Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка комплексной технологии обработки призабойных зон скважин применительно к условиям месторождений Западной Сибири

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка комплексной технологии обработки призабойных зон скважин применительно к условиям месторождений Западной Сибири"

На правах рукописи

ПАЗИН АЛЕКСАНДР НИКОЛАЕВИЧ

Разработка комплексной технологии обработки призабойных зон скважин применительно к условиям месторождений Западной Сибири

Специальность 25 00 17- Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2007

003065728

Раоо1а выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефте1аданыи университет» (ГюмГНГУ) Федерального агешства по образованию

Научный руководитель

■ доктор технических наук, профессор Телков Александр Прокофьевич

Официальные оппоненты' - доктор геолого-минералогических наук

Клещенко Иван Иванович - кандидат технических наук Копьпов Андрей Григорьевич

Ведущая организация - Общество с ограниченной

ответственностью Тюменский филиал «Когалымский научно - исследовательский и проектный инсти гут нефти» (ООО ТФ «КогалымНИПИнефть»)

Защита состоится 4 октября 2007 года в 1400 на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при ТюадГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре 1 юмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72

Ашорсферат разослан 4 сентября 2007 года

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212 273 01 /1

доктор ючнических наук, профессор В Н Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Эффективность разработки нефтяных месторождений Западной Сибири во многом определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) нагнетательных и добывающих скважин. В процессе разработки снижается проницаемость ПЗП и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов Это вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти В настоящее время для восстановление фильтрационных характеристик ПЗП в коллекторах, которые характеризуются высокой водоудерживающей способностью, глинистостью, развитой удельной поверхностью порового пространства, применяются многокомпонентные технологии обработки Однако, при достаточно высоком содержании карбонатных соединений воздействие, например, солянокислотный раствор может спровоцировать образование вторичных осадков, формирование в поровых каналах устойчивого водного барьера и снижение фазовой проницаемости для нефтей.

В этой связи, необходима разработка комплексного подхода и методов воздействия на призабойную зону пласта, которые являются многофакторными процессами Их положительная результативность определяется тщательностью и точностью определения свойств объекта воздействия (пласт—скважина), а также достоверностью диагноза состояния ПЗП и скважины в целом

Поэтому основное направление диссертационной работы связано с разработкой эффективных технологий с усовершенствованием технических средств, обеспечивающих восстановление продуктивности скважин с декольматацией ПЗП и обоснованием эффективных химических композиций Внедрение комплексных технологий, сочетающих в себе физико-химическое воздействие на ПЗП, является актуальным при разработке пластов Нижневартовского свода и аналогичных залежей Западной Сибири

Цель работы

Интенсификация притока нефти к забою скважин с низкой продуктивностью путем разработки комплексных технологий с усовершенствованием технических средств и подбором эффективных химических композиций с учетом конкретных геолого-промысловых условий

Основные задачи исследований:

1 Анализ эффективности апробированных в условиях месторождений Западной Сибири технологий ОПЗ скважин, вскрывших низкопроницаемые и неоднородные коллектора Выявление факторов, влияющих на результативность технологий воздействия на прискважинную зону пластов со сложным полиминеральным и геологическим строением

2 Лабораторные исследования комбинированного воздействия растворов кислот и поверхностно - активных веществ на породы продуктивного пласта и совместимости их составов с пластовыми флюидами

3 Разработка и экспериментальное исследование реагентов и составов для физико-химической обработки ПЗП и соответствующее развитие комплексной технологии интенсификации притока нефти с использованием многофункционального забойного устройства

4 Испытание и внедрение комплексной технологии обработки призабойных зон скважин с низкой продуктивностью применительно к условиям месторождений Западной Сибири

Научная новизна выполненной работы

1 Разработаны модифицированные кислотные составы, устойчивые к действию пластовых температур до 75 °С, и комплексная технология ОПЗ с их применением и многофункционального забойного устройства

2 Исследованиями взаимодействия кислотных составов с пластовыми флюидами и образцами керна выявлено, что для повышения эффективности воздействия кислотных составов бисульфата натрия (БЫ) на нефтенасыщенную зону следует применять специальные добавки, способствующие

проникновению состава в нефтенасыщенные поры пласта Добавление 1% неонолов марки АФ9-12, АФ9-10, ОП-Ю, Синол КАм, взаимного растворителя бутилцеллозольв (этилен гликоля монобутиловый эфир) в количестве 10% от объема кислотного состава наиболее полно отвечают условиям нефтяных месторождений Западной Сибири

Практическая ценность и реализация

1 Создан и внедрен в практику работ предприятий ООО «Лукойл -Западная Сибирь» эффективный метод воздействия (кислотные составы и технология их применения) для конкретных геолого-физических условий призабойной зоны скважин месторождений Западной Сибири

2 В 2006 г. в ТПП «Когалымнефтегаз» выполнено 113 комплексных обработок ПЗП с последующей очисткой скважин от продуктов реакции методом свабирования на Повховском и 21 обработка на Тевлинско -Русскинском месторождениях Среднесуточный прирост по нефти на скважину составил 6,4 т/сут Эффективность выполненных работ 86,3% Дополнительная добыча по Повховскому месторождению от выполненных ОПЗ на 31 12 2006 г составила 73508 т Среднесуточный прирост по нефти по эффективным скважинам по Тевлино - Русскинскому месторождению составил 6,7 т/сут Общий прирост по нефти по месторождению составил 131, 1 т Эффективность выполненных работ по месторождению 84, 8%

3 В 2007 г в ТПП «Когалымнефтегаз» выполнена комплексная обработка призабойных зон 52 скважин Средний прирост дебита нефти составил 5,1 т/сут

Апробация результатов исследований

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Международной научно - практической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2003г), II международной научно - практической конференции «Интенсификация добычи нефти» (г Томск, ТПУ, 2006г), VI научно - технической

конференции «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений», (г. Томск 2007 г ), координационных совещаниях и научно-технических советах ОАО «Самотлорнефть», «ТНК - Западная Сибирь», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз» ТПП «Когалымнефтегаз» (19992007 гг), ОАО НЕС «Лукойл» (г Москва 2007г), научно-техническом совете «НижневартовскНИПИнефть», научно-техническом семинаре и заседании кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (2003 - 2007 г)

Публикации

Основные положения работы изложены в 10 печатных работах Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 157 страницах машинописного текста и содержит 15 рисунков, 28 таблиц и 3 приложения Список используемых источников включает 150 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна и практическая ценность

В первом разделе рассмотрены проблемы восстановления продуктивности скважин на месторождениях Западной Сибири К настоящему времени учеными и специалистами накоплен определенный опыт, разработаны технические средства и технологии воздействия на ГОП с целью интенсификации притоков нефти Этому направлению посвящены многочисленные работы А А Аббасова, В А Амияна, Г.И. Баренблатга, Ю Е Батурина, А А Боксермана, Г Г Вахитова, И.М Галлямова, В А Гребенникова, С А. Жданова, Ю.В Земцова, Л X Ибрагимова, И.Т. Мищенко, А X Мирзаджанзаде, ЮА Поддубного, ВН Сергиенко, БМ Сучкова, ММ

Саттарова, Гадиева, В А Блажевича, Н И Хисамутдинова, А К Ягафарова и многих других

Выполнен обзор современных тенденций модификаций кислотных композиций и совершенствования технологий их применения с целью повышения эффективности ОПЗ в различных условиях С учетом литолого -физических особенностей коллекторов Западной Сибири к числу недостатков известных кислотных составов следует отнести низкую проникающую способность водных растворов кислот в слабопроницаемые нефтенасыщенные пласты и негативное влияние на результаты обработки вторичного осадко- и гелеобразования продуктов реакции

В процессе эксплуатации добывающих скважин на их продуктивность значительно влияет соотношение проницаемостей в призабойной зоне Дебит нефти добывающей скважины во многом определяется поверхностными свойствами порового пространства призабойной зоны По этой причине в настоящее время технологии ОПЗ добывающих скважин предлагают использование композиционных составов, в частности модифицирование кислотных составов добавками, сообщающими технологическим жидкостям полифункциональные свойства Их применение позволяет достичь основных целей ОПЗ добывающих скважин улучшить фазовую проницаемость для нефти, удалить кольматирующие вещества из обрабатываемой зоны пласта

Как известно, увеличение проникающей способности кислотных составов на практике достигается путем снижения сил поверхностного натяжения на границе с нефтью. С этой целью нашли применение анионоактивные ПАВ и их смесь с неионогенными, например, нефтяные или синтетические сульфонаты в смеси с неонолом

В связи с этим в рамках настоящей работы в качестве ингредиентов, повышающих проникающие способности кислотных составов, выбраны неионогенные ПАВ и взаимные растворители (ВЗР), то есть растворители, одинаково хорошо смешивающиеся с нефтью и водой Такие реагенты

обладают комплексом положительных качеств увеличивают проникающую способность кислотного состава за счет снижения поверхностного натяжения на границе с углеводородом, частично снижают скорость взаимодействия кислоты с породой, облегчают удаление продуктов реакции из зоны обработки, а также удаляют водные барьеры и рыхлосвязанную воду Для детальных исследований выбран низший алифатический спирт - монобутиловый эфир этиленгликоля - бутилцеллозольв(БЦ)

На основе результатов оценки экономической эффективности применения кислотных составов и обоснована целесообразность разработки комплексной технологии воздействия на ПЗП скважин с низкой продуктивностью

Во втором разделе изложена методика и приведены результаты лабораторных исследований комбинированного воздействия растворов кислот и поверхностно - активных веществ на породы продуктивного пласта и совместимости их с пластовыми флюидами

Выполнены исследования на совместимость технологических растворов с минерализованной водой Покачевского, Вать — Еганского, Повховского месторождений В качестве добавок ПАВ неионогенного типа (НПАВ) предлагается использовать неонояы марки АФэ-12, АФ9-Ю, ОП-Ю, Синол КАм Растворяющая способность воды по отношению к бисульфату натрия (БН), а также влияние добавки НПАВ с целью предотвращения возможного осадкообразования изучалось в условиях пластовой температуры около 60 °С Результаты, приведенные в таблице 1, иллюстрируют, что количество осадка зависит от концентрации реагента

Таблица 1

Совместимость кислотных растворов с минерализованной водой Покачевского

месторождения

№ Химический состав реагентов Масса осадка % Агрегатное состояние

1 6% бисульфат натрия 0,3 осадок аморфный

2 8% бисульфат натрия 0,4 осадок аморфный

3 10% бисульфат натрия 0,5 осадок аморфный

4 6% бисульфат натрия + 1%АФ9-12 0,5 тонкая дисперсия

5 8% БН + 10% БЦ + 1% АФ9-12 0,4 тонкая дисперсия

6 10% БН + 1% АФ9-12 +10% объем 0,45 тонкая дисперсия

7 10% БН4- 1% сульфонол 0,5 тонкая дисперсия

8 10% БН + 1% ОГЫО+ 10% БЦ 0,4 осадок

Положительное влияние добавок поверхностно-активных веществ и взаимозаменяемого растворителя очевидно, тк в присутствии этих реагентов осадок образуется в виде тонкой дисперсии (взвеси), которую легко извлекать из зоны Г13П, в отличие от аморфного осадка.

На совместимость с пластовыми водами были исследованы кислотные составы на основе Феррокленов и Феррокленов, модифицированных добавкой гидрофобизатора Было рассмотрено взаимовлияние композиций на основе бисульфата с добавками ПАВ различных классов анионактивными ПАВ типа сульфонол, МЛ-80, неионогенных ПАВ типа неонол АФ9-12, комплексный ПАВ Синол КАм

Составы на основе Ферроклена К-2 оказались устойчивы к процессам осадкообразования при термостатирования в течение б часов при контакте с пластовой водой при пластовых температурах (таблица 2) Устойчивость обусловлена композиционным составом, позволяющим эффективно взаимодействовать с пластовыми водами с образованием растворенных компонентов пластовой воды и нахождению осадкообразующих компонентов в растворенном виде

Сравнивая результаты, приведенные в таблице 3 влияния добавок ПАВ разного типа, отмечаем, чго при использовании НПАВ типа неонол АФ9-12, Синол КАм образование осадков при взаимодействии с пластовыми водами представленных образцами вод Вать-Еганского месторождения ничтожно мало (0,1-0,2 % от объема) и в десять и более раз меньше, чем в композициях БН с анионактивными ПАВ

Таблица 2

Совместимость пластовых вод Вать-Еганского месторождения с составами на основе Феррокленов в условиях

пластовых температур

№ Состав, Композиция кислоты Скважина/Пласт

5087/АВ, 4475/БВ, 4553/БВ, 8861ЛОВ |

Т"(|л=64иС Т°„л=73иС Типл=73°С Т°1и1=93иС

1 Ферроклен К-2 (разбавление 3) состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный

2 Ферроклен К-3 (разбавление 5) следы осадка, легкое помутнение состав прозрачный следы осадка осадок, 0,2 % от объема

3 Ферроклен К-3 (разбавление 10) следы осадка состав прозрачный следы осадка осадок, 0,1 % от объема

Модш шцированные Ферроклены

4 Ферроклен К-2 (разбавление 5) + ИВВ-1 (1%) - состав прозрачный состав прозрачный легкое помутнение

5 Ферроклен К-3 (разбавление 6) + ИВВ-1 (1%) - осадок осадок рыхлый, 0,5 % от объема осадок аморфный, 0,5 % от объема

Составы на основе соляной кислоты

б Синол (разбавление 4) состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный

7 НС1(10%) +СНзСООН(Ю%) состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный

8 НС1 (10%) +СН3СООН(5%) состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный

Примечание концентрации исходных составов приведены в таблице до смешения с пластовой водой Составы были приготовлены с пластовой водой вышеуказанных месторождений в соотношении 50 50

Таблица 3

Совместимость пластовых вод Вать-Еганского месторождения с кислотными составами на основе БН в условиях

пластовых температур

Состав Скважина/пласт

№ Композиция 5087/АВ, 4475/БВ, 4553/БВ, 8861/ЮВ,

кислоты Т0М=64°С Т°ПЛ=73°С Типл=73°С Тиш,=93°С

1 БН (10 %) осадок, 0,1 % от объема мелкокристаллический осадок «0,1 %-02 % от объема около 0,1 % от объема (следы осадка) осадок 1 % от объема

2 БН(10%) + сульфонол (1 %) осадок, 0,2 % от объема осадок, 2,5 % от объема осадок около 1 % от объема осадок 3 % от объема

3 БН (10 %) + АФ?-12 (1 %) осадок, около 0,2 % от объёма около 0,1 % от объема (следы осадка) осадок около 0,1 % от объёма осадок, 0,3 % - 0,5 % от объема

4 БН (10 %) + ИВВ-1 (1 %) .* около 0,01 % от объема (следы осадка) осадок 0,1-0,05 %от объёма

5 БН (10 %) + ИВВ-1 (0,5 %) .* менее 0,01 % от объема (следы осадка) осадок 0,1-0,05% от объема

6 БН(10%) + Синол КАм (0,5 %) осадок, 0,1 % от объёма осадок, 0,1 % - 0,2 % от объёма около 0,1 % от объема (следы осадка) осадок, 0,3 % - 0,4 % от объёма

7 сульфонол (1 %) состав прозрачный осадок, 2 % от объема осадок, 6 % от объёма осадок 6 % от объема

8 МЛ-80 (1 %) осадок, 5 % от объёма осадок менее 1 % состав прозрачный следы осадка, дисперсия

9 АФ9-12 (1 %) состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный

10 Синод КАм (1 %) состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный состав прозрачный

Примечание * - отсутствие пробы

Проведены эксперименты по определению стабильности кислотного состава на основе БН с добавкой растворителя в условиях контактирования с нефтью Вать - Еганского, Покачевского (пласта БВ6), Повховского (пласт ЮВ,) месторождений

Таким образом, по результатам лабораторных экспериментов, проведенных по совместимости пластовых флюидов с разработанными составами применительно к условиям месторождений, была установлена совместимость и с пластовыми водами и с нефтью представленных образцов проб

Для проверки устойчивости составов с добавкой гидрофобизатора ИВВ-1 в условиях пластовых температур составы, разбавленные в необходимом соотношении пресной водой, термостатировали в диапазоне температур 20-65°С согласно стандартной методике Выявлено, что наиболее стабильными являются составы на основе бисульфата натрия с добавкой гидрофобизатора ИВВ-1 в пределах концентрации от 0,2 % до 1 % Составы на основе Ферроклена К-2 и солянокислотные составы с добавкой ИВВ-1 в пределах концентрации 0,2 %-1 %, также термостабильны Составы на основе Феррокленов К-3 менее термостабильны с добавками ИВВ-1

Выполнена оценка нефтевытесняющих свойств составов на основе бисульфата натрия на модели неоднородного пласта с использованием стандартной методики СибНИИНП (СТП 0148070-012—91) "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами", в соответствии с которой эксперименты по вытеснению нефти проводятся без создания пластового давления в модели пласта, что позволяет сократить время эксперимента Получаемые в таких условиях приросты коэффициентов вытеснения нефти позволяют достаточно эффективно оценить нефтевытесняющие свойства испытываемых составов растворителя

По результатам лабораторных испытаний составов, приведенных в таблице 4 видно, что с повышением концентрации бисульфата в растворе

нефтевытесняющие свойства составов, скорости фильтрации жидкости по высокопроницаемому и низкопроницаемому пропласткам увеличиваются Лучшими нефтевытесняющими свойствами обладает состав с 10%-ным содержанием бисульфата натрия, 10%-ным содержанием карбамида натрия, 0,5% сульфанола Повышение концентрации бисульфата натрия и карбамида натрия более чем на 10% не экономично, так как ведет к незначительному повышению нефтевытесняющих свойств

Таблица 4

Нефтевытесняющая способность составов на основе бисульфатов, модифицированных аммонийсодержащим реагентом в условиях неоднородного

по проницаемости пласта

№ опыт а Содержание компонентов в составах До обработки составами После обработки

Скорость фильтрации жидкости по пропластка м, мл/час Коэффицие нт вытеснения нефти водой,по пропластка м, % Коэффицие нт вытеснения по пласту в целом, % Скорость фильтрации жидкости по пропластка м, мл/час Прирост коэффици ента вытеснен ия нефти по пропластк ам, % Дополнитель ный прирост коэффициент а вытеснения по пласту, %

1 1%-бисульфат 5%-карбамид 0,5%-сульфанол Состав на мин воде 4,5 гул 3,9 61,1 46,5 5,0 7,2 11,6

2 5%-бисульфат 5%-карбамид 0,5%-сульфанол Состав на мил воде 4,5 г/л 4,0 62,0 46,9 5,7 10,4 14,5

3 10%-бисульфат 10%-карбамид 0,5%-сульфанол Состав на мин воде 4,5 г/л 4,0 61,7 47,0 6,6 12,1 16,7

4 15%-бисульфат 10%-карбамид 0,5%-сульфанол Состав на мин воде 4,5 г/л 4,0 61,8 47 0 6,7 12,2 16,9

10%-бисульфат

15%-карбамид

5 0,6%-сульфанол Состав на мин воде 4,5 г/л 3,9 61,5 46,8 6,6 12 1 16,8

Была испытана технология интенсифицирующего воздействия на пласт, на неоднородной по проницаемости модели пласта и включающая два этапа прокачки оторочек состава Первый этап воздействия представляет собой прокачку 0,5 % АФ9-12 водного раствора, включающего 10 % (об) бутилцеллозольва для улучшения фильтрующих свойств породы, т е фактически выполняет функцию очистки Второй этап воздействия — это прокачка оторочки кислотного состава 12 % гидролизной кислоты, включающего также добавку НПАВ 1 % АФ9-12 и 10 % бутилцеллозольва Включение в состав оторочки бутилцеллозольва позволяет достаточно эффективно увеличить прирост коэффициента нефтеотдачи по обоим пропласткам, увеличить скорости фильтрации жидкости по обеим зонам модели пласта, а также стабилизировать давление внутри модели пласта

В ходе эксперимента было установлено, что прирост коэффициента нефтевытеснения по высокопроницаемой зоне пласта составляет 12,5 %, по низкопроницаемой зоне пласта — 25,8 %

Кислотные составы, применяемые при обработке ПЗП коллекторов должны обладать хорошей растворяющей способностью по отношению к карбонатным компонентам породы, однако вести себя достаточно инертно по отношению к связующим цементам, чтобы не ухудшить прочность породы В этой связи была изучена растворяющая способность кислотных составов на основе Ферроклен К-2 по отношению к породам продуктивных пластов месторождений ТПП «Урайнефтегаз»

Результатами исследований установлено, что кислотные составы на основе Ферроклена К-3 не могут быть использованы на указанных месторождениях, т к при температурах близких к пластовым одновременно с растворением породы происходит осадкообразование, которое будет снижать

проницаемость пласта

Лабораторные исследования модифицированных кислотных составов на основе гидролизной кислоты (бисульфата натрия) и Ферроклена К-2 (Гелий 1К-2) применительно к условиям ТПП «Лангепаснефтегаз» на примере месторождений Локосово, Чумпасское, Поточное, Нивагальское и Лась-Еганское позволили сделагь выводы о высокой эффективности для обработки призабойной зоны пласта (представлены в диссертационной работе)

Рекомендуется использование кислотных составов типа Гелий 1К-2 с разбавлением от 10 до 3 раз, что соответствует концентрации по кислоте 3%-12%, т к при использовании более концентрированных растворов происходит нежелательное образование вторичных осадков

В третьем разделе приведены результаты разработки технических средств и способов комплексной обработки нефтяного пласта двухкомпонентными и трехкомпонентными химическими составами с последующим удалением продуктов реакции специальной депрессионной камерой, струйными насосами и свабированием

Основное условие эффективности предлагаемых технологий очистка призабойной зоны пласта от продуктов реакции после каждого этапа воздействия, вынос мелкодисперсных сред и предотвращение контакта в скважине «щелочь—кислота»

Проведенные исследования показывают, что в извлеченных осадках и мехпримесях кроме пластовых вод, абразивных частиц и асфальтено-смолистых и парафиновых отложений присутствует до 30% материалов, используемых при бурении скважины (бентонитовая глина, гипан, КМЦ и др реагенты) Таким образом, очистка и извлечение из скважины скопившихся многолетних осадков улучшает коллекторские свойства пласта и, как следствие повышает эффективность работы скважины В этой связи разработано устройство для очистки призабойной зоны скважин (Пат 2141558 РФ, Е 21 В 37/00), схема которого приведена на рис 1

(а - верхняя часть, б - нижняя часть)

Устройство состоит из депрессионной камеры I, выполненной в виде двух труб 2 и 5 Депрессионная камера снабжена в верхней части наголовником 4, а в нижней-—муфтой перекрестного сечения 5 Внутренний ряд труб 2 герметично соединен в верхней части с наголовником 4 с помощью уплотнительных колец 6, а в нижней части — с муфтой перекрестного сечения 5 с помощью уплотнительных колец 7

Количество груб внутреннего 2 и наружного ряда 3, соединенных соответственно муфтами 8 и 9, может быть разным в зависимости от требуемого объема депрессионной камеры 1

В наголовнике 4 выполнен клапан разрядки избыточного давления 10 для стравливания воздуха, находящегося в камере в момент ее открытия и избыточного давления флюида после подъема устройства на устье скважины

В муфте перекрестного сечения 5 выполнены осевые отверстия 11 для соединения депрессионной камеры 1 с призабойной зоной скважины и радиальные отверстия 12 для соединения внутренней полости труб 13, на которых устройство спускается в скважину с затрубным пространством

Муфта соединена при помощи патрубка 14 с приводным устройством, которое состоит из корпуса 15, переводника 16 с отверстиями 17, ограничителя 18, поршня 19 с кольцевой канавкой 20 и запорных шаров 21, установленных в отверстиях 17 переводника и канавке поршня 20 с возможностью взаимодействия переводника 16 с ограничителем 18

На наружной поверхности поршня 19 установлены герметизирующие кольца 22, а патрубок 14 соединен с переводником 16 приводного устройства с помощью муфты 23 и центрируется в корпусе 15 обоймой 24

Ограничитель 18 жестко установлен в корпусе переводного устройства на конструкционных штифтах 25, а переводник 16 установлен с возможностью осевого перемещения в корпусе приводного устройства на срезаемых штифтах 26, на которые упирается муфта 23 переводника 16

Под приводным устройством расположен гидропульсатор, который состоит из корпуса 27, верхней опоры 28 с осевыми каналами 29, нижней опоры 30 с осевыми каналами 31 и цилиндрического ступенчатого ротора 32, состоящего из цилиндров меньшего и большего диаметра Ротор 32 установлен с возможностью вращения в верхней опоре 28 на шаре 33 и центрируется в корпусе центратором 34 В цилиндре большего диаметра ротора 32 выполнено под углом наклонное отверстие 35 Под гидропульсатором установлен обратный клапан, состоящий из седла 36 и шара 37 и заглушённый хвостовик 38 с перфорационными отверстиями 39 Внутри хвостовика монтируется в

специальном кармане 40 манометр 41 Устройство спускается в скважину на трубах 13, а над устройством установлен пакер 42

С применением данного устройства разработан способ очистки призабойной зоны скважин за один спускоподъемный цикл (Пат 2158356 РФ, Е 21 В 37/06), в котором комплексное воздействие на призабойную зону скважины, включает извлечение из скважины глубинно-насосного оборудования, спуск в скважину до забоя насосно-компрессорных труб, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя продавочной жидкостью в призабойную зону пласта, спуск нагревателя, прогрев растворителя в интервале перфорации, извлечение нагревателя и запуск скважины в эксплуатацию В качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют водный раствор 10% концентрации бисульфата натрия, 10% концентрации карбамида натрия и 0,5% концентрации сульфанола в объеме 1 м3 на 1 метр эффективной мощности пласта, а прогрев растворителя проводят после его продавки в призабойную зону пласта, при этом перед продавкой растворителя герметизируют межтрубное пространство.

Применение составов на основе бисульфата модифицированного карбамидом позволяет поэтапно воздействовать на призабойную зону пласта Непосредственно сразу после закачки в пласт бисульфат начинает взаимодействовать с породой с выделением газа, способствуя увеличению проницаемости

В результате промыслового испытания способа в скважине № 2248 куста № 442 Нивагальского месторождения Западной Сибири удалось существенно увеличить продуктивность скважины

При проведении различных видов химического и термохимического воздействия на ПЗП, как правило, происходит очистка призабойной зоны пласта без существенного изменения физических характеристик порового пространства Гидроимпульсное воздействие на пласт с различной частотой и

мощностью позволяет существенно изменить структуру ПЗП, увеличить проницаемость, снизить фильтрационное сопротивление в системе пласт-скважина В этой связи разработана технология гидроимпульсного воздействия на пласт (Пат 2184221 РФ, Е 21 В 43/25, 37/06) с применением гидроимпульсных насосов, гидродинамических пульсаторов, виброструйных устройств, используемых в зависимости от геолого-технических характеристик скважин, а также целей и задач решаемых при проведении комплексных ОПЗ

Взаимодействие химических и физических способов воздействия на ПЗП позволяет успешно осваивать скважины после бурения, в также после длительной консервации Сочетание гидроимпульсного воздействия с различными видами кислотных обработок успешно применяются на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, в частности на группе пластов ЮВ1—ЮВ2 Западно-Сибирского региона

Предложен способ интенсификации нефтепритока из низкопроницаемых коллекторов производными органических кислот (Пат. № 2244111 РФ, Е 21 В 43/22, 43/27), в котором используется кислотные композиции в сочетании с органическими кислотами, в качестве производных органических кислот используется головная фракция этилацетатного производства (ГФЭАП), представляющая собой легкоподвижную маловязкую жидкость с резким запахом, не растворимую в воде Основными компонентами фракции являются диэтиловый эфир, этилацетат, ацетальдегид Для приготовления кислотных композиций дополнительно используется глинокислота, а также растворители -изопропанол и дизельное топливо.

Добавка алифатических спиртов в кислотные композиции в сочетании с ГФЭА способствуют гомогенизации состава Обработка модели пласта солянокислотной композицией в сочетании с ГФЭА и добавкой неонола способствует лучшей декольматации, снижает межфазное натяжение на границе раздела фаз, усиливает отмывающие свойства состава Воздействие такого состава более эффективно позволяет очистить породу от нефти,

декольматантев, кислотному компоненту реагировать более эффективно.

Для оценки эффективности указанных с оста поп, были проведены соответствующие эксперименты на моделях пластов Нивагальского Цесторождейия в соответствии со стандартной методикой СТП 0148070- 013-91 «Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами».

После прокачки оторочки состава химреагентов через модель пласта было установлено, что прирост коэффициента нефтевытеснения составил 25 %, скорость фильтрации возросла в 1,6 раз, перепад давления внутри модели пласта снизился в 2,1 раз.

Проведены опытно-промысловые испытаниям Оl l'i добывающих скважин с применением этого состава. Объем испытаний составил пять скважино-операций (4 - на пластах ЮВ-1 и I на пласте Ач-2 H и тагальского месторождения). Как видно из рисунков 2, 3, дополнительная добыча нефти по скважинам составила от 4 до 14,3 т/сут, обводненность снизилась на 2-9 %. Дополнительный прирост нефти от проведенных работ составил в среднем 7 тонн на одну скважину.

снв. 2243 куст 442

Рсжии ласлеОТО

до СЛЭ

Вгдии no; » cii3

«8.2113 куст 423

Рис. 2 Сравнение основных параметров добывающей скважины №2248 куст 442 и №2113 куст 429 до и после обработки призабойной зоны.

схв.4671 чует 916

Ок :/сут

Ок. йода. % Оч, >7сут Ок.

и'/су м'/сут |

Ргкнм до ОТО

Ражим после ОТО

скв, 2796 куст 445

Он. т/сутОж, 1 мЧсут

Режим до ОГО

Вода, %

Рис. 3 Сравнение основных параметров добывающей скважины №2796 куст 445 и №4671 куст 916 до и после обработки при забой ной зоны

Таким образом, установлено, что композиция на основе ГФЭАП, модифицированная соляной и фтористоводородной кислотой с добавлением алифатических спиртов обладает высокой растворяющей способностью по отношению к породе пласта.

В четвергом разделе приведены результаты внедрения на месторождениях ОАО ПК «Лукойл» комплексного метода воздействия двух- и трехкомпонентными химическими составами на основе кислот с последующим удалением продуктов реакции из скважины (технология ЗАО НГ111 «Гелий»). Применяемая технология обработки нризабойной зоны пласта высокоэффективна не только для улучшения производительности добывающих скважин, по и для повышения приемистости нагнетательных скважин, что подтверждено промысловыми данными.

Перед началом проведения работ в скважине и после обработки проводится ее аттестация с записью кривой восстановления давления (кривой восстановлен ил уровня) с применением комплекса гидродинамических исследований скважин ГДИ-710 и интерпретации получанных данных. В зависимости от степени ухудшения коллекторских свойств, потенциальных

возможностей скважины и величины ее приемистости проводятся дальнейшие работы по воздействию на призабойную зону пласта кислотными составами

Предлагаемая технология обработки призабойной зоны экономически выгодна, что подтверждается фактическими показателями дополнительно добытой нефти и устойчивой работой скважин после вывода на режим В 1999 г выполнено 24 операции в скважинах Западной Сибири, при этом дополнительная добыча нефти составила 14 тыс т В 2000 г проведено 96 скважино-операций, в результате которых дополнительная добыча нефти составила 78,5 тыс т, а в 2001 г добыто 128 тыс т нефти по скважинам, обработанным по этой технологии По результатам работы в 1999—2001 гг успешность выполнения операций (достижения запланированного заказчиком дебита) составила 75 80 % Анализ проведенных операций по обработке показывает, что технология наиболее эффективна при подключении в работу ранее не работавших малообводненных пропластков, в которых после проведения операции обводненность снижается в среднем на 15 20 % При обработке основных работающих пропластков (а это 75 % всех объектов) обводненность уменьшилась с 60 62 % до 58 60 %, т е. наблюдается увеличена коэффициента нефтеотдачи в среднем на 2 %

Виброструйные устройства, применяемые в ЗАО НПП "Гелий", позволяют проводить работы в скважине как в режиме пульсара, так и в режиме струйного насоса без дополнительного подъема подземного оборудования, при этом сохраняется возможность освоения скважины методом свабирования В настоящее время на стадии внедрения находится способ работы с продуктивным пластом по комплексной технологии на основе гидролизной кислоты с использованием гидравлических желонок Анализ результатов показывает, что эффективность очистки призабойной зоны пласта и освобождение скважины от продуктов реакции выше, чем при обычном свабировании

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Установлена низкая эффективность (менее 60 %) использования обработок призабойных зон пластов со сложным полимеральным и геологическим строением пластов на месторождениях Западной Сибири растворами соляной кислоты высокой концентрации, в связи с низкой проникающей способностью и вторичным осадкообразованием

2 Для повышения эффективности воздействия кислотных составов, включающих гидролизную кислоту и поверхностно-активное вещество, на нефтенасыщенную породу предлагается вводить в кислотные составы специальные добавки, улучшающие совместимость в системе состав—нефть и способствующие более глубокому проникновению состава в нефтенасыщенные поры пласта. В качестве таких добавок предлагается использовать взаимный растворитель — монобутиловый эфир этиленгликоля (бутилцеллозольв) в количестве 5.. 10 %. Добавка бутилцеллозольва в композиционный кислотный состав, включающий также добавку ПАВ, улучшает нефтевытесняющие свойства

3. Разработаны модифицированные кислотные составы для обработки призабойной зоны на уровне патентов, характеризующиеся пониженной концентрацией соляной кислоты (до 10%) и высокой проникающей способностью в поры пласта за счет применения взаимных растворителей с целью снижения поверхностного натяжения на границе с углеводородами и удаления продуктов реакции

4 Разработана комплексная технология (Пат № 2097528 РФ, Е 21 В 33/13, Пат 2158356 РФ, Е 21 В 37/06, Пат 2184221 РФ, Е 21 В 43/25, 37/06, Пат № 2244111 РФ, Е 21 В 43/22, 43/27) ОПЗ пласта, основанная на применении многофункционального устройства для очистки призабойной зоны скважины (Пат 2141558 РФ, Е 21 В 37/00). Технология внедрена для конкретных геолого-физических условий призабойной зоны скважин месторождений Западной Сибири ООО «Лукойл - Западная Сибирь» В результате ОПЗ

получена средняя эффективность 86,3%, средний прирост дебита составляет более 6 т/сут В ТПП «Когалымнефтегаз» дополнительно добыто 73508 т нефти

Основные положения диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Пазин А Н Возможности расширения потенциала методов интенсификации добычи нефти /АН Пазин, А Е Ткачев, Р Б Биккулов // Известия вузов Нефть и газ -2003 -№4 - С 46-51

2 Ткачев АЕ Комплексная технология обработки призабойных зон скважин / А Е Ткачев, А Н Пазин // Известия вузов Нефть и газ - 2003 - № 5 -С 47-49

3 Апасов ТК Анализ результатов эффективности гидравлического разрыва пласта на юрских отложениях (на примере Хохряковской группы месторождений) / ТК Апасов, АС Трофимов, РТ Апасов, АН Пазин // Известия вузов Нефть и газ - 2003 - № 6 - С 22-29.

4 Пазин А Н Комплексная технология обработки призабойных зон скважин применительно к условиям месторождений Западной Сибири /АН Пазин, А Е Ткачев//Нефтепромысловое дело -2006 - №8 - С 38-41

5 Телков А П Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта / АП Телков, ГА Ланчаков, Г Г Кучеров, АЕ Ткачев, Е И Гаврилов - Тюмень ООО НИПИКБС-Т, 2003 - 320 с

6 Пат № 2097528 РФ, Е 21 В 33/13 Способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины /СИ Грачев, Ю С Кузнецов, А Н Пазин, Е И Гаврилов - № 95105773/03, Заявлено 13 04 95, Опубл 27 11 97, Бюл 33

7 Пат 2141558 РФ, Е 21 В 37/00 Комплексное устройство для очистки призабойной зоны скважин / АЕ Ткачев, ФС Каримов, АН Пазин, ТК Апасов, Н А Юсин - № 99101588/03, Заявлено 26 01 99, Опубл 20 11 99, Бюл №32

8 Пат 2158356 РФ, Е 21 В 37/06 Комплексная технология очистки призабойной зоны скважин /АН Пазин, А Е Ткачев, Ф С Каримов - № 2000101500/03, Заявлено 21 01 2000, Опубл 27 10 2000, Бюл № 30

9 Пат 2184221 РФ, Е 21 В 43/25, 37/06 Способ комплексного воздействия на призабойнуто зону скважины / АН Пазин, АЕ Ткачев - № 2001119583/03, Заявлено 16 07 2001, Опубл 27 06 2002, Бюл № 18

10 Пат № 2244111 РФ, Е 21 В 43/22, 43/27 Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов / Ф Я Канзафаров, В А Леонов, К К Галлямов, С И Кирилов, М X Мовсесян М X , А Н Пазин, С Н Тен - № 2003126277/03, Заявлено 27 08 2003, Опубл 10 01 2005, Бюл № 1

Соискатель

А Н Пазин

Подписано к печати jl Бум писч № 1

Заказ Уел изд л 1,2

Формат 60x84 Vi6 Уел печ л 1,2

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз

Издательство «Нефтегазовый универси гет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Пазин, Александр Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПРОБЛЕМЫ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

1.1. Анализ существующих реагентных технологий воздействия на призабойные зоны скважин и оценка их эффективности.

1.2. Результаты применения растворов неионогенных ПАВ высокой концентрации.

1.3. Актуальность разработки комплексной технологии воздействия на ПЗП скважин с низкой продуктивностью.

2. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОМБИНИРОВАННОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ РАСТВОРОВ КИСЛОТ И ПОВЕРХНОСТНО - АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ.

2.1 Исследование совместимости кислотных составов на основе бисульфата натрия с добавкой НПАВ с пластовыми флюидами.

2.1.1 Исследования на совместимость технологических растворов с минерализованной водой Покачёвского месторождения.

2.1.2 Исследование влияния кислотных композиций на совместимость с пластовыми водами Вать-Еганского месторождения.

2.1.3 Исследование влияния кислотных композиций на совместимость с пластовыми водами Повховского месторождения.

2.2 Исследование стабильности составов на основе бисульфата натрия при контактировании с нефтью.

2.2.1 Стабильность кислотного состава на основе бисульфата натрия с добавкой растворителя в условиях контактирования с нефтью пласта БВ Покачёвского месторождения.

2.2.2 Стабильность кислотных составов в условиях пластовых температур при контактировании с нефтью Вать-Еганского месторождения.

2.2.3 Стабильность кислотных составов в условиях пластовых температур при контактировании с нефтью Повховского месторождения.

2.3 Анализ результатов лабораторных экспериментов определения ^ совместимости пластовых флюидов с разработанными составами.

2.4 Термостабильность кислотных составов с добавкой гидрофобизатора ИВВ-1 в условиях пластовых температур.

2.5 Оценка нефтевытесняющих свойств составов на основе ^ бисульфата на модели неоднородного пласта.

2.6 Разработка растворителей АСПО и водонефтяных эмульсий.

2.7 Растворяющая способность кислотных составов на основе Ферроклен К-2 по отношению к породам продуктивных пластов месторождений ТПП «Урайнефтегаз».

2.8 Растворяющая способность кислотных составов типа Ферроклен К-3 по отношению к породе месторождений ТПП «Урайнефтегаз».

2.9 Растворяющая способность кислотных составов на основе бисульфата натрия по отношению к породам пластов.

2. 10 Исследование эффективности составов типа «Гелий» для ОПЗ пласта применительно к условиям месторождений ТПП

Лангепаснефтегаз».

Выводы по разделу 2.

3.РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ И СПОСОБОВ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА.

3.1 Устройство для очистки призабойной зоны скважин.

3.2 Способ очистки призабойной зоны скважин за один спуско-подъемный цикл.

3.3 Способ растворения АСПО в призабойной зоне скважины.

3.4 Технология гидроимпульсного воздействия на пласт.

3.5 Способ интенсификации нефтепритока из низкопроницаемых коллекторов производными органических кислот.

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН ООО

ЛУКОЙЛ-ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ».

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка комплексной технологии обработки призабойных зон скважин применительно к условиям месторождений Западной Сибири"

Актуальность проблемы

Эффективность разработки нефтяных месторождений Западной Сибири во многом определяется состоянием призабойной зоны пласта (ПЗП) нагнетательных и добывающих скважин. В процессе разработки снижается проницаемость ПЗП и происходит ухудшение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Это вызывается выпадением различных продуктов реакции после закачки химических реагентов, увеличением водонасыщенности горных пород и снижением фазовой проницаемости для нефти. В настоящее время для восстановления фильтрационных характеристик ПЗП в коллекторах, которые характеризуются высокой водоудерживающей способностью, глинистостью, развитой удельной поверхностью порового пространства применяются многокомпонентные технологии обработки. Однако, при достаточно высоком содержании карбонатных соединений воздействие, например, солянокислотным раствором может спровоцировать образование вторичных осадков, формирование в поровых каналах устойчивого водного барьера и снижение фазовой проницаемости для нефтей.

В этой связи, необходима разработка комплексного подхода и методов воздействия на призабойную зону пласта, которые являются многофакторными процессами. Их положительная результативность определяется тщательностью и точностью определения свойств объекта воздействия (пласт—скважина), а также достоверностью диагноза состояния ПЗП и скважины в целом.

Поэтому основное направление диссертационной работы связано с разработкой эффективных технологий с усовершенствованием технических средств, обеспечивающих восстановление продуктивности скважин с декольматацией ПЗП и обоснованием эффективных химических композиций. Внедрение комплексных технологий, сочетающих в себе физико-химическое воздействие на ПЗП, является актуальным при разработке пластов Нижневартовского свода и аналогичных залежей Западной Сибири.

Цель работы

Интенсификация притока нефти к забою скважин с низкой продуктивностью путем разработки комплексных технологий с усовершенствованием технических средств и подбором эффективных химических композиций с учетом конкретных геолого-промысловых условий.

Основные задачи исследований:

1. Анализ'эффективности апробированных в условиях месторождений Западной Сибири технологий обработки ПЗП скважин, вскрывших низкопроницаемые и неоднородные коллектора. Выявление факторов, влияющих на результативность технологий воздействия на прискважинную зону пластов со сложным полиминеральным и геологическим строением.

2. Лабораторные исследования комбинированного воздействия растворов кислот и поверхностно - активных веществ на породы продуктивного пласта и совместимости их составов с пластовыми флюидами.

3. Разработка и экспериментальное исследование реагентов и составов для физико-химической обработки ПЗП и соответствующее развитие комплексной технологии интенсификации притока нефти с использованием многофункционального забойного устройства.

4. Испытание и внедрение комплексной технологии обработки призабойных зон скважин с низкой продуктивностью применительно к условиям месторождений Западной Сибири.

Научная новизна выполненной работы

1. Разработаны модифицированные кислотные составы, устойчивые к действию пластовых температур до 75 °С, и комплексная технология обработки ПЗП с их применением и многофункционального забойного устройства.

2. Исследованиями взаимодействия кислотных составов с пластовыми флюидами и образцами керна выявлено, что для повышения эффективности воздействия кислотных составов на основе бисульфата натрия (БН) на нефтенасыщенную зону следует применять специальные добавки, способствующие проникновению состава в нефтенасыщенные поры пласта. Добавление 1% неонолов марки АФ9-12, АФ9-10, ОП-Ю, Синол КАм и взаимного растворителя бутилцеллозольв (этилен гликоля монобутиловый эфир) в количестве 10% от объёма кислотного состава наиболее полно отвечают условиям нефтяных месторождений Западной Сибири.

Практическая ценность и реализация

1. Создан и внедрен в практику работ предприятий ООО «Лукойл -Западная Сибирь» эффективный метод воздействия (кислотные составы и технология их применения) для конкретных геолого-физических условий призабойной зоны скважин месторождений Западной Сибири.

2. В 2006 г. в ТПП «Когалымнефтегаз» выполнено 113 комплексных обработок ПЗП с последующей очисткой скважин от продуктов реакции методом свабирования на Повховском и 21 обработка на Тевлинско -Русскинском месторождениях. Среднесуточный прирост по нефти на скважину составил 6,4 т/сут. Эффективность выполненных работ 86,3%. Дополнительная добыча по Повховскому месторождению от выполненных ОПЗ на 31.12.2006 г. составила 73508 т. Среднесуточный прирост по нефти по эффективным скважинам по Тевлино - Русскинскому месторождению составил 6,7 т/сут. Общий прирост по нефти по месторождению составил 131, 1 т. Эффективность выполненных работ по месторождению 84, 8%.

3. В 2007 г. в ТПП «Когалымнефтегаз» выполнена комплексная обработка призабойных зон 52 скважин. Средний прирост дебита нефти составил 5,1 т/сут

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Пазин, Александр Николаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлена низкая эффективность (менее 60 %) использования обработок призабойных зон пластов со сложным полимеральным и геологическим строением пластов на месторождениях Западной Сибири растворами соляной кислоты высокой концентрации в связи с низкой проникающей способностью и вторичным осадкообразованием.

2. Для повышения эффективности воздействия кислотных составов, включающих гидролизную кислоту и поверхностно-активное вещество, на нефтенасыщенную породу предлагается вводить в кислотные составы специальные добавки, улучшающие совместимость в системе состав—нефть и способствующие более глубокому проникновению состава в нефтенасыщенные поры пласта. В качестве таких добавок предлагается использовать взаимный растворитель — монобутиловый эфир этиленгликоля (бутилцеллозольв) в количестве 5. 10 %. Добавка бутилцеллозольва в композиционный кислотный состав, включающий также добавку ПАВ, улучшает нефтевытесняющие свойства.

3. Разработаны модифицированные кислотные составы для обработки призабойной зоны на уровне патентов, характеризующиеся пониженной концентрацией соляной кислоты (до 10%) и высокой проникающей способностью в поры пласта за счет применения взаимных растворителей с целью снижения поверхностного натяжения на границе с углеводородами и удаления продуктов реакции.

4. Разработана комплексная технология (Пат. № 2097528 РФ, Е 21 В 33/13, Пат. 2158356 РФ, Е 21 В 37/06, Пат. 2184221 РФ, Е 21 В 43/25, 37/06, Пат. № 2244111 РФ, Е 21 В 43/22, 43/27) обработки призабойной зоны пласта, основанная на применении многофункционального устройства для очистки призабойной зоны скважины (Пат. 2141558 РФ, Е 21 В 37/00). Технология внедрена для конкретных геолого-физических условий призабойной зоны скважин месторождений Западной Сибири ООО «Лукойл - Западная Сибирь». В результате обработки призабойной зоны пласта получена средняя эффективность 86,3%, средний прирост дебита составляет более 6 т/сут. В ТПП «Когалымнефтегаз» дополнительно добыто 73508 т. нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Пазин, Александр Николаевич, Тюмень

1. Ахундов М.С. О выборе решений при проведении обработок призабойных зон скважину / Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1990. - № 10.-С. 30-33.

2. Новое в технологии добычи нефти и ремонте скважин за рубежом. // Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1989. - Вып. 21. - 54 с.

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

4. Гилязов Ш.Я. Анализ эффективности методов ОПЗ эксплуатационных и нагнетательных скважин НГДУ "Нурлатнефть" / Ш.Я. Гилязов, Р.З. Манапов, Р.А. Сафиулин, Н.И. Волкова, М.Ф. Вахитов // Нефтепромысловое дело. 2000. - № 6.

5. Фахретдинов Р.И. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче / Р.И. Фахретдинов, Р.Ф. Нигматуллина. -.Уфа: Гил ем, 1996. 191 с.

6. Фахретдинов Р.И. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче / Р.И. Фахретдинов, Р.Ф. Нигматуллина. М.: Недра, 1986. - С. 6-17.

7. Шпуров И.В. Разработка и промышленное применение лигниносодержащих составов для повышения нефтеотдачи пластов в различных геологических условиях / И.В. Шпуров, С.И. Дудин, Т.М. Николаева // Известия вузов. Нефть и газ. 2002. - № 3. - С. 38-41.

8. Сучков Б.М. Повышение производительности мало дебетных скважин. Ижевск: УдмуртНИПИнефть, 1999. - 645 с.

9. Гадиев С.М. Вибровоздействие на призабойную зону скважину // Нефть и газ. 1973. - № 5. - С. 47-50;

10. Сафин С.Г. Физико-химические исследования для качественного управления воздействием на призабойную зону пласта // Нефтяное хозяйство. -2003. № 2.

11. Н.Кабиров М.М. Комплексная технология увеличения нефтеотдачи пласта при заводнении с применением поверхностно-активного состава (ПАС) / М.М. Кабиров, М.Н. Персиянцев, Ш.А. Гафаров, В.Г. Султанов // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 10. - С. 45-47.

12. Магадова JI.A. Кислотная композиция "Химеко ТК-2" для низкопроницаемых терригенных коллекторов / JI.A. Магадова, М.А. Силин, Э.Ю. Тропин // Нефтяное хозяйство. 2003. - С. 80-81.

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

14. Дополнение к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения / Сибирский науч.-исслед. ин-т нефтяной пром-сти (СибНИИНП); Руководитель Л.С. Бриллиант. Тюмень, 1994. - 180 с.

15. Амиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян А.А. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. М., 1977. 80 с. Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. (Сер. Нефтепромысл. дело).

16. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М. Недра. 1996. 379 с.

17. Ибрагимов J1.X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М. Наука. 2000. 414 с.

18. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Москва-Ижевск PXD 2001. 735 с.

19. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика М. Недра, 1973. 359 с.

20. Шумилов В.А., Аристов В.Н., Григорьян Н.А. Предохранение и восстановление проницаемости призабойной зоны при разработке месторождений Западной Сибири. М. ВНИИОЭНГ, серия «Нефтепромысл. дело» 1980, 55 с.

21. Выжигин Г. Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на продуктивность. Нефт. хоз-во. 1985. № 5 с.45-49.

22. Касперский Б.В. Проникновение твердой фазы буровых растворов в пористую среду. Нефтяное хозяйство. М. ВНИИОЭНГ. 1971 № 9 с. 30-32

23. Люшин С.Ф., Глазков А.А., Галеева Г.В. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения. М., 1983. 100 с. Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. (Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 11(29).

24. Вещезеров В.И. Прогнозирование отложений неорганических солей при добыче нефти. Нефтепромысл. дело. 1981. № 7 с 15-17

25. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М. Недра. 1985.185 с.

26. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. М. Недра. 1989. 215 с.

27. Шаров В.Н. Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин. М. Недра. 1983. 142 с.

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

29. Логинов Б.Т. Интенсификация добычи нефти методом кислотных обработок. М., Гостоптехиздат, 1951.

30. Тейлор X. Химия цемента. М. «Мир» 1996. 560 с.

31. Do well Schlumberger. Stimulation and Fracturing in Oil and Gas Wells, Technical information sheets and brochures. Dowell Division of the Dow Chemical Company. Tulsa, U.S.A., March, 1979.

32. ИбрагимовГ.З., Фазлутдинов K.C., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М., Недра, 1991. 384 с.

33. Химическая энциклопедия том 4 М. «Большая Российская Энциклопедия» 1995.

34. Комисаров А.И., Яровой В.А., Лемешко Н.Н. Интенсификация притоков жидкости из глубокозалегающих терригенных отложений. Нефтепромысловое дело. 1983 № 9.

35. Попов А.А., Ахметов И.Г., Петров В.А. Эффективность методов воздействия на призабойную зону скважин. М. Нефтепромысл. дело 1979.

36. Муслимов Р.Х., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленной зон карбонатных пластов. Нефт. хоз-во.1995 № 3 с 47-51.

37. А. с. 712491 СССР МКИ Е 21 В 43/27 Раствор для обработки карбонатных пластов. Э.М. Тосунов и А.Г.Хуршудов. Сев-Кавказский гос. НИПИ нефтяной промышленности. Опубл. 30.01.80 Бюл. № 4.

38. Патент США № 3630285, МКИ Е 21 В 43/12 1970.

39. Smith C.F., Crowe C.W., Nolan T.I. Deposited secondary ale compusilor de fier ca urmare a tratamentului prin acidizare In: Journal of Petroleum Technology, sept. 1969.

40. Williams B.B., Gidley J.L., Schechter R.S. Acidizing Fundamentals. S.P.E. ofA.I.M.E., New York, 1979.

41. А.С. 1573144 СССР МКИ Е 21 В 43/22 Состав для обработки призабойной зоны пласта. В.П. Городнов, Т.И.Серебрей, Н.Б. Масленникова, Н.А. Пятаев, А.А. Киргизов. ГПИ нефт. пром. Опубл. 23. 06. 90. Бюл. № 23.

42. Патент 2109937 РФ МКИ Е 21 В 43/27. Композиция для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин. А.О.З.Т. «Химеко-Ганг». Опубл. 27.04. 98. Бюл. № 12.

43. Патент 1792483 РФ МКИ Е 21 В 43/27 Способ разглинизации призабойной зоны пласта. Евстифеев С.В. Опубл. 30. 01. 93. Бюл. № 4.

44. Grubb W.E., Martin F.G. Substante chimice pentru tratarea stratelor prin sonde. In: Petroleum Engineer, nr. 7, 1963.

45. Патент' 2059804 РФ МКИ E 21 В 43/27 Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта. Кошторев Н.И. ЦНИИ П.О. «Оренбургнефть» Опубл. 10. 05. 96 Бюл. № 12.

46. Патент 2138634 РФ МКИ Е 21 В 43/27. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта. Казакова J1.B., Южанинов П.М., Чабина Т.В. Опубл. 27.09.99 Бюл. № 27.

47. А. с. 314883 СССР МКИ Е 21 В 43/27 Способ кислотной обработки скважины. В.А. Амиян, B.C. Уголев и В.П. Шалинов. Опубл. 21. 09. 1971. Бюл. № 28.

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

49. А.С. 341924 СССР МКИ Е 21 В 43/27 Способ кислотной обработки скважин. М.А. Ахметшин, В.Д. Дулова Туркмен. НИПИ Опубл. 14. 06. 72. Бюл. № 19.

50. А.С. 956767 СССР МКИ Е 21 В 43/27 Способ обработки призабойной зоны карбонатного пласта. J1.T. Дытюк, А.В. Барсуков, Р.Х. Самакаев, Н.М. Дятлова, Г.Ф.Ярошенко, Н.В. Цирульникова, В.И. Гусев. Опубл. 07. 09. 82. Бюл. № 33.

51. А.с. 775300 СССР МКИ Е 21 В 43/27 Способ кислотной обработки пласта. В.В Желтоухов, Ф.С. Абдулин, Л.Ф. Петряшин. ИФИНГ. Опубл. 30. 10. 80. Бюл. № 40.

52. А.С. 787622 СССР МКИ Е 21 В 43/27 Способ кислотной обработки пласта. Л.Ф. Петряшин, В.В. Желтоухов. ИФИНГ. Опубл. 15. 12. 80. Бюл. № 46.

53. Smithb C.F., Hendrickson A.R. Stimulare cu acid fluoryidric a sondelor ce deschid strate din gressie. In: Journal of Petr. Technol., № 2 1965.

54. Gildey J.L., Ryan I.C., Mayhill T.D. Study of the Field Application of Sandstone Acidizing In: Journal Petroleum Technology, № 11, 1976.

55. Маркарова C.A., Меренкова T.M. Применение химикатов в нефтедобывающей промышленности капиталистических стран. ОИ Химическая промышленность за рубежом. М., изд. НИИТЭХИМ, 1988.

56. Патент 2101482 РФ МКИ Е 21 В 43/27 Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов. Магадов Р.С., Силин М.А., Гаевой Е.Г., Рудь М.И., Магадова Л.А., Чекалина Г., и др. Опубл. 10. 01. 98. Бюл. № 1.

57. Кеепеу B.R., Frost J.G. Guidelines Regarding the Use of Alcohols in Acid Stimulation Fluids. In: Journal Petroleum Technology № 10, 1975.

58. Гребенников B.T. Обработка нефтяных и нагнетательных скважин порошкообразными реагентами. Нефт. хоз-во 1992. № 11 с 21-27.

59. Балакин В.В., Воропанов В.Е., Хавкин А .Я. Особенности современных технологий разглинизации призабойных зон скважин в низкопроницаемых глиносодержащих коллекторах. М. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994 №2.

60. Горбунов А.Т., Широков В.А., Крянев Д.Ю. Применение катионоактивных ПАВ для повышения продуктивности скважин. Нефт. хоз-во. 1992 №9. с 20-22.

61. Патент 2105142 РФ МКИ Е 21В 43/22 Способ повышения нефтеотдачи пластов. Смирнов А.В., Грайфер В.И., Волков Н.П. и др. ТОО «Техносил». Опубл. 20. 02. 98. Бюл. № 5.

62. Патент 2125649 РФ МКИ Е 21 В 43/22 Способ интенсификации добычи нефти. Смирнов А.В., Лысенко В.А., Муслимов Р.Х. и др. ЗАО «Геология». Опубл. 27. 01. 99. Бюл. № 3.

63. А.С. № 1063952 СССР МКИ Е 03 В 3/15 Способ разглинизации скважин на воду. Алексеев B.C., Гребенников В.Т., Воропанов В.Е., Киселев О.К. ВНИИ «ВОДГЕО». Опубл. 30. 12. 83. Бюл. № 48.

64. А.С. №'1721220 СССР МКИ Е 21 В 43/27 Состав для разглинизации скважины. Воропанов В.Е., Полищук A.M., Капырин Ю.В., Шарифуллина Р.З. ВНИИ «Нефть». Опубл. 23. 03. 92. Бюл. №11.

65. А.С. № 1756546 СССР МКИ Е 21 В 43/25 Состав для разглинизации скважины. Воропанов В.Е., Краснопевцева Н.В., Рахмангулов К.Х., Писарев Г.А. и Насибуллин Ф.Ш. ВНИИ «Нефть». Опубл. 23. 08. 92. Бюл. № 31.

66. Вердеревский Ю.А., Валеева Т.Г., Арефьев Ю.Н., Галимов P.P. Состав и технология для глубокой обработки призабойной зоны скважин в карбонатных коллекторах. Нефт. хоз-во 1995. № 5. с. 44-47.

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

68. Жеребцов Ю.Е., Жеребцов Е.П., Ибрагимов Г.З., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И., Исмагилов Т.А. Новый подход к увеличению продуктивности и снижению обводненности скважин в карбонатных коллекторах. Нефт. хоз-во. 1998. № 7 с. 26-27.

69. Смыков В.В. Методы обработки призабойной зоны пласта, способствующие улучшению условий фильтрации жидкости на месторождениях НГДУ Ямашнефть. Нефтепромысл. дело. 1999 № 1 с. 10-15.

70. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань. Татарское кн. Изд-во. 1989 135 с.

71. Максимов М.И. Обработка скважин соляной кислотой. Гостоптехиздат. 1945 153 с.

72. Инструкция по обработке забоев нефтяных и газовых скважин соляной кислотой с добавлением поверхностно-активных веществ типа ДС. Институт нефти. Изд. АН СССР 1951 46 с.

73. Эфишев A.M. К вопросам технологии кислотных обработок нефтяных и нагнетательных скважин. Труды ВНИИ. Обработка призабойной зоны скважин. Вып. 16 Гос. Науч. Тех. Издат. 1958. с 157-165.

74. Аширов К.Б., Выжигин Г.Б. Оценка эффективности солянокислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах. Нефт. хоз-во. 1977. № 7, с 2831.

75. Шалинов В.П., Южанинов П.М., Азаматов В.И., Крысин Н.И., Капралов В.И. Состояние работ по воздействию на призабойную зону пласта и перспективы их развития. Нефт. хоз-во. 1986 № 6, с. 35-37.

76. Глазова В.М., Трахтман Г.И. Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок. М. 1985. ВНИИОЭНГ сер. Нефтепромысл. дело. Вып. 9 (98). 83 с.

77. Джакиев К.Т., Корябина. Н.М., Лобачев П.П., Саргунанов Р.У. Эффективность солянокислотной обработки скважин месторождения Актюбе. Нефтепромысл. дело. 1983 № 9 с. 19-20.

78. Илюков В.А., Сабиров Х.Ш., Уголев B.C., Лукманов Д.Ш. Обработка скважин нефтекислотными эмульсиями на рифогенных месторождениях ишимбая. М. ВНИИОЭНГ 1977. 39 с.

79. Гнатюк A.M., Егер Д.А., Качмар Ю.Д., Кись О.Н. Воздействие на призабойную зону низкопроницаемых коллекторов кислотными растворами в смеси с природным газом. М. ВННИОЭНГ 1983 Вып. 17 (66) 51 с.

80. Уголев B.C., Конюшенко Н.В., Мирошникова Н.Н., Титкова А.Д. Стабильность кислотных пен, применяемых для обработки карбонатных коллекторов. Нефтепромысл. дело. 1978 № 7 с. 12-14.

81. Патент № 3572440 США МКИ Е 21 В 43/27 НКИ 166/309, 166/311. Опубл. 07. 06.1969.

82. Балакирев Ю.А., Капущак Л.В., Слепян Е.А. Оптимальное управление процессами нефтедобычи. Киев «Техника» 1987 148 с.

83. Патент 2172823 РФ МКИ Е 21 В 43/27 Способ повышения продуктивности добывающих скважин. Старкова Н.Р., Бриллиант Л.С., Ручкин А.А. ОАО «Сибирская Инновационная Нефтяная Корпорация» СибИНКор. Опубл. 27. 08. 2001 Бюл. № 24.

84. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М. «Наука» 1997 397 с.

85. Давыдов А.В., Черницкий А.В. Разработка месторождений с карбонатными коллекторами: текущее состояние, проблемы, перспективы. Нефтяное хоз-во. 1993 № 3 с 18-21.

86. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. М. «Химия» 1967 200с.

87. Тахаутдинов Ш.Ф., Фархутдинов Р.Г., Юсупов И.Г., Попович Ю.Д., Доброскок Б.Е., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплекс новых технологий качественного ремонта и стимуляции продуктивности скважин. Нефт. хоз-во. 1998. №7 с 38-39.

88. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. Под ред. И.Д. Амелина М. 1991 151 с.

89. Myсабиров М.Х. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин. М. 2002. 222 с.

90. A.C. № 794201 СССР МКИ Е 21 В 43/27 Способ гидроразрыва пласта. Петряшин Л.Ф., Желтоухов В.В. ИФИНГ Опубл. 07. 01. 81. Бюл. № 1.

91. А.с. № 977735 СССР МКИ Е 21 В 43/27 Способ термореагентной обработки скважин. Гребенников В.Т., Хлистунов В.В. ВНИИ «ВОДГЕО» Опубл. 30. 11. 82. Бюл. №44.

92. Патент 2124631 РФ МКИ Е 21 В 43/25, 43/27. Способ обработки призабойной зоны скважины. Филимонов Л.И., Мангазеев В.П., Городников

93. М.А., Чикишев Ю.А. Науч-технич. ассоциация Восточной нефтяной компании. Опубл. 10. 01.99 Бюл.№ 1.

94. Глазова В.М., Сабанеева Н.С. Интенсификация разработки нефтяных месторождений на базе прогрессивной техники и технологии. М. ВНИИОЭНГ, 1987. 43 с.

95. Бурдынь Т.А., Кузьменкова О.М., Лютин Л.В. Лабораторные исследования оптимальных условий обработки призабойной зоны кислотой. Труды ВНИИ. 1958. Вып. 16 с. 166-171.

96. Ишкаев Р.К., Тазиев М.М., Иванов А.И., Шнейдер И.Б. Геолого-технические мероприятия по стимуляции притока нефти к добывающим скважинам ОАО «Татнефть» и пути повышения их эффективности. Нефтепромысл. дело 1999 № 3 с. 27-34.

97. Поддубный Ю.А., Сидоров И. А., Сорокин А .Я. Применение полимерных суспензий для обработок нагнетательных скважин на месторождениях удмуртии. Труды ВНИИ Вып. 108 1991 с 114-117.

98. Сизая В.В. Химические методы борьбы с отложениями парафина. ВНИИОЭНГ. 1977 41с.

99. Комисаров А.И. и др. Обработка глубоких скважин органическими растворителями. Нефт. хоз-во. 1988. № 10 с 41-43.

100. Патент 2178070 РФ МКИ Е 21 В 43/22, 43/25. Способ обработки призабойных зон скважин, добывающих тяжелые нефти и природные битумы. Старшов М.И., Ситнтков Н.Н., Крупин С.В., Кадыров М.У. ООО «Мембрана». Опубл. 10.01.02. Бюл. № 1.

101. Горбунов А.Т., Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Хаеров Э.С. Результаты обработок призабойных зон пласта нагнетательных скважин на карамовском месторождении ПО «Ноябрьскнефтегаз». Труды ВНИИ Вып 108 с 96-100.

102. Сизая В.В., Гейбович А.А. Оценка эффективности реагентов-удалителей отложений твердых углеводородов и асфальтосмолистых веществ. Нефтепромысл. дело. 1980. № 4. с 20-22.

103. А.с. 981595 СССР МКИ Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта. Тарнавский А.П., Желонкин А.И., Данюшевский B.C., Эскин A.M., Горонович С.Н. Опубл. 15. 12. 82. Бюл. № 46.

104. ИЗ. Ширджанов Н., Хошанов Т., Аллахвердиев Р. Удаление смоло-парафиновых отложений с использованием растворителей. Нефтепромысл. дело. 1978 №7 с 9-12.

105. Лезов О.Ф., Смирнов Я.Л., Каменщиков Ф.А., Головин И.Н. О борьбе с отложениями асфальто-смолистых веществ и парафина в объединении «Удмуртнефть» Нефтепромысл. дело. 1980. № 4 с 18-20.

106. Зарипов И.З., Мустафин Г.Г., Юсупов И.Г., Горюнов В.А. Обработка призабойной зоны пласта нагретым растворителем. Нефтепромысл. дело 1979. № 9 с. 8-9.

107. Патент 2117755 РФ МКИ Е 21 В 43/22 Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта. Новомлинский И.А., Титорева А.П. ЗАО «ПЖ и Ко» Опубл. 20. 08. 98. Бюл. № 23.

108. Патент 2182222 РФ МКИ Е 21 В 43/22. Состав для обработки призабойной зоны пласта. Кононенко П.И., Богуслаев В.А., Квитчук К.К., Скачедуб А.А., Косяк А.Ю. ЗАО «Ренфорс». Опубл 10. 05. 02. Бюл. № 13.

109. А.с. 775299 СССР МКИ Е 21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта. Швед Г.М., Ружило Н.Г., Фисенко Н.Т. НПО «Союзтермнефть». Опубл. 30. 10. 80. Бюл. № 40.

110. Патент 2096604 РФ МКИ Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта. Овсюков А.В., Блинов С.А., Левкин В.А., Бадретдинов С.С., Максимова Т.Н., Илюков В.А., Камалов М.М., Филипов Ю.П. НИИ «Нефтеотдача». Опубл. 20. 11. 97. Бюл. № 32.

111. Патент 2100576 РФ МКИ Е 21 В 37/06. Способ депарафинизации скважин. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Литвишков Ю.Н., Сулейманов Б.А., Аббасов Э.М., Чукчеев О.А., Ибрагимов Р.Г., Зазирный Д.В. ЗАО «Интойл». Опубл. 27. 12. 97. Бюл. №36.

112. А.с. 1223690 СССР, МКИ3 Е21 В 43/12. Способ воздействия на нефтяной пласт / Г.А. Халиков, М.С. Ягудин, И.Л. Хабибуллин, О.И. Целикогский (СССР). №3588915/22-03, Бюл. №12.

113. Альвард А.А. Восстановление и регулирование приемистости нагнетательных скважин физико-химическими методами. Автореф. дис. . канд. техн. наук: 25.00.17 Уфа, 2003.-24 с.

114. Антипов B.C. Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «НТК «Славнефть» и их экономическая эффективность / B.C. Антипов, В.М. Дума // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 8. -С. 21-24.

115. Байков Н.М. Добыча нефти за счет внедрения новых методов повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 6. - С. 53-54.

116. Павленко Г.А. Интенсификация притоков нефти и газа с использованием термогазодинамических методов воздействия на ПЗП / Г.А. Павленко, Ж.А. Поздеев, Н.С. Павленко // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 6.-С. 29.

117. Чубик П.С. Методика выбора промывочных жидкостей для бурения скважин в глинистых и глиносодержащих породах / П.С. Чубик, Е.Б. Годунов, В.И. Брылин // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 2. С. 29-30.

118. А.с. 1562432 СССР, МКИ3 Е21 В 37/00. Состав для борьбы с асфальто-смолопарафиновыми отложениями / Ф.Я. Канзафаров, Л.И. Ганиева, Н.К. Нам, В.Н. Павлычев (СССР). №4347705/23-03, Бюл. №17.

119. А.с. 1488439 СССР, МКИ3 Е21 В 37/06. Способ предотвращения и удаления асфальтосмолистых и парафиновых отложений / В.А. Рагулин, Р.К. Саубанова, Т.П. Вязовцева (СССР). №4243938/23-03, Бюл. №23.

120. Гумаров Н.Ф. Комплексное воздействие на слободренируемые запасы с целью интенсификации выработки и увеличения нефтеотдачи пластов: Дис. канд. техн. наук: 25.00.17. 1999.

121. Гадиев С.М. Вибровоздействие на призабойную зону скважину // Нефть и газ. 1973. - № 5. - С. 47-50.

122. Есипенко А.И. Промысловые испытания комплексной технологии кислотных воздействий на месторождениях АО «Ноябрьскнефтегаз» / А.И. Есипенко, В.В.Калашнев, Н.А.Петров, М.Л. Ветланд // Нефтепромысловое дело.-1996.-№5.-С. 12-15.

123. Пат. 2270913 РФ, Е 21 В 43/22. Способ обработки призабойной зоны скважины / Т.К. Апасов, Ф.Я. Канзафаров, В.А. Леонов, Р.Т. Апасов (Россия). № 2004116889; Заявлено 03.06.2004; Опубл. 27.02.2006, Бюл. № 32.

124. Попов А.А. Имплозия в процессах нефтедобычи. М.: Недра, 1996. -192 с.

125. Апасов Р.Т. Применение жидкости на водной основе при освоении и глушении скважин с коллекторскими свойствами юрских пластов / Т.К. Апасов, В.Г. Уметбаев, А.С. Трофимов, Р.Т. Апасов // Известия вузов. Нефть и газ. 2004. - № 2. - С. 28-33.

126. Апасов Р.Т. Разработка и обоснование эффективных комплексных технологий воздействия на скважины с низкой продуктивностью после ГРП. Дис. канд. техн. наук: 25.00.17. Тюмень, 2005, - 25 с.

127. Патент РФ №2141558. Комплексное устройство для очистки призабойной зоны скважин. Апасов Т.К., Пазин А.Н., Ткачев А.Е., Каримов Ф.С. 1999 г.

128. Патент РФ № 2086573 кл. 21 Е21В 37/00. Опубликован 10.08.97 г. Бюл. № 22.

129. Патент РФ№ 2160359, кл. Е21В 43/25. Опубликован 10.12.2000 г.

130. Патент РФ № 2146003, кл. Е21В 43/25. Опубликован 27.02.2000 г.

131. Патент РФ №2244111. Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов. Канзафаров Ф.Я., Леонов В.А., Галлямов К.К., Кириллов С.И., Мовесян М.Х., Пазин А.Н., Тен С.Н. Опубликова 10.01.05 г. Бюл. №1.

132. Пат. № 2097528 РФ, Е 21 В 33/13. Способ обработки призабойной зоны нефтяной скважины / С.И. Грачев, Ю.С. Кузнецов, А.Н. Пазин, Е.И. Гаврилов. № 95105773/03; Заявлено 13.04.95; Опубл. 27.11.97, Бюл. 33.

133. Пазин А.Н., Ткачев А.Е., Биккулов Р.Б. Возможности расширения потенциала методов интенсификации добычи нефти // Известия вузов. Нефть и газ. 2003. №4.С. 46-51.

134. Ткачев А.Е., Пазин А.Н. Комплексная технология обработки призабойных зон скважин // Известия вузов. Нефть и газ. 2003. №5.С. 47-49.

135. Телков А.П., Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г., Ткачев А.Е., Пазин А.Н., Гаврилов Е.И. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. Тюмень. ОО НИПИКБС Т, 2003. - 320 с.

136. Пазин А.Н., Ткачев А.Е. Комплексная технология обработки призабойных зон скважин применительно к условиям месторождений Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2006. № 8. С. 38 41.