.-С. 34-38.

47. Логинов Б.Г. Интенсификация добычи нефти методом кислотной обработки. М.: Гостоптехиздат, 1951. - 247 с.

48. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. М.: Нефть и газ, 1996. - 478 с.

49. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти: Справочник рабочего. М.: Недра, 1986. - 240 с.

50. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по 4 применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983. - 312 с.

51. Мангэм Н. Прогрессивные методы добычи нефти /Нефть, газ и нефтехимия. -1981. № 3. - С. 20-26.

52. Мархасин И.Л. Фильтруемость вод различных типов через образцы девонских песчаников. «Труды Уф. НИИ», Гостоптехиздат, 1958, вып. 3.

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

54. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань: Таткнигоиздат, 1985. - 177 с.

55. Мухаметшин В.Ш. Геолого-технологическое обоснование выбора скважин и параметров воздействия при проведении соляно-кислотных обработок: Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1991. - 70 с.

56. Малышева Л.Г., Мархасин И.Л., Бабалян Г.А. Влияние добавок ПАВ на гидратацию и набухание глинистых пород. /В сб. «Применение ПАВ в нефтяной промышленности». М.: Гостоптехиздат, 1963. -С. 125-131.

57. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. М.: Недра, 1970.312с.

58. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. М.: Недра, 1964.266с.

59. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. -Киев: Изд-во АН УССР, 1961. 292 с.

60. Овчаренко Ф.Д. Исследование механизма взаимодействия воды с поверхностью твердых тел /В сб. «Физико-химическая механика и лиофильность дисперсных систем». Киев, 1979. - вып. II. - С. 5-15.

61. Осипов Ю.Б. Магнетизм глинистых грунтов. М.: Недра, 1978. - 200с.

62. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М.: МНП. - 1986. - 17 с.

63. Пат. РФ 2232257 Старшов М.И., Ситников Н.Н., Хисамов Р.С., Ханнанов Р.Г. //Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и выравнивания профилей. Опубл. 29.07.2002 г.

64. Пат РФ 21133590 Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений /Муслимов Р.Х., Рудаков A.M., Сулейманов Э.И., Хисамов Р.С., Ханнанов Р.Г. и др. Опубл. 06.06.1996 г.

65. Пат 30831 на полезную модель МКИ 7 Е 21В 43/00 Насос-сваб для освоения и стимуляции скважин /Ганиев Г.Г., Зиякаев З.Н., Лыков В.И., Ханнанов Р.Г. и др. Заяв. 13.06.2001, опубл. 0.07.2003, Б.И. № 19,2003 г.

66. Пат 2203405 МКИ 7 Е 21В 43/20 Способ разработки нефтяной залежи /Абдулмазитов Р.Г., Ганиев Г.Г., Ханнанов Р.Г. и др. Заяв. 29.07.2002 , опубл.4 27.04.2003, Б.И. № 12, 2003 г.

67. Пат 2206725 МКИ 7 Е 21В 43/20 Способ разработки нефтяной залежи /Марданов М.Ш., Хурямов A.M.,, Ханнанов Р.Г. и др. Б.И. № 17, 20.06. 2003 г.

68. Пат. 2231622 МКИ 7 Е 21B33/13 Способ приготовления пульпы резиновый крошки /Ханнанов Р.Г., Салимов М.Х., Кадыров P.P. Заяв 15.07.2002, опубл. 27.06.2004, Б.И. № 18,2004 г.

69. Патент № 2023143 (RU). Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины. Горбунов А.Т., Москвин В.Д., Брюслов А.Ю., Старковский A.M., Рогова Т.С. и др.; Бюл. № 21, 15.11.94.

70. Пат. 2226603, МКИ 7 Е 21В 37/00 Установка для имплозионной очистки призабойной зоны пласта / Тарифов К.М., Кадыров А.Х., Исмагилов Ф.З., Кандаурова Г.Ф., Ханнанова Р.Г. и др. Заявл.24.05.2002, опубл. 10.04.2004, Б.И. № 10, 2004 г.

71. Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1999.-224 с.

72. Панасевич А.А. Структурообразование в водных дисперсиях слоистых силикатов. /В сб. «Физико-химическая механика дисперсныху структур». Киев, 1983. - С. 75-83.

73. Повышение продуктивности нефтяных скважин в карбонатных коллекторах /Орлов Г.А., Гафиров К.Н., Волков Ю.В. и др. //Нефтяное хозяйство. 1984. - № 7. - С. 35-37.

74. Рогачев М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти. Уфа: Гилем, 1999. - 75 с.

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

76. РД 153-39.0-265-02 Инструкция по технологии применения реагента многофункционального действия (РМД) для повышения производительности добывающих скважин. 2002 г. - 16 с.

77. Ребиндер П.А., Абдурагимова А.Н., Серб-Сербина Н.Н. Упроговязкие свойства тиксотропных структур в водных суспензиях бентонитовых глин. -«Коллоидный журнал», 1955. т. 17. - № 3. - С. 14.

78. Рогачев М.К., Кондрашева Н.К. Реология нефти и нефтепродуктов:

79. Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - 89 с.

80. Свидетельство на полезную модель № 26823, МКИ 7 F 04В 47/00 Дифференциальный штанговый насос /Ганиев Г.Г., Зиякаев З.Н., Лыков В.И., Ханнанов Р.Г. и др. Заяв. 13.06.2001, опубл. 20.12.2002, Б.И. № 35, 2002 г.

81. Свидетельство на полезную модель № 27168, МКИ 7 F 04В 47/02 Устройство для очистки призабойной зоны пласта и подъема скважинной жидкости /Зиякаев З.Н., Лыков В.И., Ханнанов Р.Г. и др. Заяв. 20.08.2001, опубл. 10.01.2003, Б.И. № 1, 2003 г.

82. Сафин С.Г. Методика оптимизации обработки призабойной зоны //Экспресс-информ. /ВНИИОЭНГ Сер. «Нефтепромысловое дело». 1993. - № З.-С. 3-9.ч

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

84. Способ оценки гидрофобизующей способности химических продуктов и их композиций методом самопроизвольного впитывания воды //А.Т.Горбунов, В.Д.Москвин, А.Ю.Бруслов и др. М.: ВНИИ. - 1992. - 6 с.

85. Сургучев M.JL, Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазовых коллекторах. М.: Недра, 1984. -215 с.

86. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Адсорбция на глинистых минералах. Киев: Наук, думка, 1975. - 352 с.

87. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Современные представления о гидрофильности дисперсных силикатов /В сб. «Успехи коллоидной химии». -Киев: Наук, думка, 1983. 256 с.

88. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Савинихина А.В. Определение условий выпадения парафина в пластах при разработке нефтяных месторождений /Труды ВНИИ. -Вып. 49. М.: Недра, 1974. - С. 39-49.

89. Тронов В.П., Гуськова И. А. Механизм формирования асфальтосмолопарафиновых отложений на поздней стадии разработки месторождений. //Нефтяное хозяйство. 1999. - № 4. - С. 24-25.

90. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1969. - 192 с.

91. Хавкин А.Я. Новые направления и технологии разработки низкопроницаемых пластов //Нефтяное хозяйство. 1993. - № 3. - с. 4-8.

92. Хавкин А.Я. и др. Особенности заводнения низкопроницаемых глиносодержащих пластов разноминерализованными водами. -«Нефтепромысловое дело», 1992. № 8. - С. 14-17.

93. Ханнанов Р.Г. Интенсификации добычи нефти в НГДУ «Бавлынефть» с применением композиций химреагентов многофункционального действия (РМД). Научно-технический журнал «Интервал»,- № 8. 2000 г. - С. 79-82.

94. Ханнанов Р.Г., Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Тюрин В.В. Опыт использования технологии интерпретации данных ГИГС для прогноза эффективности горизонтальных скважин.// Материалы Международной научно-практической конференции. Уфа, 2002 г. - С.

95. Ханнанов Р.Г. Применение реагентов многофункционального действия (РМД) Комплексное решение проблемы интенсификации нефтедобычи. Сб. «Нефть и газ - 2001». Межвузовский сборник трудов. - Уфа, 2001. Изд-во УГНТУ. - С. 196-203.

96. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти: Справ, изд. /Д.Л.Рахманкулов, С.С.Злотский, В.И.Мархасин и др. М.: Химия, 1987. 144 с.

97. Храмов Р.А., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть». М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.-527 с.

98. Шумилов В.А., Шалинов В.П., Азаматов В.В. Исследование призабойной зоны пластов при интенсификации добычи нефти за рубежом. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 33 с.

99. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. -М.: Изд-во АН СССР, 1961.-211 с.

100. Эффективность применения растворителей асфальто-смоло-парафиновых отложений в добыче нефти //С.Н.Головко и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - 65 с.

101. Эфрос Д.А., Оноприенко В.П. моделирование линейного вытеснения нефти водой //Тр. ВНИИ. Вып. 12. - М.: 1958. - С. 331-360.

102. Яремейчук Р.С., Семак Г.Г. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин. М.: Недра, 1982. - 257 с.

103. Iurinak I.I. Oilfield applications of colloidal silica gel //SPE Production Engineering. -1991, XI. Vol. 6, № 4. - P. 406-412.

104. Antiwater coning technology offered by Alberta agency //Oil and gas I. -1989, 10/VII. Vol. 87, № 28. - P. 13.

105. Burkholder L.A. New gel suppresses water flow in oil wetts // Oil and gas I. 1987, 21/IX. - Vol. 85, № 38. - P. 93, 96-98.

106. Mbaba P.E. Gel-block techinique: a successful application for zonal insolation in a depleted reservoir //SPE Production Engineering. 1986. - Vol. 1, № 6.-P. 467-470.

107. New gel Flopem 500 //Petrol. Engineer. 1991. - Vol. 63, № 10. - P. 45.

108. Caudle, B.H. and Witte.M.D., Production potential changes during swecpout in a five-spot system, Trans. AIME, v. 216 (1959).

Информация о работе

Ханнанов, Рустэм Гусманович
кандидата технических наук
Уфа, 2005
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка и применение многофункциональных композиций химических реагентов для интенсификации добычи нефти - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы