Разработка комплекса технологий сохранения и увеличения продуктивности при вскрытии и эксплуатации нефтяных пластов

Мусабиров, Мунавир Хадеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка комплекса технологий сохранения и увеличения продуктивности при вскрытии и эксплуатации нефтяных пластов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка комплекса технологий сохранения и увеличения продуктивности при вскрытии и эксплуатации нефтяных пластов"

На правах рукописи

Мусабиров Мунавир Хадеевич

□0305579В

РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ СОХРАНЕНИЯ И УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ ПРИ ВСКРЫТИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Специальности 25 00.17- Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, 25 00 15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Бугульма - 2007

003055796

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти («ТатНИПИнефть») ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

Научный консультант: доктор технических наук,

академик АН Республики Татарстан Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты:

Вахитов Гадель Галяутдинович - доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович - доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич - доктор технических наук, профессор

Ведущее предприятие: Открытое акционерное общество «Удмуртнефть»

Защита состоится « 26 » апреля 2007г. в 15 час на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в институте «ТатНИПИнефть» по адресу. 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М.Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института «ТатНИПИнефть».

Автореферат разослан «14» марта 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, старший научный сотрудник ¡К.&' К № Р-3. Сахабутдинов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Стратегической задачей топливно-энергетического комплекса России в последние годы является стабилизация и постепенное увеличение добычи нефти как за счет ввода в разработку новых залежей и месторождений, так и повышения эффективности эксплуатации старых нефтяных объектов. Продуктивность новых скважин во многом будет определяться степенью сохранения природных коллекторских свойств пласта на последовательных стадиях строительства и ввода скважин в работу, эксплуатационный период. Эта задача выполнима при условии последовательного применения усовершенствованных технологических жидкостей на стадиях вскрытия пласта бурением, крепления скважины, вторичного вскрытия пласта перфорацией, освоения, эксплуатации, стимуляции и ремонта скважин Продуктивность старых скважин восстанавливается и может повышаться путем системного применения технологий обработки призабойной зоны пластов (ОПЗ) и других стимулирующих операций и физико-химических воздействий на призабойную золу пласта (ПЗП) или на пласт в целом. При этом важное значение имеет выбор последовательности применения тех или иных методов воздействия на пласт как по толщине, так и по простиранию, особенно в неоднородных многослойных коллекторах с возможное шо водогазового прорыва Под этим понимается система применения технологий (стратегия) воздействия на пласты, начиная со вскрытия и ввода их в эксплуатацию и заканчивая ремонтными, водоизо-ляционными работами на поздней стадии разработки Только такой комплексный подход в сохранении и поддержании продуктивности нефтяного пласта на всех этапах строительства и эксплуатации скважин можег дать стратегический долговременный эффект. Поэюму тема диссертационного исследования является важной и актуальной как в научном, [ак и практическом аспектах бурения, освоения скважин и разработки нефтяных месторождений

Принятый методологический подход обусловливает широкопланоность обьекгоп исследований диссертационной работьг - причины и источники снижения нефтепроницаемости ПЗП (продуктивности по нефти) на всех стадиях эксплуатации скважин и эффективные технологические процессы но их устранению и профилактике их проявления, а предметом исследований - закономерности и связи в объектах исследований, а также оптимальные методики, параметры ра!раба1ывасмых технологических процессов, конструкции усфойсш и физико-химические свойства новых рабочих жидкостей, составов и композиций

Цель диссертационной работы. Разработать и внедрить комплекс гехноло1ий и технических средств для качественною вскрытия пластов, освоения, интенсификации притока, ремонтных работ, применение которых сохраняет и увеличивает продуктивность пластов в течение всего эксплуатационного периода.

Задачи исследований. 1. Анализ и обобщение современного состояния технологий вскрытия пластов, интенсификации притока, глушения и промывки скважин; анализ процессов и явлений в призабойной зоне пласта, приводящих к снижению продуктивности скважин, и обоснование возможности комплексного решения проблемы сохранения природных кол-лекторских свойств ПЗП на всей технологической цепи нефтедобычи

2. Разработка общего (рациональною) методического подхода к разработке рабочих жидкостей для нефтедобычи на водной, углеводородной и композиционной (эмульсионной) основе. Разработка и совершенствование составов для вскрытия пластов, жидкостей глушения, обрабатывающих составов для терригенных и карбонатных коллекторов, жидкостей разрыва пластов, водоизоляционных составов.

3. Исследование особенностей технологических, реологических и гидродинамических свойств углеводородных и эмульсионных систем применительно к методам направленного физико-химического воздействия на ПЗП и регулирования отбора нефти и воды

4. Разработка комплекса технологий качественного вскрытия пластов, глушения скважин с сохранением коллекторских свойств ПЗП, восстановления и увеличения продуктивности скважин в эксплуатационный период

5. Анализ и выработка рекомендаций по повышению эффективности и успешности технологии гидроразрыва пластов в осложненных условиях разработки нефтяных месторождений Татарстана

6 Разработка комплекса технологий регулируемого кислотного воздействия на неоднородные порово-трещинные карбонатные пласты-коллектора, эксплуатирующиеся вертикальными и горизонтальными скважинами, с учетом возможной необходимости проведения водоизоляционных работ.

7. Разработка и усовершенствование физико-химических технологий ОПЗ терриген-ных пластов, ориентированных на стимуляцию малодебитного нерентабельного фонда скважин.

Методы решения поставленных задач. Основаны на анализе и обобщении опыта проведения скважинных промысловых работ; собственных результатов теоретических, лабораторных и промысловых исследований В работе применены современные статистические методы обработки информации, критерии подобия, методы планирования эксперимента и теории оптимизации, химические методы лабораторных исследований, а также способы интерпретации гидродинамических исследований (ГДИ)

Научная новизна.

1. Разработана научно-мегодологическая основа комплексного решения проблемы сохранения, восстановления и улучшения коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств ПЗП в последовательной технологической цепи «вскрытие пласта - эксплуатация - ремонт скважины» Научно обосновал комплекс технологических процессов качественного вскрытия пластов, глушения, ОПЗ, стимуляции скважин и водоизоляционных работ, позволяющих поддерживать и регулировать отбор нефти на рационально высоких уровнях в эксплуатационный период.

2 Предложена на основе «функции желательности Харрингтона» методика разработки составов технологических жидкостей многоцелевого назначения с заданными и оптимизируемыми физико-химическими свойствами. Обоснованы принципы проектирования и рациональная последовательность синтеза составов па углеводородной, водной и композиционной (эмульсионной) основе для нефтедобычи, соответствующих главному критерию применимое! и - сохранению и увеличению продуктивности пластов.

Обнаружено проявление эффекта эмульгирования и стабилизации двухкомгюнешпой водонефтяной эмульсии без введения традиционных ПДВ-эмульгаторов, основанный на механизме активации природных нефтяных ПАВ и минеральных компонентов пластовых вод, содержащих ионы двухвалентного железа в количестве более 35 мг/л, водорастворимыми окислителями,

3. Установлен рсофизический механизм повышения эффективности обработки послойно-неоднородных по проницаемости пористых сред, основанный на управлении тиксо-тропно-вязкостных и неравновесных эффектов в релаксирующих системах - концентрированных гидрофобных эмульсиях. Получили научное обоснование технологические принципы увеличения послойного охвата физико-химическим воздействием неоднородных неф1я-ных пластов и методология кислотного стимулирования скважин в карбона! ных трещинова-то-поровых коллекторах, заключающаяся в поэтапном вовлечении в разработку всей перфорированной толщины пласта (направленное воздействие на ПЗП), а затем поэтапном глубоком воздействии на удаленные зоны пласта.

4. Теоретически и экспериментально обоснован многофакторный механизм очистки пористой среды (ПЗП) от всех видов твердых, жидких и вязко-пластичных загрязнений при взаимоналожении термоакустического, физико-химического и гидродинамического воздействий.

Научно обоснованы технологические принципы и методики регулируемого кислотного воздействия и направленного гидромеханического тампонирования расчетных интервалов горизонтальных стволов в добывающих скважинах.

5. Исследованиями генезиса состава и механизма парафинизации скважинного оборудования в условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений установлены существенные структурные и компонентные видоизменения композиций асфальтеносмоло-парафиновых веществ с превалированием высокоокисленных и эмульсионных структур

Обнаружено проявление эффекта хемосорбции гидролизованного полиакрилонитрила

на химически активированной стальной поверхности с образованием водонефтестойкой гидрофильной пленки полимера, предотвращающей отложение парафина на оборудовании.

6. Обоснованы и конкретизированы технологические принципы проектирования и методики оптимального трещинообразоваиия при гидроразрыве пластов, адаптированные к геолого-физическим условиям разработки объектов Татарстана на поздней стадии, в том числе'

- получены зависимости эффективности операций гидроразрыва пластов от ряда геологических и технологических параметров процесса, в частности, приращений дебита скважин по нефти от длины трещинообразования, пластового давления, проницаемости пласта, количества пропанта и плотности его упаковки в трещине,

- выработан комплекс геолог о-технических и технологических критериев подбора скважин-кандидатов для эффективного разрыва пластов;

- отработана методика анализа и параметры мини-разрывов пластов,

- спроектирована уточненная методика реализации технологий TSO и Frac-Pack Новизна технических и технологических решений, полученных в ходе исследований,

подтверждается 28 изобретениями.

Основные защищаемые положения. 1 Методические подходы по комплексному применению усовершенствованных технологических процессов по вскрытию пластов, освоению скважин, промывке, глушению и стимуляции скважин.

2. Методические подходы по оптимизации синтеза и разработке составов технологических жидкостей с заданными физико-химическими и технологическими свойствами, а также приемы и механизм регулирования этих параме гров.

3. Комплекс усовершенствованных технологий, новых способов, устройств и составов, обеспечивающих сохранение, восстановление и улучшение коллекторских и фильтраци-онно-емкосшых свойств и параметров продуктивных пластов, начиная с их вскрьпия, освоения, эксплуашции, текущего ремонта, ешмуляции и кончая завершающими, ремонтпо-изоляциониыми работами

4. Оптимальные методики проеюировапия и физико-химической обработки пластов многофакторными направленными воздействиями в осложненных условиях реальных слоисто-неоднородных, порово-трещиппых нластов-коллекюров, эксплуажрующихся вертикальными и горизонтальными скважинами.

Практическая цепное п. и реализация работы. Выполненные исследования легли в основу ряда технических и технологических разработок в нефтедобыче, которые получили широкое внедрение в промышленность.

Технология качественного вскрытия продуктивного пласта в облагороженных средах (Регламент по технологии) позволяет сохранять проницаемость ПЗП, снизить затраты на освоение скважин и повысить их продуктивность. Технология внедрена на нефтедобывающих предприятиях ОАО «Татнефть» с 1996 i. с экономическим эффектом 405,5 тыс. руб./скв.-операцию (цены 2000 г.) Объем внедрения составил более 100 скважин.

Технологические жидкости на основе обратных эмульсий для качественного глушения скважин применяются в ОАО «Татнефть» с 1980 г. За этот период выполнено более 10 тыс. скв.-операций, исключен недобор нефти в послеремонтный период (по технико-экономическим оценкам более 900 тыс т нефти).

Комплексная технология глушения скважин обратными эмульсиями с одновременной ОПЗ пласта в период ремонтных работ получила широкое внедрение на нефтепромыслах Татарстана (РД 39-1-924-83), Удмуртии (РД 39-0147585-016-ВНИИ-86), Западной Сибири с экономическим эффектом 1200-1500 руб на одну скв.-операцию (цены 1987г.) Наработка составила более 3 тыс. скв.-операций. После глушения скважин обратными эмульсиями на нефтедистиллятной основе продуктивность скважин возрастает на 25-50% Эффект поддерживается при каждом последующем глушении скважины.

Технология комбинированного глушения скважин с использованием обратных эмульсий на основе девонской нефти внедряется в ОАО «Татнефть», а на основе нефти Варьеган-ского месторождения на объектах Западной Сибири с 1989 г. Технология глушения скважин

термостойкими эмульсиями /до 100° С/ для горно-геологических условий месторождений Западной Сибири (РД 39-0147485-226-87Р) внедряется с 1988 г.

Спроектированы и запущены в промышленную эксплуатацию 11 стационарных установок по приготовлению разработанных технологических жидкостей (составов) на эмульсионной и водной основе в Татарстане, Удмуртии, Западной Сибири

Комплекс технологических вариантов качественного глушения скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта (Регламент по технологии и РД 153-39.0381-05) позволяет поддерживать технологический и экономический эффекты, достигнутые при вскрытии пластов в облагороженных средах, и сохранять их в эксплуатационный период; снижаются затраты на освоение скважин, предотвращаются потери в добыче нефти в по-слеремонтный период Технология внедрена на нефтедобывающих предприятиях ОАО Татнефть» с экономическим эффектом 17,7 тыс руб./ скв -операцию (цены 2005 г.) Обьем внедрения составил более 1600 скв.-операций.

Комплекс технологий стимуляции скважин в карбонатных коллекторах (РД 39-0147585-219-87Р, 39-0147585-038-89, 39-0147585-086-93) промышленно реализован на нефтепромыслах ОАО «Татнефть» и «Удмуртнефть» (более 350 скв -операций). Разработанные технологии являются базовыми геолого-техническими мероприятиями по поддержанию темпов добычи нефти из порово-трещиноватых карбонатных коллекторов и повышению коэффициента нефтеотдачи этих пластов. Последовательное применение технологий по разработанной методике позволяет поддерживать высокую продуктивность скважин в эксплуатационный период, начиная с ввода их в разработку. Увеличение удельной продуктивное™ скважин после применения каждой технологии составляет от 2 до 10 т/сут (в среднем 4 т/сут) дополнительной добычи нефти.

Технология комплексной акустико-химической стимуляции нефтедобывающих скважин (Стандарт предприятия, утвержден ОАО «Татнефть», 1996 г.) получила промышленное внедрение на объектах Татарстана, Удмуртии, Зап. Сибири (более 600 скв.-операций) с удельной экономической эффективноешо 428,6 тыс. руб. (цены 2000 г) Модерничировап-ные варианты технологии (РД 39-0147585-222-01) стали базовыми методами восстановления продуктивности нерентабельного малодебитного фонда скважин за счет достижения прироста дебиюв нефти в среднем 3-4 т/сут после каждой скв.-операции.

Комплекс технологий стимуляции горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах (РД 39-0147585-100-94, 39-0147585-221-01, 153-39.0-427-05, 153-39.0-376-05) внедряется в нефтедобывающих предприятиях ОАО «Татнефть» (более 100 скв.-операций) с удельным экономическим эффектом до 1,1 млн. руб. (цены 2006 г) Достигнуто увеличение продуктивности скважин в среднем на 4-5 т/сут Водоизолирующий эффект позволяет увеличивать продуктивность горизонтальных скважин в 2-3 раза по нефти при снижении обводненности продукции с 90-99 % до 20-70 % (в различных геолого-физических условиях эксплуатации скважин).

Усовершенствованные методики подбора скважин, компьютерного проектирования, расчета эффективности и оптимизации трещинообразования при ГРП позволили существенно повысить технико-экономические показатели процесса (прирост дебита нефти, успешность работ, снизить затраты).

Устройство для очистки наружной поверхности НКТ от технологических и скважин-ных жидкостей при подъеме колонны в процессе подземных ремонтных работ получило широкое внедрение в практику нефтедобычи как основной элемент приустьевого комплекса для выполнения экологически чистых ремонтных работ. Промышленный выпуск приустьевого комплекса освоен с 2000 г. в ОАО «Татнефть» Чертежи на конструкцию устройства по запросам разосланы 14 нефтедобывающим предприятиям Российской Федерации и СНГ.

В целом, разработанные под руководством и с участием автора, технические и технологические решения внедрены в более 17 тыс скважинах с суммарным экономическим эффектом более 370 млн. руб. (в ценах 2006 г.)

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались на отраслевых российских и международных научно-технических конференциях, семинарах, симпозиумах, совещаниях, выставках

- на семи отраслевых научно-технических конференциях молодых ученых и нефтяников ТатНИНЙнефти и «Татнефти» (г. Бугульма, г. Альметьевск, 1981-1985, 1987, 1990 гг.), на 8-ой научно-технической конференции молодых ученых института «ПермНИПИнефгь» (г. Пермь, 1982 г), на Республиканской научно-технической конференции «Проблемы разработки нефтяных месторождений» (г. Уфа, 1986 г.), на Всесоюзном семинаре по проблемам текущего подземного и капитального ремонтов скважин (г Москва, ВДНХ СССР, 1984 г.), на Международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов» (г. Казань, 1994 г.), на Международном нефтяном конгрессе (г. Казань, 1998 г.), на отраслевой научно-практической конференции «Техника, технология добычи нефти на современном этапе», посвященной 50-летию Ромашкинского месторождения (г. Альметьевск, 1998 г.), на научно-практической конференции в программе 6-ой Международной специализированной выставки «Нефть, газ - 99» ( г. Казань, 1999 г), на отраслевом семинаре-конференции «Проблемы и состояние их решения при эксплуатации горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов» (г. Актюба, 1999 г.), на отраслевом совещании «Состояние разработки и перспективы применения новых методов интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи на месторождениях АО «НГК Славнефть» (г. Мегион, 1999 г.), на всероссийской научно-технической конференции (г. Альметьевск, 2001 г.), на научно-практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи нла-стов-тсория и практика их применения» по программе 8-ой международной специализированной выставки «Нефть, газ, нефтехимия 2001» (г. Казань, 2001), на 3,4,5-й международных научно-практических конференциях «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Краснодар, г. Анапа, г. Геленджик, 2001, 2003, 2005 г г.), на международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи иласюп» в РАГС при Президенте РФ (г. Москва, 2002 г.), на Всероссийской научно-практической конференции «Эффективность разработки трудноизвлекаемых запасов нефти» (г. Ижевск, 2002 г), на Всероссийских научно-практических конференциях «Разработка, производство и применение химических реагентов для нефтяной и 1азовой промышленности» в РГУ (г Москва, 2002, 2004 г г), па научной конференции, посвященной 50-летию ТатНИГШнефти (г. Бугульма, 2006 г.), на секциях Ученых советов ТатНИГШнефти, БашПИПИнефти, Уфимского государственного нефтяного технического университета, на научно-технических советах и совещаниях ОАО «Татнефть», ОАО «Удмуртпефть», ОАО «Когалымнсфтегаз», ОАО «Лангенасне(|не[аз», ОАО «Юганскнефтегаз», ПК «Мунайнефтегаз» и др.

Публикации. По результатам представленных в работе исследований опубликовано 79 научных работ, в т.ч. 2 монографии, региональное пособие, 48 статей и тезисов к докладам, 5 авторских свидетельств и 23 патента на изобретения, из них в источниках, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, 12 печатных работ. Выпущено 23 руководящих документа отраслевого и регионального значений.

В диссертации представлены результаты исследований, выполненных лично соискателем и под его руководством; автор является ответственным исполнителем и руководителем большинства разработок, ему принадлежит постановка задач исследований, разработка методик и проведение экспериментальных исследований, а также промысловые испытания и промышленное внедрение технологий. Диссертационная работа является обобщением исследований соискателя в отделе эксплуатации и ремонта скважин института ТатНИПИнефть в период с 1980 по 2006 г.г.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения, списка литературы и приложений. Работа содержит 308 страниц машинописного текста, 62 рисунка, 64 таблицы, 397 библиографических ссылок и приложения на 63 страницах.

тории стимуляции скважин за проведение совместных исследований и содействие в работе, а также ученым ТатНИПИнефти, РГУ, УГИТУ, БашНИПИнефти, ВНИИнефти, РосНИПИ-термнефти, руководителям и специалистам ОАО «Татнефть», ОАО «Удмуртнефть» за поддержку, обсуждение результатов и ценные замечания.

Большое влияние на автора, на становление и развитие методологических основ комплексного подхода к решению многих задач нефтедобычи оказали плодотворные встречи и собеседования с академиками Р X. Муслимовым, А X. Мирзаджанзаде, чьи советы и ценные замечания были учтены в работе

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении определены основная цель и направления исследований, обоснованы актуальность и важность проблемы сохранения природных коллекторских свойств ПЗП и поддержания на высоком уровне продуктивности скважин в эксплуатационный период.

Отмечено, что данная проблема в нефтяной отрасли является одной из приоритетных, в конечном итоге предопределяет плановую добычу нефти и конечную нефтеотдачу пластов, носит комплексный характер. Большой вклад в решение теоретических и практических аспектов энсрго-и массообменных (фильтрационных), термодинамических процессов в ПЗП, в развитие методов интенсификации добычи нефти и системного (комплексного) подхода к решению задач качественного вскрытия пластов и рациональной последующей их эксплуатации внесли крупные ученые и известные исследователи: Вахитов Г.Г., Желтов Ю.П., Ги-матудинов III К, Мирзаджанзаде АХ, Мищенко И.'Г., Девликамов В.В., Кузнецов О.Л., Кузнецов Ю С , Поляков В.Н, Муслимов Р.Х , Балакиров Ю.А., Хисамутдинов Н.И , Кривоносое И В , Максутов P.A., Юсупов И.Г., Дияшсв P.II, Глумов И Ф., Тронов В П., Орлов Г.А , Рылов Н.И., Жигач К.Ф., Мархасин И.Л , Максимов В.П., Гарушев А.Р , Чекалюк Э.Б , Cypi учен M Л., Рябокош. С.А., Кошелев А.Т, Мархасин ИЛ., Хайрединов Н.Ш., Мипхайров К Л , Ибрагимов Г 3 , Горбунов А.Т., Галлямов MII, Даровских C.B., Ибрагимов II.Г., Хи-самов P.C., Липкес М.И , Амстов И М., Токупов В.И , Хсйфец И Б, Бакиров К.Г., Каспср-ский Б.В., Сеикевич Э.С., Кусаков М.М., Касьянов Н.М., Шевалдин И.Е., Ясашии A.M., Мухин JI К., Симкин Э.М , Поддубный 10 А., Хабибуллин З.Л , Глущенко D.H., Шешуков Н.Л , Кудинов В.И , Сучков Б M , Богомольный Е И , Каменщиков Ф.А., Пешкин О.В., Рахмапку-лов Д Л., 'Гимонин В.И., Кисгер Е.Г., Уголев B.C., Уметбаев В.Г., Каримов M Ф., Рахимкулов P.1II., Орлов Л.И., Гайворонский И.Н., Малышева Л.Н., Зейгман Ю.В., Рогачсв М.К., Головко С.Н., Шамрай Ю.В., Гусев В И, Д. Томас, Д Д. Кларк, Н.Д. Кларк, Абраме А., Уильям Е., Грабб Ф., Глен М., Роджерс В., Клейтон, Амикс Д., Маскет М., Холл Б.Е , Каземи II. и др.

Первая глава посвящена анализу современного состояния проблемы сохранения природных коллекторских свойств ПЗП в периоды вскрытия, освоения, эксплуатации и ремонта скважин, а также обобщению, систематизации технологий ОПЗ и стимуляции скважин с цслыо обоснования направлений их развития и выработки методологии (концепции) их системного, комплексного применения на всей технологической цепи «вскрытие пласта-экенлуатация-ремонт скважин»

Совершенствование технологических операций на каждой из этих стадий жизни скважин является крупной научно-технической проблемой, решение которых связано с исследованием новых рецептур рабочих жидкостей, разработкой технологических аспектов, изучением вопросов охраны недр и экологии.

Показано, что продуктивные пласты на протяжении всего времени эксплуатации, начиная со вскрытия бурением, подвергаются периодическому воздействию водных систем, приводящему к значительным потерям в добыче нефти из-за снижения нефтепроницаемости призабойной зоны. Нередко сроки освоения скважин после глушения водными системами занимают больше времени, чем сам подземный ремонт. На месторождениях Татарстана время освоения скважин после проведения подземных работ с использованием водных систем при глушении составляет в среднем 2-3 суток, а выход скважин на режим, предшествующий глушению - до 10-35 суток В результате недобор нефти после каждой скв -операции состав-

лял 100-200 тонн (80-ые годы), а в настоящее время - 30-70 тонн Учитывая динамику и объемы выполнения скв.-операций по глушению и промывкам скважин в ОАО «Татнефть», потери в добыче нефти от постоянного применения на протяжении всей жизни скважин только водных жидкостей глушения (на примере разработки только одного Ромашкинского месторождения в период 60-х - 90-х гг. прошлого века) оцениваются автором в 6-8 млн. тонн.

Фильтрационно-емкостные свойства ПЗП определяются процессами, протекающими в ней, начиная от первичного вскрытия и кончая ремонгно-профилактическими работами на поздней стадии разработки. В процессе эксплуатации скважин состояние ПЗП постоянно изменяется не только вследствие протекания природных явлений и процессов, но также и за счет техногенного влияния Комплексное решение проблемы сохранения и поддержания коллекторских свойств продуктивных пластов должна базироваться на следующих положениях:

- максимальное сохранение ФЕС пластов при первичном вскрытии бурением;

- сохранение эффекта при вторичном вскрытии;

- сохранение эффекта при первом и последующих операциях глушения скважин;

- сохранение эффекта при вынужденных операциях промывки и очистки забоя и

скважины,

- восстановление или увеличение эффекта путем проведения периодических операций

ОПЗ пластов, стимуляции работы скважин, регулирования отбора нефти и воды.

Для решения первостепенных, приоритетных задач в деле сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта определены наиболее значимые негативные причины и факторы, оказывающие главные воздействия на состояние ПЗП и наиболее существенные следствия На рис 1 и 2 в форме диаграмм показана доля влияния основных факторов и физико-химических явлений, протекающих в призабойной зоне пласта и обусловливающих снижение продуктивности скважин Анализ показывает следующую приоритетность первоочередных задач.

1 Качественное вскрытие (первичное и вторичное) продуктивного пласта. Проблема должна решаться за счет промышленного применения промывочных растворов и жидкостей перфорации, проникновение которых или их фильтратов в ПЗП, не оказывает негативное влияние па фильтрационно-емкостные свойства нрискважинного пространства и фазовую проницаемость для нефти

2 Достигнутый эффект от качественного вскрытия пласта должен сохраняться в эксплуатационный период Это возможно за счет применения специальных технологических жидкостей, минимально влияющих на проницаемость или улучшающих кол лекторские свойства ПЗП.

3. Сохранение термодинамической устойчивости ПЗП. Недопустимы: -критические депрессионно-репрессионные возмущения в этой зоне пласта (следствие - необратимые деформации коллектора, изменение норовой структуры в худшую сторону, снижение гидропроводности и т.п.);

-переохлаждение ПЗП (следствие - возможное выпадение органических асфальтепо-смолистых, парафиновых и неорганических кольматирующих отложений);

-чрезмерное снижение забойного давления (следствие - подтягивание водяного конуса, фазовые превращения, пескопроявление).

Анализ особенности механизма образования и генезиса асфальтеносмолопарафино-вых отложений (АСПО) на подземном оборудовании в условиях поздней стадии разработки месторождений позволил выявить ряд процессов природного характера, осложняющих ситуацию в решении этой проблемы и снижающих эффективность традиционных методов борьбы с АСПО (видоизменение структурного и компонентного состава с превалированием трудноудаляемых и эмульсионных композиций).

Основным критерием рациональной эксплуатации скважин с потенциально высокой продуктивностью должен стать принцип «бережного обращения» с продуктивным пластом на протяжении всей жизни скважины,- от вскрытия пласта до ликвидации скважины. Для этого необходимо разработать взаимоувязанный комплекс новых и усовершенствованных

технологий вскрытия пластов, освоения, глушсиия, стимуляция скважин, обеспечивающих условия но системному мониторингу и профилактике состояния фильтрационной характеристики ПЗП и всей пластовой системы в Целом, и методологическому переходу от при ¡шипа «эксплуатация пласта» к «обслуживанию пласта», Для этого необходимо развитие

□ [ Н2 аз

I-кольмйтационяые процесс!.! в ПЗП в период вскрытия; 2-термодштмические факторы,

З-проникповсиие технологических жидкос тей и их фильтратов в ПЗП.

Рисунок 1- Причинно-следственное соотношение основных негативных факторов

0,(>

О.»

Л 0.7

= 0,6

1 0.5

к г; 11.1

и,'

::оз;

□ 4

(3'>:

.....: .

¡Ёа

Ж от:

3 „ :.

п|

т. ?

КОД ЬНН 1.1 И1Ш мпфмль ! рация

Г£ПМ ОД 1(1(11М ПК (1

I - проникновение глинистых и цементных растворов; 2 - облитерация; 3 гидрофнлизация; 4 повышение водопасыщенпоети; 3 - набухание цемента; 6 изменение свойств технологических жидкостей и пластовых флюидов; 7 - образование соленых и эмульсионный осадков; 8 - фазовые превращения.

Рисунок 2 - Степень влиянии различных факторов на снижение продуктивности скважин

и совершенствование качественных технологических жидкостей, разработка нового поколения составов с регулируемыми, практически с заранее заданными физико-химическими и технологическими свойствами. Новые технологические решения должны устранить основные причины снижения филырационпо-емкостпых и КОЛ лекторских свойств 11311 па веем протяжении эксплуатационного периода и, таким образом, исключить негативные последствия.

Другим аспектом в повышении эффективности методов О! (3 и стимуляции скважин является регулирование направлен ности фитико-химического воздействия в послойно-неоднородных по проницаемости норовых и трещиновато-норовых коллекторах. Традиционные технологии 0113 террнгенных пластов с высокой пронниаемостной неоднородностью но толщи не маловязкими водными и углеводородным!) составами и (особенно) кислотного воздействия трещиноватых карбонатных коллекторов не только не дают ожидаемого эффек-

та, но усугубляют послойную и зональную неоднородность, что негативно влияет на конечный коэффициент нефтеотдачи.

Поставленная основная задача работы по своему комплексному подходу сопряжена и с решением относительно новых, но не менее актуальных проблем повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин, фонд которых в отрасли из года в год динамично растет. На них возлагаются большие перспективы в деле стабилизации и интенсификации добычи углеводородов, но, к сожалению, без системного применения методов качественного вскрытия, освоения, глушения и, особенно, ОПЗ и водоизоляции (и на этих специфических по геометрии расположения ствола по пласту объектах) не достигается планируемый уровень продуктивности

Таким образом, анализ причин снижения продуктивности нефтедобывающих скважин, обобщение информации, оценка перспектив развития техники и технологии ОПЗ и стимуляции скважин позволили выделить главные направления действий по методологии сохранения, восстановления и увеличения продуктивности нефтяных пластов и потенциала скважин па всей технологической цепочке их эксплуатации от вскрытия пластов до ремонт-но-профилактических завершающих работ. Перспективны и возможны два подхода к решению поставленной задачи' периодическое полное удаление из ПЗП всех загрязняющих отложений за счет комплексного многофакторного очищающего воздействия и предупреждение (профилактика) причин появления загрязняющих веществ в ПЗП Развитие второго более широкого комплексного подхода предполагает разработку и системное применение прогрессивных технологических решений во всей рабочей цепи строительства и эксплуатации скважин. Применение комплексных технологий воздействия на пласт является составным элементом (инструментом) этого более широкого подхода Таким образом, два подхода ор! ани-чески вписываются и взаимодополняют друг друга.

Главный критерий данной стра1егии (концепции) разработки месторождений как единого объекта - максимальное сохранение, поддержание и увеличение продуктивности нефтедобывающих скважин во времени. Ма1ериальной базой данной методолог ии стали разработанные автором профессивные жидкости вскрытия пластов, качественные жидкости глушения, промывочные, водоизоляционпые и обрабатывающие составы, а также новые технологические процессы и приемы их эффективного применения.

Вторая глава посвящена обоснованию и конкретизации общего методического иод-хода к разработке специализированных и многоцелевых рабочих жидкостей для нефтедобычи с заранее планируемыми технологическими свойствами.

На рис. 3 представлена блок-схема последовательности операций при разработке и регулировании физико-химических свойств технологических жидкостей (ТЖ)

Систематизация технологических жидкостей в нефтедобыче показывает, что их можно подразделить на два больших класса - на водной и углеводородной основе И те, и другие имеют свои преимущества и недостатки. Но, по главному, принципиальному критерию эффективности их применения (а именно, сохранение нефтепроницаемости ПЗП), несомненно, приоритет отдается технологическим жидкостям на углеводородной основе. Альтернативный подход к решению проблемы - разработка рецептур водных систем, не оказывающих вредного блокирующего влияния на ПЗП и приближающихся по этому критерию к углеводородным составам Тогда удалось бы совместить в новых технологических составах преимущества обоих классов рабочих жидкостей.

На основе анализа и обобщения результатов многолетних исследований эмульсионных систем в институте ТатНИПИнефть автором разработана методика рациональной последовательности исследования и синтеза состава обратной эмульсии с определенным целевым предназначением и планируемыми свойствами, принципиальная схема которой приведена на рис. 4.

В основе примененной методики планирования эксперимента лежит идея использования в качестве оптимизируемых функций не самих контрольных выходных показателей композиций, а их условных численных величин, причем, сам процесс оптимизации ведется по

одному обобщенному параметру - «функции желательности Харрингтона» (Д). Последняя определяется по формуле:

где уьуг, Уз --Уп - частные параметры эмульсий в условных величинах, п- количество исследуемых параметров

«Функция желательности Харрингтона» позволяет свести все исследуемые технологические параметры в один численный безразмерный параметр, что значительно упрощает дальнейшую мешдику расчета и оптимизации. Преобразование первичных натуральных значений всех параметров в безразмерные условные величины производится с использованием безразмерной шкалы «желательности» параметров исследуемой жидкости, через которую можно "заложить" заранее планируемые численные значения контрольных параметров. С помощью этой шкалы, практически номограммы, переводятся натуральные величины параметров в условные, безразмерные

Дальнейший ход методики оптимизации Д основан на известном способе Бокса-Уилсона (метод "крутого восхождения") в виде полного или дробного многофакторного эксперимента. При необходимости анализируется модель в виде полинома второго порядка. Математическая последовательность операций представлена в диссертации на примере синтеза четырехкомпонептной рецептуры обратной эмульсии многоцелевого назначения.

Па основе вышеприведенных теоретических и методических подходов к проектированию синтеза ТЖ авт ором разработаны и исследованы основные физико-химические свойства'

ряда водных и эмульсионных составов жидкостей перфорации для различных \еоло-го-техпических условий вскрытия пластов,

гаммы рецептур у! леводородных, водных и эмульсионных составов и жидкостей 1лу-шеиия, а также ряда промывочных составов;

ряда у1 леводородных г идрофобизирующих и кислотосодержащих обрабатывающих составов с комплексом физико-химических управляемых свойств, в том числе по их реологии и но кинетике реакции с карбонатными породами;

гаммы рецептур гидрофобных эмульсий многоцелевого назначения с регулируемыми реоло! о-фильтрационными свойствами (направленные ОПЗ, болынеобьемные ВИР, пото-коотклоняющие технологии и др.);

перспективных составов для гидроразрыва пласта и др. целей.

Наиболее перспективными и широко внедряемыми в производство стали, облагороженные жидкости глушения, многоцелевые рецептуры гидрофобных эмульсий, кислотные эмульсионные составы, а также кислотная стимулирующая композиция (товарное наименование «КСК-Татнефть»), представляющая собой набор универсальных, многоцелевых кислотных составов с улучшенными технологическими свойствами за счет увеличения диапазона регулирования скорости реакции и динамической вязкости, предотвращения выпадения кольматирующих гелеобразных осадков, ингибирования процесса эмульсиеобразовапия и выноса продуктов реакций из пласта в процессе освоения. Синтезированный автором состав «КСК» представляет собой комплекс новых рецептур, содержащих минеральные и органические кислоты, ПАВ, спирты, полимеры, замедлители реакций.

В ходе исследований обнаружено проявление эффекта эмульгирования и стабилизации двухкомпонентной водонефтяной эмульсии без введения традиционных ПАВ-эмульгаторов, основанный на механизме активации природных нефтяных ПАВ и минеральных компонентов пластовых вод, содержащих ионы двухвалентного железа в количестве от 35 мг/л и более, водорастворимыми окислителями, в частности пероксодисульфатом калия.

На основе разработанной методики автором прогнозируется синтез принципиально новых составов для направленной, глубокой физико-химической и термообработки нефтяных пластов и водоизоляционных работ. Особенно перспективны рецептуры гидрофобных

(1) -

Рисунок 3 - Блок-схема разработки и регулирования физико-химических свойств технологических жидкостей

Наличие необходимости и целесообразности разра- Выбор основных контрольных параметров (свойств) эмульсии

ботки новой рецептуры эмульсии

Наличие базового состава эмульсии

Условие, обеспечивающее достижение необходимых свойств (ведение определенного одного или нескольких компонентов)

Водный компонент

ПАВ

Углеводородный компонент

Мелкодисперсный твердый компонент

Лабораторная проработка состава эмульсии с новыми компонентами. Изучение их влияния на комплекс _физико-химических свойств эмульсии_

Оптимизация рецептуры по выходным заданным па- Отработка рецептуры на промысловой установке

раметрам

Рисунок 4 - Схема последовательности разработки рецептуры обратной эмульсии с заранее заданными свойствами

эмульсионных систем с модификацией состава и концентрации ингредиентов дисперсионной среды, так и дисперсной фазы, а также регулированием дисперсности и соотношением фаз; перспективно использование обратных эмульсий как «транспортное» средство различных реагентов в расчетные интервалы пластов с дальнейшим реагированием компонентов между собой или с пластовыми флюидами, или минеральными составляющими коллектора.

В 3 главе приводятся результаты исследований по разработке технологических процессов качественного вскрытия и освоения продуктивных пластов, промывки и качественного глушения скважин без негативного влияния на проницаемость ПЗП и продуктивность добывающих скважин, а также новых способов вскрытия пластов и заканчивания скважин. Результатами экспериментальных исследований физико-химических и технологических свойств обратных эмульсий нескольких модификаций обоснованы технологические подходы и принципы новых технических решений.

Для качественною вскрьпия пластов бурением в ТатНИПИнефги под руководством Максутова P.A., Хабибуллина P.A., Орлова Г.А., Рылова Н.И. еще в 70-х гг. прошлого века разработаны промывочные жидкости, приготовленные на углеводородной основе (РНО) и гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР) В качестве дисперсионной среды в PIIO использовались нефть и нефтепродукты (дизельное топливо, соляровое масло и др.), а в качестве дисперсной фазы - окисленный битум. Дисперсионной средой гидрофобно-эмульсионных растворов является углеводородный компонент, дисперсной фазой - вода

После бурения скважины могут возникнуть две ситуации:

- продуктивный пласт вскрыт на традиционных промывочных составах на водной основе, а значит коллекторские свойства пласта ухудшены за счет кольматации твердыми частицами и проникновения водной фазы. Следовательно, призабойиую зону пласта надо обрабатывать, извлечь твердые и жидкие загрязнители.

- продуктивный пласт «не загрязнен». Применили прогрессивные составы и специальные технологии качественного первичного вскрытия.

Для первого случая с участием автора разработана технология освоения скважин после перфорации как заключительный этап строительства скважин. Ошимальная методика освоения включает последовательное выполнение перфорационных работ в среде специального состава, не влияющею па нефтспроницаемость, иродавку состава в пласт, комплексную физико-химическую и гермоакустическую обработку ПЗП, спуск насосного оборудования и пуск скважины в работу. Основной технический результат - призабойная зона пласта за счет комплексного воздействия полностью освобождается от фильтрата и глинистых частиц буровою раствора, поэтому никаких других операций по освоению скважины и вызову притока нефти из пласта не требуется. В качестве специального состава автором разработаны рецептуры углеводородных композиций и водных растворов 0,1-0,3 %-ой концентрации npenapaia ФЛЭК-ДГ-002 (или препарата МЛ-81Б)

Во втором случае, после цементирования обсадной колонны, выполняется технология качественного вторичного вскрытия пласта Сущность технологического процесса состоит в том, что процесс перфорации колонны для получения гидродинамической связи пласта со скважиной осущес пишется в специальных составах, проникновение которых в ПЗП практически не вызывает снижения проницаемости коллектора Поэтому эффект, достигаемый от качественного первичного вскрытия бурением, сохраняется на стадии вторичного вскрытия перфорацией. Применение этой технологии позволяет исключить комплекс трудоемких работ по освоению скважин, осуществить пуск скважины в работу с использованием глубинных насосов, при этом достигается повышенная продуктивность скважин как минимум на 20-25% за счет исключения загрязнения пластов Д.ля различных горно-геологических и технических условий конкретных объектов разработан ряд рецептур жидкостей перфорации, сохраняющие нефтепроницаемость пласта

- состав на глицериновой основе;

- на основе водного раствора хлорида калия;

на основе облагороженной пресной, сточной и слабоминерализованной пластовой воды,

на углеводородной основе с дозировкой катионактивных ПАВ; подкисленные растворы препаратов МЛ-81 или ФЛЭК; - водные растворы карнали говой руды, облагороженные новыми препаратами на основе синтетических ПАВ В работе приводятся примеры конкретного исполнения новой технологии качественного вторичного вскрытия на скважинах ОАО «Татнефть». Технологический эффект, достигнутый от применения данной прогрессивной технологии, может длительное время сохраняться и проявлять себя при условии, что все последующие глушения скважин с целью проведения ремонтных работ будут выполняться с использованием специальных жидкостей глушения, не оказывающих отрицательного влияния на нефтепроницаемость пластов.

Экспериментальные исследования новых ТЖ проведены по стандартной методике на импортной керновой установке АРЙ-ЗОО по схеме: насыщение керна водой - прокачка девонской нефти - прокачка исследуемого раствора - выдержка - прокачка девонской нефти. В качестве основного параметра, характеризующего влияние технологических жидкостей на проницаемость кернов, использовалось отношение подвижности нефти (ОПН), рассчитанное через отношение перепадов давления при прокачке нефти до и после воздействия на керн исследованными ТЖ (ОПН = ДРН/ДР„ ). Полученные результаты серийных экспериментов (по пять параллельных опытов) статистически обработаны с применением непараметри-ческ01 о критерия Вилкоксона-Манна-Уигни.

Основной результат опытов: коэффициент сохранения нсфтепропицаемости р девонских глинизированных кернов после воздействия на пористую среду разработанными ТЖ близок к единице и даже больше. Так, [1 у карнали говых водных растворов плотностью 11801200 кг/м3 составляет 0,904 - 0,915, глицеринового состава 0,89-0,96, а облагороженные растворы карналитовой руды (с дозировкой ПАВ) имеют р больше единицы 1,019 - 1,153. Для сравнения р традиционных жидкостей глушения на основе рассолов солей и пластовой девонской воды (ПДВ) сос!авляет для различных кернов 0,39 - 0,61.

При непосредственном участии автора разработаны технологические варианты каче-С1венного глушения скважин, основанные на комбинированном применении традиционно доступных ЖГ на водной основе и специальных составов ЖГ, практически не влияющих на нефтепроницаемость ПЗП (РД 153-39.0-381-05). Приводится классификация разработанных автором жидкостей глушения па основе гидрофобных (обратных) эмульсий и облагороженных составов на водной основе Они отнесены автором к общему классу технологических жидкостей под термином - облагороженные жидкости глушения (ОЖГ). Систематизирована область их применения по объектам, приведены критерии подбора ОЖГ в зависимости от горно-геологических и технических условий эксплуатации скважин. Конкретизируются механизм и принципы облагораживания ТЖ, способы приготовления ОЖГ па стационарных установках и полевых (скважинных) условиях. Способ комбинированного глушения скважин защищен патентом РФ на изобретение 1633090.

Разработаны технологические варианты глушения скважин с применением обычной пресной воды, технической, подтоварной, пластовой воды (их располагают в верхней част скважины, в интервале от подвески насоса до устья) и ОЖГ (их располагают в нижней части скважины, перекрывая интервал перфорации) Эта комбинированная схема глушения позволяет дифференцированно (с учетом особенностей конкретных объектов) подходить к подбору плотности (в особых случаях, и вязкости) ОЖГ и обычной водной системы, за счет этого снижаются затраты. Особое внимание уделено глушению девонских скважин с глинизированными, наиболее чувствительными к воздействию воды, пластами

Массовое и систематизированное применение разработанной технологии глушения скважин на месторождениях Татарстана позволило не только решить основные вопросы экологии недр, безопасности и охраны труда в период подземных ремонтных работ, но и исключить потери в добыче нефти, - до 70 т при каждой скв -операции.

Применение новых методических подходов при разработке эмульсионных систем с оптимизацией выходной рецептуры по комплексу физико-химических и технологических параметров, лабораторные исследования фильтрационно-дисперсных характеристик, изучение особенностей реологического поведения обратных эмульсий позволили автору обосновать и разработать принципиально новые рецептуры нефтедистиллятных гидрофобных эмульсий с комплексом свойств, необходимых одновременно для глушения скважин, ОПЗ пласта, промывки и очистки подземного оборудования от органических отложений.

Для получения расчетной рецептуры обратной эмульсии с оптимальным комплексом технологических параметров- электростабильности (у|), вязкости (у2), статического напряжения сдвига (уз), плотности (уД показателя фильтрации (У5) и растворяющей способности (Уб) оптимизацию вели по обобщенному параметру - «функции желательности Харрингтона» (1). На рис.5 представлена шкала «желательности» параметров разрабатываемых составов обратных эмульсий. Обоснованием количественных и качественных границ изменения параметров на шкале «желательности» явилась информация предыдущих исследований различных рецептур обратных эмульсий.

-3 -2 -1 I 0 1 1 I 2 I 3 I

90 1 90 1 110 I 150 I 200 I

40 1 45 1 55 I 70 I 150 I

0,4 1 0,5 1 1,0 I 1,5 I 2,0

950 1 970 1 1000 I 1070 I 1100 I

2 1 5 1 10 I 15 I 20 I

50 80 05 95 100

У1, В У г. с

у 3 ,н/м 2 у ,,кг/м 3 У„ см3 У.,'/-

Рисунок 5 - Шкала «желательности» параметров нефтедистиллятных эмульсий на основе ЭС-2

В планирование эксперимента были включены следующие факторы: Х|- объемная доля углеводородной фазы в эмульсии; Х2- объемная доля растворителя в дисперсионной среде; хз- концентрация реагента ЭС-2 в эмульсии, % Автором обоснованы уровни и интервалы варьирования факторов, а также матрица планирования полного факторного эксперимента 23. Эксперимент учитывал все возможные взаимодействия факторов Для исключения систе-

матических ошибок, вызванных внешними условиями, рандомизировали условия эксперимента, случайно расположив операции замеров с помощью таблицы случайных величин. После обработки экспериментальных данных получено следующее уравнение регрессии для изучаемой области:

Д=0,549+0,025х|+0,026х2+0,054хз+0,009Х1Х2+0,013х1хз+0,006х2хз+0,004х|х2хз (2)

Проверка ошибок параллельных опытов и однородности дисперсий по критерию Кох-нера (0ЭКС=0,225; 0табл=0,68; 0,кс<0|а6л при степени свободы ^=1 и £¡=8), проверка гипотезы об адеквашости модели по критерию Фишера (Кэкс=1; Рта6п=238; РЭКС<РПаП„), значимости коэффициентов регрессии по доверительному интервалу и критерию Стьюдента при уровне значимости 0,05 показала, что приведенное уравнение (2) адекватно описывает рассматриваемый процесс получения обратных эмульсий.

Из уравнения видно, что наибольшее влияние на параметр оптимизации имеет фактор Хз, имеющий самый большой коэффициент. Влияние Х1 и х2 примерно одинаково. При оптимизации Д было проведено движение по градиенту с серией "мысленных" опытов, при этом было достигнуто Д=0,65 при хг 0,55; х2=0,552 и хз=1,54 (натуральные значения) Дальнейшее движение по градиенту было нецелесообразно, ввиду выхода хз за верхний уровень варьирования, а дальнейшее увеличение факторов не приводило к возрастанию Д

Результаты проведенных экспериментов показали необходимость использования модели в виде полинома второго порядка. Поэтому дополнили эксперимент 23 звездными точками до ротатабельного плана второго порядка. Анализ результатов эксперимента при использовании критерия Стьюдента (при уровне значимости а=0,05 и степени свободы фх=5) показал, что эффекты при квадратичных членах значимы и в модель следует включить квадраты факторов. Расчет коэффициентов уравнения позволил получить следующую модель. Д=0,894+0,019х |+0,036x2+0,1 х3-0,154х ,2-0,071 х22-0,106х32-0,03 5х, х2+0,01 Зх,х3+0,006х2х3 Проверка гипотезы об адекватности модели по критерию Фишера (1г„а=4,647, Ркр=5,05 при уровне значимости а=0,01 и степенях свободы (р,=5 и (р2=5, ^'лес^'кр) положительна Дт,14-0,9233 при Х|=0,51; х2=0,53; х3=1,2% (натуральные значения) Контрольные опыты при вышеприведенных факторах позволили получить Д близкие к вычисленному значению (габл 1).

Таблица 1- Результаты контрольных опытов

Факторы (натуральные значения) Дисперсная фаза Дфля

х |=0,51 х2=0,53 х3=1,2% ПДВ 0,919

Х|=0,51 Х2=0,53 х3=1,2% раствор хлористого кальция 0,920*

х,=0,5 Х2=0,5 х3=1,35% ПДВ+10% барита* 0,890*

Х|=0,5 Х2=0,5 х3=1,5% ПДВ+15% барита* 0,871*

Примечание: ^-результаты полученны по «шкалам желательности» параметров эмульсий на основе раствора хлористого кальция и утяжеленных систем

Экспериментальная проверка на промышленных установках ОАО "Татнефть" по приготовлению обратных эмульсий показала воспроизводимость результатов лабораторных исследований с удовлетворительной точностью С учетом этого, базовая рецептура нефтеди-стиллятной гидрофобной эмульсии характеризуется следующими параметрами, соотношение фаз в/м - 50/50, соотношение углеводородов в дисперсионной среде нефть/дистиллят - 50/50,

концентрация ПАВ-эмульгатора (реагент «ЭС-2») - 1___1,5 об.%. Этот состав обратной

эмульсии получил широкое промышленное внедрение на промыслах Татарстана, Удмуртии, Западной Сибири. В последние годы данная рецептура модифицирована в части замены реагента «ЭС-2» на современные ПАВ-эмульгаторы (типа «нефтехим», «Ялан», «нефтенол» и

др.) Но найденные оптимальные соотношения дисперсной фазы и дисперсионной среды, углеводородов нефть/дистиллят остаются и сегодня без изменений

Отличительной особенностью нового вида гидрофобных эмульсий с модифицированным составом дисперсионной среды является наличие у них высокой величины фильтрато-отдачи - по прибору ВМ-6 она составляет 12-18 см3 за 30 мин. Автор впервые предлагает и проводит целенаправленное увеличение данного фильтрационного параметра ТЖ, в отличие от общепринятого стремления к минимизации фильтратоотдачи обратных эмульсий, применяемых в нефтедобыче

Экспериментальными исследованиями реологофизических характеристик разработанных составов обратных эмульсий показано, что по характеру кривых течения эти системы можно отнести к классу псевдопластических жидкостей, эффективная вязкость которых уменьшается с увеличением напряжения сдвига. В то же время, для исследованных автором обратных эмульсий характерны проявления аномалий реологического поведения, связанные с вязко-и упругопластическими свойствами, тиксотропным упрочнением структуры, влиянием предыстории процесса течения, характерные для релаксирующих систем (рис. 6,7).

Экспериментальными исследованиями процесса фильтрации обратных эмульсий в насыпных средах (при приближенном моделировании ПЗП, с учетом соблюдения критериев подобия авгомодельпости процессов) установлено влияние проницаемости на проникновение эмульсии в пористую среду и величину ее эффективной вязкости в поровых каналах Преимущественная фильтрация обратных эмульсий по наиболее проницаемым элементам слоисто-неоднородной модели пласта определяется соразмерностью глобул воды в эмульсии и сечения норовых каналов, а также проявлением псевдопластических реологических свойств. На основе этих результатов предложен технологический принцип направленного физико-химическою воздействия жидкостью па относительно малоироницаемые интервалы неоднородных пластов при предварительном блокировании высоконропицасмых прослоев высоковязкими составами обрашых эмульсий на нефтяной основе.

Установлено, что при движении эмульсии в пористой среде проявляются не только особенности их реологического поведения в макромасштабе гидродинамического эксперимента, но и обнаруживаются явления перераспределения глобул дисперсной фа>ы ошоси-тельно матрицы пористой среды, коюрая выступает в этом микромасшгабе как своеобразный фильтр с пропускной способностью, зависящей от соразмерности диаметра глобул дисперсной фазы и сечения норовых каналов Полученные результаты позволили конкретизировать эти проявления неравновесных эффектов с количественной точки зрения соразмерности структурных элементов эмульсий разных модификаций с переменным диаметром поровых каналов. Автором впервые показано качественное различие фильтрата в зависимости от рецептуры и проницаемости пористого материала Обработка экспериментальных результатов позволила построить графическую зависимость между количеством дисперсной фазы в фильтрате и проницаемостью К пористой среды (рис.8). При закачке модифицированных обратных эмульсий в пористый материал в зависимости от проницаемости (или разнородных по проницаемости прослоев) возможны следующие процессы' равновесная фильтрация обратной эмульсии (при К> 2,5 мкм2), фильтрация дисперсионной среды эмульсии (углеводородный раствор ПАВ) (при К<0,6 мкм2) и неравновесный процесс фильтрации дисперсионной среды совместно с частью дисперсной фазы (при 0,6< К<2,5 Установлено, что такое дифференцирование носит индивидуальный характер для каждой модификации составов обратных эмульсий Например, равновесная фильтрация обратной эмульсии на нефтяной основе через пористый материал начинается только при К > 3,0-3,5 мкм2.

Дисперсионный анализ эмульсий с помощью микрофотографий позволил построить гистограммы распределения глобул дисперсной фазы по размерам (рис. 9). Установлено, что диаметр глобул воды в эмульсиях на нефтяной основе измеряется величинами от 2 до 20 мкм (средний размер 10-12 мкм), в эмульсиях на нефтедистиллятной основе глобулы дисперсной фазы имеют размеры от 0,5 до 15 мкм (средний диаметр 6-8 мкм)

Анализ результатов исследований реолого-фильтрационных и дисперсных характеристик разработанных составов обратных эмульсий позволил автору сделать вывод, что проявление неравновесных процессов, приводящих к перераспределению глобул дисперсной фазы и тем самым к качественному изменению состава фильтрата (превалированию дисперсионной среды в ее объеме), проникающего в наименее проницаемые прослои, несомненно, благоприятный фактор для повышения эффективности метода ОПЗ слоисто-неоднородных пластов.

Дальнейшие исследования показали, что в условиях еще более высокой проницаемо-стной неоднородности коллекторов на механизм направленности воздействия превалирующее влияние уже оказывает повышенная вязкость и тиксотропия самой эмульсии. Знание этого механизма позволило автору экспериментально обосновать технологический принцип нового способа ОПЗ карбонатных трещиновато-поровых коллекторов, основанный на цикличности закачки кислоты и высоковязкой гидрофобной эмульсии па нефтяной основе (а с 1309645)

При участии автора разработан способ заканчивания скважины (патент 1492022), отличительная техническая особенность ко горого заключается в том, что до спуска обсадной колонны выполняют в материале пласта щелевой надрез, полость которого заполняют кислото-растворимым блокирующим наполнителем, а перфорацию колонны производят на уровне паза-надреза, а после перфорации растворяют наполнитель кислотой. Таким образом, появляется возможность проведения в последствии направленного гидроразрыва пласта по заранее сформированному пазу-падрезу в материале пласта.

В ходе исследования процессов вторичного вскрытия пластов перфорацией при участии автора разработан усовершенствованный способ вскрытия карбонатных коллекторов (ас 1138483), новизна которого в том, что перфорацию осуществляют в среде нефгекислотной эмульсии определенной рецептуры. Основной технический результат при реализации способа заключается в том, что в процессе вскрытия пласта одновременно производят и кислотную обработку призабойпой зоны. Таким образом повышается эффективность вторичного вскрытия, увеличивается продуктивность пласта, снижаются затраты за счет совмещения операций, сокращаются сроки освоения скважин

В главе приводятся составы и физико-химические свойства промывочных жидкостей на водной и углеводородной основе нового поколения. Основное их отличие в том, что они не влияют на коллекторские свойства пластов, обладают комплексом важных свойств, таких как моющими, структурными, смачивающими, пенообразующими способностями. Они отнесены к общему классу технологических жидкостей под термином - облагороженные промывочные жидкости (ОПЖ). Поскольку механизм облагораживания технологических жидкостей одинаковый, то многие разработанные составы перфорационных сред, ОЖГ и ОПЖ являются универсальными, взаимозаменяемыми и дополняющими друг друга по свойствам и возможностям.

Таким образом, применение качественных технологий в цепи: «первичное вскрытие -вторичное вскрытие - глушение и промывка скважин» становится на промыслах ОАО «Татнефть» обязательным элементом системы сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта на протяжении всей жизни нефтедобывающих скважин. Сохранение продуктивности скважин после ПРС и КРС становится основным критерием эффективности ремонтных работ.

напряжение сдиш я, Па

1,2, 3 - водосодержание соответственно равно 40, 50, 60%, при концентрации ЭС-2 1%; 2", 2"" - водосодержание 50%, концентрация ЭС-2 соответственно 1 и 2 % (время выдержки в покос 5ч и 24 ч)

Рисунок 6 - Кривые течения обратных эмульсий на нефтедистиллятной основе (1:1) при 1=20°С

напряжение едппга, Па

1,2- время выдержки в покое соответственно 1 ч и 10 ч; рецептура: в/м - 50/50, нефть/дистиллят - 50/50, ЭС-2 - 1% Рисунок 7- Кривые течения эмульсий на нефтедистиллятной основе при t=20°C (по усредненным данным 6 параллельных опытов)

» 0,5 1 2 2,5 3

проницаемость, мкм2

V и Vo - соответственно количество дисперсной фазы в фильтрате и в эмульсии, К - проницаемость

Рисунок В - Зависимость состава фильтрата обратных эмульсий на исфтсдистиллянюй основе от проницаемости пористой среды 180 ,

- эмульсия на нефтяной основе в/м -50/50, ЭС-2 - 1%

I I I I I I [ - эмульсия на нефтедистиллятной основе: в/м -50/50;

I I I I 1 И нефть/дистиллят - 50/50, ЭС-2 - 1 % Рисунок 9 - Гистограмма распределения глобул дисперсной фазы по размерам

Глава 4 посвящена разработке новых технологических решений по комплексному физико-химическому воздействию на терригенные, как правило, низкопроницаемые пласты-коллектора с целью восстановления и увеличения их продуктивности.

Рефоспективный анализ применения методов и технологий ОПЗ пластов за последние десять лет в ОАО «Татнефть» показывает приоритетную динамику развития технологических решений комплексного действия, особенно в последние годы, так из 5800 операций по

стимуляции скважин, выполненных в период 1997-2005 г.г, более 40 % относятся к комплексным технологиям ОПЗ пластов

Систематизация методов и технологий ОПЗ пластов, применяемых на месторождениях Татарстана, показывает, что комплексные методы классифицируются как отдельное технологическое направление стимуляции скважин Наиболее динамично развиваются технологии физико-химического воздействия в сочетании с перфорационными операциями, термо-бароимплозионные способы, волновые методы в сочетании с депрессионно-репрессионными операциями Перспективно развитие комплексных и универсальных методов и технологий ОПЗ пластов, применение которых было бы эффективно как на стадиях вскрытия и освоения, так и в эксплуатационный период жизни скважин, особенно во время вынужденных простоев.

В данной главе приводятся результаты исследований по разработке ряда технологических решений по комплексным стимулирующим воздействиям на терригенные пласты, ориентированных в основном на восстановление продуктивности малодебитных нерентабельных скважин, осложненных отложением в ПЗП и на подземном оборудовании высокомолекулярных органических веществ:

-технология акусгико-химической стимуляции скважин в динамическом депрессион-но-репрессионном режиме,

-технология ОПЗ пласта и очистки оборудования в период глушения и проведения подземного ремоша;

-составы для физико-химической гидрофобизации призабойной зоны пластов; -способ комплексной многократной имплозионно-химической ОПЗ пласта, -способ химической ОПЗ неоднородных по проницаемоеги терригенных пластов, -способы предотвращения отложений парафина на подземном оборудовании и удаления из скважины.

На основе элементов теории системного подхода, адаптированных в формализованном виде к условиям ПЗП реальных скважин, обоснована целесообразность и эффективность разработки параллельной комбинации химического, акустического, гидродинамического и теплового воздействия на призабойную зону пласт ов в едином технологическом процессе. Разработанная при участии автора технология акустико-химической обработки ПЗП основана на синхронном воздействии па пористую загрязненную среду углеводородного раствора катионактивного ПАВ, ультразвукового излучения, температуры и гидродинамического режима воздействия. Принципиальное отличие нового способа ОПЗ в том, что процесс ультразвуковой обработки пласта проводят не в статической водной среде или скважинной жидкости, а при движении специального обрабатывающего состава в пористой среде.

Разработаны три варианта технологии, реализующие все возможные режимы динамического процесса в системе «скважина-пласт» - при депрессии, репрессии и чередующемся деирессионно-репрессионном режиме. В результате достигается новое качество и степень обработки, заключающееся в том, что синхронно на загрязняющий материал пласта (а это, как правило, целая гамма органических, неорганических, жидких, вязко-пластичных и твердых веществ) оказывают комплексное акустическое, гидродинамическое, тепловое и физико-химическое воздействие. По мнению большинства специалистов, технологию можно классифицировать как принципиально новый вид обработки призабойной зоны - ультразвуковая физико-химическая ОПЗ пласта в динамическом режиме (патент 2108452).

Механизм влияния акустического поля на ПЗП заключается в возникновении в нем знакопеременных быстропротекающих во времени высоких градиентов давления, величина которых достаточна для разрушения кольматирующих твердых и пристенных, аномально-вязких структур в норовых каналах. Взаимоналожение ультразвуковой обработки с физико-химическим воздействием в динамическом режиме закачки высокоэффективного обрабатывающего состава приводит к дезинтеграции кольматирующих материалов, отрыву пленочной воды, растворению и диспергированию парафиносмолистых и асфальтеновых веществ, разрушению аморфных загрязнений и эмульсионных образований. Высокоинтенсивное акусти-

ческое поде способствует переводу всех этих жидких, твердых и вязко-пластичных загрязнений во взвешенное состояние, что обусловливает их вынос потоком жидкости из пористой среды. Катионактивные ПАВ гидрофобизугот очищенную поверхность, что способствует снижению водонасыщенности и повышению нефтепроницаемости Таким образом, инициируются и интенсифицируются все массообменные очистительные процессы и достигается эффективная очистка пористой среды от всех видов загрязняющих призабойную зону веществ.

Результаты стендовых испытаний и опытно-промысловых работ на 40 скважинах Татарстана и Удмуртии в различных геолого-физических условиях убедительно показали высокую эффективность новой технологии ОПЗ пластов. Скважины, бывшие ранее в бездействующем (простаивающем) фонде, после ОПЗ пласта ультразвуком в углеводородном растворе катионактивного ПАВ в динамическом режиме увеличивают дебит нефти до 3-8 т/сут и более. За последние годы объем промышленного внедрения данной технологии на предприятиях ОАО «Татнефть», «Удмуртнефть», ЗАО «Геология», «Ритек» составил более 600 скважин с удельным фактическим экономическим эффектом от 400 тыс.руб. до 650 тыс.руб на одну скв -операцию. Промысловая практика показывает успешность технологии комплексного акустико-химического воздействия как в терригенных, так и карбонатных пластах-коллекторах, в добывающих и нагнетательных скважинах. Универсальность разработки подтверждается ее результативностью выполнения на всех стадиях эксплуатации скважин, включая освоение после вскрытия пластов и ремонтных работ.

Статистическая обработка результатов внедрения технологии методами ассоциативного анализа и ранговой классификации (с целью определения критериев оптимального выбора объектов и оценки технологической эффективности в зависимости от геолого-физических условий применения) показала значимость шесги информативных параметров (перестрел пласга, продавка 15 ПЗГ1 углеводородного растворителя, продолжиюльпоегь обработки, обводненность продукции, вскрытая толщина, дебит скважины по нефти до обработки) Дифференцированно для объекюв в девонских и тульско-бобриковских юризонтах установлены оптимальные требования по основным этим информативным признакам, учитывая которые можно осуществлять подбор скважин с ожидаемой допдобычей нефти не менее 1000 т/скв с успешностью прогноза 83,3% (по девону) и не менее 600 т/скв с успешноеи.ю прошоза 61% (по бобрику).

В данной главе приводятся результаты опытно-промысловых испытаний и внедрения комплексной технологии ОПЗ пласта и очистки подземного оборудования в период глушения и проведения подземного ремонта скважин. Испытания проведены в двух ОАО: "Татнефть" на 11 девонских скважинах (две эксплуатировались установками ЭЦП, а остальные, -установками ШГН) и 6 скважинах "Удмуртнефть", эксплуатирующих башкирский ярус верхних карбонатных коллекторов установками ШГН. Установлено, что разработанная технология не только сохраняет продуктивность скважин в послеремонтный период (штатные технологии глушения скважин водой снижают продуктивность на 15-25%), но и увеличивает дебит скважин по нефти до 25-50% за счет обработки ПЗП фильтратом эмульсии, представляющим собой углеводородный раствор ПАВ При этом достигается значительная экономия средств, материалов, трудовых затрат (практически в 2 раза) за счет совмещения во времени операций глушения, ОПЗ пласта и очистки подземного оборудования от АСПО. Кроме этого, исключаются специальные затратные работы по вызову притока и освоению скважины, -пуск скважины в работу происходит сразу же после начала работы насосного оборудования; значит, исключается традиционный значительный недобор нефти в послеремонтный период.

Статистическая обработка результатов промысловых испытаний технологии ОПЗ пласта обратными эмульсиями в процессе глушения скважин на месторождениях Татарстана и Удмуртии с применением непараметрических критериев Спирмена и серий Вальда-Вольфовица показала существенность отличий в результатах измерений дебитов и коэффициентов продуктивности скважин до и после применения технологии, что подтверждает эффективность обработки пласта

Разработанная технология успешно выдержала приемочные испытания ведомственной комиссии и была рекомендована для внедрения в отрасли Технология получила промышленное внедрение на месторождениях Татарстана, Удмуртии, Западной Сибири. Общий объем внедрения составил более 3 тыс. скв.-операций с удельным экономическим эффектом 1200-1500 руб/скв (цены 1987 г.)

Экспериментальными исследованиями поверхностно-адсорбционных свойств ПАВ автором разработан новый гидрофобизующий состав на основе оптимальной смеси высокомолекулярных нафтеновых кислот и апкилоламида (а.с 1212093) Состав рекомендован для повышения эффективности ОПЗ низкопроницаемых терригенных пластов

Исследования экзотермических реакций позволили автору разработать саморазогревающийся в пласте состав для ОПЗ на основе смеси: ПАВ 0,3-10 %, диэтиламид м-толуиловой кислоты 2,5-25 % и углеводородный растворитель-остальное (патент 1689595). В основе эффекта повышения физико-химической активности данного состава по отношению к АСПО лежит способность диэтиламида м-толуиловой кислоты вступать в химическую реакцию с водой любой минерализации с выделением большого количества тепла и образованием новых высокоактивных ПАВ. Повышение температуры обрабатывающего состава, закаченного в пласт и при контакте там с водой, до 70-80°С кратно увеличивает его растворяющую способность.

В результате исследований разработан высокоэффективный состав на основе оптимальной смеси углеводородов, спиртов (смачивателей) и катионактивных ПАВ (патент 1637418). Экспериментально показано, что новый состав увеличивает в 3-4 раза глубину обработки, в 1,52 раза повышает эффект отмыва гидрофильной водной пленки, физико-химическая активность состава по отношению к загрязняющим органическим отложениям па 40-50% выше, чем у известных по назначению составов.

Анализ эффективности имплозионных методов ОПЗ, а также экспериментальные исследования позволили автору обосновать и разработать усовершенствованную технологию комплексного ударно-волнового, имплозионно-химичсского воздействия на ПЗП (патент 2168621). Проведены широкие опытно-промысловые работы по испытанию технологии (более 100 успешных скв.-операций) и ПГДУ «Баилыпефть» в различных геолого-физических условиях эксплуатации Дополнительная добыча нефти на опытных скважинах составила более 20 тыс т. Технология сдана ведомственной приемочной комиссии ОАО «Татнеф ть» и рекомендована к широкому промышленному внедрению Разработан и утвержден Руководящий документ. Технико-экономическая эффективность технологии обусловливается кра1-иым повышением продуктивности скважин по нефти и снижением затрат за счет комплскси-рования работ во времени Гарантированный удельный экономический эффект составляет 1309 тыс руб. В экономическом расчете общие затраты на проведение технологии составляют всего 97,6 тыс руб. Планируемый обьем внедрения в первый год - не менее 50 скв.-операций.

Результаты исследования особенности выпадения органических отложений на подземном оборудовании в условиях поздней стадии разработки нефтяных месторождений (с учетом высокой обводненности продукции) позволили автору обосновать перспективность гидрофилизации поверхности оборудования жидкими полимерными материалами. Обнаружено проявление эффекта хемосорбции гидролизованного полиакрилонитрила на химически активированной стальной поверхности с образованием водонефтестойкой гидрофильной пленки полимера, предотвращающей отложение парафина на оборудовании. На уровне изобретений разработаны усовершенствованные способы предупреждения и удаления АСПО.

Автором исследованы вероятные последствия применения разработанных технологических жидкостей на некоторые процессы сбора и подготовки продукции скважин, экологию и охрану труда

- доказана возможность глубокой деэмульсации продукции скважин в смеси с разработанными рецептурами обратных эмульсий;

- установлен предел концентрации обратных эмульсий в смеси (до 1%), когда не требуется повышения расхода деэмульгатора и специальных усложнений технологии обезвоживания продукции;

- установлена устойчивость разработанных составов обратных эмульсий к сероводородной агрессии. Нейтрализация газа достигается за счет повышенной (в 2-4 раза) поглотительной, сорбционной способности эмульсий на основе «ЭС-2» и «Ялан» по сравнению с традиционными жидкостями глушения;

- разработано техническое устройство для очистки НКТ от вязких скважинных жидкостей при подъеме колонны труб, применение которого улучшает условия труда рабочего персонала и экологичность разработанных технологий (патент 968340) На основе устройства разработан комплекс приустьевого оборудования для выполнения экологически чистых ремонтных работ.

Таким образом, автором разработана гамма технических и технологических решений, комплексное применение которых позволяет существенно повысить эффективность эксплуатации скважин в терригенных пластах-коллекторах. Комплексно проработаны вопросы потенциального влияния разработанных ТЖ на эмульсионной основе на процессы подготовки нефти, охрану труда рабочего персонала и окружающей среды.

Глава 5 посвящена разработке комплекса технологий кислотною стимулирующего воздействия на пласты и повышения степени нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов, совершенствованию разработки которых в отрасли сегодня уделяется особое внимание. Автором анализируются осиовные i еолого-фнзическне и технологические факторы, определяющие эффективность и успешность операции ГРГ1, в результате им получены зависимости основных технологических показателей процесса от геолого-технических параметров и выработаны конкретные рекомендации по повышению технико-экономической эффективности техноло!ии ГРП в осложненных условиях разработки объектов Татарстана в терригенных и карбона гных пластах-коллскторах.

Вопросам повышения продуктивности карбонашых пластов и увеличения их текущей нефюогдачи в ОАО «Татнефть» уделялось и сейчас уделяется самое пристальное внимание, особенно методам кислотною стимулирующего воздействия. Основные научно-практические работы были начаты по инициативе и под руководством академика Р.Х Мус-лимова в 80-ых годах прошлого века. Анализ и обобщение опыта экспериментальных и промышленных работ в области совершенствования соляпокислотных обработок (СКО) на месторождениях Татарстана и других регионах позволили автору выработать определенную концепцию по осуществлению СКО карбонатных коллекторов. Под этим понимается система применения технологий кислотного воздействия на скважинах, начиная с ввода их в эксплуатацию и кончая поздней стадией разработки залежи с рентабельным уровнем продуктивности скважин и высоким коэффициентом нефтеотдачи. Технологической основой этой концепции стали новые высокоэффективные разработки, апробированные на ряде месторождений России. Автором эти технологические разработки систематизированы в комплекс методов по последовательному воздействию на призабойную и удаленную зоны пластов. Основной научно-методический принцип реализации комплекса технологий - поэтапное, последовательное, рациональное включение в разработку и эксплуатация всей продуктивной толщины пласта, а только затем,- последовательная, поэтапная реализация физико-химического воздействия по глубине и протяженности пластов-коллекторов.

Технологии стимуляции вертикальных скважин выполняются в следующей последовательности.

- на стадии ввода скважин в эксплуатацию рекомендуется проведение традиционной,

обычной СКО;

- технология циклической направленной солянокислотпой обработки (ЦНСКО);

- технология глубокой солянокислотной обработки (ГСКО) пласта;

- технология кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП).

Технология ЦНСКО включает в себя последовательную закачку в скважину (с последующей продавкой в пласт) временно блокирующего инертного к кислоте эмульсионного состава и соляной кислоты Временно блокирующий состав заполняет трещинные (работающие) участки пласта, тем самым предотвращает поступление кислоты в данные интервалы Закачиваемая следом кислота вынужденно направляется (отклоняется) в неработающие участки пласта и обрабатывает их При толщине пласта более 5-7 м осуществляют несколько циклов закачки порций блокирующего состава и кислоты, при этом достигается вовлечение в эксплуатацию практически всей вскрытой толщины пластов. При освоении скважины временно блокирующий состав разжижается поступающей из пласта нефтью и деблокирует дренированные участки пласта. В результате ОПЗ приток в скважину осуществляется и по старым, ранее работающим участкам, и по вновь обработанным, ранее бездействующим участкам пласта. При повышенной обводненности продукции рекомендуется целенаправленно блокировать обводненные трещиноватые интервалы пласта путем закачки большей порции гидрофобной эмульсии и с большей вязкостью При своевременном и технологически правильном выполнении ЦНСКО по оптимальной методике обработки достигается эффект кратного увеличения производительности скважин.

Этот вид ОПЗ получил наиболее широкое внедрение на нефтяных месторождениях Удмуртии. Первые промысловые испытания технологии на шести скважинах Киенгопского и Лудошурского месторождений показали высокую эффективность и успешность новой технологии. Положительные результаты получены на скважинах, где предварительно были произведены несколько направленных и поинтервальпых обработок пласта. Наибольший эффект получен на скв. 466, где ранее была проведена только одна солянокислотная обработка пласта Следует отметить, что на этой скважине апробирована технология при трех циклах закачки вязкой эмульсии (355мПас) и водного раствора 15%-ной соляной кислоты, на остальных скважинах количество циклов менялось от одного (скв. 761) до четырех (скв. 769). Испытания показали, что выполнение технологии сопряжено со значительно меньшими затратами времени и средств, чем выполнение ноингервальной СКО с применением пакеров. Гак, на проведение операции с тремя циклами закачки эмульсии и кислоты на скв. 466 потребовалось три часа технологического времени, при этом было задействовано минимальное количество техники для закачки эмульсии и кисло ш, а сама технология выполнена бригадой ПРС в период текущего ремонта скважины.

Направленность воздействия кислоты и фактическое вовлечение в эксплуатацию неработающих зон показали профили притока продукции из пласта, снятые до и после ОПЗ карбонатного коллектора на скв. 2912. Блокирование высоковязкой эмульсией дренированных зон пласта позволило обработать и ввести в эксплуатацию нижний перфорированный участок, притока жидкости из которого не было. За счет этого получен дополнительный приток нефти 2 т/сут.

По результатам лабораторных, модельных и промысловых исследований составлена и утверждена инструкция по технологии циклической закачки эмульсий и кислоты с целью вовлечения в разработку всей толщины продуктивного пласта (РД 39-0147585-219-87 Р).

Автором совместно с М X Салимовым в институте ТатНИПИнефть экспериментально обоснована эффективность применения в качестве замедлителя реакции соляной кислоты с породой пласта технического лигносульфоната (упаренный моносульфитный черный щелок) - многотоннажный отход целлюлознобумажного производства. При дозировании в кислоту 20-35 % щелока скорость реакции снижается в 30-75 раз. За счет этого физико-химического эффекта двухкомпонентный состав можно закачивать глубоко в пласт без существенной потери химической активности кислоты. Экспериментальными исследованиями обосновано оптимальное соотношение ингредиентов: 24 %-ый раствор соляной кислоты - моносульфитный щелок от 1:1 до 5.1. Новый кислотный состав получил товарное наименование в ОАО «Татнефть», - СКМД - смесь кислотная медленного действия.

Еще более замедленной скоростью реакции с породой пласта обладают нефтекислот-ные эмульсии (НКЭ), представляющие собой тонкодисперсную систему, внешней средой ко-

торой является нефть, а дисперсной фазой - водный раствор соляной кислоты. Автором разработаны двухкомпонентные рецептуры НКЭ с регулируемыми вязкостью, стабильностью и скоростью реакции.

В результате исследований гидрофобизирующих композиций автором совместно с В Н Глущенко разработан способ обработки карбонатного продуктивного пласта (а.с. 1624134), основанный на комплексном (одновременно направленно-глубокого кислотного) воздействии на коллектор с последующей хемосорбцией на поверхности каналов растворения гидрофобизующих ПАВ.

Оптимальная методика обработки карбонатного пласта по технологии ГСКО заключается в последовательной закачке в скважину расчетных объемов гидрофобной эмульсии, водного раствора соляной кислоты, СКМД и ПКЭ. Технология позволяет в 3-4 раза увеличить радиус кислотного воздействия на нефтенасыщенные интервалы пласта по сравнению с закачкой известных кислотных смесей, а по сравнению с обычной СКО глубина химического воздействия возрастает в десятки раз С 1990 г. на нефтепромыслах Татарстана и Удмуртии с применением РД 39-0147585-038-89 проведено более 250 скважино-операций по технологии ГСКО. Приращение среднесуточного дебита нефти составило, в среднем 4-5 т/сут.

Технология КГРП основана на применении загущенных кислотосодержащих рабочих жидкостей Непосредственно разрыв пласта осуществляют нефтекислотной эмульсией с определенной вязкостью и плотностью. Дальнейшее развитие (расширение) трещины в пласте осуществляют закачкой СКМД Закачку твердодисперсных закрепителей трещины технология не предусматривает. Технология КГРП апробирована и внедряется с 1992 г. на месторождениях Татарстана и Удмуртии. Ее осуществляют с применением отечественной нефтепромысловой техники. Приготовление рабочих жидкостей можно производить на скважине или стационарной установке. Промышленное внедрение технологии при значительно меньших затратах (на порядок) но сравнению с зарубежной технологией ГРП составило более 250 скв -операций Прирост среднесуточного дебита нефти составляет, п среднем 5-6 т/сут.

Анализ результатов опьпно-иромысловою внедрения разработанных технологий позволяет отнести эти способы к физико-химическим методам повышения нефтеогдачи пластов (классификация Р.Х. Муслимова) Одним из подтверждений этою положения является тот факт, что практически на всех обработанных скважинах наблюдается рост пластового давления, а это свидетельствует о подключении в работу зон пласта, не имевших ранее гидродинамической связи со стволом скважины.

Комплекс технологий стимуляции горизонтальных скважин включает следующие разработки'

способ заканчивания скважин с горизонтальными стволами (ГС) с увеличенной площадью фильтрации;

технологические варианты химической поверхностной обработки ГС; технология кислотной обработки всего горизонтального ствола или его расчетных интервалов с применением высоковязких кислотостойких гидрофобных эмульсий; технология кислотной обработки ГС на основе применения установки непрерывной гибкой трубы «колтюбинга»;

технология кислотной гидромониторной обработки горизонтального ствола; технологические варианты водоизоляционных работ в ГС.

Стимуляция работы скважин с ГС возможна за счет кратного увеличения площади фильтрации и притока нефти к забою путем выполнения по длине ГС системы радиалыго-точечных или щелевых надрезов в материале породы пласта радиусом 0,5-1 м На способ заканчивания скважины с горизонтальным открытым стволом с выполнением радиальных по отношению к ГС системы кольцевых щелей в материале пласта получен патент РФ 2039216 на изобретение. Технология выполняется согласно разработанному РД 39-0147585-210-00.

Способ кислотной обработки горизонтальной скважины (патент 2082880) заключается в том, что полость горизонтального ствола заполняют высоковязкой гидрофобной эмульсией Этот вязкоупругий состав выполняет роль своеобразного «жидкого» пакера. Кислота по НКТ

подается в расчетный интервал ГС длиной 20-25 м, этот интервал обработки отсекается с обоих сторон высоковязкой кислотостойкой эмульсией, для предотвращения растекания кислоты по полости ГС. Таким образом, достигается избирательная обработка интервала ГС. При необходимости циклически производится кислотная обработка всей длины ГС или ее расчетной части.

Первая обработка призабойной зоны пласта по данному способу проведена на скважине №592Г Онбийского месторождения. До обработки скважина с ГС длиной 250 м имела дебит 6-8 т/сут при динамическом уровне 1015-1050 м. В скважине была выполнена поинтер-вальная обработка удаленной части ствола на длине 100 м (четыре цикла по 25 м каждый) Для обработки использовалась 15% соляная кислота с удельным расходом 0,4-0,5 м3 на метр длины ствола. После обработки дебит скважины составил 20-22 м3/сут при динамическом уровне «на устье».

В развитие идеи равномерной подачи обрабатывающего раствора по длине и образующей поверхности ГС разработан способ ОПЗ пласта (патент 2172401), по которому кислоту закачивают в полость ГС при равномерном перемещении колонны непрерывной гибкой трубы по оси ГС и видоизменении структуры потока. Обработка пласта ведется в динамическом режиме поступления кислоты через струйные насадки с двумя степенями свободы - в вертикальном и горизонтальном осях. Испытания способа на ряде скважин с ГС в НГДУ «Аль-метьевскнефть» и «Азнакаевнефть» показали высокую эффективность нового технического решения но ОПЗ пласта. Достигнуто увеличение дебита скважин по нефти в среднем от 2,5 до 5 т/сут при существенном снижении трудозатрат Промышленное внедрение технологии ведется на основе РД 39-0147585-221-01.

Технология кислотного гидромониторного воздействия основана на том, что в скважине предварительно выделяют интервалы обработки в нефгенасыщенных породах пласта, и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиалыю расположенными под углами 90° или 120° по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляю! порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями водного раствора повсрхпостно-активпого вещества, которым выполняют 1идро-Сфуйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидроструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки (пагенг 2205950).

Целью разработки этой технологии является повышение эффективности обработки карбонатных продуктивных пластов за счет комплексного механо-химического воздействия на плотные нефтенасыщенные (гге вовлеченные в эксплуатацию) интервалы открытого ствола. Промысловые испытания техггологии кислотного гидромониторного воздействия на открытый ствол горизонтальных и вертикальных скважин показали высокую эффективность, -достигнуто увеличение дебитов скважин по нефти от 3 до 10 т/сут. Промышленное внедрение технологии (РД 153-39.0-427-05) осуществляется с 2005 г. Наработка составила более 50 скважин с удельным экономическим эффектом 1,1 млн руб/скв.

Интерпретация результатов гидродинамических исследований до и после проведения комплексного кислотного гидромониторного воздействия на пласт по разработанной при участии автора оптимальной методике обработки показали значительное увеличение фильт-рационно-емкостных характеристик. Для интерпретации результатов использовались: программа обработки КВД, разработанная в лаборатории ГДИ ТатНИПИнефти под руководством Иктисанова В.А., и программный комплекс «Saphir» (Франция), который является одним из наиболее современных технических решений в этом направлении С помощью данных программ рассчитывались гидропроводность удаленной зоны пласта, скин-эффект, прогнозное пластовое давление по методу Хорнера, емкостной коэффициент и коэффициент массообмена между трещинами и блоками.

Емкостной коэффициент со характеризует отношение упругого запаса трещин к общему запасу.

А +/»2

где Д - коэффициенты упругоемкоети, индекс 1 относится к трещинам, индекс 2 - к блокам.

При со 1 трещинный пласт с ничтожно малой пористостью блоков, при ® -> 0 -пласт с межзерновой пустотностыо при пренебрежимо малом влиянии трещин.

Безразмерный коэффициент массообмена между трещинами и блоками Я зависит от соотношения проницаемостей кг!к\ и поверхности контактов в единице объема породы:

(5)

При 10"3<Л<10"9 интенсивность перетока из трещин в блоки низкая Результаты интерпретации КВД по опытной горизонтальной скважине № 8802Г приведены ниже.

// /

■1 1 1 ,

Билогарифмичвский график ¿рийр [МПа] в зависимости от й |ч|

Рисунок 10 - КВД и ее производная в билога-рифмических координатах АР, 1с1 Р/с1Т (МГ1а)-Т (часы) до О! 13

График Хорм>ра р |МПа] а зависимости от 1од[Тр+с11Нод(гП)

Рисунок 11 - График Хориера в координатах ЬоцДР (МПа)- 1,оц(I+ТЛ) (часы) до ОПЗ

Бипогврифмичаский график йр и ф [МПа] в зависимости от 61М

Рисунок 12 - КВД и ее производная в билога-рифмических координатах ДР, 1с1Р/с1Т (МПа)-1 (часы) после ОПЗ

I ' I . 1 !

График Хортмра р [МПа] в зависимости от Ьд(1ркК) юд(Ш)

Рисунок 13 - График Хориера в координатах 1^ДР (МПа)- Ьо§(1+ТЛ) (часы) после ОПЗ

Наименование До ОПЗ После ОПЗ

Дебит скважины, м '/сут. 4 18,5

Забойное давление на кровле, МПа 3,49 7,64

Пластовое давление по последней точке КВД на кровле, МПа 10,65 9,06

Пластовое давление по Хорнеру, МПа 11,13 9,11

Обводненность, % 7 3

Продуктивность, м3/сут МПа 0,558 13,02

Продуктивность по Хорнеру, м^сут МПа 0,524 12,58

Длина ГС,м 344

Гидропроводность, мкм2 м/Па с 7,1 26,1

Проницаемость,мкм'1 0,022 0,087

Коэффициент притока, м3/МПа 1,3 1,3

Скин-эффект 7,35 -4,35

Параметр ОП 0,34 1,23

Емкостной коэффициент 0,96 0,98

Интенсивность перетока из пор в трещин 1,33 Е-10 2,64Е-10

Пласт трещинно-поровый, об этом свидетельствует величина со Динамика величины X свидетельствует об увеличении интенсивности перетока флюида из поровой матрицы в трещины в 2 раза После проведения ОПЗ дебит скважины, коэффициент продуктивности, гидропроводность и проницаемость пласта возросли в кратное число раз. Состояние ПЗП улучшилось, об этом свидетельствует динамика параметра ОП.

При непосредственном участии автора разработана принципиально новая технология изоляции водопритоков в горизонтальных скважинах (патент 2114990), заключающаяся в комбинированном применении высоковязких водоотклоняющих оторочек и металлического профильного перекрыватсля Предварительно в водоносный интервал ГС закачивают мощную оторочку структурированной гидрофобной эмульсии (обьемом пе менее 50 м3). Чтобы высоковязкая эмульсия под напором пластовых или закачиваемых вод не вышла в полость ГС, интервал водопритока полностью блокируют металлическим профильпым перекрывате-лем копстр. ТатПИПИнефти (проф. Абдрахманов Р.Г.). Взаимодополняющие друг дру1а по физическому эффекту операции гидродинамического и механического экранирования зоны осложнения позволяют успешно решить поставленную задачу. Гидрофобный состав не растворяется водой, а наоборот упрочняется при контакте с пей, т.е. практически не размывается в пластовых условиях под напором вод Экранирующий эффект усиливается за счет набора структурно-механических свойств эмульсии во времени

Проведенные промысловые работы на скважинс №11251Г Онбийского месторождения показали высокую эффективность новою способа водоизоляции в ГС Путем закачки 55 м3 гидрофобной эмульсии с вязкостью 450-550 мПа-с в интервал водопритока, а затем установки профильного перекрывателя длиной 82 м удалось практически полностью июлировагь интервал осложнения Обводненность продукции снизилась с 90-95% до 15-20%. Дебит нефти стабилизировался на уровне 11-13 т/сут при высоком динамическом уровне. Эффект стабильно продолжается более 8 лет. Дополнительная добыча нефти составила более 40 тыс. т.

В развитие этого направления технологий разработан способ изоляции водопритока (патент 2247825), основанной на образовании в интервале осложнения надежного двухслойного жидкого гидрофобного и твердого экрана В качестве дозакрепляющего состава могут быть использованы несколько рецептур на основе цемент номеловых и полимерномсловых композиций. Технология ВИР в горизонтальных скважинах с открытыми стволами разработана в трех основных вариантах (для различных горно-геологических и технических условий эксплуатации скважин) (РД 153-39.0-376-05).

Таким образом, научные разработки автора составили эффективный комплекс новых технологий в области стимуляции нефтедобывающих скважин в карбонатных коллекторах как с вертикальными, так и с горизонтальными стволами и значительно расширили арсенал технических решений и интеллектуальной собственности ОАО «Татнефть» в этой важной области техники Разработанный комплекс технологий по стимуляции нефтедобывающих скважин и повышению нефтеотдачи карбонатных пластов-коллекторов, систематизированный в определенной последовательности, позволяет получить достаточно высокую продуктивность скважин в течение длительного периода эксплуатации, вовлечь в разработку всю толщину карбонатного пласта с последующим максимальным увеличением зоны дренирования по протяженности. В зависимости от типа коллектора и стадии разработки технологические решения комплекса могут системно с максимальным эффектом или раздельно применяться на месторождениях с карбонатными коллекторами.

К наиболее эффективным методам стимуляции и повышения нефтеотдачи пластов относится гидравлический разрыв пластов Полномасштабный анализ большого массива информации по 200-ам скв.-операциям ГРП, проведенным на объектах Татнефти, позволил автору сформулировать ряд теоретических и аналитических выводов и рекомендаций.

Успешность и эффективность ГРП зависят от следующих основных факторов'

• научно-обоснованный выбор объектов для ГРП. Особенно важно геологическое обоснование, базирующееся на точной информации по всему комплексу фильтрационно-емкостных параметров ПЗП, так и пластовой системы в целом;

• проектирование и реализация оптимальной технологии гидроразрыва, увязанной с геолого-техническими особенностями выбранного объекта (как скважины, так и залежи в целом);

• контроль и авторское сопровождение работ по сохранению технологического эффекта (исключение негативного влияния на пласт жидкостей глушения на водной основе, высоких бароградиентов и др.)

Анализ ГРП, выполненных в начале 90-х гг. в ОАО «Татнефть», показывает, что по девонским объектам при длине трещины Ц от 40 до 65 м получено большинство результатов с приращением дебита AQ„ более 4 т/сут. Графическая зависимость апроксимируется квадратичным уравнением- AQn = -0,0021ц,2 + 0,2386 Ц- 2.594. По карбонатным коллекторам выделяется область трещинообразования о г 25 до 45 м, где AQ„ максимально, а функциональная зависимость выражается формулой: AQn = - 2,84 Lrp4 + 0,0008 Ц,1 - 0,07 Ц,2 + 2,55 Ц,- 26,85.

Анализ отечественных и зарубежных ГРГ1 показывает, что в конкретных геолог о-технических условиях определенных обьекюв существует оптимальное количес!во закачки расклинивающего агента. Автором получены графические зависимости приращения дебигов нефти от количества пропаща по девонским объектам (статистическая обработка по 158 скважинам) и карбонатным коллекторам (статистика по 42 скважинам). Выделяется область оптимального количества пропанта - от 3 до 8 т по девопу и от 1,5 до 6 т по карбону В этих облас!ях вероятность достижения приращения дебита более 4 т/сут наибольшая.

Получены аналитические зависимости AQ„ = / (P,„i)' AQ„ = 1,485 Pnj,3 - 0,00523 Р,|л2 + 0,591 Рил — 18,2 , a также уравнения зависимое! и коэффициента продуктивности от изменения пластового давления К„р = / (РШ|), которые показали, что девонские скважины с пластовым давлением более 16 МПа имеют большую вероятность получения результата с приращением дебита нефти более 3-4 т/сут, в карбонатах скважины с пластовым давлением более 9 МПа имеют большую результативность и вероятность получения AQ„ более 4 т/сут

Получены графические и математические зависимости кратности увеличения дебита нефти от проницаемости К объектов воздействия (соответственно по девону и карбону): Q„ ""слс / Q„ "" = -0,43 К + 2,01 и Q„ "ослс / Q„ = Ехр (-0,2114К >1,901, которые имеют прямой и явный характер Полученные аналитические результаты совпадают с теорией и зарубежной практикой ГРП - кратность увеличения дебита гораздо выше в малопроницаемых объектах и постепенно снижаются в пластах с более высокой проницаемостью. Это характерно как для девонских терригенных, так и карбонатных пластов.

Для повышения эффективности дальнейших операций ГРП основные параметры процесса ранжированы в виде оптимальных диапазонов численных критериев (пластовое давление, проницаемость пласта, длина трещины разрыва, количество закрепителя) дифференцированно для терригенных и карбонатных пластов-коллекторов. Выполнение мини - ГРП (создание трещин небольшой длины - до 10-15 м) рекомендуется на скважинах, где гидродинамические исследования показали сильную загрязненность ПЗП (критерий - величина скин-эффекта более +1...+2) при хорошей проницаемости пласта. Массированный вариант ГРП (с трещи-нообразованием более 50-70 м) рекомендуется на скважинах в плотных, относительно низкопроницаемых коллекторах (0,02-0,1 мкм2), но с хорошей нефтенасыщенностью и относительно высокими остаточными запасами нефти по залежи. В остальных случаях выбираются ва-

рианты ГРП с образованием трещин разрыва длиной 25-50 м, которые можно классифицировать как средне-оптимальные по геометрии трещинообразования.

Знание закономерностей процесса трещинообразования и выработанные рекомендации позволили значительно повысить эффективность технологических вариантов исполнения ГРП на объектах ОАО «Татнефть» в дальнейший период массового промышленного внедрения данного метода стимуляции скважин и повышения нефтеотдачи пластов. В период с 1996 г по 2006 г. в ОАО «Татнефть» выполнено более 600 скв.-операций со средним увеличением дебитов нефти 3-5 т/сут Необходимо отметить, что при этом осложнения, связанные с обводненностью продукции после ГРП, были получены на единичных скважинах. Этому результату способствовали разработанные с участием автора конкретные рекомендации по проектированию и реализации ГРП, по подбору скважин-кандидатов, прогрессивные рецептуры жидкостей разрыва пластов и песконосителей, оптимизация проектирования процесса с применением электронных программ комплекса Майер, систематическое оказание научно-методической помощи специализированному участку ГРП в составе Лениногорского УГ1НГ1 и КРС, постоянный анализ результативности гидравлического разрыва пластов на промыслах ОАО «Татнефть».

В заключительной части главы рассмотрены методики определения параметров технологических жидкостей и пропантов, выявлены различия в проведении анализа зарубежными и отечественными исследователями. Изложены методические основы выполнения новых модификации ГРП (TSO, Frac-Pack). Проанализированы современные методы оценки технологического эффекта от ГРГ1. Выполнен расчет экономического эффекта и оптимизации процесса с помощью программ Mprod и MNpv.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В диссертационной работе развиты научно-методические подходы и принципы поддержания продуктивности добывающих скважин на высоком уровне путем разработки и рационального комплексного применения технологий вскрьпия пласюв, освоения, 0113, стимуляции, глушения скважин и водоизолиционных работ нового поколения, адаптированных к конкретным пзолого-физическим условиям разрабоиси нефiиных месторождений на поздней с i адии

1 Анализ и обобщение современного состояния технологий вскрьпия продуктивных пласюв, освоения, 0113 и стимуляции скважин, промывки и глушения скважин показали актуальность и научно-практическую значимость комплексного решения проблемы сохранения, восстановления и улучшения фильтрационно-емкостных свойств и коллекторских характеристик призабойной зоны пластов во всей технологической цепочке: вскрытие пластов - освоение - стимуляция скважин - ремонтно-изоляционные работы Анализ основных причинно-следственных связей физико-химических процессов и явлений в призабойной зоне пласта, приводящих к снижению продуктивности скважин, позволил обосновать возможность комплексного решения проблемы сохранения нефтепроницаемости ПЗП на всей технологической цепи нефтедобычи на основе последовательного применения новых и усовершенствованных способов вскрытия пластов, технологий освоения скважин, модернизации конструкции забоев, стимуляции притока нефти, новых технологических жидкостей с определенными физико-химическими свойствами.

2. Предложен общий методический рациональный подход к разработке многоцелевых рабочих жидкостей для нефтедобычи на водной, углеводородной и композиционной (эмульсионной) основе с заранее заданными технологическими свойствами С применением данной методики разработана гамма рецептур составов для перфорации, жидкостей глушения, обрабатывающих составов для терригенных и карбонатных коллекторов, жидкостей разрыва пластов, отклоняющих и водоизоляционных составов.

Исследования особенностей технологических, фильтрационных и реологических свойств углеводородных и эмульсионных систем позволили разработать принципы их при-

менения в новых методах и технологиях направленного физико-химического воздействия на призабойную зону анизотропного, неоднородного по проницаемости пласта и реагирования отбора нефти и воды.

3. Разработана методология системного применения комплекса технологий стимуляции и управления продуктивностью скважин в последовательной цепи «вскрытие пласта -эксплуатация - ремонт скважин»; главными критериями такого подхода являются максимальное сохранение природных коллекторских свойств продуктивного пласта, их поддержание, восстановление и улучшение в эксплуатационный период, обеспечение потенциальной продуктивности системы «скважина-пласт» и создание технологических условий перехода от принципа «эксплуатация пласта» к «обслуживанию пласта». Комплекс включает последовательное выполнение следующих блок-технологий

-сохранение природных свойств пласта-коллектора (качественное первичное вскрытие бурением с применением углеводородных и эмульсионных растворов, качественное вторичное вскрытие с применением облагороженных перфорационных составов, качественное глушение скважин, промывка и освоение скважин с применением облагороженных, углеводородных и эмульсионных рабочих жидкостей);

-восстановление фильтрационных свойств пластов (технология акустико-химической стимуляции скважин в динамическом депрессионно-репрессионном режиме, технология ОПЗ пласта в процессе глушения и промывки скважин в период проведения подземного ремонта, способ комплексной многократной имплозионно-химической ОПЗ пласта, способ комплексного физико-химического и гидроимпульсного воздействия на ПЗП, способ химической ОПЗ неоднородных но проницаемости терригенных пластов);

- повышение продуктивности пластов (технологии физико-химичсского, кислотного воздействия на нласг, технологии гидрофобизации призабойной зоны, технологии гидроразрыва пласта, технологии увеличения площади фильтрации флюида к забоям скважин);

- регулирование отбора нефти и воды (технологии ограничения водонритоков в вертикальных и горизонтальных скважинах с вариантами выполнения последующих стимулирующих воздействий)

4. Анализ геолого-физических и технологических факторов позволил получить зависимости основных параметров процессов при гидроразрыве пластов и выработать конкретные рекомендации по повышению эффективности и успешности технологии гидроразрыва пластов в осложненных условиях разработки объектов Татарстагга в терригспных и карбонатных пластах-коллекторах.

Обоснована методология последовательного, поэтапного ввсдсггия в эксплуатацию всей толщины продуктивного пласта с последующим поэтапным глубокопроникающим физико-химическим воздействием на пласт и разработан комплекс техггологий регулируемого кислотного воздействия гга карбонатные пласты-коллектора, эксплуатирующихся вертикальными и горизонтальными скважинами, с учетом возможного гга этих обьектах водопроявле-1гия и необходимости проведения водоизоляционных работ. Разработанный комплекс ОПЗ, ГРП и ВИР включает десять технологических вариантов для различных геолого-физических условий эксплуатации добывающих скважин, большинство из которых защищены патеггтами на изобретения.

5. Систематизация, анализ и обоснование направлений развития комплексных физико-химических технологий ОПЗ терригенных пластов в осложненных условиях разработки месторождений на поздних стадиях позволили разработать комплекс технологий с многофакторным очищающим воздействием на ПЗП, ориентированный на реанимирование и стимуляцию малодебитного нерентабельного фонда скважин. Комплекс новых и усовершенствованных методов включает шесть технологий и способов интенсификации добычи нефти, защищенных патентами на изобретения.

6 Разработан комплекс технологий по качественному глушеггиго и промывке скважин, основным методическим критерием которого является сохранение нефтепроницаемости ПЗП I! поддержание продуктивности скважин в послеремонтный период

Экспериментальными исследованиями обоснована экологическая чистота разработанных рабочих жидкостей (особенно эмульсионных систем), показана их совместимость с природными флюидами, степень их влияния на процессы подготовки нефти, охраны и улучшения условий труда рабочего персонала, разработаны технические устройства и комплекс устьевого оборудования для выполнения экологически чистых ремонтных работ.

7. Результаты научно-технических исследований реализованы на практике путем проведения опытно-технологических работ на скважинах и промышленного внедрения новых устройств, составов, способов и технологий в промысловую практику нефтедобычи на месторождениях Татарстана, Удмуртии, Западной Сибири. Обьем внедрения разработанных технологических решений составил более 17 тыс скв -операций с экономическим эффектом более 370 млн руб. (в ценах 2006 г.).

8. Разработанный комплекс высокоэффективных технологий интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин (защищенный 28 патентами на изобретения и авторскими свидетельствами) рекомендуется к дальнейшему внедрению в нефтедобывающую промышленность Республики Татарстан, а также на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 115 печатных работах, основными из которых являются Монографии, пособия:

1. Комплексные физико-химические технологии ОПЗ нефтяных пластов / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, Р.К Ишкаев и др. - Ижевск. ООО Печать-Сервис. 1999,- 239 с

2. Мусабиров М.Х. Технологии обработки призабойпой зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин. - М : ОАО «ВПИИОЭПГ». 2002. -224 с.

3. Пособие по освоению механизированных скважин после подземного и капитального ремонта/ Р.Г Фархутдинов, 10 Д Попович, М.Х. Мусабиров М.Х. и др - Альметьевск. ОАО « Татнефть». 2001 -103 с.

Статьи и журналах, книгах, материалах 01раслспых н международных конференций, симпозиумов, семинаров и конгрессов:

1 Expandable liners isolate water influx from directional, horizontal wells / Sh Tak-hautdinov.N.Ibragimov, G Abdraukhmanov, l.Yusupov, G.Orlov, N Khamityanov, M.Musabirov / Oil Gas Journal n 19.-2002.-C 53-57

2. Гидрофобноэмульсионный раствор для глушения скважин, стабилизированный дегидра-тивными полиамидами / Г.А.Орлов, А.И.Давыдова, М.Х.Мусабиров и др. - Нефтяное хозяйство. 1981.-№9 -С. 50-51.

3. Глущенко В.Н , Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Исследование фильтрации обратных эмульсий, стабилизированных ЭС-2 - Киев: Техшка, Нефтяная и газовая промышленность. 1987.-№ 2. - С. 40-42.

4. Исследование составов обратной эмульсии, обеспечивающих обработку призабойной зоны пласта в процессе глушения и текущего ремонта скважин / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, А.И Давыдова и др.- Нефтяное хозяйство. 1986. - № 9. - С. 51-54.

5. Мусабиров М X. Исследование фильтрации обратных эмульсий, обладающих растворяющей способностью асфальто-смолисгых и парафиновых отложений. -Тез. докладов республ-ской научно-прак-ской конф-ции - Уфа: БашНИПИнефть 1986. - С. 59-61.

6 Мусабиров М.Х. Технология глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны пласта - М.: ОАО «ВПИИОЭПГ» Нефтепромысловое дело. 2003. № 4. - С.34-36.

7. Мусабиров М.Х., Орлов Г.А. Применение метода математического планирования эксперимента при разработке составов обратных эмульсий многоцелевого назначения. Сб. тез-сов докладов 19-й научно-техн-ой конф-ии молодых ученых ТатНИПИнефть и ПО «Татнефть».-Бугульма: 1985.-С 85

8. Орлов Г.А., Мусабиров М X Исследование влияния стабилизированных эмульсий на процессы промысловой подготовки нефти - Нефтяное хозяйство - 1986. №8 -С 43-45

9. Орлов Г.Л., Мусабиров М.Х, Давыдова А.И. Разработка составов обратных эмульсий для глушения скважин и обработки призабойной зоны пласта / Бурение, добыча нефти и борьба с коррозией на нефтяных мест-ниях ТАССР /Тр. ТатНИПИнефть, вып 57. - Бугульма: 1985. -С. 31-36

10. Орлов Г.А , Сулейманов Я.И, Мусабиров М.Х. Устройство для очистки насосно-компрессорных труб - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», РНТС Нефтяная промышленность, сер машины и нефтяное оборудование -1983 № 1. - С. 6-7.

11. Разработка эмульгаторов для получения жидкости глушения на основе обратных эмульсий /ГА. Орлов, М Ш. Кендис, М X. Мусабиров и др. / Техника и технология бурения скважин и добыча нефти на нефтяных мест-ниях ТАССР / Тр. ТаШИПИнефть, вып 53. - Бугульма: 1983.-С. 33-36.

12 Влияние мелкодисперсных минеральных наполнителей на свойства обратных эмульсий, стабилизированных эмульгатором ЭС-2 / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, М.Х Мусабиров и др / Тр. ТатНИПИнефть, вып.59. - Kyi ульма: 1986. - С 6-10.

13 Мусабиров М.Х., Орлов Г.А., Сахабутдинов Р.З Нейтрализация сероводорода обратными эмульсиями, стабилизированными реагентом ЭС-2. - Нефтяное хозяйство.-1989. №3 -С.51-53

14. Орлов Г А., Мусабиров М.Х. Разработка составов обратных эмульсий с заранее заданными свойствами. -М.: ВНИИОЭНГ, Сер техп и технол. доб. нефти и обустр. нефт. мест -1990. №5,- С. 9-15

15. Муслимов Р.Х, Орлов Г.А., Мусабиров М X. Комплекс технологий для стимуляции работы скважин и повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов / Проблемы развития нефт. пром-ти Татарстана на поздней стадии освоения запасов.- Альметьевск. АО Татнефть.- 1994. -С. 73-74

16. Орлов Г.А., Мусабиров М X., Танеев Р Г. Комплекс технологий для стимуляции работы скважигг и повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов / Сб докл. Международной конференции «Проблемы комплекегг. освоения трудноизвл. запасов нефти».- Казань. 1994. Том 2 - С. 638-649

17 Орлов Г.А , Мусабиров М X. Использование особенностей реолого-филырационных свойств концентрированных обратных эмульсий для направленного физико-химического воздействия на пласт / Сб. докл. Международной конференции. - Казань: 1994. Том 2.-С.649-663. 18. Совершенствование техники и технолог ии ремоггта скважин / Р.Г. Фархутдинов, Г.А Орлов, М.Х. Мусабиров и др.- Нефтяное хозяйство. -1996. №12. -С. 41-43. 19 Комплекс новых технологий качественного ремонта и стимуляции продуктивности скважин / Ш Ф. Тахаутдитгов, Г.А Орлов, М.Х Мусабиров и др. - Сб.трудов Международного нефтяного конгресса - Казань: 1998. - С.77-80.

20. Текущие проблемы и совершенствование эксплуатации скважин с горизонтальными стволами / Г.А. Орлов, И.Г. Юсупов, М.Х. Мусабиров - Сб трудов Международного нефтяного конгресса - Казань: 1998 -С.145-148.

21. Методы борьбы с осложнениями при добыче нефти / М X Мусабиров, Б.Е. Доброскок, Ф М. Саттарова и др. - Техника и тех-ия доб. нефти на совр этапе / Сб. док. научно-тгракт-ой конф-ции, посвящ. 50-летию Ромашк м-ния - Альметьевск: 1998. - С.81-82.

22 Высокое качество ремонтных работ - основное направление стабилизации добычи ггефти / И.Г. Юсупов, Р.Г. Фархутдинов, М.Х Мусабиров и др -Нефть Татарстана, 1998,- №1.- С.29-34. 23. Комплекс новых технологий качественного ремонта и стимуляции продуктивности скважин /ИГ. Юсупов, Р.Г. Фархутдинов, М.Х Мусабиров и др. - Нефть Татарстана. 1998. - №1.

- С.54-57.

24 Орлов Г.А., Мусабиров М X. Текущие проблемы и совершенствование эксплуатации горизонтальных скважин / Разр-ка нефт м-ний гориз скважинами.-Казань: Новое знание. 1998.

- С.27-32

25 Орлов Г.А , Мусабиров М X, Денисов Д Г Системное применение технологий кислотной стимуляции скважин и повышения нефтеотдачи пластов в карбонатных коллекторах -Интервал. -2003. №10. -С 12-16.

26 Стимуляция работы горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах /ИГ. Юсупов, Э И. Сулейманов, ..М X. Мусабиров и др / Высоковязк. нефти, природ битумы и ост. нефти, разраб. мест-ий / Тр.научно-практ.конф-ции 6 Междунар спец.выставки «Нефть,газ-99». -Казань- 1999 Т.1.-С. 403-408

27. Технология стимуляции скважин с использованием ультразвукового воздействия в углеводородном растворе ПАВ / Г.А Орлов, М.Х. Мусабиров, В.М.Хусаинов и др - Технолог, и экон. проблемы доразраб. нефт местор-ий. Сб.трудов БашНИПИнефть, №96 -Уфа: 1999.-С.170-176.

28 Технология стимуляции скважин комплексным физико-химическим воздействием на при-забойную зону пласта / P.C. Хисамов, Г.А.Орлов, М.Х. Мусабиров и др.- Тр научно-технич.конф-ции 7 междун. Выставки «Нефть,газ-2000»,- Казань 2000. - С.469-473.

29 Мусабиров М.Х. Методология и комплекс технологий сохранения, восстановления и повышения продуктивности нефтяных пластов в процессах вскрытия, эксплуатации, стимуляции и ремонта скважин / Тез. докл. 3-й международ, научно-практич конф-ции «Освоение ресурсов трудноизвл. и высоковязк. нефтей». - Краснодар, Анапа ОАО «НПО Роснефть-Термнефть».-2001. - С. 34.

30. Технология обработки призабойной зоны пласта обратной эмульсией /ГА Орлов, М.Х.Мусабиров, Я.И.Сулейманов и др.-Нефтяное хозяйство. - 1984. №3. - С.57-60 31 Мусабиров М.Х. Комплекс технологий стимуляции работы малодебитпых скважин / Тр. Всероссийск научно-техн конф. - Альметьевск: 2001 - С 42-46.

32. Мусабиров М.Х. Технологический комплекс сохранения, восстановления и повышения продуктивности нефтяных пластов в процессах вскрытия, эксплуатации, стимуляции и ре-моша скважин / Тр. научно-технич. конф-ции 8-й Междунар. спец. выставки «Нефть, газ-2001» - Казань: 2001.-С. 166-172

33. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х Новые способы стимуляции работы скважин с горизонтальными стволами - Нефть Татарстана. 2002. №1.-С 26-27.

34 Мусабиров М X. Технологии комплексного воздействия на нризабойную зону пласга -приоритетное направление развития методов стимуляции скважин. - Нефть Татарстана 2002. - №2. - С. 22-24.

35. Мусабиров М.Х.Комплекс технологий стимуляции работы малодебитпых скважин /Тр Мсждународн. технологич. симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов» -М.: Институт нефтегазового бизнеса. РАГС при Президенте РФ. 2002. - С. 142-144.

36. Мусабиров М.Х Разработка новых составов рабочих жидкостей и технологий их применения в процессах стимуляции скважин и повышения нефтеотдачи пласшв / Матер Всероссийск. научно-практическ. конфер «Разработка, пр-во и прим. химич реагентов для неф. и газ пром-сти». - М: РГУ. 2002. -С. 69-71.

37. Мусабиров М.Х. Методология разработки и применения технологических процессов сохранения и стимуляции продуктивности нефтяных пластов / Сб. тезис, докл. Российск науч-но-практич конфер. «Эффективн. разр-ки трудноизвлек, запасов нефти» -Ижевск : 2002. -С.123-127.

38. Технологические аспекты эксплуатации горизонтальных скважин / И.Г. Юсупов, Г.А Орлов, М.Х Мусабиров, Э.И. Сулейманов. - Сб. докл. семинара-конференции Волго-Камск. регион отд РАЕН,-Азнакаево. 1999 - С.72-77.

39. Хисамов P.C., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин. - Нефтяное хозяйство. -2003. №4. -С.43-46.

40. Мусабиров М X. Сохранение коллекторских свойств пластов на стадиях вторичного вскрытия и глушения скважин в ОАО «Татнефть» / Сб. докл. отрасл. научно-техн. конференции. -Краснодар: 2004 . - С 45-46.

41. Мусабиров М.Х. Технологические жидкости на основе гидрофобных эмульсий многоцелевого назначения / Сб тезисов Всероссийск. научно-практическ конфер «Разработка, пр-во и прим. химич реагентов для неф и газ. пром-сти».-М.. РГУ. 2004.-С 83-84.

42. Мусабиров М.Х. Интенсификация добычи нефти из карбонатных пластов-коллекторов / Сб. тез. докл 5-й международн. научно-практ. конфер. «Освоение ресурсов трудноизвл. и высокое, нефтей» -Краснодар,Геленджик: ООО «НК «Роснефть»-НТЦ». 2005. - С. 42-43.

43. Орлов Г.А , Мусабиров М X Стимуляция продуктивности скважин - важнейшее направление в добыче нефти: состояние, проблемы и перспективы развития / Актуальные проблемы геологии и разработки нефтяных местор. Татарстана. Сб. научных трудов ТатНИПИнефти -М.: НП «Закон и порядок». - 2006. -С. 264-267.

44. Орлов Г А, Мусабиров М.Х. Технологии стимуляции продуктивности горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах / Актуальные проблемы геологии и разработки нефтяных местор. Татарстана Сб научных трудов ТатНИПИнефти. -М.: НП «Закон и порядок», -2006. - С. 268-272

45. Мусабиров М X. Технологические жидкости на основе гидрофобных эмульсий многоцелевого назначения / Тезисы докл 2 Всероссийской научно-практической конференции «Разраб , пр-во и применение хим. реагентов в нефт и газ. пром-ти».- М: РГУ. 2004. - С 83-85

46. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Технологический комплекс сохранения, восстановления и повышения продуктивности нефтяных пластов в процессах вскрытия, эксплуатации, стимуляции и ремонта скважин / Сборник докладов научно-технической конференции, посвящ. 50-летию ТатНИПИнеф гь. -Бугульма: 2006 . - С. 310-315

47. Мусабиров М.Х., Чепик С.К. Опыт применения и эффективность использования физических волновых и акустических методов ОПЗ и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть»/ Сборник доклад научно-техн. конф. по МУН.-Елабуга- 2004. - С. 23-25.

48. Денисов Д Г , Мусабиров М X. Технология комплексного механохимического воздействия на карбонатный пласт в скважинах с 01крьиыми стволами - М.. ОАО «ВНИИОЭНГ» Нефтепромысловое дело - 2007 № 1. - С. 20-21

Авторские свидетельства и патенты:

1. Патент РФ на изобретение № 968340 Устройство для очис1ки труб / Г.А. Орлов, Б.В Доб-роскок, А II. Ситников, Я И. Сулеймапов, М X Мусабиров /Приоритет от 27.04.1981 г.

2. А с. № 1138483 СССР Способ вскры тия продуктивного пласта в обсаженной скважинс / Г.А. Орлов, М.Х Мусабиров, K.M. Тарифов, Б.Е. Доброскок, Я.И. Сулеймапов, М.Ш. Кендис. 11риоритст от05 11.1982 1.

3. A.c. № 1212093 СССР Состав для обработки призабойной зоны пласта / ГА. Орлов, М.Х Мусабиров, Я И Сулеймапов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глушенко. Приориге! от 09.07.1984 г.

4. А.с № 1309645 СССР. Способ обрабонга нризабойпой зоны нефтяного пласта / Г.А.Орлов, М.Х.Мусабиров, Я.И Сулеймапов, А.Н. Ситников, М.Ш. Кендис. Приоритет от 05 03.1985 г.

5 Патент РФ на изобретение № 1492022 Способ заканчивания сквалаш / Г.А Орлов, Р X. Муслимов, М.Х. Мусабиров. Приоритет от 30.07.1987 г.

6 A.c. № 1624134 СССР Способ обработки карбонатного продуктивного пласта /ГА Орлов, В.Н. Глушенко, М.Х. Мусабиров, В.И. Поздеев, И.Ф. Королев. Приоритет от 27 02.1989 г.

7. Патент РФ на изобретение № 1689595 Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта / М.Х. Мусабиров, Г.А. Орлов. Приоритет от 24.08.1989 г.

8 Патент РФ на изобретение № 1637418 Состав для проведения электрогидравлического воздействия на призабойную зону нефтяного пласта / Г.А. Орлов, В.В. Зиятдинов, Я И. Сулеймапов, М.Х Мусабиров, И С. Швец, Н В. Сизоненко. Приоритет от 08 08.1989 г.

9. Патент РФ на изобретение № 1633090 Способ глушения скважин / Г.А Орлов, М.Х. Мусабиров, М Ш. Кендис, С.А. Рябоконь, В.Н. Глущенко, И Р. Гельфанд. Приоритет от 26.09.1988 г.

10. Патент РФ на изобретение № 1769562 Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта / Г.А. Орлов, М.Х Мусабиров, Я И. Сулейманов. Приоритет от 08.06.1990 г.

11. Патент РФ на изобретение № 1719622 Способ обработки карбонатного продуктивного пласта /ГА Орлов, Р.Х Муслимов, М X Мусабиров, Г.Ф. Кандаурова, М X. Салимов Приоритет от 14.03.1990 г

12 Патент РФ на изобретение № 2039216 Способ заканчивания скважины / Г.А Орлов, М.Х Мусабиров, Р.Х Муслимов Приоритет от 02 04 1992 г

13. Патент РФ на изобретение № 2004783 Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта / М.Х. Салимов, Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров. Приоритет от 08.07.1991 г.

14. Патент РФ на изобретение № 2083799 Состав для изоляции высокопроницаемых зон пласта / Р.Р. Кадыров, С.Ю. Ненароков, Г.Ф. Кандаурова, М.Х. Салимов, М.Х. Мусабиров, Б М. Калашников Приоритет от 17 05.1995 г.

15. Патент РФ на изобретение № 2001247 Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из скважины / М X Мусабиров, Г.А Орлов Приоритет от 21.02.1992 г

16. Патент РФ на изобретение № 2082880 Способ кислотной обработки нефтяного пласта / Г А Орлов, Р X. Муслимов, И.Г. Юсупов, М.Х. Мусабиров. Приоритет от 02.09.1992 г.

17. Патент РФ на изобретение № ] 838429 Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта / Г.А. Орлов, Р.Х. Муслимов, М X Мусабиров. Приоритет от 21.02.1992 г

18. Патент РФ на изобретение № 2082880 Способ кислотной обработки нефтяного пласта / ГА Орлов, М.Х Мусабиров, Р.Г Габдуллин. Приоритет от 02.09.1992 г

19 Патент РФ на изобретение № 2088746 Способ изоляции водопригоков в нефтяной скважине / Г.А Орлов, М.Х Мусабиров, Р.Г. Габдуллии. Приоритет от 04.05.1995 г.

20 Патент РФ на изобретение № 2108452 Способ ОПЗ пласта / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, В.М. Хусаинов, А.И. Грубов. Приоритет от 06 05.1996 г.

21. Патент РФ на изобре!ение № 2043484 Способ предотвращения отложений парафина на нефтепромысловом оборудовании /БЕ Доброскок, М.Х Салимов, H.H. Кубарева, 3 М. Га-лимова, М X. Мусабиров. Приоритет от 03 08 1992 г.

22. Патент РФ на изобретение № 2114990 Способ изоляции водоприюков в нефтедобывающей скважине / Г.А Орлов, Р.Г. Абдрахманов, М.Х. Мусабиров, Э И. Сулеймапов. Приоритет от 18 06.1996 г

23. Патент РФ на изобретение № 2168621 Способ обработки призабойной зоны пласта / Г.А. Орлов, Ü.M. Хусаинов, М.Х Мусабиров, В.Е. Пестриков Приоритет от 01.06.1999 г

24. Патент РФ на изобретение № 2281385 Гидрофобная эмульсия / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров. Приоритет от 28.02.2005 г.

25. Патент на изобретение № 2172401 Способ кислотной обработки нефтяного пласта / Г.А. Орлов, М X. Мусабиров. Приоритет от 28.08.2001г.

26. Патент РФ на изобретение № 2205950 Способ обработки продуктивного карбонатного пласта / Г.А. Орлов, М.Х Мусабиров, Д.Г. Денисов, Е.Г.Орлов Приоритет от 04.10.2001 г.

27. Патент на изобретение № 2247825 Способ изоляции водопртока в горизонтальном стволе добывающей скважины/Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров,Р.Р. Кадыров.Приоритет от 18 08.2003 г.

28. Патент на изобретение № 2289687 Способ обработки продуктивного пласта / С.К. Чепик, М.Х Мусабиров Приоритет от 13.05.2005 г.

29.Сосгав для кислотной обработки призабойной зоны пласта / М.Х. Мусабиров - Заявка на изобретение № 2006104156. Приоритет от 10 02.2006 г.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» тел (85594) 78-656,78-565 Подписано в печать 12.03 2007 г Заказ № 30701 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Мусабиров, Мунавир Хадеевич

ВВЕДЕНИЕ .,.

1 АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ПРИЧИННО-СЛЕДСТВЕННЫХ

СВЯЗЕЙ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ И ЯВЛЕНИЙ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА, ПРИВОДЯЩИХ К СНИЖЕНИЮ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН. ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ КОМПЛЕКСНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1Л Физико-химические процессы в призабойной зоне в периоды вскрытия пластов, освоения, эксплуатации и ремонта скважин.

1ЛЛ Влияние буровых растворов, перфорационных сред, жидкостей при освоении.

1Л.2 Влияние жидкостей глушения на коллекторские свойства пористой среды и продуктивность скважин.

1Л.З Адсорбция асфальтеносмолистых веществ и образование граничных слоев.

1Л.4 Влияние химических реагентов.

1.2 Систематизация природных и техногенных воздействий, обусловливающих снижение коллекторских свойств призабойной зоны, классификация загрязняющих веществ.

1.3 Особенности генезиса и механизма образования асфальтено-смоло-парафиповых отложений на завершающих стадиях разработки.

1.4 Оценка потерь в добыче нефти от применения традиционных технологических жидкостей на водной основе.

1.5 Анализ состояния развития технологий стимуляции скважин. Классификация и прогнозное развитие технологий обработки призабойной зоны пластов.

1.5.1 Методы интенсификации добычи нефти за счет совершенствования первичного и вторичного вскрытия пластов.

1.5.2 Развитие методов ОПЗ скважин в ОАО «Татнефть» и роль волновых технологий.

1.5.3 Классификация методов, способов и технологий ОПЗ пластов.

1.5.4 Перспективные направления развития способов и технологий ОПЗ.

1.6 Обоснование направления исследований и возможности комплексного решения проблемы сохранения, восстановления и увеличения продуктивности скважин.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ КАЧЕСТВЕННОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ, ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН И ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ.

2.1 Составы и физико-химические свойства технологических жидкостей. Критерии их применимости.

2.2 Классификация и прогнозное развитие технологических жидкостей.

2.3 Общий методический подход к разработке специализированных и многоцелевых рабочих жидкостей для нефтедобычи.

2.4 Исследование и разработка жидкостей для качественного вторичного вскрытия пластов и глушения скважин.

2.4.1 Физико-химическая сущность облагораживания технологических жидкостей.

2.4.2 Исследование и разработка базовых составов для качественного вскрытия, освоения пластов и глушения скважин.

2.4.2.1 Исследование влияния облагороженных водных систем на проницаемость пористых сред.

2.4.2.2 Стабилизация химически активных глин калием.

2.4.2.3 Регулирование вязкости промывочных жидкостей на водной основе.

2.4.2.4 Высоковязкие жидкости глушения и промывочные составы на основе водных полимерных и крахмальных гелей.

2.4.2.5 Исследование промывочных жидкостей на совместимость компонентов.

2.4.2.6 Технологические жидкости на основе карналитовой руды.

2.4.2.7 Результаты лабораторных исследований жидкостей глушения, облагороженных препаратом ФЛЭК-ДГ-002.

2.4.2.8 Полимерносолевые и углеводородные промывочные составы с моющими свойствами.

2.4.3 Разработка жидкостей глушения на основе обратных эмульсий, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств призабойной зоны пласта.

2.5 Исследование и разработка модифицированных обратных эмульсий для глушения скважин и физико-химического воздействия на призабойную зону пластов.

2.5.1 Исследование влияния состава и соотношения фаз обратных эмульсий на величину фильтратоотдачи.

2.5.2 Влияние компонентного состава обратных эмульсий на растворяющие их свойства.

2.5.3 Технологические свойства модифицированных обратных эмульсий.

2.5.4 Состав и параметры обратных эмульсий для глушения скважин и обработки призабойной зоны пластов.

2.6 Исследование физико-химических свойств и разработка кислотосодержащих составов.

2.6.1 Нефтекислотные эмульсии.

2.6.2 Кислотные стимулирующие композиции.

2.7 Исследование и разработка состава гидрофобной эмульсии без ПАВ-эмул ьгаторов.

2.8 Исследование физико-химических свойств загущенных углеводородов.

2.9 Разработка технологических жидкостей на эмульсионной основе для нефтяных предприятий России.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ КАЧЕСТВЕННОГО ВСКРЫТИЯ И ОСВОЕНИЯ ПЛАСТОВ, ГЛУШЕНИЯ И СТИМУЛЯЦИИ СКВАЖИН.

3.1 Методика и результаты исследований технологических жидкостей на керновой установке AFS-300.

3.2 Технологические решения по сохранению коллекторских свойств призабойной зоны при вскрытии пластов.

3.3 Технологические решения по сохранения коллекторских свойств .призабойной зоны при глушении скважин.

3.3.1 Классификация жидкостей глушения, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств пластов.

3.3.2 Рекомендации по подбору скважин для глушения разработанными составами.

3.3.3 Приготовление облагороженных составов жидкостей глушения.

3.3.4 Технологический процесс (варианты) глушения скважин в различных геолого-физических условиях.

3.4 Исследование физико-химических свойств нефтедистиллятных эмульсий и обоснование технологических принципов глушения скважин с одновременной ОПЗ пласта.

3.4.1 Проектирование и разработка оптимальной рецептуры нефтедистиллятной эмульсии.

3.4.2 Реологические характеристики обратных эмульсий, стабилизированных реагентом ЭС-2.

3.4.3 Особенности фильтрации обратных эмульсий в пористой среде.

3.4.4 Влияние неравновесных эффектов на фильтрацию эмульсий в неоднородных коллекторах.

3.4.5 Приближенное моделирование процесса обработки призабойной зоны пласта обратными эмульсиями.

3.5 Повышение эффективности обработки низкопроницаемых коллекторов углеводородными растворами ПАВ.

3.6 Облагороженные промывочные жидкости и технологические аспекты их применения.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПО ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОМУ ВОЗДЕЙСТВИЮ НА ТЕРРИГЕННЫЕ ПЛАСТЫ.

4.1 Исследование и разработка технологии акустико-химической стимуляции.

4.1.1 Элементы теории системного подхода к обоснованию целесообразности разработки комплексной технологии с многофакгорным воздействием на призабойную зону пласта.

4.1.2 Теоретические аспекты механизма воздействия на пористую среду упругими колебаниями.

4.1.3 Экспериментальные исследования акустико-химического воздействия на загрязненные пористые материалы.

4.1.4 Разработка базовой последовательности технологических операций акустико-химической стимуляции скважин в динамическом режиме.

4.1.5 Методика и критерии подбора скважин.

4.1.6 Результаты опытно-промысловых испытаний технологических вариантов на скважинах.

4.2 Статистическая обработка результатов внедрения технологии методами ассоциативного анализа и ранговой классификации.

4.3 Опытно-промысловые испытания технологии ОПЗ пласта в процессе глушения и проведения подземного ремонта.

4.3.1 Методика опытно-промысловых испытаний технологических вариантов.

4.3.2 Результаты промысловых испытаний технологии на месторождениях Татарстана, Удмуртии.

4.3.3 Статистическая обработка результатов промысловых экспериментов непараметрическими критериями.

4.3.4 Оптимальная технология ОПЗ пласта и очистки подземного оборудования в процессе глушения и подземного ремонта нефтяных скважин.

4.4 Исследование и разработка составов для физико-химической обработки терригенных отложений.

4.5 Исследование и разработка технологии комплексной имплозионпо-химической ОПЗ

4.6 Исследование и разработка способов предупреждения и удаления АСПО на внутрискважинном оборудовании

4.7 Влияние разработанных обратных эмульсии на подготовку нефти, охрану труда и окружающей среды при использовании их для глушения и стимуляции скважин.

4.7.1 Лабораторные исследования возможности деэмульсации .разработанных технологических жидкостей в процессе подготовки нефти.

4.7.2 Методика исследований.

4.7.3 Результаты исследований.

4.8 Мероприятия по охране труда и окружающей среды при использовании обратных эмульсий для глушения скважин.

4.8.1 Глушение сероводородосодержащих скважин.

4.8.2 Ассортимент нейтрализаторов сероводорода и их применимость при ремонтных работах.

4.8.3 Составы технологических жидкостей для промывки и глушения сероводородсодержащих скважин.

4.8.4 Разработка устройства для очистки наружной поверхности НКТ от жидкости глушения при подъеме насосного оборудования.

4.8.5 Комплекс приустьевого оборудования для предотвращения загрязнения при ремонте скважин.

5. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСА ТЕХНОЛОГИЙ РЕГУЛИРУЕМОГО КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КАРБОНАТНЫЕ ПЛАСТЫ.

5.1 Система (стратегия) применения кислотных методов воздействия в неоднородных трещиновато-поровых коллекторах.

5.2 Технологический комплекс стимуляции вертикальных скважин.

5.2.1 Экспериментальное обоснование использования высоковязких обратных эмульсий для направленной обработки трещиноватых коллекторов.

5.2.2 Результаты промысловых испытаний способа обработки призабойной зоны карбонатного пласта путем циклического воздействия обратной эмульсии и соляной кислоты.

5.2.3 Разработка технологии глубокой солянокислотной обработки пластов.

5.2.4 Исследование и разработка способа комбинированного направленно-глубокого кислотного воздействия.

5.2.5 Разработка технологии кислотного гидравлического разрыва пласта.

5.3 Комплекс технологий стимуляции скважин с горизонтальными стволами. х 5.3.1 Анализ теоретических вопросов и промыслового опыта эксплуатации и стимуляции скважин с горизонтальными ^ стволами.

5.3.2 Технологические приемы химического удаления кольматантов с поверхности горизонтального ствола.

5.3.3 Технологические варианты увеличения площади фильтрации в скважинах с горизонтальными стволами.

5.3.4 Технология циклическо-направленной СКО горизонтального ствола с использованием высоковязких гидрофобных эмульсий.

5.3.5 Технологические основы кислотной стимуляции скважин в динамическом режиме с применением «колтюбинга».

5.3.6 Технологические аспекты гидромониторного кислотиого воздействия на пласт в горизонтальном стволе.

5.3.7 Технология изоляции зон водопритока в горизонтальных скважинах.

5.3.8 Оптимальная последовательность выполнения технологий стимуляции скважин в карбонатных коллекторах.

5.4 Исследование технологических процессов проектирования и реализации ГРП на объектах ОАО «Татнефть».

5.4.1 Анализ эффективности операций и исследование взаимосвязи технологических и геолого-физических параметров.

5.4.2 Методические рекомендации по выбору объектов и масштабу ГРП.

5.4.3 Совершенствование методических подходов проектирования и реализации оптимальных вариантов ГРП на объектах ОАО «Татнефть».

5.4.3.1 Теория и особенности проектирования разновидностей гидроразрыва.

5.4.3.2 Проектирование мини-разрыва.

5.4.3.3 Оценка технологического эффекта.

5.5 Оценка экономической эффективности от промышленного внедрения разработанных технологических решений в нефтедобывающей отрасли.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка комплекса технологий сохранения и увеличения продуктивности при вскрытии и эксплуатации нефтяных пластов"

Стратегической задачей топливно-энергетического комплекса России в последние годы является стабилизация и постепенное увеличение добычи нефти как за счет ввода в разработку новых залежей и месторождений, так и повышения эффективности эксплуатации старых нефтяных объектов. Продуктивность новых скважин во многом будет определяться степенью сохранения природных коллекторских свойств пласта на последовательных стадиях строительства и ввода скважин в работу, эксплуатационный период. Эта задача выполнима при условии последовательного применения усовершенствованных технологических жидкостей на стадиях вскрытия пласта бурением, крепления скважины, вторичного вскрытия пласта перфорацией, освоения, эксплуатации, стимуляции и ремонта скважин. Продуктивность старых скважин восстанавливается и может повышаться путем системного применения технологий обработки призабойной зоны пластов (ОПЗ) и других стимулирующих операций и физико-химических воздействий на призабойную зону пласта (ПЗП) или на пласт в целом. При этом важное значение имеет выбор последовательности применения тех или иных методов воздействия на пласт как по толщине, так и по простиранию, особенно в неоднородных многослойных коллекторах с возможностью водогазового прорыва. Под этим понимается система применения технологий (стратегия) воздействия на пласты, начиная со вскрытия и ввода их в эксплуатацию и заканчивая ремонтными, водоизоляционными работами на поздней стадии разработки. Только такой комплексный подход в сохранении и поддержании продуктивности нефтяного пласта на всех этапах строительства и эксплуатации скважин может дать стратегический долговременный эффект. . Поэтому тема диссертационного исследования является важной и актуальной как в научном, так и практическом аспектах бурения, освоения скважин и разработки нефтяных месторождений.

Проблема сохранения и поддержания продуктивности пластов на рационально высоких (потенциальных) возможностей в нефтяной отрасли является одной из приоритетных; ее решение во многом предопределяет объем добычи нефти и конечную нефтеотдачу пластов.

Большой вклад в решение теоретических и практических аспектов энерго-и массообменных (фильтрационных), термодинамических процессов в ПЗП, в развитие методов интенсификации добычи нефти и системного (комплексного) подхода к решению задач качественного вскрытия пластов и рациональной последующей их эксплуатации внесли крупные ученые и известные исследователи: Вахитов Г.Г., Желтов Ю.П., Гиматудинов Ш.К., Мирзаджанзаде

A.Х., Мищенко И.Т., Девликамов В.В., Кузнецов O.JL, Кузнецов Ю.С., Поляков

B.Н., Муслимов Р.Х., Балакиров Ю.А., Хисамутдинов Н.И., Кривоносов Н.В., Максутов Р.А., Юсупов И.Г., Дияшев Р.Н., Глумов И.Ф., Тронов В.П., Орлов Г.А., Рылов Н.И., Жигач К.Ф., Мархасин И.Л., Максимов В.П., Гарушев А.Р., Чекалюк Э.Б., Сургучев М.Л., Рябоконь С.А., Кошелев А.Т., Мархасин И.Л., Хайрединов Н.Ш., Минхайров К.Л., Ибрагимов Г.З., Горбунов А.Т., Галлямов М.Н., Даровских

C.В., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С., Липкес М.И., Аметов И.М., Токунов В.И., Хейфец И.Б., Бакиров К.Г., Касперский Б.В., Сенкевич Э.С., Кусаков М.М., Касьянов Н.М., Шевалдин И.Е., Ясашин A.M., Мухин Л.К., Симкин Э.М., Поддубпый Ю.А., Хабибуллин З.А., Глущенко В.Н., Шешуков Н.Л., Кудинов В.И., Сучков Б.М., Богомольный Е.И., Каменщиков Ф.А., Пешкип О.В., Рахманкулов

Д.Л., Тимонин В.И., Кистер Е.Г., Уголев B.C., Уметбаев В.Г., Каримов М.Ф., Рахимкулов Р.Ш., Орлов Л.И., Гайворонский И.Н., Малышева Л.Н., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К., Головко С.Н., Шамрай Ю.В., Гусев В.И., Д. Томас, Д.Д. Кларк, Н.Д. Кларк, Абраме А., Уильям Е., Грабб Ф., Глен М., Роджерс В., Клейтон, Амикс Д., Маскет М., Холл Б.Е., Каземи Н. и др.

Принятый методологический подход обусловливает широкоплановость объектов исследований диссертационной работы - причины и источники снижения нефтепроницаемости ПЗП (продуктивности по нефти) на всех стадиях эксплуатации скважин и эффективные технологические процессы по их устранению и профилактике их проявления, а предметом исследований -закономерности и связи в объектах исследований, а также оптимальные методики, параметры разрабатываемых технологических процессов, конструкции устройств и физико-химические свойства новых рабочих жидкостей, составов и композиций.

Цель диссертационной работы. Разработать и внедрить комплекс технологий и технических средств для качественного вскрытия пластов, освоения, интенсификации притока, ремонтных работ, применение которых сохраняет и увеличивает продуктивность пластов в течение всего эксплуатационного периода.

Задачи исследований. 1. Анализ и обобщение современного состояния технологий вскрытия пластов, интенсификации притока, глушения и промывки скважин; анализ процессов и явлений в призабойной зоне пласта, приводящих к снижению продуктивности скважин, и обоснование возможности комплексного решения проблемы сохранения природных коллекторских свойств ПЗП на всей технологической цепи нефтедобычи.

2. Разработка общего (рационального) методического подхода к разработке рабочих жидкостей для нефтедобычи на водной, углеводородной и композиционной (эмульсионной) основе. Разработка и совершенствование составов для вскрытия пластов, жидкостей глушения, обрабатывающих составов для терригенных и карбонатных коллекторов, жидкостей разрыва пластов, водоизоляционных составов.

6. Разработка комплекса технологий регулируемого кислотного воздействия на неоднородные порово-трещинные карбонатные пласты-коллектора, эксплуатирующиеся вертикальными и горизонтальными скважинами, с учетом возможной необходимости проведения водоизоляционных работ.

7. Разработка и усовершенствование физико-химических технологий ОПЗ терригенных пластов, ориентированных на стимуляцию малодебитного нерентабельного фонда скважин.

Методы решения поставленных задач. Основаны на анализе и обобщении опыта проведения скважинных промысловых работ; собственных результатов теоретических, лабораторных и промысловых исследований. В работе применены современные статистические методы обработки информации, .критерии подобия, методы планирования эксперимента и теории оптимизации, химические методы лабораторных исследований, а также способы интерпретации гидродинамических исследований (ГДИ).

Автор глубоко благодарен за помощь и поддержку в процессе проведения основных научных исследований своему Наставнику и Учителю, к.т.н. Григорию Алексеевичу Орлову; научному консультанту д.т.н., академику АН РТ P.P. Ибатуллину, своим коллегам по лаборатории стимуляции скважин за проведение совместных исследований и содействие в работе, а также ученым ТатНИПИнефти, РГУ, УГНТУ, БашНИПИнефти, ВНИИнефти, РосНИПИтермнефти, руководителям и специалистам ОАО «Татнефть», ОАО «Удмуртнефть» за поддержку, обсуждение результатов и ценные замечания.

Большое влияние на автора, на становление и развитие методологических основ комплексного подхода к решению многих задач нефтедобычи оказали плодотворные встречи и собеседования с академиками Р.Х. Муслимовым, А.Х. Мирзаджанзаде, чьи советы и ценные замечания были учтены в работе.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мусабиров, Мунавир Хадеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В диссертационной работе развиты научно-методические подходы и принципы поддержания продуктивности добывающих скважин на высоком уровне путем разработки и рационального комплексного применения технологий вскрытия пластов, освоения, ОПЗ, стимуляции, глушения скважин и водоизоляционных работ нового поколения, адаптированных к конкретным геолого-физическим условиям разработки нефтяных месторождений на поздней стадии.

1. Анализ и обобщение современного состояния технологий вскрытия продуктивных пластов, освоения, ОПЗ и стимуляции скважин, промывки и глушения скважин показали актуальность и научно-практическую значимость комплексного решения проблемы сохранения, восстановления и улучшения фильтрационно-емкостных свойств и коллекторских характеристик призабойной зоны пластов во всей технологической цепочке: вскрытие пластов - освоение -стимуляция скважин - ремонтно-изоляционные работы. Анализ основных причинно-следственных связей физико-химических процессов и явлений в призабойной зоне пласта, приводящих к снижению продуктивности скважин, позволил обосновать возможность комплексного решения проблемы сохранения ФЕС ПЗП на всей технологической цепи нефтедобычи на основе последовательного применения новых и усовершенствованных способов вскрытия пластов, технологий освоения скважин, модернизации конструкции забоев, стимуляции притока нефти, новых технологических жидкостей с определенными физико-химическими свойствами.

2. Предложен общий методический рациональный подход к разработке многоцелевых рабочих жидкостей для нефтедобычи на водной, углеводородной и композиционной (эмульсионной) основе с заранее заданными технологическими свойствами. С применением данной методики разработана гамма рецептур составов для перфорации, жидкостей глушения, обрабатывающих составов для терригенных и карбонатных коллекторов, жидкостей разрыва пластов, отклоняющих и водоизоляционных составов.

Исследования особенностей технологических, фильтрационных и реологических свойств углеводородных и эмульсионных систем позволили разработать принципы их применения в новых методах и технологиях направленного физико-химического воздействия на призабойную зону анизотропного, неоднородного по проницаемости пласта и регулирования отбора нефти и воды.

3. Разработана методология системного применения комплекса технологий стимуляции и управления продуктивностью скважин в последовательной цепи «вскрытие пласта - эксплуатация - ремонт скважин»; главными критериями такого подхода являются максимальное сохранение природных коллекторских свойств продуктивного пласта, их поддержание, восстановление и улучшение в эксплуатационный период, обеспечение потенциальной продуктивности системы «скважина-пласт» и создание технологических условий перехода от принципа «эксплуатация пласта» к «обслуживанию пласта». Комплекс включает последовательное выполнение следующих блок-технологий:

-восстановление фильтрационных свойств пластов (технология акустико-химической стимуляции скважин в динамическом депрессиопно-репрессионном режиме, технология ОПЗ пласта в процессе глушения и промывки скважин в период проведения подземного ремонта, способ комплексной многократной имплозионно-химической ОПЗ пласта, способ комплексного физико-химического и гидроимпульсного воздействия на ПЗП, способ ОПЗ неоднородных по проницаемости терригенных пластов);

- повышение продуктивности пластов (технологии физико-химического, кислотного воздействия на пласт, технологии гидрофобизации призабойной зоны, технологии гидроразрыва пласта, технологии увеличения площади фильтрации флюида к забоям скважин);

- регулирование отбора нефти и воды (технологии граничения водопритоков в вертикальных и горизонтальных скважинах с вариантами последующей стимуляции притока нефти).

4. Анализ геолого-физических и технологических факторов позволил получить зависимости основных параметров процессов при гидроразрыве пластов и выработать конкретные рекомендации по повышению эффективности и успешности технологии гидроразрыва пластов в осложненных условиях разработки объектов Татарстана в терригенных и карбонатных пластах-коллекторах.

Обоснована методология последовательного, поэтапного введения в эксплуатацию всей толщины продуктивного пласта с последующим поэтапным глубокопроникающим физико-химическим воздействием на пласт и'.разработан комплекс технологий регулируемой кислотной стимуляции карбонатных пластов-коллекторов, эксплуатирующихся вертикальными и горизонтальными скважинами, с учетом возможного на этих обьектах водопроявлепия и необходимости проведения водоизоляционных работ. Разработанный комплекс ОПЗ, ГРП и ВИР включает десять технологических вариантов для различных геолого-физических условий эксплуатации добывающих скважин, большинство из которых защищены патентами на изобретения.

6. Разработан комплекс технологий по качественному глушению и промывке скважин, основным методическим критерием которого является сохранение фильтрационно-емкостных и коллекторских свойств ПЗП и поддержание продуктивности скважин в послеремонтный период.

Экспериментальными исследованиями обоснована экологическая чистота разработанных рабочих жидкостей (особенно эмульсионных систем), показана их совместимость с природными флюидами, степень их влияния на процессы подготовки нефти, охраны и улучшения условий труда рабочего персонала; разработаны технические устройства и комплекс - устьевого оборудования для выполнения экологически чистых ремонтных работ.

7. Результаты научно-технических исследований реализованы на практике путем проведения опытно-технологических работ на скважинах и промышленного внедрения новых устройств, составов, способов и технологий в промысловую практику нефтедобычи на месторождениях Татарстана, Удмуртии, Западной Сибири. Обьем внедрения разработанных технологических решений составил более 17 тыс. скважино-операций с экономическим эффектом более 370 млн. руб. (в ценах 2006 г.).

8. Разработанный комплекс высокоэффективных технологий интенсификации добычи нефти и стимуляции скважин (защищенный 28 патентами па изобретения и авторскими свидетельствами) рекомендуется к дальнейшему внедрению в нефтедобывающую промышленность Республики Татарстан, а также на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири.

- Заключение

В ходе исследований проведено освоение и адаптация программы проектирования и моделирования ГРП Майера. Проведен анализ мини-разрывов пластов. Отработана методика анализа, определены параметры и даны конкретные рекомендации, которые переданы в электронном виде практикам-технологам в Лениногорское УПНП и КРС (участок ГРП).

Изучены методы определения параметров кислотных растворов ГРП. Проанализированы способы прогнозирования технологического эффекта от ГРП, такие, как палетка МакГуайра и Сикоры, программа MProd и таблица Excel от тюменской нефтяной компании. Конкретные рекомендации по установлению опций программы и параметров также переданы в Лениногорское УПНП и КРС.

Проведено пробное проектирование технологий TSO, Frac-Pack применительно к горно-геологическим условиям объектов Татнефти. Освоена методика проектирования таких процессов в системе Майера. Показано, что эти технологии дают более проводящие трещины при уменьшении количества требуемого пропанта, что приводит к росту экономического и технологического эффекта. Расчеты проведены как с использованием программ Mprod и MNpv, так и в соответствии с РД 39-01/06-0001-89 «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности». Определены граничные условия по параметрам для получения положительного экономического эффекта.

Полученные знания закономерностей процесса трещинообразования и выработанные рекомендации позволили значительно повысить эффективность технологических вариантов исполнения ГРП на объектах ОАО «Татнефть» в период массового промышленного внедрения данного метода стимуляции скважин и повышения нефтеотдачи пластов. В период с 1996 г. по 2006 г. в ОАО «Татнефть» выполнено более 600 скв.-операций со средней результативностью 3-5 т/сут. Необходимо отметить, что при этом осложнения, связанные с обводненностью продукции после ГРП, были получены на единичных скважинах. Этому способствовали методические рекомендации автора при проектировании и реализации ГРП, индивидуальный подбор скважин-кандидатов для ГРП, разработка прогрессивных рецептур жидкостей глушения на углеводородной и эмульсионной основе, оптимизация проектирования процесса с применением электронных программ комплекса Майер, систематическое оказание научно-методической помощи специализированному участку ГРП в составе Лениногорского УПНП и КРС, постоянный анализ результативности гидравлического разрыва пластов на промыслах ОАО «Татнефть».

5.5 Оценка экономической эффективности от промышленного внедрения разработанных технологических решений в нефтедобывающей отрасли

В таблице 5.15. сведены основные технико-экономические показатели внедрения технологических разработок автора за период 1985-2006 г.г. Величины экономического эффекта прошлых лет проиндексировы и приведены к 2006 гг. с помощью специалистов-экономистов института ТатНИПИнефть. В таблицу вошли только те результаты (по обьему внедрения, уд. экономическому эффекту, доп. добычи нефти, уд. эффективности по скважинам и т.д.), по которым автор владеет точной информацией и документально (расчетами, справками, актами ) может их аргументировано доказать (см. Приложения). Естественно, по всему объему фактического внедрения (около 20 тыс. скважино-операций в различных регионах б. СССР, России и СНГ) автор физически не смог собрать соответствующие расчеты и справки, утвержденные первыми лицами этих предприятий.

Таким образом, резюмируя все вышеизложенное, автором разработан высокоэффективный комплекс технологий сохранения, восстановления и повышения продуктивности нефтяных пластов на стадиях вскрытия, освоения, ремонта и стимуляции скважин. Общий объем промышленного внедрения новых и усовершенствованных технологий составил более XI тыс. скважинно-операций с . общим экономическим эффектом более 370 млн. рублей (в ценах 2006 г.).

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Мусабиров, Мунавир Хадеевич, Бугульма

1. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества: свойства и применение. - 2-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия, 198L- 304 с.

2. Аванесян В.Г. Реологические особенности эмульсионных систем. М.: Недра, "1980.- 116 с.

3. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Наука, 1976. - 278 с.

4. Амерханов И.М. Пластовые нефти Татарской АССР и изменение их параметров в зависимости от различных факторов. Бугульма: ТатНИПИнефть, 1975. - 483 с.

5. Амиян В.А. Возможность образования эмульсии в призабойной зоне. М.: 1959, № 11, - 39 с /ЦНИИТЭнефтегаз. Сер. Нефтепромысловое дело. Новости нефтяной и газовой техники/.

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

7. Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. - 279 с.

8. Андерсон Б.А., Минхайров К.Л., Шарипов А.У. Жидкость для глушения скважин на основе полиакриламида. НТС, Нефтепромысловое дело , 1976, № 8, с. 36-38.

9. А.с. № 655715 /СССР/. Состав для удаления смолисто-асфальтовых отложений. У.М.Байков, Ш.С.Гарифуллин, Р.Х.Хазипов и др. Опубл. в Б.И., 1979, № 13.

10. А.с. № 692985 /СССР/. Состав для удаления асфальтосмолистых и парафинистых отложений / У.М.Байков, Н.Н.Силищев, Ш.С.Гарифуллин и др.- Опубл. в Б.И., 1980, №31.

11. И. А.с. № 715601 /СССР/. Реагент для удаления смолисто-асфальтовых отложений / Р.Х.Хазипов, Н.Н.Силищев, М.Г.Герасимов и др. Опубл. в Б.И., 1980, № 6.

12. А.с. № 715602 /СССР/. Реагент для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений / Р.Х.Хазипов, М.Г.Герасимов, Р.Г.Худайдатов. Опубл. в Б.И., 1980, № 6.

13. А.с. № 757690 /СССР/. Состав для удаления асфальто-смолистых и парафинистых отложений в системе нефтепромыслового оборудования /У.М.Байков, Ш.С.Гарифуллин, Р.Х.Хазипов и др. Опубл. в Б.И., 1979, № 39.

14. А.с. № 1309645 /СССР/. Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта / Г.А.Орлов, М.Х.Мусабиров, Я.И.Сулейманов и др.- Приоритет от 05.03.85.

15. Бабалян Г.А. Вопросы механизма нефтеотдачи- Баку: Азнефтеиздат, 1956.- 254 с.

16. Бережной А.И. Промывочные жидкости и цементные растворы в бурении скважины,- М.: Гостоптехиздат, 1961,- 108 с.

17. Березин В.Б., Ярыгина B.C. Адсорбция продуктивными породами асфальтенов и смол из их растворов,- НТС, Нефтепромысловое дело, 1980, № 5, с. 19-21.

18. Бернадинер М.Г. Применение горячего растворителя для обработки неоднородных нефтяных пластов,- В кн.: Интенсификация добычи нефти. М., 1980, с. 53-60 /Тр.ВНИИ, вып. 73/.

19. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Глушение скважин при ремонтных работах.-Нефтяное хозяйство, 1978, № 5, с. 55-57.

20. Богачев Б.А., Медведев Ю.А. Метод обработки опытных данных исследований скважин.- Сб. тезисов докладов на 7-ой Всесоюзной конференции по гидродинамическим методам исследования скважин и пластов.- М.: 1966, с. 78-82.

21. Осложнения в нефтедобыче/ Н.Г.Ибрагимов, А.Р.Хафизов, В.В.Шайдаков и др. Под общей ред. Н.Г.Ибрагимова, Е.И.Ишемгужева.- Уфа: ООО Монография, 2003.-302 с.

22. Бузииов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов.- М.: Недра, 1973.- 246 с.

23. Васильев. П.С., Голиков А.Д. Технология поинтервалыюго разрыва пластов.- М.: Недра, 1964,- 131 с.

24. Вахитов Г.Г., Кузнецов O.JL, Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны, нефтяного пласта,- М.: Недра, 1978.-216 с.

25. Виноградов Г.В., Малкин АЛ. Реология полимеров,-~М.: Химия, 1977.- 437 с.

26. Влияние задавочных жидкостей на освоение и работу скважин в послеремонтиый период /Г.М.Ахмаднев, Г.А.Орлов, Б.А.Лерман и др.- НТС Нефтепромысловое дело, 1981, № 9, -С. 39-42.

27. Временная инструкция по гидродинамическим методам исследования скважин.-Бугульма: ТатНИПИ, 1964.- 51 с.

28. Временная инструкция по исследованию насосных скважин.- Альметьевск: ТатНИПИ и ЦНИЛ, 1969,- 39 с.

29. Габдуллин Г.Т., Килеев АЛ., Морозов В.И. Способ удаления смоло-парафиновых отложений.- НТС Нефтепромысловое дело, 1975. № 7, с. 27-29.

30. Газимов М.Г. Глушение скважин при ремонтных работах.- Нефтяное хозяйство, 1978, №3,-С. 37-39.

31. Газимов М.Г., Махъянова К.И. Проблемы глушения скважин при ремонтных и аварийных работах,- НТС Нефтепромысловое дело, 1981, № 3.- С. 8-10.

32. Галлямов М.Н., Рахнмкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений /Под ред. А.Х.Мирзаджанзаде,- М.: Недра, 1978,- 205 с.

33. Гидрофобноэмульсионный раствор для глушения скважин, стабилизированный дегидративными полиамидами /Г.А.Орлов, А.И.Давыдова, М.Х.Мусабнров и др.- Нефтяное хозяйство, 1981, № 9.-С. 50-51.

34. Гнматудннов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта.- М.: Недра, 1971.- 300 с.

35. Гнматудннов Ш.К. Физика нефтяного пласта /Под ред. И.М.Муравьева.- М: Гостоптехиздат, 1962,- 274 с.

36. Глебовская Б.А. Определение некоторых характеристик состава нефти по инфракрасным спектрам поглощения.- Тр. ВНИГРИ, вып. 212.-Л.: Гостоптехиздат, 1963.

37. Глурман В.Е. Руководство к решению задач по теории вероятностей иг математической статистике: Учебн. пособие для студентов втузов,- 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Высшая школа, 1979,- 400 с.

38. Глущенко В.Н. Разработка и внедрение обратных эмульсий и технологических процессов, направленных на повышение производительности добывающих скважин. Дисс. .канд.техн.наук.-Ивапо-Франковск, 1986.-218 с.

39. Глущенко В.Н., Орлов Г.А., Мусабнров М.Х. Исследование фильтрации обратных эмульсий, стабилизированных ЭС-2.-Киев: Техшка, Нефтяная и газовая промышленность, 1987, №2,-С. 40-42.

40. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки терщиноватых коллекторов /Пер. с анг. Н.А.Бардиной, Н.К. Голованова и др. Под ред. А.Г.Ковалева.- М.: Недра, 1986.- 608 с.

41. Космачева Т.Ф. Совершенствование технологии подготовки нефти на основе оптимизации применения деэмульгаторов. Дисс.канд. техн. наук. -Бугульма: 2005.-155 с.

42. Гнатченко В.В. Направления технического прогресса в добыче нефти.- Нефтяное хозяйство, 1981, № 7, -С. 3-6.

43. Даровскнх С.В. Влияние вязкости и давления на охват обработкой пласта с высокой послойной неоднородностью. / Вопросы вскрытия и разобщение продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири: Сб. научных трудов.-Тюмень: 1983, -С. 60-63.

44. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабнров М.М. Аномально-вязкие нефти: Учебное пособие.- Уфа: БГУ, 1977.- 111с.

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

46. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов.- М.: Недра, 1984,- 208 с.

47. Дияшев Р.Н. Состояние и пути повышения охвата заводнением много пластовых объектов эксплуатацииЛТовышение эффективности разработки нефтяных месторождений Татарии на поздней стадии: Сб. научных трудов.- Альметьевск: 1981, -С. 26-40.

48. Джодж К.Кларк, Норман Д.Кларк. Параметры пласта, определяющие качество закачивания скважин,- Инженер-нефтяник, 1966, № 7, -С. 34-40.

49. Забродин П.И., Раковский Н.Л., Розенберг М.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями.- М.: Недра, 1968.- 224 с.

50. Зарипов И.З., Сивухин А.А., Иванов А.И. Обработка призабойной зоны пластов добывающих скважин растворителем без подъема подземного оборудования.- НТС Нефтепромысловое дело, 1981, № 6.-С. 31-32.

51. Зарипов С.З., Шейнцвит Л.И., Мердяшев В.И. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте. /ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. Обзорная информация/.- М.: 1981, № 2,- 44с.

52. Золотарева Л.Г., Склярская Л.Б., Тростинский А.А. К оценке выбора нефти для приготовления эмульсионных буровых растворов.- Нефтяная и газовая промышленность, 1981, № 1,-С. 23-31.

53. Зоннтанг Г., Штренге К. Коагуляция и устойчивость дисперсных систем,-Ленипград: Химия, 1973.- 205 с.

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

55. Изменение прочности межфазных адсорбционных пленок на границе нефть- вода под действием деэмульгаторов /В.П.Тронов, В.П.Орлинская, Е.Д.Алексеева и др,-Технология сбора, транспорта и подготовки нефти. /Тр. ТатНИПИнефть, вып. 45/.-Бугульма: 1980,-С. 3-7.

56. Исследование и испытание жидкостей для глушения скважин при подземных работах /С.З.Зарипов, Ю.И.Толкачев, А.М.Вайсман и др.- Нефтяное хозяйство, 1973, № 6, -С. 38-41.

57. Исследование составов обратной эмульсии, обеспечивающих обработку призабойной зоны пласта в процессе глушения и текущего ремонта скважин УГ.А.Орлов, М.Х.Мусабиров, А.И.Давыдова и др.- Нефтяной хозяйство, 1986, № 9, -С. 51-55.

58. Исследование условий выпадения и растворения парафиновых отложений в пористой среде /О.В.Фещук, Е.А.Малицкий, И.Н.Мищук и др.-НТС Нефтепромысловое дело, 1981, №7.-С. 25-28.

59. Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа.- М.: Недра, 1981.- 247 с.

60. Каримов М.Ф. Моделирование вытеснения воды газом из пористых сред,- /Тр. МИНХ и ГП им.И.М.Губкина, вып. 79/.- М.: Недра, 1969.-С.46-50.

61. Касьянов Н.М., Пустовойт П.С., Штырлнн В.Ф. Влияние инертно-эмульсионного раствора и пластовой воды на проницаемость призабойной зоны и продуктивность скважин.- НТС Бурение, 1973, № 11.-С. 20-22.

62. Касьянов Н.М., Штырлин В.Ф. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов/ВНИИОЭНГг, Сер. Бурение.Тематич. научн.-техн. обзоры/.- М.: 1969,-87 с.

63. К вопросу применения растворов хлористого кальция для глушения сквжии /Ш.И.Валеев, Л.Х.Каюмов, Л.П.Михайлов и др.-Теория и практика применения новых методов увеличения нефтеотдачи/Тр. БашНИПИнефть, вып.53 /.- Уфа: 1978.-С.57-59.

64. Кистер Е.Г., Файнштейн Н.З. Стабилизация инертных эмульсий с высоким содержанием воды. /Тр. ВНИИБТ, вып. 27/.- М.: Недра, 1971.-С.' 162-169.

65. Клейтон Ф. Эмульсии, их теория и технические применения.-М.: Иностранная литература, 1950.- 680 с.

66. Кондратьев Г.Н., Каримов И.Н., Давлетшин И.Г. Эффективность обработки призабойной зоны пласта скважин на нефтяных месторождениях Среднего Приобъя.-Проблемы нефти и газа Тюмени. -Тюмень: 1974.-С. 48-50.

67. Коуль А.Л., Ризепфельд Ф.С. Очистка газа /Перевод с анг. И.И.Абрамсона и Л.М.Черпяка. Под общ. ред. И.И.Абрамсона. Изд. 2-е испр. и доп.- М.: Недра, 1968.- 392 с.

68. Котяхов Ф.И. Влияние воды на приток нефти при вскрытии пласта,- М.: Гостоптехиздат, 1949.- 72 с.

69. Кривоносов Н.В., Балакирев Ю.А. Освоение, исследование и эксплуатация многопластовых скважин.- М.: Недра, 1975,- 167 с.

70. Кузнецов А.Ф., Ромашев М.Н., Солохин И.И. Анализ результатов экспериментальных работ по депарафинизации скважин горячей нефтью и растворителем,-НТС Нефтепромысловое дело, 1979, № 2.-е. 10-12.

71. Кулизнев В.Н., Шершнев В.А. Химия и физика полимеров: Учеб. для хим.- технол. вузов.- М.: Высшая школа, 1988,- 312 с.

72. Кусаков М.М., Ребиндер П.А., Зинченко К.Е. Поверхностные явления в процессе фильтрации нефти. /Д АН СССР, т. XXYIII, № 5/.- М.: Изд-во АН СССР, 1940. -С. 432-436.

73. Липсек М.И., Барановский Ю.В., Овчинский К.Ш. Термостойкие * инвертные эмульсии.- Химическая обработка буровых растворов. /Тр. ВНИИБТ, вып. 40/. -М.: 1977.-С. 53-63.

74. Лурье Ю., Рыбников А.И. Химический анализ производственных сточных вод.- Изд. 4-е, перераб. и доп.- М.: Химия, 1974,- 335 с.

75. Мазепа Б.А. Исследование механической прочности парафиновых отложений,-Нефтепромысловое хозяйство месторождений Татарии. /Тр.ТатНИИ, вып. 4/.-М.: Недра, 1964.-С. 182-187.

76. Малицкий Е.А., Светлицкий В.М., Фащук О.В. Особенности фильтрации парафинистой нефти.- Нефтяное хозяйство, 1983, № 4.-С. 44-47.

77. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.- М.: Недра. 1977.214 с.

78. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти.-М.: Гостоптехиздат, 1953.-609 с.

79. Минхайров К.Л., Наумов В.П., Бочкарев Г.П. Гидрофобная эмульсия без твердой фазы для глушения скважин.- Технология добычи нефти и бурение скважин. /Тр. БашНИПИнефть, вып. 52/.- Уфа: 1978.-С. 41-46.

80. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов.- М.: Недра, 1979.- 239 с.

81. Мищенко В.И. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции.- М.: Недра, 1974.- 207 с.

82. Мусабиров М.Х. Исследование фильтрации обратных эмульсий, обладающих растворяющей способностью асфальто-смолистых и парафиновых отложений: Тез.докл. респуб-ой научно-прак-ой конф-ции.- Уфа: БашНИПИнефть, 1986.-С. 59-61.

83. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкииского месторождения.-Казань:1979.- 211 с.

84. Муслимов Р.Х. Состояния и основные задачи по совершенствованию разработки нефтяных месторождений Татарии: Тезисы докладов научно-технической конференции.-Альметьевск: 1978.-С. 10-17.

85. Мухин J1.K. Промывочные растворы на нефтяной основе.-Труды первой научно-тсхиической конференции по термо- и солеустойчивым жидкостям и тампонажным системам.- Киев: АН УССР, 1970.-С. 37-41.

86. Мухин JI.K., Заворотный B.J1. Влияние сероводорода на свойства обратных эмульсий.- НТС Бурение, 1980, № 7.-С. 10-11.

87. ОрловГ.А. Исследование метода контроля устойчивости гидрофобно-эмульсионных растворов и разработка их рецептур для качественного заканчивания и глушения скважин. Дис. .канд.техн. наук.-Уфа:1978.-163 с.

88. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Исследование влияния стабилизированных эмульсий на процессы промысловой подготовки нефти.-Нефтяное хозяйство, 1986, № 8.-С. 43-45.

89. Орлов Л.И., Ручкин А.В., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа.- М.: Недра, 1976,- 90 с.

90. Орлов Г.А., Сулейманов Я.И., Мусабиров М.Х. Устройство для очистки насосно-компрессорных труб.-НТС Нефтяная промышленность, сер. Машины и нефтяное оборудование, 1983, № 1 .-С. 6-7.

91. Особенности отложения асфальто-парафиновых веществ в пористой средс /В.М.Светлицкий, Е.А.Малицкий,О.В.Фещук и др.-Нефтяное хоз-во, 1983, № 11.-С. 58-59.

92. Павлюченко В.И. Разработка способов повышения производительности обводненных скважин на основе применения релаксирующих систем. Автореф. .канд. техн. наук.- Уфа: 1988.- 17 с.

93. Патент № 3516496 /США/. Жидкость, используемая при закачивании и ремонте скважин и способ ее применения.-Опубл. в объед. изд. бюлл. патент, ведомств, 1970, № 12.

94. Патент № 3804760 /США/. Растворы для завершения и ремонта скважин.- Опубл. в объед. изд. бюлл. патент, ведомств, 1974, № 8.

95. Планирование эксперимента и исследование технологических процессов /К.Хартман, ЭЛецкий, В.Шефер и др. Пер. с немецкого Г.А.Фомина, Н.С.Лецкой. Под ред. Э.К.Лецкого.- М.: Мир, 1977.- 447 с.

96. Позднышев Г.Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий.- М.: Недра, 1982.221 с.

97. Применением полимеров в добыче нефти /Г.И.Григоращенко, Ю.В.Зайцев, Ю.Г.Мамедов и др.- М.: Недра, 1978.- 213 с.

98. Разработка рецептур жидкостей для глушения скважин месторождений Узень /К.Л.Минхайров, Ш.И.Валеев, Р.ЗЛкупов и др.- НТС Нефтепромысловое дело, 1977, № 11.-С. 17-19.

99. Рахимкулов Р.Ш., Галлямов М.Н. Воздействие на призабойную зону пластов на поздней стадии разработки месторождений.- Нефтяное хозяйство, 1986, № 7.-С. 39-41.

100. РД 39-1-924-83 Инструкция по технологии глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны продуктивного пласта /А.И.Давыдова, М.Х.Мусабиров, Я.И.Сулейманов и др.- Бугульма: 1983 .-21с.

101. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в коллоидных системах. Коллоидная химия.-М.: Наука, 1978,- 192 с.

102. Ребиндер П.А. Конспект общего курса коллоидной химии.- М.: МГУ, 1950.- 49 с.

103. Результаты применения технологии глушения скважин эмульсионными растворами на нефтяной основе /Н.И.Рылов, Г.А.Орлов,Р.А.Хабибуллин и др.- Нефтепром-ое хоз-во мест-ий Татарии. /Тр. ТатНИПИнефть, вып. 39/.-Бугульма: 1978.-С. 18-20.

104. Реологические проблемы нефтегазоотдачи /А.Х.Мирзаджанзаде, Н.М.Аметов, В.М.Ентов, В.М.Рыжик./ВНИИОЭНГ. Сер. нефт-вое дело. Обз. инф-ия/.-М.:1986,№16(123).-51 с.

105. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин.- 3-е изд., перераб.- М.: Недра, 1967.- 699 с.

106. Руководство по гидродинамическим и термодинамическим методам исследований разведочных скважин,- Киев: Наукова думка, 1972,- 79 с.

107. Руководство по подземному ремонту нефтяных скважин,- Альметьевск: ПО "Татнефть", 1974,-306 с.

108. Руководство по методам исследований, техническому контролю и учету производства в масложировой промышленности.- Л.: Химия, 1963.- 111 с.

109. Рунион Р. Справочник по непараметрической статистике. Современный подход /Пер. с англ. Е.З.Демиденко.- М.: Финансы и статистика, 1982.- 198 с.

110. Рылов Н.И., Хабибуллип Р.А., Орлов Г.А. Прибор для определения агрегативной устойчивости обратных эмульсий.-Бурение в осложненных условиях Татарии. /Тр. ТатНИПИнефть, вып.31/.-Казань: 1975.-С. 39-44.

111. Санников В.А. Разработка методов интенсификации добычи нефти и ограничения водопритока в обводненных трещиноватых карбонатных коллекторах.Автореф.дисс. .канд. техн. наук.-М.: МИНГ им. И.М.Губкина, 1988,- 24 с.

112. Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела.- 2-е изд. перераб. и доп.- М.: Наука, 1980.-287 с.

113. Сидоровский В.А. Зависимость продуктивности пласта от ухудшения проницаемости призабойной зоны нефтеразведочных скважин Западной Сибири.- Тр. ГИПРОТюменьнефтегаз, вып. 4.-Тюмень: 1967.-С. 31-44.

114. Сизая В.В. Химические методы борьбы с отложениями парафина. /ВНИИОЭНГ. Сер. Нефт-вое дело. Обз.инф./. М.: 1977.- 46 с.

115. СимкинЭ.М.,БернштейнМ.А.Динамика запарафинирования коллектора в процессе фильтрации нефти.-Нефт-ое хоз-во, 1975,№ 2.-С.44-46.

116. Смольников Н.В., Будников Ф.В. Изменение коллекторских свойств пористой среды при фильтрации высокопарафинистой нефти.- Нефтяное хозяйство, 1978, № 7.-С. 50-52.

117. Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири /Под ред. Н.Праведникова,- Свердловск: Среднеуральское книжное издательство, 1975.197 с.

118. Траубман А.Б. О некоторых особенностях адсорбции поверхностно-активных веществ в неводных средах.-Коллоидный журнал, 1958, № 5.-С. 543-544.

119. Методика лабораторного исследования эмульсионных буровых растворов на нефтяной основе/Р.А.Хабибуллин, Г.А.Орлов, Н.И.Рылов и др.- Нефтепром-ое хоз-во мест-ий Татарии/Тр. ТатНИПИнефть,вып.З9/. -Бугульма: 1978.-С. 13-18.

120. Технология обработки призабойной зоны пласта обратной эмульсией /Г.А.Орлов, М.Х.Мусабиров, Я.И.Сулейманов и др.- Нефтяное хозяйство, 1984, № З.-С. 57-60.

121. Технология удаления из пласта и скважин трудпорастворимых асфальтено-смолистых и парафиновых отложений.- Нефтяное хозяйство, 1983, № 4, вкладка с . 41.

122. Тимонин В.И., Демко Т.Т., Муллаев Б.Т. Применение различных методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин. /ВНИИОЭНГ. Сер. Нефт-ое дело. Темат. науч.- техн. обзоры/.- М.: 1974.- 38 с.

123. Токунов В.И., Мухин J1.K. Влияние промывочных жидкостей на водной основе на проницаемость призабойной зоны,- Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, вып. 166.-М.: 1967.-С. 24-29.

124. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсиоппые буровые растворы,- М.: Недра, 1983.- 166 с.

125. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза.- 2-е изд., доп. и перераб.- М.: Недра, 1980.- 583 с.

126. Тронов В.П. Механизм образования смолопарафиновых отложений и борьба с ними.- М.: Недра, 1970,- 187 с.

127. Тронов В.П. О механизме парафинизации порового пространства.- Нефтяное хозяйство, 1970, №8.-С. 39-42.

128. Тронов В.П. О роли деэмульгаторов при подготовке нефти и некоторых технологических припципах их применения.-Технология сбора, транспорта и подготовки нефти. /Тр. ТатНИПИнефть, вып. 45/.-Бугульма: 1980.-С. 8-14.

129. Тронов В.П. Уточнение некоторых факторов, влияющих на процесс выпадения твердой фазы в потоке.-Вопросы бурения скважин и добычи нефти. Тр. ТатНИПИнефть, вып. 5.- М.: Недра, 1964.-С. 223-230.

130. Уильям Е., Грабб Ф., Глен М. Развитие методов химической обработки скважин.-Инженер-нефтяник, 1963, № 5.-С. 18-23: 1963, № 6.-С. 41-46; 1963, № 7.-С. 33-38.

131. Физико-геологические проблемы повышения нефтеотдачи пластов /М.М.Мирчинк, А.Х.Мирзаджанзаде, Ю.В.Желтов и др.- М.: Недра, 1975.- 232 с.

132. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии,- JL: Химия, 1984,- 351 с.

133. Хейфец И.Б., Токунов В.И. Контроль водосодержания гидрофобно-эмульсионных растворов,- Нефтяное хозяйство, 1980, № 8.-С. 64-66.

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

135. Химические методы в процессах добычи нефти /А.У.Бакиров, ВЛ.Барьюдин, Ю.Ю.Бахишев и др.- М.: Наука, 1987.- 236 с.

136. Холл Б.Е. Жидкости для ремонтных работ в скважинах. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. Перев. изд. журналов США.- М.: Недра, 1986, № 5.-С. 10-13; № 6.-С. 16-19; № 7,-С. 28-31.

137. Чекашок Э.Б. Универсальный метод определения физических параметров пласта по измерению забойных давлений и притоков.- Нефтяное хозяйство, 1964, № 2.-С. 36-40.

138. Шаров В.Н., Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин.- М.: Недра, 1983.- 141 с.

139. Ширджанов Н., Хошанов Т., Аллахвердиев Р^ Удаление смоло-парафиновых отложений с использованием растворителей,- НТС Нефтепромысловое дело, 1978, № 7.-С. 9-12.

140. Шустеф И.Н., Четыркин А.И., Лаврухин Ю.М. Изменение работающей мощности и ее влияние на производительность эксплутационных и нагнетательных скважин.- НТС Нефтепромысловое дело,1972, № 7.-С. 12-17.

141. Шевалдин И.Е. Естественные промывочные жидкости для бурения скважин,- М.: Недра, 1964,- 170 с.

142. Шевалдин И.Е. Причины влияния степени минерализации дисперсной среды естественных водных суспензий на качество вскрытия продуктивных горизонтов.-Татарская нефть, 1961, № 9.-С. 3-6.

143. Эксплуатация системы заводнения пластов /В.А.Еронин, А.А.Литвинов, И.В.Кривоносов и др.- М.: Недра, 1967.- 327 с.

144. Эмульсии /Под.ред. Ф.Шермана, пер. с англ. под ред. А.А.Абрамзона.- Химия, 1972,- 448 с.

145. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем.- Л.: Гостоптехиздат, 1963.-352 с.

146. Эфрос Д.А., Оноприенко В.П. Моделирование линейного вытеснения нефти водой. /Тр. ВНИИ, вып. 12/.- М.: 1958.-С. 331-360.

147. Эффективность применения растворителей асфальто-смолопарафиновых отложений в добыче нефти /С.Н.Головко, Ю.В.Шамрай, В.И.Гуссв и др./ВНИИОЭНГ, Сер. нефтепр-ое дело. Обз. инф/.-М.: 1984, № 17,- 65 с.

148. Ясашин A.M. Вскрытие, опробирование и испытание пластов,- М.: Недра, 1979.- 343с.

149. Ятров С.П., Шевалдин И.Е. Влияние естественных карбонатных и аргиллитовых промывочных растворов на качество вскрытия продуктивных горизонтов/ЦНИИТЭнефтегаз.Сер.Нефт-вое дело.Новости нефт. и газ. техн/.- М.: 1962, № 10,- 49 с

150. PobertN. Tuttle. High-Pour-Point and Asphaltic Crude Oils and Condensates.- Journal of Petroleum Technology, (US), 1983, v. 35, n. 7, pp 1192-1196.

151. Von.F. Kerekes, W.Kleinit, H.J.Trielott. Ma nahmen gegen Paraffin Ablagerumgen in der Erd I-und Erdgas-torderund. Erdd-Erdgas, (AT), 1983, v. 99, pp. 110-118.

152. Kazemi H. Pressure Transient Analysis of Natural Fractured Reservoirs with Uniform Facture Distribution.- Soc. of Petroleum Engineers Journal, 1969, v. 9, n. 12, pp. 451-462.

153. Razemi H., Seth M.S., Thomas C.W. The Interpretation of Interference Tests in Natural Fractured Distribution.- Soc. of Petroleum Engineers Journal, 1969, v. 9, n/12, pp. 463-472.

154. Crawford G.E., Hageborn., Pierce A.E. Analysis of Pressure Buildup Tests in a Naturally Fractured Reservoirs. Journal of Petroleum Technology, 1976, v. 28, n. 11, pp. 1295-1300.

155. Jourdan J.K., Mac-Cardell B.M., Hocott C.B. Effect of Oil-Recovery Rate in Water Flooding.- Oil Gas Journal, 1957, v. 55, n. 19, pp. 98-130.

156. Leach B.O., Geffan F.M., Berry B.L.- Petroleum Technology, 1956, v. 8, n. 3, pp. 94-121.

157. Perkens G.M., Collins B.E. Scaling Lows for Laboratory Flow Models of Oil Reservoirs/Petroleum Technology, 1960, v/12, n. 8, pp. 57-72.

158. Huppler J.D. Numerical Investigations of the Effects of Core Heterogeneities on Waterflood Relative Permeabilities. Soc. of Petroleum Engineers Journal, 1970, Dec., pp. 381392.

159. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти.-Самара:Кн. Изд.-1998.-368 с.

160. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения /Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г./Изд. в 2 т.-М.:ВНИИОЭНГ,1995.-Т.2.-286 С.

161. Орлов Г.А., Мусабнров М.Х. Исследование особенностей реологофнльтрационных свойств концентрированных обратных эмульсий для направленного физико-химического воздействия на пласт/Сб. тр. Международной конференции.-2 т.- Казань: 1994.-С. 649-662.

162. Тронов В.П. Некоторые аспекты применения химических реагентов при разработке и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей / Сб. доклад. 3-й междун-ой научно-практ-ой конфер.- Краснодар-Анапа.-2001. -с.49-50.

163. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти.-Казань: ФЭН.-2000.-416с.

164. Тронов В.П. Решение проблемы парафина на промыслах Татарии и других регионах страны / Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы.- Тр. Всеросс-ой научно-тех-ой конф-ин/Т. 1 .-Альм-ск: 2001.-С.58-74.

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

166. Анализ и совершенствование технологии ГРП на месторождениях АО «Татнефть»/отчет о НИР. Договор №97.12 / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров и др.-Бугульма: ТатНИПИнефть.-1997.-48с.

167. Мусабиров М.Х. Комплекс технологий стимуляции работы малодебитных скважин / Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы,- Тр всеросс-ой паучно-техн-ой конф-ии / т. 1.-Альметьевск, 2001,42-46 с.

168. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами / Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Г. Телин и др.- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».-2001.-184 С.

169. Хисамутдинов Н.И. Совершенствование методов решения инженерных■ задач в добыче нефти для поздней стадии разработки / Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы.- Тр. Всеросс-ой научно-техн. Конф-ии / т.1.- Альметьевск:2001.-С. 46-57.

170. Хисамутдинов Н.И. Опыт создания и решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. РНТС Нефтепромысловое дело, №10,1999.-С.10-16.

171. Влияние техногенных факторов на физико-гидродинамические характеристики и технологические процессы добычи нефти / Н.И. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, Г.З. Ибрагимов и др. / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. -№12. с.2-10.

172. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.И. Хисамутдинов, М.З. Тазиев и др. -М.: ВНИИОЭНГ, 2000,-103с.

173. РД 39-0147585-210-00 Инструкция «Технология увеличения площади фильтрации призабойной зоны скважин» / Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. и др. Альметьевск: ОАО «Татнефть». 2000.-24с.

174. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта / Рябоконь С.А., Вальтере А.А., Сурков А.Б. и др. / Обзор, информ. ВНИИОЭНГ, серия «Нефт-вое дело». М.:1989. - С. 43.

175. РД 39-0147585-221-01 Инструкция по технологии ОПЗ продуктивных пластов с использованием установки непрерывной гибкой трубы «колтюбинг» / Мусабиров М.Х., Садриев М.А., Орлов Г .А. Альм-ск: ОАО «Татнефть». 2001.-29 с.

176. РД 39-147585-100-94Инструкция по технологии обработки горизонтальных стволов в карбонатных пластах/Г.А.Орлов, М.Х.Мусабиров,В.П.Моисеев,В .М.Грибанов.-Альм-ск:АО «Татнефть». 1994.-24с.

177. Глейз О.Х., Ишольс Д.Б. Вопросы эффективного фильтрования нефтепромысловых солевых растворов / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1989. № 6. -С. 19-26.

178. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологиям ОПЗ пластов и стимуляции работы скважин/Г.А.Орлов,М.Х.Мусабиров,В.П.Моисеев и др.- Альметьевск.: ОАО «Татнефть». 1998. 346с.

179. Мусабиров М.Х. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2002. - 224 с.

180. А.с. № 1624134 СССР Способ обработки карбонатного продуктивного пласта / Орлов Г.А., Глущенко В.Н., Мусабиров М.Х., Поздеев В.И., Королев И.Ф. Приоритет от 27.02.1989 г.

181. Разработка эмульгатора инвертных эмульсий и технических условий на его производство и ОПР по применению/Отв. исполнитель М.Х.Мусабиров.-отчет по дог. Ф.8.99.(А7.2-63/99). -Бугульма: 1999.-90 с.

182. Мусабиров М.Х. Интенсификация добычи нефти из карбонатных пластов-коллекторов /Тез. докл. 5-й международн. научно-практич. конф-ии «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей». Краснодар: 2005. -С.42-43.

183. Анализ применения технологии ГРП на промыслах АО «Татнефть» за 1992-94 гг. / Г.А.Орлов, М.Х.Мусабиров, В.М.Грибанов и др. Отчет по НИР. Дог. 95.17.- Бугульма: 1995. -64 с.

184. Патент РФ №968340 на изобретение Устройство для очистки труб / Г.А.Орлов, .Е.Доброскок,.,М.Х.Мусабиров. Приоритет от 27.04.1981 г.

185. Мусабиров М.Х., Чепик С.К. Опыт применения и эффективность использования физических волновых и акустических методов ОПЗ и стимуляции скважин в ОАО «Татнефть» / Сб. докл. научно-техн. конфер. по МУН. -Елабуга: 2004.-С.23-25.

186. Вахитова А.Г., Валеев Ш.И., Наумов В.П. Охрана окружающей среды при применении углеводородных жидкостей для глушения / Сб. науч. тр. БашНИПИнефть. -1984.-Вып. 68.-С. 37-41.

187. Триасалт™ как эффективное средство сохранения и восстановления фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта / Лысенко В.Н., Танеев Р.Я., Дриневский С.А. и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 3. - С. 54-58.

188. Патент РФ на изобретение № 2114990. Способ изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине / Орлов Г.А., Абдрахманов Р.Г., Мусабиров М.Х., Сулейманов Э.И. / Приоритет от 18.06.1996 г.

189. Патент РФ на изобретение № 2082880 Способ кислотной обработки нефтяного пласта. / Орлов Г. А., Мусабиров М.Х., Габдуллин Р.ГЛТриоритет от 02.09.1992 г.

190. Мусабиров М.Х. Технологические жидкости на основе гидрофобных эмульсий многоцелевого назначения / Тез. докл. 2-й Всероссийской научно-практ. конф-ии «Разработка , про-во и применение хим. реагентов в нефт. и газ-ой пром-сти» -М.: РГУ.-2004.-С. 83-85.

191. Технология глушения скважин с применением растворов на углеводородной основе/ Р.А.Максутов, Р.А.Хабибуллин,Н.И.Рылов, Г.А.Орлов / Тр. ТатНИПИнефть. -Бугульма: 1977. Вып. 35. -С.155-163.

192. Денисов Д.Г., Мусабиров М.Х. Технология комплексного механохимического воздействия на карбонатный пласт в скважинах с открытыми стволами- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ» Нефтепромысловое дело. 2007. № 1. - С. 20-21.

193. Expandable liners isolate water influx from directional, horizontal wells / Sh.Takhautdinov,N.Ibragimov, G.Abdraukhmanov, l.Yusupov, G.Orlov, N.Khamityanov, M.Musabirov / Oil Gas Journal, n.19. -2002. -C.53-57.

194. Патент на изобретение № 2247825 Способ изоляции водопртока в горизонтальном стволе добывающей скважины/ Орлов Г.А., Мусабиров М.Х.,Кадыров Р.Р/. Приоритет от 18.08.2003 г.

195. Инструкция по технологии вскрытия малопродуктивных пластов растворами с повышенной агрегативной устойчивостью при перфорации. РД 39-0147585-6.010-86. -Бугульма, 1986.-24с.

196. Регламент по технологии глушения скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивного пласта на месторождениях АО «Татнефть»/ Г.А.Орлов, М.Х.Мусабиров и др. Стандарт предприятия, утв. Муслимовым Р.Х. 15.04.1996. Бугульма: 1996. -19 с.

197. Мусабиров М.Х. Сохранение коллекторских свойств пластов на стадиях вторичного вскрытия и глушения скважин в ОАО «Татнефть» / Сб. докл. отраслевой научно-техн. копфер. -Краснодар: 2004. -С.45-46.

198. Городнов В.П., Петров А.А. Определение сероводорода в нефтях и нефтяных эмульсиях. Нефтепромысловое дело / Тр. Гипровостокнефть, вып. 22. Куйбышев, 1974. -С. 76-79.

199. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001.-212 с.

200. РД 153-39.0-427-05 Инструкция по технологии кислотного гидромониторного воздействия на карбонатный пласт в вертикальных и горизонтальных скважинах с открытым забоем / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, Д.Г.Денисов и др.- Бугульма, 2005.-17 с.

201. Полубаринова-Кочина П.Я. О горизонтальных скважинах конечной длины:'" /Archiwum mechaniki stosowanej. VII, zeszyt 3. Warszawa, 1955.

202. Борисов Ю.П.,Пилатовский В.П.,Табаков В.П. Добыча нефти с использованием горизонтальных и многозабойных скважин. М.: Недра, 1964. - 306 с.

203. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal well. //JPT. -1988.-June, p. 729-739.

204. Патент РФ на изобретение № 2108452 Способ ОПЗ пласта./ Орлов Г.А, Мусабиров М.Х., Хусаинов В.М., Грубов А.И. / Приоритет от 06.05.1996 г.

205. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal well. //JPT. -1988.-June, p. 729-739.

206. Forefa A.N., Archer J.S. Modelling of horizontal well performance to provide insight in coning control. Тез. докл. на 5-ом Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи,-Будапешт: 25-27 апреля 1989 г. - с. 683-694.

207. Peaceman D.W. interpretation of well-block pressure in numerical reservoir with nonsquare grid blocks and anisotropic permeability //Soc. Petrol. Eng. J. 1983. - June - p.531-543.

208. Санкин И.Б., Леви Б.И. Учет работы горизонтальных скважин в математических моделях нефтяного пласта.-Нефтяное хозяйство, 1993. №5, -С. 15-17.

209. Чекалин А.Н. Численные решения задач фильтрации в водопефтяных пластах.-Казапь: Изд-во КГУ, 1982. 208 с.

210. Пирвердян A.M. Фильтрация в горизонтальной скважине. /Тр. Аз НИИ по добыче нефти. 1956. - Вып. 3. - С. 97-105.

211. Фазлыев Р.Т. К расчету эффективности наклонных и многозабойных скважин. /Тр. ТатНИПИнефть. 1973, вып. 22. - С. 42-47.

212. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальной скважине, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт. /Подземная гидродинамика и разработка нефтяных месторождений. ВНЙИ. - 1961. -Вып. XXXI1. -С. 29-57.

213. Лысенко В.Д., Козлова Т.В. К расчету дебита горизонтальной скважины.-Нефтепромысловое дело. 1997. №6. - С. 15-21.

214. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования. Автореф. дисс.к.т.н.-Бугульма:ТатНИПИнефть, 2002.-24с.

215. Сучков Б.М. Повышение производительности малодебитных скважин,- Ижевск: Удмуртнефть, 1999.-550 с.

216. Renard G.I., Dupuy J.M. Influence of formation damage on the flow efficiency of horizontal wells technology. Paper SPE, Feb. 1990.

217. Муслимов P.X. Проектирование и применение горизонтальной технологии на месторождениях Татарстана./Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Материалы семинара-дискуссии. Казань: Новое Знание, 1998. - С.256-259.

218. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами.-М.: Недра, 1969.-200 с.

219. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.-165 с.

220. Григорян A.M. Многозабойное вскрытие пластов в Бориславе. /Нефтяник, 1957. №10.-С.27-29.

221. Григорян A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины Григоряна.г/Доклад на Седьмом Европейском Симпозиуме по увеличению нефтеотдачи пластов (27-29 октября 1993 г.). М.: 1993.-С.4-8.

222. РД 39-0147585-214-00 Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин,- Бугульма: 2000,-147 с.

223. The reservoir Engineering Aspects of Horizontal Drilling /Giger F.M., Reiss L.H., Jordan A.P. //SPE p. 16-18.

224. Offshore European horizontal wells /Reiss L.H. /ЮТС 4791. — 1984.

225. Босио Ж. Горизонтальное бурение фирмы Эльф Акитэн. /Доклад на нефтяном симпозиуме в Австралии (октябрь 1984 г.) М., ВНИИОЭНГ, - 1984.

226. Production from horizontal wells after 5 years. /Reiss L.H. //JPT. v. 39. 1987/ - p. 14111416.

227. Horizontal drilling technique at Prudhoe Bay, Alaska. /Wilkerson J.P., Smith J.H., Stagg Т.О., Walters D.A. //SPE 15372. 1986.

228. Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование/ Материалы семинара-дискуссии.Акпоба,2-3 дек. 1999,-Казань: Мастер Лайн.-2000.-256 с.

229. РД 153-39.0-376-05 Инструкция по технологии водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах / Мусабиров М.Х., Орлов Г.А. и др.-Бугульма : 2004.-30 с.

230. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Материалы семинара-дискуссии.24-26 июня 1996. -Казань: Новое знапие.-1998.-256 с.

231. Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. The Petroleum Engineer. V.25, №11, Oct. 1953, pp. B6-B16.

232. Horner D.K. Pressure build-up in wells. Proc. Third/World Petroleum Congress. The Hague, 1951.

233. Минеев Б.П. Определение параметров пласта по КВД с учетом гидродинамического несовершенства скважин. Нефтепромьтсл. дело, №16,1976.-С.12-14.

234. Винарский М.С. Оценка состояния ПЗП по результатам ГДИ скважин / Бурение глубоких скважин в Нижнем Поволжье,- Волгоград: 1967.-С. 184-186.

235. Баренблатт Г.И.Делтов Ю.П. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. ДАН СССР, т. 132, №3.-1960.-С.36-39.

236. Подземная гидромеханика / К.С. Басниев и др М.:Недра, 1993.-416 с.

237. РД 39-0147585-038-89 Инструкция по технологии глубокой кислотной обработки карбонатных коллекторов / Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Горюнов Ю.А. Руководящий документ, утв. ПО «Татнефть». 1989.-24 с.

238. Warren J.E., Root P.J. The behavior of naturally fractured reservoirs. Soc. Pet. Eng. J. 1963, p.p. 245-255.

239. Pollard P. Evalution of acid treatments from pressure build-up analysis. Trans AIME, 1959, v. 216, p.p. 38-43.

240. Odeh A.S. Unsteady state behavior of naturally fractured reservoirs. Soc. Pet. Eng. J. 1965, p.p. 60-66.

241. De Swaan A.O. Analytic solutions for determining naturally fractured reservoir properties by well testing. SPEJ. 1976, June, p.p. 117-122.

242. Kuchuk F.J., Lenn C., Hook P. Performance Evaluation of Horizontal Wells. SPE 39749, p.p. 231-243.

243. Муслимов P.X., Мохель A.H., Кулинич Ю.В. О механогенных изменениях продуктивности вертикальных, горизонтальных и наклонно направленных скважин / Тез. докл. Всеросс. научной копфер.-Казань: 2000. -С.30-33.

244. Патент № 2039216. Способ заканчивания скважины / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, Р.Х. Муслимов. Приоритет от 02.04.92.

245. Патент № 2082880. Способ кислотной обработки нефтяного пласта / Г.А. Орлов, Р.Х. Муслимов, И.Г. Юсупов, М.Х. Мусабиров. Приоритет от 02.09.92.

246. Патент № 1838429. Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, Р.Х. Муслимов. Приоритет от 21.02.1992.

247. Патент № 1719622. Способ обработки карбонатного продуктивного пласта / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, Р.Х. Муслимов, Г.Ф. Кандаурова, М.Х. Салимов. Приоритет от 26.03.93.

248. Патент № 2114990. Способ изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважиие / Г.А. Орлов, Г.С. Абдрахманов, М.Х. Мусабиров, Э.И. Сулейманов. Приоритет от 18.06.96.

249. Патент № 2172401. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров. Приоритет от 12.12.99.

250. Способ обработки продуктивного карбонатного пласта./ Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Денисов Д. Г. / Патент РФ на изобретение № 2205950. Приоритет от 04.10.2001 г.

251. Технологические аспекты эксплуатации горизонтальных скважин/ И.Г.Юсупов,Г.А.Орлов,М.Х.Мусабиров,Э.И.Сулейманов.-Сб.докладов се,минара-конфер. Волго-Камского рег.отд РАЕН.-Азнакаево: 1999,-С.72-77.

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

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

254. Микаэл Дж. Экономидис, Кеннет Г. Нольте. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (2 часть). Пер. с англ. под ред. А.И. Булатова. -Краснодар: 1992 г.-543с.

255. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998 г. 40 с.

256. Научно-технологическое сопровождение технологии ГРП на месторождениях АО "Татнефть"/ Г.А.Орлов, М.Х.Мусабиров, В.П.Моисеев и др. Отчет по НИР № А.9.2.-59/98. Бугульма: ТатНИПИнефть. 1998. -84 с.

257. Smith М.В., Miller W.K. and Haga J. Tip Screenout Fracturing: A Technique for Soft Unstable Formations. SPEPE, May 1987, pp. 95-103.

258. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Учебник для вузов / Ш.К.Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.М.Зайцев и др./ Под ред. Ш.К.Гиматудинова-М.: Недра, 1988.-302 с.

259. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений.Теория.Методы.Практика./Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С.Хисамов.-М: ООО Недра-Бизнесцентр, 2004.-297с.

260. Н.Г.Ибрагимов. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана.-М: ООО Недра-Бизнесцентр, 2005. -316с.

261. Н.Г. Ибрагимов.Создание технологического комплекса повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии.Автореферат.д.т.н -М:2005.-46с. 280 Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений.-М: Недра, 2000.-516с.

262. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ.- М: ООО Недра-Бизнесцентр, 2003.-638с.

263. Остаточные нефти и способы их извлечения / Р.Н.Фахретдинов, Н.В. Давыденко, P. X. Старцева и др./ Нефтяное хоз-во. -1992, №4.-С.25-27.

264. Козлов А.Г., Ковалева О.В. Окислительные процессы в нефтях: различных месторождений/Сб. научных тр. ВНИИнефть. -1988.-вып.102.-С.88-93.

265. Актуальные проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Татарстана/ Сб. научных трудов ТатНИПИнефть. Под общей ред. P.P. Ибатуллина.-М: НП Закон и порядок.-2006.-571 с.

266. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении.-М: Недра,1977.-280с.

267. Абдуллин Ф.С. ПовышениЕ производительности скважин.-М: Недра, 1975.-262с.

268. Мархасин И.Л. Фильтруемость вод различных типов через образцы девонских песчаников / Тр. УфНИИ.- М: Гостоптехиздат,1958, вып.З.- С.49-61.

269. Крылов Д.А., Сальников М.Н. Об эффективности методов воздействия на призабойную зону пласта на месторождениях Узень./ Нефтепромысловое дело-1981, № 10,-С.4-6.

270. Шулындин М.И., Аслоновский B.C., Габдрахманов А.Г. Методы интенсификации добычи нефти. -Нефтяное хозяйство.-1980,№4, -С.38-42.

271. Амиян В.А. Возможность образования эмульсий в призабойной зоне. Нефтепромысловое дело, 1959,№ 11.-С.18-21.

272. Особенности взаимодействия ингибиторов солее-и парафиноотложений при их совместной закачке в пласт/ Ю.В. Ревизский, Р.Х. Хайруллин, С. Ф. Люшип и др.-Нефтепромысловое дело, 1982, №12, -С.11-12.

273. Люшин С.Ф., Хабибуллин P.M. О возможности отложения неорганических солей в пластовых условиях Яр. БашНИПИнефть. -Уфа: 1975,вып.45.-С.120-122.

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

275. Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. -М.: Недра. 1979.-207с.

276. Овчинников В.И., Гречнев Н.П. Анализ освоения нагнетательных скважин на месторождениях Зап. Сибири / Проблемы нефти и газа Тюмени. -Тюмень: 1976.вып.29.-С.53-56.

277. Сидоровский В.А., Фаин Ю.Б. Опробование методов воздействия на пласт в Зап. Сибири / Проблемы нефти и газа Тюмени.- Тюмень: 1969, -С.51-56.

278. Амиян В.А., Амиян А.В., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов,-М: Недра, 1980.-384 с.

279. Последствия закачки сточных вод с повышенным содержанием мехпримесей на Кулешевском месторождении/ И.И. Редькин, Б.К.Селиванов и др.- Нефтепромысловое дело.-1982,№5.-С.17-19.

280. Басаргин Ю.М., Будников В.Д., Булатов А.И. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплаутации.-М: Недра, 2002,-335с.-Т.1-4.

281. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений.-Казань: Изд-во « Фэн» Академия наук РТ, 2004. -584 с.

282. Бражников А.А., Рябоконь С.А. Влияние бромидов кальция на проницаемость продуктивных горизонтов / Совершенствование техн. и технологии крепления скв,-Сб.тр.ВНИИКРнефть, 1984.

283. Выбор жидкостей для испытания и капитального ремонта скважин / Э.И. ВНИИЭгазпром, сер.Бурения, разр-ка и экспл-ция нефт. мест-ий.- М: 1985.-вып. 13.

284. Общий обзор жидкостей, используемых для заканчивания скважин / Э.И., сер.Бурение: заруб.опыт.- М.: ВНИИОЭНГ, 1984.-№ 11.-С.1-5

285. Растворы для заканчивания и ремонта скважин / Э.И., сер.Бурение: заруб.опыт.- М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-№ 10. -С.12-15.

286. Оценка качества вскрытия продуктивных пластов растворами на углеводородной основе по удельному коэффициенту продуктивности скважин./ Н.И.Рылов,Т.В.Бабикова,Р.А.Хабибуллин и др./Тр. ТатНИПИнефть, вып.35.-Бугульма: 1977.-С.57-63.

287. Вахитова А.Г., Валеев Ш.И., Наумов В.П. Охрана окружающей среды при применении углеводородных жидкостей для глушения/Сб.науч.тр. БашНИПИнефть.-1984,- Вып.68.-" С.37-41.

288. Использование обратных эмульсий в добыче нефти /Г.А. Орлов, М.Ш.Кендис, В.Н.Глущенко и др. / Обзор, инфор. ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепро-ое дело.- М.: 1986, вып.6.-47с.

289. Березин В.М., Ярыгина B.C., Дубровина Н.А. Адсорбция продуктивными породами асфальтенов и смол из нефтей.- Нефтепром. дело, 1982.№5.-С.15-17.

290. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Савинихина А.В. Определение условий выпадения парафина в пластах при разработке нефтяных месторождений.- М.: 1974 / Тр. ВНИИнефть, вып.49/ С.39-49.

291. Григоращенко Г.И., Москвин В.Д., Гусев В.И. Химические продукты в процессах добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.- М.: Наука, 1981, №4;-С.112-113.

292. Аширов К.Б. О возможных путях снижения неблагоприятного воздействия асфальтенов нефтей на разработку нефтяных залежей.-М.: Недра, 1965, вып.10.-С.23-29.

293. Джамалов И.М. Тепловое воздействие па призабойную зону скважин, применяемое на промыслах Азербайджана.-Нефтепромысловое дело, 1976,№6,-С.47-48.

294. Амиян В.А.Амиян А.В.Повышение производительности скважин.-М.:Недра, 1986,-160 с.

295. Тронов.В.П. Исследование механизма парафинизации промыслового оборудования с применением микрокиносьемки.- Нефтяное хозяйство, 1967, №3.

296. Отчет по научно-технической работе «Разработка, испытание и анализ технико-экономической эффективности методов борьбы с отложениями парафина в АО « Татнефть» .- Бугульма : ТатНИПИнефть, 1998г.

297. Гуськова И.А. Механизм и условия формирования АСПО на поздней стадии разработки нефтяного месторождения (на примере НГДУ « Джалильнефть» ) Дисс.к.т.н. -Бугульма: 1998.

298. Касьянов Н.М., Штырлин В.Ф., Рахматуллин Р.Х. О количественной оценке влияния буровых растворов на проницаемость призабойной зоны скважины. Нефтяное хоз-во, 1974,№4, -С.24-28.

299. Качество вскрытия пласта резерв повышения эффективности разведочных скважин/ В.А. Амиян, Н.П. Васильева и др. -Нефтяное хоз-во, 1967, №3, -С.49-53.

300. Гумульчинский И. Влияние глинистого и цементного растворов на продуктивный пласт,- Nafta, 1965, t.XXI, №6, -С. 163-166.

301. Корреляция тепловых, коллекторских и акустических свойств горных пород нефтяных и битумных месторождений Татарстана/ А.А. Липаев, И.Т. Ильясов и др.- Казань: Изд-во КГУ, 2006.-76с.

302. Гумерский Х.Х., Жданов С.А., Гомзиков В.К. Прирост извлекаемых запасов нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи.- Нефтяное хоз-во, 2000, № 5.- С.38-40.

303. Хисамутдинов Н.И. Совершенствование методов решения инженерных задач при добыче нефти на поздней стадии разработки. -Нефтяное хоз-во, 2001, №8.-С. 16-20.

304. Поляков В.И., Вяхирев В.И., Ипполитов В.В. Системные решения технологических проблем строительства скважин / Под общей ред. В.Н. Полякова.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.- 240с.

305. Поляков В.Н.,Лукманов Р.Р.,Шарипов А.У. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании.- РНТС Бурение, 1979, № 9,-С.8-12.

306. Поляков В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин месторождений Башкирии.- Нефтяное хоз-во, 1983, №5 -С.27-28

307. РД153-39.0-3 81-05Инструкция по технологии глушения и промывке нефтедобывающих скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов. /Г.А.Орлов, М.Х.Мусабиров, И.Х.Махмутов и др.-Альм-вск: ОАО «Татнефть», 2004. -50 с.

308. РД 39-014758585-016-ВНИИ-86 Инструкция по технологии обработки призабойной зоны пласта в процессе подземного ремонта скважин/ Мусабиров М.Х., Орлов Г.А. и др. Руководящий документ, утв. ПО «Удмуртнефть».1986, -16 с.

309. Интяшин А.Д., Городнов В.П., Андриянов В.Н. Результаты промысловых испытаний мицеллярпых растворов для вскрытия и глушения скважин /РНТС. Сер.Нефт. дело.-М. : ВНИИОЭНГ.-1983 .-№ 4.-С.8-9.

310. Инструкция по технологии комбинированного глушения скважин с использованием обратных эмульсий на основе нефти Варьеганского месторождения / Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Сулейманов Я.И. Стандарт предприятия, утв. ПО «Варьеганнефтегаз». 1989,-14с.

311. Пенообразующие жидкости для глушения скважин / Шарапов А. М., Сабиров Х.Ш., Котлубаева Т.Г. и др. / Нефть и газовая промышленность,-1983.- №1.-С.38-41.

312. Глушение скважин загущенной нефтью / Токунов В.И., Хейфец И.Б. и др. /Нефть и газовая промышленность.- 1983,- № !.- С.37-38.

313. Галян Н.Н., Тарнавский А.П., Обещенко Г.К. Глушение газовых скважин тиксотропными жидкостями на основе пластовых вод / Э.И., сер. Геология, бурение и разка газ.мест-ий.-М.: 1985.-№5.-С.13-15

314. Общий обзор жидкостей, используемых для заканчивания скважин / Э.И., Сер.бурение : заруб, опыт,- М.: ВНЙИОЭНГД984.- №11 .-С.1-5

315. Растворы для заканчивания и ремонта скважин / Э.И., сер.Бурение: заруб.опыт.- М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-№10.-С.12-15.

316. Холл. Б.Э. Жидкости для ремонтных работ в скважинах. Часть 1. Химические свойства ПАВ / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. Перев.изд. журналов США.- М.: Недра, 1986,-№ 5.-С. 10-14.

317. Совершенствование техники и технологии глушения скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов/Байков У.М., Валеев Ш.И. и др. Теория и практика прим-ия новых методов увеличения нефтеотдачи / Тр. БашНИПИнефть, вып.59.- Уфа: 1980.-С.119-125.

318. Полинская Р.Е. Влияние поверхностно-активных веществ на свойства сточных вод.-М.: Недра, 1986, № 5.-С.10.

319. Влияние некторых химических реагентов, применяемых для увеличения нефтеотдачи, на физико-химические свойства пластовых и нефтепромысловых сточных вод / Байков У.М. и др. /Тр. БашНИПИнефть, вып. 64.- Уфа: 1983.

320. Мусабиров М.Х.Технология глушения скважин с одновременной обработкой призабойной зоны пласта.-М.: ОАО ВНИОЭНГ, Нефте-овое дело.-2003. №4.-С.34-36.

321. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологиям ОПЗ пластов и стимуляции работы скважин. / 2-ое изд., допол. и перераб. Под ред. Г.А. Орлова и М.Х. Мусабирова.-Бугульма : ТатНИПИнефть, 2005. -245с.

322. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.- М.: Недра, 1994,- 233 с.

323. Опыт заканчивания скважин в США. / А.А. Кочешков, Ю.В. Желтов, Э.М. Тосунов и др.-М.: ГНТИН и ГТ литературы, 1962,- 172 с.

324. Комплексные физико-химические технологии обработки призабойной зоны нефтяных пластов. / Г.А.Орлов, М.Х. Мусабиров, Р.К. Ишкаев и др. -Ижевск : ООО Печать-Сервис, 1999.-239 с.

325. Хисамов Р.С., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин. -Нефтяное хозяйство,№4.2003-С.43-46.

326. РД 39-0147585-086-93 Инструкция по технологии кислотного гидравлического разрыва карбонатных пластов. / Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. и др. .Руководящий документ, утв. АО «Татнефть».- Бугульма: 1993.-18 с.

327. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие.-Казань: изд-во Казан. Унив-та,2002. -596 с.

328. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии.- Казань: Татарское кн-ое изд-во, 1989.-136 с.

329. Анализ применения технологии ГРП на промыслах ОАО «Татнефть» / Рук. темы М.Х.Мусабиров. -Отчет по НИР.-Бугульма: ТатНИПИнефть. 2003. -222 с.

330. Научно-методическое сопровождение этапов проектирования и реализации ГРП на промыслах ОАО «Татнефть» / Рук. темы М.Х.Мусабиров.- Отчет о НИР. -Бугульма: 2005.141 с.

331. Патент РФ на изобретение № 2043484. Способ предотвращения отложений парафина на нефтепромысловом оборудовании. / Доброскок Б.Е., Салимов М.Х., Кубарева Н.Н., Галимова З.М, Мусабиров М.Х./ Приоритет от 03.08.1992 г.

332. Патент РФ на изобретение № 2001247 Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из скважины/ Мусабиров М.Х., Орлов Г.А./. Приоритет от 21.02.1992 г.

333. Инструкция по технологии комплексной акустико-химической стимуляции скважин/ Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. и др. Стандарт предприятия, утв. АО «Татнефть». 1996.-21с.

334. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Денисов Д.Г. Системное применение технологий кислотной стимуляции скважин и повышения нефтеотдачи пластов в карбонатных коллекторах. Интервал. -2003. №10. -С.12-16.

335. РД 153-39.0-289-03 Руководство по технологии кислотной стимуляции горизонтальных скважин./Мусабиров М.Х., Орлов Г.А. и др.- Бугульма, 2003.-34 с.

336. Патент РФ на изобретение № 1492022 Способ заканчивания скважин. / Орлов Г.А., Муслимов Р.Х., Мусабиров М.Х. /. Приоритет от 30.07.1987 г.

337. А.с. № 1138483 СССР Способ вскрытия продуктивного пласта в обсаженной скважине / Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Тарифов К.М. Доброскок Б.Е., Сулейманов Я.И, Кендис М.Ш. Приоритет от 05.11.1982 г.

338. Регламент по технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов / Орлов Г.А, Мусабиров М.Х. и др.- Руководящий документ, утв. АО «Татнефть», 1996.-24 с. ■ ~

339. Патент РФ на изобретение № 2281385 Гидрофобная эмульсия. / Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. / Приоритет от 28.02.2005 г.

340. Патент РФ на изобретение № 2168621 Способ обработки призабойной зоны пласта. / Орлов Г.А., Хусаинов В.М., Мусабиров М.Х., Пестриков В.Е. / Приоритет от 01.06.1999 г.

341. Патент РФ на изобретение № 2088746 Способ изоляции водопритоков в нефтяной скважине. / Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Габдуллин Р.Г. / Приоритет от 04.05.1995 г.

342. Комплекс новых технологий качественного ремонта и стимуляции продуктивности скважин / Ш.Ф. Тахаутдинов, Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров и др. Сб.трудов Международного нефтяного конгресса. - Казань: 1998. - С.77-80.

343. Текущие проблемы и совершенствование эксплуатации скважин с горизонтальными стволами / Г.А. Орлов, И.Г. Юсупов, М.Х. Мусабиров Сб. трудов Международного нефтяного конгресса.- Казань: 1998. - С.145-148.

344. Комплекс новых технологий качественного ремонта и стимуляции продуктивности скважин / И.Г. Юсупов, Р.Г. Фархутдинов, М.Х. Мусабиров и др. Нефть Татарстана. 1998. -№1. - С.54-57.

345. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Текущие проблемы и совершенствование эксплуатации горизонтальных скважин / Разр-ка нефт. м-ний гориз. скважинами. -Казань: Новое знание. 1998. С.27-32.

346. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Новые способы стимуляции работы скважин с горизонтальными стволами. Нефть Татарстана. 2002. №1. - С. 26-27.

347. Патент РФ на изобретение № 1689595 Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта. / Мусабиров М.Х., Орлов Г.А/ Приоритет от 24.08.1989 г.

348. Патент РФ на изобретение № 1637418Состав для проведения электрогидравлического воздействия на призабойную зону нефтяного пласта/ОрловГ.А.,ЗиятдиновВ.В., СулеймановЯ.И.,Мусабиров М.Х., Швец И.С., Сизоненко Н.В./Приоритет от 08.08.1989 г.

349. Патент РФ на изобретение № 2004783Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта. / Салимов М.Х., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х /. Приоритет от 08.07.1991 г.

350. Патент РФ на изобретение № 1633090 Способ глушения скважин / Орлов Г.А., Мусабиров, Кендис М.Ш., Рябоконь С.А., М.Х,Глущенко В.Н., Гельфанд И.Р./. Приоритет от 26.09.1988 г.

351. Патент РФ на изобретение № 1769562 Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта/ОрловГ.А.,МусабировМ.Х.,Сулейманов Я.И./Приоритет от 08.06.1990 г.

352. Технология стимуляции скважин комплексным физико-химическим воздействием на призабойную зону пласта / Р.С. Хисамов, Г.А.Орлов, М.Х. Мусабиров и др .- Тр.паучно-технич.конф-ции 7 междун. Выставки «Нефть,газ-2000».- Казань: 2000. С.469-473.

353. Мусабиров М.Х. Технологии комплексного воздействия на призабойную зону пласта -приоритетное направление развития методов стимуляции скважин. Нефть Татарстана. 2002. - №2. - С. 22-24.

354. Мусабиров М.Х.Комплекс технологий стимуляции работы малодебитных скважин /Тр. Международн. технологич. симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов».-М.: Институт нефтегазового бизнеса. РАГС при Президенте РФ. 2002. С.142-144.

355. Мусабиров М.Х., Орлов Г.А., Сахабутдинов Р.З. Нейтрализация сероводорода обратными эмульсиями, стабилизированными реагентом ЭС-2. Нефтяное хозяйство.-1989. №3,-С. 51-53.

356. Совершенствование техники и технологии ремонта скважин / Р.Г. Фархутдинов, Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров и др.- Нефтяное хозяйство. -1996. №12. -С. 41-43.

357. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Разработка составов обратных эмульсий с заранее заданными свойствами. -М.: ВНИИОЭНГ, Сер. техн. и технол. доб. нефти и обустр. нефт. мест.-1990. №5.-С. 9-15.

358. Методы борьбы с осложнениями при добыче нефти/М.Х. Мусабиров, Б.Е. Доброскок, Ф.М. Саттарова и др. Техника и тех-ия доб. нефти на совр. этапе / Сб. док. научно-практ-ой конф-ции, посвящ. 50-летию Ромашк. м-ния. - Альметьевск: 1998. - С.81-82.

359. Высокое качество ремонтных работ основное направление стабилизации добычи нефти / И.Г. Юсупов, Р.Г. Фархутдинов, М.Х. Мусабиров и др. - Нефть Татарстана, 1998, -№1. - С.29-34.

360. Влияние мелкодисперсных минеральных наполнителей на свойства обратных эмульсий, стабилизированных эмульгатором ЭС-2 / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, М.Х. Мусабиров и др. / Тр. ТатНИПИнефть, вып.59. Бугульма: 1986. - С. 6-10.

361. Состав для изоляции высокопроницаемых зон пласта. / Кадыров P.P., Ненароков С.Ю., Кандаурова Г.Ф., Салимов М.Х., Мусабиров М.Х, Калашников Б.М./ Патент РФ на изобретение № 2083799. Приоритет от 17.05.1995 г.

362. Симкин Э.М.,Лопухов Г.П.Виброволновые и вибросейсмологические методы воздействия на нефтяные пласты/Обз. инф-ия. Сер. Нефтепром-ое дело.-М.: ВНИИОЭНГ, 1989.- 33с.

363. Тронов В.П., Дерягин Б.В., Кротова Н.А. О влиянии природы поверхности на интенсивность ее запарафинивания при добыче и транспорте нефти. -Нефтяное хоз-во, 1966, №7.

364. Тронов В.П., Дерягин Б.В., Стефанович Н.Н. Исследование адгезии парафина к поверхностям различной природы и перспективы их применения для борьбы с отложениями парафина при добыче нефти. Изд. АН СССР, ДАН, т.182, №5. -1968.

365. Тронов В.П., Гуськова И.А. Механизм формирования асфальто-смоло-парафиновых отложений на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. Нефтяное хоз-во, 1999, №2.-С. 23-25.

Информация о работе

Мусабиров, Мунавир Хадеевич
доктора технических наук
Бугульма, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка комплекса технологий сохранения и увеличения продуктивности при вскрытии и эксплуатации нефтяных пластов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы