Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка метода выбора жидкости глушения скважин с учетом геолого-физических условий их эксплуатации

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Тасмуханова, Гульнара Ерсаиновна

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ УСПЕШНОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ПРИ ВТОРИЧНОМ ВСКРЫТИИ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ И ПЕРЕД

РЕМОНТАМИ

1.1 Классификация жидкостей глушения скважин

1.2 Описание основных технологий глушения скважин и области применения различных жидкостей глушения скважин

1.3 Методика оценки влияния технологий глушения на показатели работы скважины

1.4 Анализ уровня влияния состава жидкости глушения скважин на проницаемость пород призабойной зоны нефтяных пластов

1.5 Выводы

2 ИССЛЕДОВАНИЯ ОСОБЕННОСТЕЙ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ЖИДКОСТЕЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С ТВЕРДОЙ ПОВЕРХНОСТЬЮ КАНАЛОВ ФИЛЬТРАЦИИ В СТАТИЧЕСКИХ

УСЛОВИЯХ

2.1 Методика проведения эксперимента

2.2 Результаты обработки данных по применению минерализованных вод в качестве жидкостей глушения скважин

2.3 Эксперименты по выбору составов жидкостей глушения скважин

2.4 Расчет капиллярного давления и выбор состава жидкости глушения скважин с учетом природы смачиваемости поверхности пород и физико-химических свойств насыщающих флюидов

2.5 Выводы

3 МЕХАНИЗМ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТЕИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН В РАЗЛИЧНЫХ ПО СОСТАВУ И СТРОЕНИЮ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ

3.1 Определение интенсивности взаимодействия различных жидкостей глушения скважин с естественными горными породами

3.2 Исследование совместимости жидкостей глушения скважин с пластовыми водами при различных термодинамических условиях

3.3 Разработка метода оценки нефтенасыщенности пород призабойной зоны пласта в условиях контакта с фильтратом жидкости глушения скважин

3.4 Выводы

4 РАЗРАБОТКА СТАНДАРТА ПРЕДПРИЯТИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ОПЕРАЦИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ПЕРЕД ПОДЗЕМНЫМИ РЕМОНТАМИ

4.1 Исследования особенностей проведения операций глушения скважин с применением водных растворов

4.2 Стандарт предприятия по определению продолжительности операций глушения скважин перед подземными ремонтами

4.3 Выводы 118 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 119 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 120 ПРИЛОЖЕНИЯ

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ И ТЕРМИНОВ

АНК - акционерная нефтяная компания; АВПД - аномально-высокое пластовое давление; АНПД - аномально-низкое пластовое давление; АО - акционерное общество;

ВЖГС - вязко-упругая жидкость глушения скважин;

ГЭР - гидрофобно-эмульсионный раствор;

ГФ - гидрофобизатор;

ЖГС - жидкость глушения скважин;

КИН - коэффициент извлечения нефти;

КМЦ - карбоксиметилцеллюлоза;

КССБ - конденсированная сульфит-спиртовая барда;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ОЭ - обратная эмульсия;

ПАА - полиакриламид;

ПАВ - поверхностно-активное(ые) вещество(а); ПЖ - промывочная жидкость; ПЗП - призабойная зона пласта;

РНГМ - кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений;

CMC - структурно-механические свойства;

СТП - стандарт предприятия;

УНИ - Уфимский нефтяной институт;

УГНТУ - Уфимский государственный нефтяной технический университет; ФЕХ - фильтрационно-емкостные характеристики; ЭФО - элементарный физический объем; ЭС - эмульгатор-стабилизатор

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка метода выбора жидкости глушения скважин с учетом геолого-физических условий их эксплуатации"

Перспективы нефтяной промышленности во многом определяются состоянием и возможностью развития сырьевой базы страны. За последние годы запасы нефти в пластах со степенью выработки более 50% возросли в 1,55 раза, а более 80% - в 4 раза. Сохраняется тенденция опережающей выработки активных запасов нефти месторождений, находящихся на последних стадиях разработки. Большая часть крупных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья вступила в третью и четвертую стадии разработки. Обводненность добываемой продукции составляет более 82%. Интенсивное нарастание водонасыщенности, снижение нефтенасыщенности пород этих месторождений связано с их длительной эксплуатацией. Кроме изменения нефтенасыщенности, в процессе разработки пластов на ухудшение их фильтрационно-емкостных характеристик (ФЕХ) оказывает влияние изменения условий эксплуатации. В процессе эксплуатации продуктивных пластов высокие депрессии существенно снижают пластовое давления часто на величину ниже давления насыщения нефти газом. Вследствие этого происходит резкое разгазирование пластовой жидкости с соответствующим аномальным ростом сжимаемости пор, и при практически не меняющемся горном давлении значительно возрастает эффективное давление, приводящее к необратимым деформациям пород. В результате процессов дегазации происходят загустевание жидких углеводородов, их окисление, образование твердых битумов, чему способствует наличие водной среды. В данных условиях резко изменяются фильтрационные свойства для жидкостей: снижается водонасыщенность для точки пересечения относительной фазовой проницаемости и резко уменьшается проницаемость для нефти и воды [54].

Прирост запасов за счет разведки в последние годы значительно снизился. При этом уменьшение прироста запасов происходит не только из-за сокращения объемов геолого-разведочных работ, а также за счет ухудшения качества вновь открываемых запасов нефти. Так, доля за последние годы доля остаточных извлекаемых запасов высоковязких нефтей в подгазовых зонах и низкопроницаемых коллекторах (НПК) увеличилась от 0,17 до 0,52. Средний проектный коэффициент извлечения нефти (КИН) на месторождениях Урало-Поволжья составляет: в подгазовых зонах - 0,25, в НПК - 0,28, в карбонатных коллекторах - 0,29 [31]. Традиционный ввод месторождений с запасами, содержащимися в низкопроницаемых и неоднородных пластах в разработку при их разбуривании вертикальными скважинами может быть экономически не целесообразен, а иногда невозможен. В результате чего значительный объем запасов окажется не вовлеченным в промышленную разработку. Поэтому данные месторождения разрабатываются с применением горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин, а они имеют сложный геометрический профиль.

Высокая обводненность продукции месторождений, вступивших в последние стадии разработки, и увеличение доли запасов нефти в НПК обуславливают необходимость поиска новых технических и технологических решений управления процессами разработки. Одним из таких направлений является решение задач по сохранению коллекторских свойств пород призабойной зоны пласта (ПЗП) при вскрытии продуктивных пластов и глушении скважин перед ремонтами. Оптимизация состава, объема и плотности жидкости глушения скважин (ЖГС) в используемых технологиях глушения скважин позволит уменьшить объемы поступления в ПЗП, повысить показатели работы скважин и сократить потери в добыче нефти. Для решения данных задач был проведен анализ влияния существующих составов ЖГС и технологий их применения на коллекторские свойства пород ПЗП при глушении скважин перед вторичным вскрытием нефтяных пластов и перед ремонтами скважин. Изучена интенсивность процессов капиллярной пропитки нефтенасыщенных моделей пласта фильтратами различных ЖГС. Проведены исследования динамики замещения нефти ЖГС в одиночных каналах фильтрации с различной фильностью. Изучены закономерности изменения коэффициентов проницаемости терригенных и карбонатных 7 горных пород по нефти и воде в условиях их многократных контактов с фильтратами ЖГС. Изучены особенности гравитационного замещения в стволе скважин несмешивающихся жидкостей различной плотности при проведении операций глушения.

В результате проведенных исследований разработана классификация ЖГС и уточнены области их применения. Уточнены закономерности изменения коэффициентов относительных проницаемостей терригенных и карбонатных пород по нефти и воде после проникновения в пласт ЖГС. Разработана методика оценки текущей нефтенасыщенности пород ПЗП и выбора ЖГС с учетом природы смачиваемости поверхности горных пород и физико-химических свойств нефти.

Результаты исследований используются в учебном процессе кафедрой разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета при подготовке инженеров по специальности 0906 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Разработан и внедрен в ОАО АНК «Башнефть» стандарт предприятия (СТП 03-158-2002) «Определение продолжительности операций глушения скважин перед подземными ремонтами», который используется для технологических расчетов при планировании операций глушения скважин.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Тасмуханова, Гульнара Ерсаиновна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Проведено обобщение результатов исследований и практики проведения операций глушения при вскрытии пластов и перед ремонтами скважин. По результатам оценки влияния фильтратов ЖГС на коллекторские свойства пород ПЗП классифицированы известные составы ЖГС и уточнены области их применения.

2 Установлено, что для обеспечения сохранности коллекторских свойств пород ПЗП в условиях нефтяных пластов с преимущественно гидрофобной поверхностью каналов фильтрации допускаемое время контакта фильтратов водных ЖГС с пластом должно быть в 1,5 раза меньше, чем в аналогичных условиях для пластов с гидрофильной поверхностью фильтрации.

3 Разработан метод оценки текущей нефтенасыщенности пород ПЗП в процессе проведения ремонтных работ в скважинах, который позволяет осуществить выбор ЖГС для геолого-физических условий конкретного объекта разработки.

4 Разработан и внедрен стандарт предприятия «Определение продолжительности операций глушения скважин перед подземными ремонтами» (СТП 03-158-2002 АНК «Башнефть»), который позволяет определять требуемое время на проведение операций глушения скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Тасмуханова, Гульнара Ерсаиновна, Уфа

1. Абасов М.Т., Азимов Э.Х., Сайкин Е.М. Использование результатов исследований скважин для оценки параметров залежей // Нефтяное хозяйство. 1986,- № 4. - С. 53 - 54.

2. Абрамов А.Ф., Мякишева Е.А. Критерии эффективности технологий ремонта скважин без глушения пласта // Нефтяное хозяйство. 1989,- № 9. -С. 38 - 39.

3. Айткулов А.У. Определение дебита жидкости добывающей скважины // Нефтяное хозяйство. 1991.- № 11. - С. 21 - 22.

4. Азаматов В.И., Крысин Н.И., Спасибко В.П. и др. Оценка качества первичного вскрытия продуктивных пластов по промысловым и геофизическим данным // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. 1989.- № 10. - 45 с.

5. Александров B.C., Лаштабега В.И. Особенности и результаты применения гидромеханического перфоратора // Нефтяное хозяйство. -1994,-№ 5. С. 15-20.

6. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гос. научно-техническое изд-во, - 1962. - 572 с.

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

8. Анализ результатов и разработка методики проектирования технологических параметров при глушении скважин ОГКМ // Этап 1. Рекомендации по проектированию параметров глушения скважин ОГМК: Отчет о НИР. 02-97/90.91. - Оренбург: ВолгоуралНИПИгаз. - 1991.

9. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башк. кн. изд-во. - 1987. - 168 с.

10. A.c. СССР 1361311, МКИ4 Е 21 В 43/12. Устройство для глушения скважин / З.А. Ростэ, A.B. Соколов, А.Н. Авраменко (СССР). Заявлено 24.12.85; Опубл. 23.12.87, Бюл. № 47.

11. A.c. СССР 1361302, МКИ4 Е 21 В 33/10. Устройство для глушения скважин / В.И. Зелепукин (СССР). Заявлено 27.12.85; Опубл. 23.12.87, Бюл. № 47.

12. Ахмадиев Г.М., Орлов Г.А., Лерман Б.А., Доброскок Б.Е., Звагильский Г.Е., Сулейманов Я.Н. Влияние задавочных жидкостей на освоение и работу в послеремонтный период // Нефтепромысловое дело. -1981,-№9. С. 18-20.

13. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974.-200 с.

14. Байков У.М., Валеев Ш.И., Наумов В.П. и др. Совершенствование техники и технологии глушения скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов. Тр. Башкир, н.-и и проект, ин-та нефт. пром-ти. 1980. - № 59. - С. 119 - 125.

15. Баренблатт Г.И., Ентов Е.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра, 1984. - 184 с.

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

17. Богданов B.C. Влияние межмолекуллярно-поверхностного взаимодействия нефти с породой на проницаемость и нефтеотдачу коллекторов. Дис. канд. техн. наук. Уфа, 1979. - 208 с.

18. Боровиков В.П., Ивченко Г.И. Прогнозирование в системе Statistica в среде Windows. - М.: Финансы и статистика, 2000. - 384 с.

19. Булатов А.И., Аветисов . Справочник инженера по бурению. Том 3. -М.: Недра, 1995-320 с.

20. Булатов А.И., Рябоконь С.А., Тосунов Э.М. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство- 1990.- № 3. -С. 16-18.

21. Валеев Ш.И., Каюмов J1.X., Вахитов А.Г. Влияние задавочных жидкостей на продуктивность скважин // Нефтяное хозяйство. 1979. - № 6. -С. 39-41.

22. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник. М.: Недра, 1989.-282с.

23. Габдуллин Р.Г., Мордвинцева Н.М., Муслимов Р.Х. Технология восстановления и сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов добывающих скважин // Нефтяное хозяйство. 1989.- № 7. - С.36-39.

24. Газимов М.Г. Глушение скважин при ремонтных работах // Нефтяное хозяйство. 1978,- № 8. - С.37-39.

25. Газимов М.Г., Махъянова К.И. Проблемы глушения скважин при ремонтных и аварийных работах // Нефтепромысловое дело. 1981.-№ 6. -С.8- 10.

26. Гайворонский И.Е., Мордвинов A.A. Гидродинамическое совершенство скважин // Нефтепромысловое дело. Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ. 1983.- № 1. - С. 24 - 26.

27. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. М.: Недра, 1982. - 224 с. под редакцией В.М. Запорожца

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

29. Гумерский Х.Х., Жжанов С.А., Гомзиков В.К. Прирост извлекаемых запасов нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2000 - № 5. - С.38-40.

30. Джавадян A.A., Гавуара В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. 1993.- № 5. - С.б-13.

31. Жуховицкий С.Ю. Промывочные жидкости в бурении. - М.: Недра, 1976. -200 с.

32. Зарипов C.B., Толкачев Ю.И., Вайсман A.M. и др. Исследование и испытание для глушения скважин при подземных ремонтах // Нефтяное хозяйство. 1973.- № 6. - С.38-41.

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

34. Зейгман Ю.В. Направление совершенствования технологий глушения нефтяных скважин // Научно-технический журнал «Интервал». -Самара. 2000.- № 7 (18). - С.20-22.

35. Зейгман Ю.В. Регулирование характеристик нефтегазонасыщенных пород при вторичном вскрытии пластов и глушении скважин Дис. Докт. техн. наук. Уфа, 1998г, 383 с.

36. Зейгман Ю.В., Васильев В.И., Облеков Г.И., Демин В.М. Динамика перераспределения нефти и воды в призабойной зоне пласта. Уфа: Фонд содействия развитию научных исследований, 1998. - 96 с.

37. Зейгман Ю.В., Харин А.Ю., Макаренко А.Н. Оценка влияния процессов глушения скважин на показатели их работы // Нефтепромысловое дело: Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ. 1991.-№ 6. - С.42-46.

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

39. Иванова М.М., Михайлов H.H., Яремейчук P.C. Использование результатов исследований скважин для оценки параметров залежей // Нефтяное хозяйство. 1986 - № 11. - С.28 - 32.

40. Иванова М.М., Михайлов H.H., Яремейчук P.C. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах // Геол., геофиз. и разраб. нефт. месторожд.: Обзор, информ. ВНИИОЭНГ.-1983.-№15.- С.56-61.

41. Иогансен К.В. Спутник буровика. Справочник. М.: Недра, 1990. -203 с.

42. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. -М.: Недра, 1991.-384 с.

43. Калинин В.Ф. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин // Нефтяное хозяйство. 1986.- № 8. - С. 18 - 21.

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

45. Киселев A.B. Межмолекулярные взаимодействия в адсорбции и хроматографии. М.: Высшая школа, 1986. - 360 с.

46. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977.-288 с.

47. Кузьминов A.C. Определение фильтационно-емкостных свойств приствольной зоны коллекторов по притоку в трубный испытатель пластов // Нефтяное хозяйство. 1995.- № 9. - С.34.

48. Куксов А.К., Морозов С .Г. Общий подход к оценке качества скважин // Нефтяное хозяйство. 1989.- № 11. - С. 4-6.

49. Кутырев Е.Ф. Особенности строения и разработки низкопроницаемых нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1998.- №11. С. 23 - 27.

50. Лезов Г.О., Яшин В.И., Исмагилов Т.А. и др. Технология комбинированного глушения и вторичного вскрытия нефтяных скважин с использованием инвертной дисперсии «Дисин» // Нефтяное хозяйство. -1994.- № 2. С.48-51.

51. Лесничий В.Ф., Орлов Г.А. Технология комбинированного глушения скважин // Нефтяное хозяйство. 1990.- № 5. - С. 53 - 54.

52. Логинов Ю.В., Казьмин A.B., Касьянов Н.М. и др. Термостойкая инвертная эмульсия для вторичного вскрытия пластов // Нефтяное хозяйство. 1987,-№ 5. - С.56-59.

53. Лукманов P.P., Асфаган Ш.М. Влияние технологии вскрытия продуктивных пластов на последующее их освоение // Тез. докл. 2-го Всес. науч.-техн. конф., посвящ. 60-летию со дня рожд. акад. АН АзССР А.Х.

54. Мирзаджанзаде «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоения скважин». -Ивано-Франковск, 1988.-С. 14- 15.

55. Манырин В.Н., Позднышев Г.Н., Марьин А.Н. Комбинированный способ глушения скважин с применением тяжелой гидрофобной эмульсии // Научно-технический журнал «Интервал». Самара. - 2000.- № 6 (17). -С.16-21.

56. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горной породы в околоскважинной зоне. М.: Недра, 1987 - 152 с.

57. Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. М.: Недра, 1990 - 240 с.

58. Мусабиров М.Х. Разработка технологий обработки призабойной зоны нефтяного пласта обратными эмульсиями в процессе глушения и подземного ремонта скважин. Дис. канд. техн. наук. Уфа, 1989, 274 с.

59. Некрасов В.И., Вятчинин М.Г., Даутов P.P., Григорьев, Янтурин P.A. Выбор жидкости и параметров глушения скважин // Нефтяное хозяйство. -1999,- №5.-С. 31 -33.

60. Новое в технологии заканчивания скважин. Бурение. Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. 1986. - № 9. - 48 с.

61. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. - 250 с.

62. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Сулейманов Я.И. Технология глушения скважин с использованием обратной эмульсии и минерализованной воды // Нефтяное хозяйство. 1992.- № 8. - С. 43 - 44.

63. Орлов Л.И., Ручкин A.B., Свихнушин Н.М. Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1976.-88 с.

64. Петров H.A., Есипенко А.И., Сафин С.Г. Технологические жидкости для вторичного вскрытия продуктивных горизонтов // Нефтепромысловое дело,- 1994.-№ 1.-С. 43 -45.

65. Поп Г.С., Барсуков К.А., Ахметов A.A. и др. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин // Газовая промышленность. -1990. № 9. - С.39-40.

66. Рабинович Е.З. Гидравлика: чебное пособие для вузов. - М.: Недра, 1980.-278 с.

67. Рабинович Н.Р., Смирнов Н.В., Крезуб А.П. Определение глубины проникновения фильтрата бурового раствора // Нефтяное хозяйство. 1989.-№ 9. - С. 28 - 30.

68. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1962.-888 с.

69. Рябоконь С.А. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта // Нефтепромысловое дело. Обзор.-информ. ВНИИОЭНГ. 1989.- № 19. - 44 с.

70. Рябоконь С.А., Вольтере A.A., Вершинин Ю.А. и др. Применение задавочных жидкостей повышенной плотности при ремонте скважин механизированного фонда // Нефтяное хозяйство. 1990.-№ 4. - С. 15 - 17.

71. Саркисов Н.М., Лебедев O.A. Влияние технологии заканчивания скважин на их добывные характеристики // Нефтяное хозяйство. 1985.-№ 9. - С. 56 - 59.

72. Саунин В.И., Балуев A.A. Термостойкая инвертная эмульсия для вторичного вскрытия пластов // Нефтяное хозяйство. 1987.- № 5. - С.57 - 59.

73. Саунин В.И., Балуев A.A., Саренбаев У.И. и др. Технология вторичного вскрытия пластов в среде термостойкой инвертной эмульсии // Нефтяное хозяйство. 1991.-№ 1. - С. 46 - 47.

74. Сургучев М.Л. Завершение скважин состояние и проблемы // Тр. ВНИИ. - 1986. - С. 140 -147.

75. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра, 1984. - 124 с.

76. Сургучев М.Л., Калганов В.И., Гавура A.B., Михнефич В.Г., Тульбович Б.И. и Мартынцив О.Ф. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987. - 230 с.

77. Токунов В.И., Хейфец И.Б., Хотулев Г.П., Канищев А.Ф. Глушение скважин загущенной нефтью // Нефтяное хозяйство. 1983,- № 1. - С.37-38.

78. Требин Г.Ф. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах. М.: Гостоптехиздат, 1959.-157 с.

79. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. JI.: Химия, 1984. -351 с.

80. Хади Д. М. Особенности глушения и освоения пластов с карбонатными коллекторами Дис. Канд. техн. наук. Уфа, 2001 г, 130 с.

81. Шарипов A.M., Сабиров Х.Ш., Кутлубаев Т.Г., Клочко Ю.С. Пенообразующие жидкости для глушения скважин // Нефтяная и газовая промышленность. 1983. -№ 1. - С. 38 - 41.

82. Шерстнев Н.М., Гурвич Л.М., Булина И.Г. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. -184 с.

83. Fraser L., Williamson D., Haydel S. MMU fluids reduce formation damage in horizontal wells //Petrol. Engineer Intern. 1994, II/ - Vol.66. - № 2. -P. 44-48.

84. Ehlig-Economides Ch.A., Hegeman P. Guidelines simplify well test interpretation. Well testing I // Oil and Gas J. 1994. 18/VII. - Vol.92. - № 29. -P. 33-40.

85. Ehlig-Economides Ch.A., Hegeman P., Clark G. Three key elements necessary for successful testing. Well testing I // Oil and Gas J. 1994. 25/VII. -Vol.92.-№30.-P. 90-93.

86. Нефть плотностью 780 кг/м3 и вязкостью 1,2 мПа-с

87. Время, ч Доля каналов, заполненных нефтью, %

88. Угол раскрытия конического канала фильтрации, град.

89. Нефть плотностью 780 кг/м и вязкостью 1,2 мПа-с

90. Время, ч Доля каналов, заполненных нефтью, %

91. Угол раскрытия конического канала фильтрации, град.

92. Нефть плотностью 790 кг/м3 и вязкостью 1,8 мПа-с

93. Время, ч Доля каналов, заполненных нефтью, %

94. Угол раскрытия конического канала фильтрации, град.

95. Нефть плотностью 790 кг/м3 и вязкостью 1,8 мПа-с

96. Доля каналов, заполненных нефтью, %

97. Нефть плотностью 890 кг/м и вязкостью 6 мПа-с

98. Время, ч Доля каналов, заполненных нефтью, %

99. Угол раскрытия конического канала фильтрации, град.

100. Нефть плотностью 890 кг/м и вязкостью 6 мПа с

101. Время, ч Доля каналов, заполненных нефтью, %

102. Угол раскрытия конического канала фильтрации, град.

103. Время, ч Доля каналов, заполненных нефтью, %

104. Угол раскрытия конического канала фильтрации, град.

105. Время, ч Доля каналов, заполненных нефтью, %

106. Угол раскрытия конического канала фильтрации, град.

107. Нефть плотностью 940 кг/м и вязкостью 17,5 мПа-с

108. Время, ч Доля каналов заполненных нефтью, %

109. Угол раскрытия конического канала фильтрации, град.

110. Углеводородная фаза плотностью 940 кг/м и вязкостью 17,5 мПа-с

111. Время, ч Доля каналов заполненных углеводородной фазой, %

112. Угол раскрытия конического канала фильтрации, град.

113. Нефть плотностью 790 кг/м и вязкостью 1,8 мПа-с

114. Время, ч Доля каналов, заполненных нефтью, %

115. Время, ч Доля каналов, заполненных нефтью, %

116. Время, ч Доля каналов, заполненных нефтью, %

117. Нефть плотностью 890 кг/м3 и вязкостью 6,0 мПа-с

118. Время, ч Доля каналов заполненных нефтью, %

119. Время полного замещения нефти (плотностью 890 кг/м3) ЖГС для 100метров длины ствола скважины