Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка научных основ и технологий восстановления приемистости нагнетательных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка научных основ и технологий восстановления приемистости нагнетательных скважин"

УДК 622.276.6(07)

На правах рукописи

Мнигулов Шамиль Григорьевич

РАЗРАБОТКА НАУЧНЫХ ОСНОВ И ТЕХНОЛОГИИ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН (на примере Тунмазинскоп группы нефтяных месторождении)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

3 КАР 2015

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

005559956

Уфа-2015

005559956

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

Научный консультант — Валеев Марат Давлетович,

доктор технических наук, профессор, Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «ВМ система», технический директор

Официальные оппоненты: — Ковалёва Лиана Ароновна,

доктор технических наук, профессор, Башкирский государственный университет, заведующая кафедрой прикладной физики

— Леонтьев Сергей Александрович,

доктор технических наук, доцент, Тюменский государственный нефтегазовый университет, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

- Хузин Ринат Раисович,

доктор технических наук,

Общество с ограниченной ответственностью

«Благодаров-Ойл», директор

Ведущая организация — Общество с ограниченной ответственностью

«РН-УфаНИПИнефть»

Защита состоится 12 марта 2015 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.

Автореферат разослан 12 февраля 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор Худякова Лариса Петровна

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений связаны с ухудшением фильтрационных характеристик пород призабойной зоны пластов (ПЗП) как добывающих, так и нагнетательных скважин. К основной причине повышения фильтрационного сопротивления в этой зоне относится кольматация порового пространства асфальтосмолопарафиновыми веществами (АСПВ), солями и всевозможными механическими примесями.

Кольматация порового пространства призабойной зоны пласта снижает темпы и объемы закачки воды в пласты через нагнетательные скважины и приводит к недоборам нефти из добывающих скважин. Эффективность проводимых геолого-технических мероприятий (ГТМ) по восстановлению приемистости нагнетательных скважин в период закачки неподготовленной сточной воды в значительной мере снижается, и возникает необходимость их повторного применения.

Попадание кольматанта в поровое пространство происходит как в период эксплуатации скважины, так и при ее ремонте. Кольматирующий материал может быть доставлен в ПЗП как из самого пласта вместе с фильтратом (кварцевым песком, глиной, другими минеральными частицами), так и с устья скважины вместе с закачиваемым агентом при проведении капитального или текущего ремонта скважины или вместе с подтоварной или иной водой, закачиваемой в нагнетательные скважины. В ряде случаев кольматант образуется в процессе химических реакций при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности скважин.

В настоящее время известно достаточно много технологий воздействия на призабойную зону пластов с целью извлечения кольматанта. К ним относят термические, основанные на плавлении тяжелых углеводородов, химические, основанные на растворении кольматанта, а также гидродинамические, позволяющие осуществлять депрессию на пласт и извлекать загрязнители из пласта.

Несмотря на то что периоды применения этих технологий охватывают многие десятки лет, эффективность их применения остается довольно низкой. К причинам такой картины следует отнести малоизученность состава кольматанта и характера кольматации порового пространства, дороговизну и

продолжительность проводимых операций, отсутствие механизмов управления и регулирования процессом и др. Однако главной причиной явилось отсутствие способов создания депрессии на пласт без спуска какого-либо оборудования в скважину.

Цель работы - научное обоснование и разработка технологий и технических средств предварительной подготовки закачиваемой воды и восстановления приемистости нагнетательных скважин с применением фильтрации, а также импульсно-волновых и тепловых методов.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ влияния снижения объемов закачки воды из-за ухудшения проницаемости ПЗП нагнетательных скважин на показатели добычи нефти в очагах нагнетания на объектах разработки Туймазинской группы месторождений;

2. Исследование основных причин ухудшения проницаемости призабойной зоны пластов в нагнетательных скважинах и анализ применяемых технологий по ее восстановлению;

3. Изучение составов сточных вод, закачиваемых в пласты, и кольматирующего вещества, а также качества подготовки воды по содержанию твердых взвешенных частиц (ТВЧ) и нефтепродуктов (НП) после ее сброса из отстойных аппаратов;

4. Разработка технических средств предварительной фильтрации продукции скважин и сточной воды от ТВЧ, а также колтюбинговой технологии восстановления приемистости и обработки нагнетательных скважин;

5. Разработка и опытно-промышленные испытания (ОПИ) импульсно-волнового способа воздействия на ПЗП нагнетательных скважин с устья для создания мгновенных депрессий и выноса кольматанта из пласта;

6. Разработка теоретических основ применения метода диссипации механической энергии в тепло при закачке воды в нагнетательные скважины.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач проводилось с помощью теоретических, лабораторных и промысловых исследований, а также опытно-промышленных

испытаний с применением математической статистики. Объектами исследований явились нагнетательные и добывающие скважины Туймазинского, Ардатовского и Мустафинского нефтяных месторождений.

Научная новизна результатов работы

1. Установлена интенсивность снижения во времени объемов закачки воды и добычи нефти в очагах нагнетания в результате кольматации ПЗП по бобриковско-радаевскому горизонту Ардатовского месторождения. Средний темп снижения объемов закачки за месяц составляет около 5,4 м3/сут, а добычи нефти - около 0,04 м3/сут, при содержании ТВЧ и нефтепродуктов в закачиваемой воде до 120 мг/л.

2. Выявлены статистические связи между количеством нефти, уносимой в систему поддержания пластового давления (ППД) сбрасываемой водой, и удельными нагрузками на аппараты сброса для ряда нефтяных месторождений Республики Башкортостан. Получена эмпирическая зависимость относительного количества уносимой нефти от ее динамической вязкости.

3. Установлены корреляционная связь между содержанием нефтепродуктов и ТВЧ в водах систем ППД и зависимость их соотношения от динамической вязкости нефти. Показано, что ТВЧ в сточных водах покрыты пленкой нефти, толщина которых возрастает с увеличением ее вязкости.

4. Получены регрессионные уравнения для расчета продолжительности эффекта применения геолого-технических мероприятий в зависимости от содержания нефтепродуктов и ТВЧ в закачиваемой воде, в также приемистости нагнетательных скважин пашийского горизонта.

5. Разработаны теоретические основы расчета излива жидкости из нагнетательной скважины при импульсно-волновой технологии восстановлении ее приемистости. Получены зависимости приемистости скважин от импульса давления и начальной приемистости для Покровского и Пронькинского месторождений нефти.

6. Получены теоретические формулы для расчета зоны прогрева ПЗП нагнетательных скважин при закачке в них нагретой воды, а также скорости нагрева жидкости при работе скважинного диссипатора.

На защиту выносятся:

1. Результаты исследований влияния качества подготовки сточных вод для ППД и кольматации ПЗП скважин на показатели добычи нефти окружающих скважин в очагах нагнетания воды;

2. Технические средства предварительной очистки пластовых вод от твердых механических примесей перед закачкой в пласты и колтюбинговая технология промывки и обработки ПЗП нагнетательных скважин;

3. Технология импульсно-волнового воздействия на ПЗП нагнетательных скважин для извлечения кольматанта, теоретические основы ее расчета и результата опытно-промышленных испытаний на объектах.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Изучены основные причины загрязнений и характер снижения приемистости нагнетательных скважин Туймазинской группы месторождений и установлены наиболее эффективные методы ГТМ по восстановлению их приемистости на базе применения кислотных составов по бобриковско-радаевскому, пашийскому, кизеловскому и фаменскому горизонтам.

2. Исследованы состав и структура кольматанта ПЗП нагнетательных скважин, показавшие в извлеченных пробах высокое содержание асфальтосмолопарафиновых веществ, минеральных примесей (кварцевого песка, глины), гидроокиси железа, сульфида железа, кристаллов различных солей, других частиц горных пород. Твердые частицы представлены фракциями от 0,05 мм и менее до 0,50 мм и более.

3. Разработаны и внедрены технические средства предварительной подготовки сточных вод для системы ППД фильтрованием жидкостей в скважинах, позволившие снизить содержание ТВЧ в глубинных скважинных насосах примерно на 64 %. Установка фильтров на приеме блоков кустовых насосных станций (БКНС) позволила снизить содержание ТВЧ на 35...47%, а нефти - на 11... 19 %.

4. Предложена и внедрена колтюбинговая технология промывки и комплексной обработки ПЗП нагнетательных скважин различными кислотными составами, позволившая увеличить их приемистость в 1,5...2,0 раза в зависимости от типа закачиваемых вод.

5. Выполнен анализ применяемых в регионах Российской Федерации волновых методов воздействия на ПЗП нагнетательных скважин и разработан новый способ импульсно-волнового воздействия на пласт с устья скважины и извлечения из нее кольматанта, позволивший достичь прирост их приемистости по ряду месторождений до 150 м3/сут и более.

Апробация результатов работы

Основные результаты работы докладывались на 4-ом Международном симпозиуме по бурению скважин в осложненных условиях (г. Санкт-Петербург, 1998 г.); V Межвузовской научно-методической конференции «Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона» (г. Уфа, 2000 г.); Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы Волго-Уральской провинции» (г. Уфа, 2001 г.); научно-практической конференции «60 лет девонской нефти» (г. Октябрьский, 2004 г.); научно-технических советах НГДУ «Туймазанефть» АНК «Башнефть» в г. Октябрьском (1994 - 2007 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 43 научных трудах, в том числе в 7 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, 2 монографиях, получены 9 патентов РФ.

В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежат общее руководство, постановка задач исследований, разработка технологий, анализ и обобщение экспериментальных исследований.

Структура и объём работы

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, . библиографического списка использованной литературы, включающего 119 наименований. Работа изложена на 200 страницах машинописного текста, содержит 72 рисунка и 30 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе выполнен анализ опыта заводнения и эксплуатации нагнетательного фонда скважин Туймазинской группы месторождений нефти.

Основными месторождениями Туймазинской группы по объему добываемой нефти являются: Туймазинское, Ардатовское, Мустафинское. Средняя приемистость нагнетательных скважин по девонским объектам изменялась во времени в зависимости от состояния пластовых давлений и соотношения объемов закачки воды и отбора жидкости. В начальный период разработки, например, по БП она превышала 1000 м3/сут на одну скважину. К 1960 г. она снизилась до 500...600 м3/сут и сохраняется практически на одном уровне. Несколько ниже приемистость скважин горизонта Б1, где в начале она достигла 700...800 м3/сут, а впоследствии снизилась до 350...400 м3/сут. На сегодняшний день действующий фонд нагнетательных скважин, в которые ведется закачка пластовой воды, составляет 71 скважину, сточной - 135 и пресной — 21. Источниками водоснабжения являются четыре блочные кустовые насосные станции, пять шурфовых площадок, осуществляющих закачку воды семи установок предварительного сброса (УПС) и двух трубных водоотделителей. Забор пресной воды производится из бассейна реки Ик и закачивается одной блочной кустовой насосной станцией на Александровской площади Туймазинского месторождения. Допустимое содержание нефти и механических примесей устанавливается согласно проектным документам: механические примеси 50 мг/л, нефтепродукты — 50 мг/л.

При закачке в пласт сточных вод, содержащих различное количество нефтепродуктов, происходят загрязнение как перфорационных отверстий, так и пористой среды, увеличение нефтенасыщенности ПЗП нагнетательной скважины, которую необходимо снижать для улучшения фазовых проницаемостей для воды.

Связь между снижением объемов закачки воды при очаговом заводнении залежей и дебитами скважин представлена на примере бобриковско-радаевского горизонта нижней каменоугольной системы Ардатовского месторождения, который характеризуется терригенным типом коллектора, начальным пластовым давлением 11,7 МПа, проницаемостью в

районе скважины № 624 Ардатовского месторождения, равной 83 мД, и пористостью 22 %.

С целью поддержания и увеличения пластового давления в 2006 году была введена под закачку сточной воды скважина № 624 (рисунок 1). На сегодняшний день накопленный отбор жидкости в данном районе пласта Сбоб+рад составляет 311 тыс. м3, а накопленная закачка 88 тыс. м3 сточной попутно добываемой воды. При этом компенсация с начала разработки составила 28 %, вследствие чего пластовое давление снизилось до 10,8 МПа (по замеру на скважине № 624). По очагу заводнения нагнетательной скважины № 624 Туймазинского месторождения в период с декабря 2011 года по февраль 2012 года закачка составляла 44 м3/сут, при этом суммарная добыча жидкости по окружающим скважинам №№ 418, 623, 579, 622, 500 составляла 67 м3/сут. В феврале 2012 года была проведена кислотная обработка призабойной зоны нагнетательной скважины, после которой приемистость увеличилась до 103 м3/сут.

-ш,

Рисунок 1 — Выкопировка карты разработки Ардатовского месторождения по пласту Сбоб+рад

В качестве примера рассмотрена эффективность обработки по скважине № 500, которая составила 1,7 т/сут по нефти (рисунок 2). Скважина удалена от нагнетательной на 310 м, перфорированная мощность пласта -3 м. Увеличение дебита нефти по скважинам №№ 623, 622 составило 1,9 и 0,8 т/сут соответственно. По скважине № 579 было получено увеличение дебита на 0,4 т/сут вследствие удаленности скважины на 630 м от забоя

нагнетательной. По причине снижения приемистости нагнетательной скважины в марте 2013 года была проведена повторная обработка призабойной зоны скважины № 624, приемистость составила 100 м3/сут.

Рисунок 2 - Динамика дебитов

Таким образом, суммарный отбор жидкости добывающих скважин в январе 2012 года составил 70,1 м3/сут, дебит нефти при этом составил 30,7 т/сут. Накопленная потеря добычи нефти от кольматации ПЗП нагнетательной скважины составила 163 т.

Анализ изменения дебитов по данному горизонту показал, что средний темп снижения приемистости скважин за месяц в очагах нагнетания составил 5,4 м3/сут, а добычи нефти — 0,04 м3/сут.

Восстановление приемистости в основном производится обработкой ПЗП химическими составами на основе соляной кислоты. Геолого-технические мероприятия проводятся по мере загрязнения ПЗП и снижения приемистости скважин до предельной величины. На рисунке 3 представлена зависимость продолжительности эффекта ГТМ от содержания ТВЧ в сточной воде. Видно, что допустимое значение концентрации составляет около 40 мг/л.

Рисунок 3 — Зависимость продолжительности эффекта ГТМ от содержания ТВЧ

В таблице 1 отражена эффективность применяемых ГТМ, показывающая наибольший прирост приемистости при использовании кислотных составов в сочетании с реперфорацией скважин.

Таблица 1 - Эффективность применяемых ГТМ

Вид ГТМ Прирост приемистости, д.ед.

Сбоб+рлд СТк„з, Офамс Опаш

Кислотная обработка с применением колтюбингового оборудования 2,62 2,64 2,31

Кислотная обработка бригадой КРС 2,81 2,39 2,42

Реперфорация + кислотная обработка бригадой КРС 3,57 4,42 5,34

Во второй главе приведены основные причины ухудшения проницаемости ПЗП и технологии ее восстановления.

Пластовые воды нефтяных месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции характеризуются высокими концентрациями ионов хлора (до 34110 моль/м3) и кальция (до 775 моль/м3) и относятся к жестким водам хлоркальциевого типа. Воды девонских горизонтов содержат растворенные ионы железа (до 1250 моль/м3), а воды турнейского яруса

угленосного горизонта — сероводород (до 0,15 кг/м3). Плотность пластовых вод составляет 1160... 1190 кг/м3, а величина рН 4...5.

В процессе разработки нефтяного месторождения концентрации ионов хлора и кальция уменьшаются. Подобная тенденция в изменении концентрации ионов, а также свойств пластовых вод нефтяных месторождений характерна и для других нефтедобывающих районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Это связано, в основном, с закачкой пресной воды в нефтяные пласты с самого начала разработки месторождения. Однако темпы опреснения пластовых вод снижаются с момента использования в системе ППД минерализованных сточных вод. Так, за последние 20 лет плотность попутно добываемой пластовой воды Туймазинского месторождения составляет 1100... 1120 кг/м3.

Плотность сточных вод изменяется от 1030 до 1120 кг/м3. Пониженная плотность связана с опреснением пластовых вод (в некоторых случаях составляет менее 1050 кг/м3), а также из-за смешения со стоками промливневой канализации, когда объем последних примерно одинаков с объемом минерализованных стоков установки подготовки нефти (УПН).

В сточных водах концентрация ионов хлора снижается и составляет 1930...3650 моль/м3, а ионов кальция 195...550 моль/м3. Величина рН сточных вод составляет 5,0...6,5 для месторождений Волго-Уральской провинции и 7,0...8,0 для месторождений Западной Сибири. Сточные воды характеризуются пониженной величиной поверхностного натяжения (13...18 мН/м) по сравнению с пластовыми водами (48...50 мН/м).

Практика закачки сточных вод в нефтяные пласты доказывает совместимость их с пластовыми флюидами и породой продуктивного пласта, поскольку они идентичны по химическому составу. Поэтому в призабойной зоне нагнетательных скважин не образуются труднорастворимые осадки, существенно снижающие их приемистость, следовательно, не следует ожидать нарушения экологического равновесия в нефтяном пласте при закачке нефтепромысловых сточных вод.

Сточные воды содержат эмульгированную нефть, частицы песка и глины, гидроокиси и сульфиды железа, продукты коррозии оборудования и т.д., концентрация которых превышает 1,0 кг/м3, причем основную часть составляет эмульгированная нефть.

В технологических отстойниках на границе раздела «нефть - вода» образуется промежуточный слой, состоящий из глобул воды с неразрушенными оболочками, твердых частиц, асфальтосмолистых веществ и других загрязнений. Промежуточный слой дренируется с водной фазой и загрязняет сточные воды на узле сбора и очистки. Исследованиями установлено, что основную часть эмульгированной нефти в сточных водах составляют частицы диаметрами менее 30 мкм.

Твердая примесь имеет различную природу происхождения. Так, частицы песка и глины (примеси минерального происхождения) выносятся с нефтью из продуктивного пласта из-за суффозии последнего. Концентрация минеральной примеси в пластовой воде не превышает 0,06 кг/м3, причем основную массу составляют частицы размерами 15...30 мкм. Однако в сточных водах концентрация минеральной примеси достигает 0,3 кг/м3 за счет загрязнений ливневых и промывных вод технологических площадок и оборудования.

Образец кольматанта, извлеченного из скважины № 2557, представлен терригенными и техногенными образованиями. Частицы притягиваются к магниту (рисунок 4).

Рисунок 4 — Фотография кольматирующего вещества

Анализ извлеченных проб кольматирующего вещества с забоев нагнетательных скважин показал, что твердая часть осадка по бобриковско-радаевскому, пашийскому, кизеловскому и фаменскому горизонтам представлена кварцевым песком и глиной (около 65 %), гидроокисью железа (3...5 %),сульфидами железа (4...7 %), нефтепродуктами (20...25 %) и другими частицами горных пород.

В этой же главе выполнен анализ имплозионного и гидроимпульсного воздействия на пласт с целью очистки призабойной зоны пласта.

Особую актуальность представляет использование имплозионных эффектов для интенсификации добычи нефти и повышения нефтегазоотдачи.

Опыт применения способа показал возможность образования микротрещин в пласте радиусами до 1 м и более. Однако применение имплозии сдерживается, с одной стороны, отсутствием простой и надежной техники для ее проведения, с другой, малым количеством энергии, передаваемой на пласт.

Анализ виброструйного декольмататора, применяемого на промыслах Западной Сибири, показал свою более высокую эффективность. В основу способа заложен периодический подъем давления на забой с одновременной подачей реагента в пласт. Использование эжектора далее позволяет извлекать продукты реакции из пласта. Закачка химических реагентов проводится в режиме многократных гидравлических ударов на забой скважин.

Обработки скважин такими устройствами позволили увеличить продуктивность скважин по Когалымскому региону в 2...5 и более раз. Однако значительное количество сложных узлов технического оснащения устройства и невысокая их надежность не позволили достичь достаточной рентабельности проекта.

В третьей главе выполнен анализ качества подготовки сточных вод при их путевом сбросе в систему поддержания пластового давления аппаратами предварительного сброса.

Содержание сероводорода находится в пределах 2,7...80 мг/л, а железа 0,1...50 мг/л, что не создает существенных условий для нарушения сульфатного и карбонатного равновесий. Исключение составляет сточная вода УПС «Ардатовка», в которой содержание Н28 соответствует 180. ..200 мг/л. Однако низкое содержание железа (1,4. ..7,5 мг/л) в этой воде не вызывает осложнений по выпадению осадков.

Количественное определение взвешенных частиц в дренажной воде проводили модифицированным экстракционно-весовым методом, а содержание остаточных нефтепродуктов - по ОСТ 39-133-81. Результаты исследований представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Содержание твердых взвешенных частиц и остаточных

нефтепродуктов в подтоварной воде после аппаратов ОПВ и СВ

Дата отбора Метод отбора пробы Содержание в воде, мг/л

остаточной нефти твердых взвешенных частиц

16.03.09 Общий поток с ОПВ-1, 2 25,9 36,5

29,5 33,5

23.03.09 Выход СВ-1 114,0 62,0

23.03.09 Выход СВ-2 89,1 58,5

24.03.09 Выход СВ-3 73,5 35,9

24.03.09 Выход СВ-4 25,6 52,5

Видно, что качество воды, отобранной после аппаратов ОПВ-1, 2, выше чем после аппаратов предварительного сброса воды СВ-1-4. Однако содержание взвешенных частиц и нефти в подтоварной воде превышает допустимые нормы в 2,0...2,5 раза.

Установлено, что качество воды по содержанию остаточных нефтепродуктов выше, чем по содержанию мехпримесей. Так, содержание нефти в подтоварной воде в среднем составляет 49 мг/л, в то время как по ТВЧ от 42,9 до 273,0 мг/л.

В связи со сложностью предварительной оценки плотности взвеси в сбрасываемой воде проектирование аппаратов сброса производится из накопленного опыта их эксплуатации. Показано, что для условий Туймазинской группы месторождений оптимальное время пребывания пластовых жидкостей в аппаратах сброса воды (УПС, ТВО, БКНС) составляет около часа.

Однако соблюдение этой нормы не всегда приводит к удовлетворительным результатам по качеству сбрасываемой воды. В ряде случаев сбрасываемые воды содержат повышенную концентрацию нефтепродуктов, в других — твердых взвешенных частиц.

В том случае, если взвесь представлена, к примеру, только нефтепродуктами плотностью 870...910 кг/м3, то при плотности воды 1085 кг/м3 частицы диаметром 30 мкм всплывут в столбе воды 1,2 м (ТВО) менее чем за час, согласно известной формуле Стокса.

В случае, если ТВЧ будут представлены только минеральным веществом плотностью 2450 кг/м3, время осаждения их в воде также произойдет за время менее часа.

Следовательно, взвешенные частицы в пластовой воде содержат как нефтяную фазу, так и минеральные вещества.

Связано это, прежде всего, с тем, что силы адгезии углеводородной фазы к твердой поверхности минеральных частиц значительно превышают силы адгезии водной фазы.

Твердая частица, попавшая в ствол скважины из пласта, в период своего движения многократно переходит из одной фазы в другую. В конечном итоге она покрывается нефтяной пленкой определенной толщины. Эта толщина, очевидно, зависит, прежде всего, от физико-химических свойств самой нефтяной фазы.

Ввиду того, что плотность такой смеси зависит от соотношения составляющих фаз, т.е. нефтепродуктов и минеральных веществ, был выполнен анализ зависимости такого соотношения от вязкости добываемой нефти.

По ряду установок сброса воды НГДУ «Туймазанефть», «Чекмагушнефть» и «Краснохолмскнефть» была построена корреляционная зависимость соотношения компонентов в сбрасываемых водах от средней вязкости нефти, поступающей в тот или иной аппарат.

На рисунке 5 представлена зависимость соотношения нефтепродуктов и ТВЧ в сбрасываемой воде от средней вязкости нефти группы скважин месторождения.

ц, мПа с

Рисунок 5 - Корреляционная связь соотношения нефти и воды

в сбрасываемой воде от средней вязкости нефти группы скважин месторождений

Видно, что корреляционную связь можно описать линейным выражением (Я2 = 0,78):

Ун/Уп =2,53-10"2 ц, (1)

где Ун - концентрация нефтепродуктов в сбрасываемой воде, мг/л; Уп - концентрация ТВЧ в сбрасываемой воде, мг/л; ц - среднее значение вязкости, мПас.

Формула (1) показывает, что толщина плёнки (объём нефти во взвеси) зависит от вязкости нефти. Более вязкая нефть, покрывшая ТВЧ, труднее поддаётся смыву в потоке жидкости в трубах при существующих градиентах скорости на поверхности частиц.

В четвертой главе приведены разработанные технические средства фильтрации добываемой продукции и сточной воды от ТВЧ и нефтепродуктов.

Применение фильтров на приеме насосов является достаточно эффективным средством предупреждения дальнейшего попадания ТВЧ в сточную воду и в призабойную зону нагнетательных скважины. Однако засорение фильтра заставляет останавливать скважину и извлекать оборудование для очистки фильтрующего элемента.

Автором разработан новый тип фильтра с периодической промывкой без подъема насосного оборудования.

На рисунках 6 и 7 показаны принципиальные схемы режимов работы и очистки такого фильтра.

В скважину 1 спущен штанговый насос 2, к приему которого закреплена труба-хвостовик 3, проходящая через пакер 4. В трубе-хвостовике 3 расположена внутренняя труба 5, образующая концентричное межтрубное пространство, которое имеет сверху и снизу пакера 4 радиальные каналы 6 и 7, сообщающие полость трубы 5 со скважинным пространством выше и ниже пакера. Под нижними радиальными каналами 7 расположены горизонтальные перегородки 8 и 9 с проходными отверстиями, а между перегородками в трубе 5 выполнены окна 13, сообщающие полость трубы 5 с концентрическим межтрубным пространством. Внутри трубы 5 негерметично расположены полые сферические клапаны 10 и 11, жестко соединенные между собой штоком 12. Снаружи трубы-хвостовика 3

установлен цилиндрический фильтр 14, заглушённый снизу. Сферические клапаны 10 и 11 со штоком 12 имеют положительную плавучесть в жидкости.

Рисунок 6 - Принципиальная схема Рисунок 7 - Принципиальная схема

режима работы фильтра режима очистки фильтра

Работа фильтра состоит в следующем. При запуске насоса 2 в работу (рисунок 6) сферические клапаны 10 и 11 благодаря плавучести и зазору между ними и трубой 5 всплывут в жидкости и займут крайнее верхнее положение, при котором отверстие перегородки 8 будет открыто, а перегородки 9 перекрыты клапаном 11. Пластовая жидкость будет поступать в насос 2 через фильтр 14, очищаясь от мехпримесей, далее в каналы 7, отверстие в перегородке 8, окна 13, концентрическое пространство, минуя наружные стороны радиальных каналов 6.

При засорении фильтра 14 в затрубное пространство скважины без остановки насоса 2 производят закачку промывочной жидкости. В качестве таковой может быть использована подогретая или маловязкая нефть для одновременного отмыва фильтра от смолопарафиновых веществ.

Промывочная жидкость из затрубного пространства (рисунок 7) попадает через каналы 6 в трубу 5 и отжимает сферический клапан 10, шток 12 и клапан 11 вниз. При этом сферический клапан 10 перекроет проходное отверстие перегородки 8 и откроет доступ закачиваемой жидкости из труб 5 в каналы 7 и далее к фильтру с его внутренней стороны. Напор жидкости будет смывать налипшие снаружи частицы мехпримесей и смолопарафиновые отложения. Одновременно с этим при отжатии клапанов 10 и 11 вниз откроется проходное отверстие перегородки 9. Промывочная жидкость, резко изменив направление через отверстие в перегородке 9, поступит в окна 13, далее по межтрубному пространству - к приему насоса и будет откачиваться на поверхность.

Постоянная работа насоса 2 при промывке фильтра позволяет избежать задавки жидкости в пласт и кольматации порового пространства частицами мехпримесей.

После промывки фильтра закачку промывочной жидкости прекращают, и насосная установка возвращается в обычный режим работы.

Разработанная конструкция с небольшими изменениями была испытана на скважинах № 142 и № 1101, отличающихся повышенным влиянием механических примесей на межремонтный период работы. За 6 месяцев эксплуатации этих скважин подача установок скважинных штанговых насосов (УСШН) снижалась в среднем на 22 %.

Содержание ТВЧ в добываемой продукции, согласно исследованиям ЦНИПР НГДУ «Туймазанефть», по названным скважинам составляло соответственно 215 и 360 мг/л. На скважине № 142 размер ячейки сетчатого элемента фильтра составлял 15 мкм, а на скважине № 1101 - 25 мкм. Площади фильтрации составили по 0,05 м2.

Испытания показали, что при размере ячейки 15 мкм происходит засорение фильтра через 25...30 сут эксплуатации, при размере ячейки 25 мкм - 60...80 сут. Испытания также показали снижение содержания ТВЧ на устье скважины в среднем на 64 %. При этом средний размер частиц, оставшихся в жидкости в обоих случаях, составил около 7 мкм. В системах ППД наиболее целесообразной является установка фильтров на приеме насосов блоков кустовых насосных станции. Фильтр представляет собой вертикально устанавливаемый цилиндр общей высотой 1405 мм и

диаметром 426 мм с присоединительными фланцевыми соединениями под трубопровод диаметром 159 мм (рисунок 8). Фильтрующий элемент -металлическая сетка. Размер ячейки для улавливания частиц мехпримесей подбирается исходя из требований к качеству воды для закачки и составляет 5... 10 мкм. Фильтрующий элемент представляет собой цилиндрический барабан с отверстиями, который обернут металлической сеткой.

А

Рисунок 8 — Фильтр сетчатый дренажный жидкостной

Объектом для опытно-промысловых испытаний данного фильтра был выбран ТВО-29.

Основным материалом в качестве фильтрующего элемента фильтров является металлическая сетка, используемая как «вибросито» промывочной системы при бурении скважин. В качестве альтернативы применяемым сетчатым элементам предложен для испытаний комбинированный фильтроэлемент, состоящий из металлической сетки П48-12*18Н9Т ГОСТ 3187-70 в два слоя, в сочетании с сорбирующим материалом «Сормат» арт. С-53 производства ООО «Туймазинская текстильная фабрика».

Сорбирующий материал обладает высоким гидрофобизирующим действием и хорошо улавливает нефтепродукты.

Наибольшая эффективность наблюдалась при применении фильтрующего элемента в виде металлической сетки с ячейкой до 5 мкм, позволяющем снижать содержание механических примесей до 53 % и нефтепродуктов до 18 %.

Эффективность работы фильтров по очистке сточных вод подтверждается данными таблицы 3.

Таблица 3 - Результаты испытаний фильтров

Место установки До фильтра, мг/л После фильтра, мг/л Эффективность, %

твч НП твч НП твч НП

БКНС-28Д 67 45 39 40 42 11

Шурфы-28С 63 43 40 35 37 19

Шурфы УПС «Ардатовка» 71 49 45 43 36 12

БКНС-22 57 30 37 25 35 17

БКНС-20С 47 32 26 27 45 16

БКНС-20Д 53 33 28 27 47 18

Шурфы ТВО-29 64 47 41 39 35 17

После внедрения фильтров и доведения концентрации механических примесей до 50 мг/л в 2007-2008 гг. не было зафиксировано ни одного преждевременного отказа установок УЭЦН, спущенных в шурфовые скважины объектов «28 С», УПС «Ардатовка», ТВО-29 по причине их засорения, в то время как до внедрения фильтров имели место до 4 преждевременных отказов в год вследствие засорения рабочих органов и приемных сеток УЭЦН механическими примесями.

В пятой главе приведена колтюбинговая технология восстановления приемистости нагнетательных скважин.

Первые обработки нагнетательных скважин с применением колтюбинговой установки в НГДУ «Туймазанефть» были начаты в 2003 году, тогда было проведено 4 обработки. В последующие годы объемы внедрения данного метода восстановления приемистости только увеличивались. Так, в 2004 году было проведено уже 15 обработок, в 2005 г. - 17, в 2006 г. - 21, в 2007 г. - 30, в 2008 г. - 57, в 2009 г. - 60, в 2010 году -

59. В период с 2003 по 2010 гг. на этих скважинах было проведено 204 обработки с помощью колтюбинговой установки, в т.ч. 159 обработок на скважинах, эксплуатируемых с пакером ПВМ, 30 обработок на скважинах с опорным пакером, 1 обработка на скважине, оборудованной пакером ПРО-ЯДЖ, и 14 обработок на скважинах с беспакерной эксплуатацией.

В таблице 4 представлена эффективность обработок скважин с опорными пакерами и ПВМ и скважин с беспакерной эксплуатацией.

Таблица 4 - Эффективность обработок нагнетательных скважин

Тип установленного пакера Количество обработанных скважин Среднее значение приемистости до обработки, м /сут Среднее значение приемистости после обработки, м3/сут Среднее увеличение приемистости, %

ПВМ 159 74 138 86

ОП 30 79 121 53

ПРО-ЯМО 1 63 118 87

Как видно из таблицы 4, наибольший эффект достигался на скважинах, эксплуатируемых без пакера или оборудованных пакерами ПВМ и ПРО-ЯМО, т.к. конструкции этих пакеров позволяяют непрерывной колонне труб с насадкой доходить до открытого интервала перфорации, напрямую воздействуя химреагентом на пласт, и полностью вымывать продукты реакции из скважины. В среднем увеличение приемистости достигало 80...85 %.

При обработках нагнетательных скважин с опорным пакером воздействие на ПЗП производилось через фильтр в НКТ, т.е. продукты реакции и механические примеси вымывались не в полной мере. Увеличение приемистости данных скважин в среднем составляло 50...55 %.

Технологии химического воздействия на скважины зависят от типов применяемых реагентов. При воздействии на ПЗП скважин, работающих на сточной воде, предусматривается первоочередная очистка ПЗП и насосно-компрессорных труб (НКТ) растворителем от возможных АСПВ с последующей кислотной обработкой. Нагнетательные скважины, работающие на высокоминерализованной воде, обрабатываются пресной водой с ингибитором солеотложений с последующим кислотным воздействием. Скважины, закачивающие пресную воду, обрабатываются лишь кислотами.

Таблица 5 - Результаты исследований скважин расходомером глубинным дистанционным (РГД)

№ скважины Интервал перфорации, м Приемистость до ремонта, м3/сут Интервал до ремонта, м Приемистость после ремонта, м3 Интервал после ремонта, м

2037 1797...1799 1809...1817 105 1797...1798 1810...1814 164 1797...1799 1810...1815

3196 1255...1262 19 1255...1259 124 1255...1259

2866 1186...1195 46 1189...1191 1192...1193 124 1188...1193

2529 1108...1111 1114...1117 60 1108...1111 1114...1115 138 1108...1111 1114...1115

3433 1245...1251 69 1248...1251 178 1248...1251

Для оценки эффективности ремонтов по восстановлению приемистости нагнетательных скважин в 2008 года на 5 нагнетательных скважинах до и после проведения ремонтов были проведены исследования РГД. Результаты проведенных исследований представлены в таблице 5. Данные показывают, что при обработках происходит преимущественно увеличение приемистости наиболее принимающих интервалов.

В шестой главе приведены разработка и опытно-промышленные испытания нового импульсно-волнового способа восстановления приемистости нагнетательных скважин.

Способ создания импульсов давлений осуществляется путем периодического увеличения давления на пласт жидкостью, не допуская гидроразрыва, с последующим быстрым открытием устья скважины. Чередование гидроударов с устья скважины позволяет создавать знакопеременные градиенты давления и скорости жидкости на забое благодаря некоторой упругости жидкости, эксплуатационной колонны и порового пространства призабойной зоны. Они способствуют разрыву структурных связей кольматанта с породой и выносу засорений в ствол скважины в период излива жидкости.

Способ осуществляется проведением следующих операций:

- закачка в пласт по межтрубному пространству жидкости в течение 0,5... 1,0 мин с давлением закачки на устье порядка 5 МПа;

- резкий сброс давления в скважине через НКТ открытием задвижки на устьевой арматуре и излив в течение 1 мин в приемную емкость;

- закачка в межтрубное пространство 0,7... 1,5 м3 жидкости при средней производительности насосного агрегата для слива загрязнений из области перфорационных отверстий через колонну НКТ;

- повторение операций в вышеуказанном порядке с полной промывкой скважины через каждые 10 циклов и увеличением давления закачки в каждом последующем цикле.

В такой последовательности производят 50 и более циклов с общим расходом жидкости 10...30 м3, что обеспечивает извлечение и вынос загрязнений.

Возможны два варианта передачи энергии по стволу скважины: в виде движения ударной волны с отражением от зумпфа и устья и возвратно-поступательного перемещения массы скважинной жидкости с возможностью раскачки в режиме резонанса. В обоих вариантах управление процессом обработки скважины осуществляется с устья.

По сравнению с другими способами обработка скважин импульсно-волновым воздействием производится с устья с помощью генератора импульсов давления без применения подземного оборудования и спускоподъемных работ. Длительность проведения обработки составляет от 3 до 8 ч.

Частота гидроударов с устья в целях достижения резонанса согласуется со скоростью достижения отраженной от забоя до устья скважины. Потери энергии на затухание для волн инфранизкой частоты составляют величину порядка 10. ..12 % на 1000 м глубины скважины.

Гидравлический удар на поверхности для формирования фронта ударной волны возможен при применении копра, например, с пневматическим приводом (рисунок 9). Над скважиной устанавливают гидроцилиндр 1 с поршнем 2. Пространство выше поршня соединено через клапан 3 с аккумулятором давления (баллоном) 4. В начальный момент времени клапан 3 открывается, воздух из баллона 4 мгновенно заполняет

пространство над поршнем 2, который, перемещаясь вниз, производит гидравлический удар по свободной поверхности жидкости.

Рисунок 9 - Устройство обработки скважины по схеме «пневматического копра»

Согласно расчетам, при массе копра, к примеру, 20 кг и давлении в баллоне 10 МПа скорость удара копра о поверхность флюида составит 293 м/с. Скорость движения свободной поверхности жидкости составит 5,4 м/с. Увеличение давления на забое скважины произойдет, примерно, на 7,6 МПа. Для создания импульсов давления в призабойной зоне в отдельных случаях возможно использование пластового давления при его высоких значениях. Для формирования импульсов депрессии достаточно установить на устье быстродействующее запорное оборудование и произвести резкий излив. Волна разряжения проходит от устья до забоя, отражается от зумпфа и возвращается к устью.

На рисунке 10 представлена осциллограмма устьевого давления, полученная при гидроударе с помощью датчика давления ПДМТИ-60. Видно, что при открытии задвижки на устье скважины давление снижается до атмосферного значения, затем при закрытии скважины оно практически восстанавливается. Через промежуток времени, необходимый для прохождения волны до зумпфа и обратно, на устье образуется импульс давления, который по амплитуде может быть больше, чем перепад давления,

генерирующий волну. Прохождение одиночного импульса сопровождается затухающими колебаниями давления.

Р, МПа

ZU.iv

150 100 50

0

\ 1 ....

к 1

± _

— \

и' \ ) -

п 1

10

15

I, с

Рисунок 10 — Диаграмма устьевого давления при коротком одиночном изливе

При резком открытии устья скважины ударная волна разряжения многократно отражается от зумпфа и устья с постепенным затуханием колебаний. Забойное давление постепенно уменьшается в связи с изливом скважинной жидкости. При начальном устьевом давлении 5 МПА амплитуда первого колебания составляет величину порядка 2,5...3,0 МПа. Форма волновых колебаний изменяется с глубиной и зависит от фильтрационных свойств призабойной зоны (рисунок 11).

Рисунок 11

- Диаграмма давления на глубине 1520 м при резкой разгерметизации скважины с начальным устьевым давлением 5 МПа

На рисунке 12 представлена диаграмма поддержания волновых колебаний за счет синхронного открытия устьевой задвижки. Амплитуда колебаний снижается более интенсивно из-за излива жидкости при каждом открытии скважины. В случае низкой проницаемости ПЗП возникает необходимость повышения давления за счет периодической закачки жидкости.

Р, МПа

Рисунок 12 - Диаграмма давления на глубине 1520 м при трехкратном открытии устья скважины с начальным устьевым давлением 5 МПа в резонансе с колебаниями давления скважинной жидкости

При обработке нагнетательной скважины волна не проникает в глубь пласта, энергия ударной волны передается только поверхностному слою породы в зоне перфорации, осуществляется срыв рыхлой корки отложений с поверхности порового пространства призабойной зоны.

Эффективность волнового воздействия на призабойную зону пластов через нагнетательные скважины зависит от давления на устье, упругих свойств металла труб эксплуатационной колонны и пластовой воды, а также сил сцепления кольматанта с породой.

Анализ выполненных работ по импульсно-волновому способу обработки нагнетательных скважин показал, что на рост их приемистости положительно влияет ее начальное значение.

В седьмой главе приведены термодинамические способы воздействия на пласт.

Наличие нефтяной пленки на поверхности ТВЧ заставляет искать пути снижения ее вязкости и растворения в ней твердых парафинов в целях уменьшения интенсивности кольматации ПЗП. Одним из таких путей является нагрев воды перед ее поступлением в пласт. Нагрев закачиваемого агента не исключает кольматацию, но существенно снижает ее темп.

Для разогрева закачиваемого агента разработана технология внутрискважинного применения установки электроцентробежного насоса (УЭЦН), позволяющая использовать тепло, передаваемое насосом жидкости при ее прохождении через погружной электродвигатель и рабочие ступени. Рассеивание энергии в обтекающей жидкости происходит за счет сопротивлений статора обмотки и магнитного сопротивления двигателя. Кроме того, нагрев жидкости происходит за счет трения в торцевых уплотнениях рабочих колес.

На рисунке 13 показана принципиальная схема применения УЭЦН в нагнетательной скважине при закачке в продуктивный пласт воды верхнего водоносного горизонта. В скважине на колонне НКТ подвешивается электроцентробежный насос в перевернутом положении. Закачка воды в пласт производится через патрубок, проходящий в пакере. На выкиде из насоса устанавливается блок телеметрической системы с расходомером, передающий информацию на поверхность по силовому кабелю электродвигателя. В передаваемую информацию входят в том числе расход и температура закачиваемой воды. Жидкость, проходя между НКТ и эксплуатационной колонной, попадает на прием насоса и по патрубку, проходящему через пакер, поступает в продуктивный пласт.

Для закачки используется вода Серпуховского водоносного горизонта. Перед спуском насоса в скважине предварительно устанавливается пакер с патрубком и левой резьбой верхнего конца. Кроме того, в верхнем торце патрубка устанавливается цилиндр, в который герметично входит ниппель спускаемого затем насоса.

Насос спускается на глубину, максимально приближенную к продуктивному горизонту во избежание потерь тепла, передающегося от насоса жидкости в околоскважинное пространство.

Опытно-промышленные испытания предложенной технологии были проведены в нагнетательной скважине № Ю4 месторождения «Юбилейное»

НГДУ «Туймазанефть». Промышленно-нефтеносными в разрезе месторождения «Юбилейное» являются отложения пласта С1гс1+С1ЬЬ бобриковско-радаевского горизонта, пачки СИ турнейского яруса и пачки БЗГт2 фаменского яруса.

Рисунок 13 - Принципиальная схема внутрискважинной закачки минерализованной воды верхних горизонтов в продуктивный пласт с помощью установки электроцентробежного насоса

Закачка воды организована в конце 2011 г. переводом под нагнетание скважины № 104. Всего с начала разработки на 01.01.2013 г. закачано 29,0 тыс. м3 воды. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 34,2 %.

За 2012 г. закачано 27,6 тыс. м3 воды, текущая компенсация составила 266,9 %. Текущее пластовое давление 12,3 МПа при начальном 13,4 МПа.

На рисунке 14 показана динамика объемов закачки воды в нагнетательную скважину № 104.

Рисунок 14 - Динамика нагнетания воды скважины № 104

Эксперименты позволили установить, что повышение температуры воды при прохождении через насос составило величину порядка 30...35 °С. При этом вода нагревалась с 30 °С до 65 °С. На рисунке 15 показана динамика снижения объема закачки воды в скважину № 104.

Рисунок 15 - Графики изменения объема и давления закачки воды в скважину № 104

Видно, что по истечении периода времени порядка двух месяцев приемистость скважины уменьшилась примерно на 6 м3/сут. В дальнейший период приемистость стабилизировалась на уровне 90...92 м3/сут. Некоторое снижение приемистости было вызвано ростом давления закачки воды с 16,0 до 17,5 МПа.

В то же время до внедрения технологии за период примерно 3 мес. снижение объемов закачки воды составило порядка 20 м3/сут. Кроме того, применение УЭЦН позволяет производить закачку воды под высоким давлением, в то время как в трубопроводах системы ППД может сохраняться гораздо меньшее давление. Это имеет место в тех случаях, когда повышенное давление закачки требуется только для отдельных скважин.

В этой же главе предложены методические основы расчета нагрева ПЗП за счет источника тепла на забое нагнетательной скважины.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлены основные причины и степень снижения приемистости нагнетательных скважин, связанного с недостаточным качеством подготовки сточных вод для системы ППД. Изучен состав ТВЧ и показано, что для Туймазинской группы месторождений содержание нефти и ТВЧ в воде в среднем до 120 мг/л приводит к темпам снижения приемистости скважин за месяц в среднем 5,4 м3/сут и добычи нефти в зоне очага нагнетания со сдвигом по фазе около 0,04 м3/сут.

2. Выявлена корреляционная связь между соотношением нефтепродуктов и ТВЧ в сбрасываемой на промыслах воде со средним значением динамической вязкости нефти группы скважин, подключенных к аппаратам путевого сброса воды на месторождениях нефти.

3. Получены регрессионные уравнения для расчета продолжительности эффекта ГТМ по восстановлению приемистости нагнетательных скважин на базе применения соляной кислоты в зависимости от содержания нефтепродуктов и ТВЧ в закачиваемой воде, а также начальной приемистости нагнетательной скважины.

4. Разработаны и внедрены различные конструкции фильтров, устанавливаемых на приемах скважинных насосов и насосов блочных кустовых станций системы ППД, позволяющие удалять крупнодисперсные

фракции ТВЧ более 0,1 мм. Применение конструкций фильтров УСШН с промывкой от ТВЧ без подъема оборудования позволяет снизить их содержание на 64 %. Фильтры на приеме насосов БКНС позволили снизить содержание ТВЧ на 35.. .47 %, а нефти - на 11... 19 %.

5. Предложена и внедрена колтюбинговая технология периодической очистки и обработки ПЗП нагнетательных скважин, в том числе горизонтальных, различными кислотными составами. Технология позволила увеличить не только приемистость скважины в 1,5...2,0 раза комплексным воздействием на ПЗП растворителями, ингибиторами солеотложений соляной кислотой в зависимости от типа закачиваемых вод (сточные, высокоминерализованные, пресные), но и принимающие интервалы скважин.

6. Выполнен анализ применяемых в РФ волновых методов воздействия на ПЗП скважины и разработаны новые способ и технологии импульсно-волнового воздействия на забой с устья скважин для извлечения и удаления кольматанта из пласта. Внедрение технологий в ряде регионов страны позволило увеличить приемистость в 1,5...6,0 раз нагнетательных скважин. Получены регрессионные уравнения зависимости роста приемистости от импульсов давления на устье и начальной приемистости скважины.

7. Разработана и внедрена технология применения установки электроцентробежного насоса для закачки воды и ее нагрева выделяемым теплом. Экспериментальные исследования показали подъем температуры закачиваемой воды с 30 °С до 65 °С, а также снижение темпа падения приемистости скважины за 3 мес. эксплуатации с 20 до 6 м3/сут.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Мингулов, Ш. Г. Энергоснабжение и энергосбережение на объектах ООО «НГДУ «Туймазанефть» [Текст] / Ш. Г. Мингулов, Р. Т. Насибуллин, Н. Я. Сыртланов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 8. - С. 34-36.

2. Мингулов, Ш. Г. Реконструкция системы сбора и подготовки угленосной нефти в ООО «НГДУ «Туймазанефть» [Текст] / Ш. Г. Мингулов, Р. М. Ганиев // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 8. - С. 38-39.

3. Габдрахманов, Н. X. 60 лет по пути прогресса [Текст] / Н. X. Габдрахманов, Ш. Г. Мингулов, Е. Н. Сафонов, Н. Я. Сыртланов // Нефтяное хозяйство. — 2004. —№ 8. — С. 18-23.

4. Мингулов, Ш. Г. Восстановление приемистости нагнетательных скважнн на Туймазинской группе месторождений [Текст] / Ш. Г. Мингулов, Р.Ф. Якупов // Нефтяное хозяйство.-2013. —№ 7. - С. 88-91.

5. Мингулов, Ш. Г. Анализ причин загрязнения ПЗП нагнетательных скважин и алгоритм выбора технологии ГТМ на Туймазинской группе месторождений [Текст] / Ш. Г. Мингулов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2013. - № 11. - С. 21 -23.

6. Мингулов, Ш. Г. Метод создания импульсов давления в призабойной зоне пласта с устья скважины [Текст] / Ш. Г. Мингулов, А. В. Шипулин // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 2. - С. 27-29.

7. Мингулов, Ш. Г. Разработка и испытание технических средств предварительной фильтрации добываемой продукции и сточной воды от твердых взвешенных частиц [Текст] / Ш. Г. Мингулов, И. Ю. Дудников // Нефтепромысловое дело. — 2014. — № 6. — С. 39-42.

Монографии

8. Шипулин, А. В. Технологии волнового воздействия на нефтяные пласты [Текст] / А. В.Шипулин, Ш. Г. Мингулов. - М.: ООО «Недра», 2011. -176 с.

9. Мингулов, Ш. Г. Восстановление приемистости нагнетательных скважин [Текст] / Ш. Г. Мингулов. - М.: ООО «Недра», 2013. - 190 с.

Прочие печатные издания

10. Мингулов, Ш.Г. Методика определения и контроля за измерениями параметров системы «пласт-скважина-оборудование» [Текст] / Ш. Г. Мингулов, А. Г. Зарипов, А. Т. Тимашев // Проблемы оптимизации добычи нефти из нефтяных скважин: Межвуз. сб. научн. тр. УГНТУ. — Уфа, 1996.-С. 31-37.

11. Мингулов, Ш. Г. Способы оценки тепловых потерь по стволу скважины [Текст] / Ш. Г. Мингулов, А. Г. Зарипов, А. Т. Тимашев // Проблемы оптимизации добычи нефти из нефтяных скважин: Мужвуз. сб. научн. тр. УГНТУ. - Уфа, 1996. - С. 37-39.

12. Габдрахманов, Н. X. К методике оценки эффективности разработки нефтяного месторождения [Текст] / Н. X. Габдрахманов, Ш. Г. Мингулов,

A. Т. Тимашев // Нефть и газ: Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки: Межвуз. сб. научн. тр. - Уфа: Издательство УГНТУ, 1998. -С. 192-199.

13. Сафонов, Н. И. Технико-экономические особенности разработки нефтяных месторождений в условиях поздней стадии [Текст] / Н. И. Сафонов, Н. X. Габдрахманов, Ш. Г. Мингулов, Т. С. Галиуллин // Матер. 4-ого Междунар. симпозиума по бурению скважин в осложненных условиях. — Санкт-Петербург, 1998. — С. 62-65.

14. Горшков, Л. К. Анализ гидродинамических параметров промывочных жидкостей [Текст] / Л. К. Горшков, Щ. Г. Мингулов,

B. С. Прокопенко, Н. И. Слюсарев. - Санкт-Петербург: Изд-во «Вита», 1999. -С. 38-40.

15. Мингулов, Ш.Г. Применение термических методов в добыче нефти на Туймазинском месторождении [Текст] / Ш. Г. Мингулов // Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: Межвуз. сб. научн. тр. УГНТУ. -Уфа, 2000,- Т. 1.- С. 78-79.

16. Габдрахманов, Н.Х. Применение гексана против АСПО на Туймазинском месторождении с целью очистки подземного оборудования [Текст] / Н. X. Габдрахманов, Ш. Г. Мингулов, Т. С. Галиуллин, А. Н. Рогов // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: сб. научн. тр. - Уфа, 2000. — С. 78-79.

17. Габдрахманов, Н. X. Добыча трудноизвлекаемой остаточной нефти на Туймазинском нефтяном месторождении в условиях поздней стадии разработки [Текст] / Н. X. Габдрахманов, Ш. Г. Мингулов, Т. С. Галиуллин и др. // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: сб. научн. тр. - Уфа, 2000. - С. 14-16.

18. Мингулов, Ш. Г. Исследование изменения параметров поглощения волн давления для наиболее распространенных видов пород [Текст] / Ш. Г. Мингулов, Б. 3. Султанов, М. Я. Хабибуллин // Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового региона: сб. научн. тр. - Уфа, 2000. - С. 43-49.

19. Габдрахманов, Н.Х. Применение гексановой фракции для удаления АСПО из насосного оборудования добывающих скважин на примере НГДУ

«Туймазанефть» [Текст] / Н. X. Габдрахманов, Ш. Г. Мингулов, Т. С. Галиуллин, А. Н. Рогов // Актуальные проблемы добычи нефти на месторождениях НГДУ «Туймазанефть»: сб. научн. тр. - Уфа, 2000. - С. 78-79.

20. Мингулов, Ш. Г. Применение термических способов в добыче нефти на Туймазинском нефтяном месторождении [Текст] / Ш. Г. Мингулов // Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона: тез. докл. V Межвуз. научн.-метод, конф. - Уфа, 2000. - С. 78-79.

21. Мингулов, Ш. Г. Перспективы тепловой обработки нефтесодержащих пластов глубинными диссипаторами [Текст] / Ш. Г. Мингулов, Н. М. Габдрахимов, И. Р. Юсупов // Нефть и газ - 2001: проблемы добычи, транспорта и переработки: межвуз. сб. научн. тр. - Уфа, 2001.-С. 142-146.

22. Мингулов, Ш. Г. Применение пульсированной закачки жидкости для восстановления приемистости нагнетательных скважин [Текст] / Ш. Г. Мингулов, Б. 3. Султанов, М. С. Габдрахимов, Р. Я. Рахманов // Актуальные проблемы Волго-Уральской провинции: тез. докл. Междунар. научн.-практ. конф. — Уфа, 2001. — С. 32-33.

23. Габдрахманов, Н. X. Обработка добывающих скважин низкочастотным гидравлическим вибратором [Текст] / Н. X. Габдрахманов, М. С. Габдрахимов, Ш. Г. Мингулов // Актуальные проблемы Волго-Уральской провинции: тез. докл. Междунар. научн.-практ. конф. — Уфа, 2001. - С. 42.

24. Мингулов, Ш. Г. Увеличение приемистости скважин с применением технологии пульсирующей закачки [Текст] / Ш. Г. Мингулов, Б. 3. Султанов, М. С. Габдрахимов, Р. Я. Рахманов // Нефть и газ - 2001: Актуальные проблемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: Межвуз. сб. научн. тр.-Уфа, 2001.-С. 32-33.

25. Усов, А. И. Нестационарные силовые воздействия на флюид и динамика флюида в скважине [Текст] / А. И. Усов, М. Р. Петриченко, А. В. Шипулин, Ш. Г. Мингулов // Эксплуатация нефтяных месторождений на поздних стадиях разработки / ОАО «АНК «Башнефть». - Уфа, 2003. -Вып. 112.-С. 52-55.

26. Мингулов, Ш. Г. Технология очистки прискважинной зоны нефтяного пласта воздействием ударной волны с поверхности [Текст] / Ш. Г. Мингулов, А. И. Усов, А. В. Шипулин // Эксплуатация нефтяных

месторождений на поздних стадиях разработки: сб. научн. тр. - Уфа, 2003. -С. 32-38.

27. Габдрахманов, Н. X. Диссипационный нагрев жидкости в призабойной зоне [Текст] / Н. X. Габдрахманов, Ш. Г. Мингулов, А. В. Шипулин // 60 лет девонской нефти: тез. докл. научн.-практ. конф. -Октябрьский, 2004. - С. 12-13.

28. Мингулов, Ш. Г. Ударно-волновая обработка прискважинной зоны пласта [Текст] / Ш. Г. Мингулов, А. В. Шипулин, А. И. Усов // 60 лет девонской нефти: тез. докл. научн.-практ. конф. - Октябрьский, 2004. - С. 18-20.

29. Мингулов, Ш. Г. Ударно-импульсный гидроразрыв пласта [Текст] / Ш. Г. Мингулов, А. В. Шипулин, В. Н. Горбатов // Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Межвуз. сб. научн. тр. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - С. 244-249.

30. Мингулов, Ш. Г. Обработка скважин ударными воздействиями [Текст] Ш. Г. Мингулов, А. В. Шипулин, В. Н. Горбатов // Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Межвуз. сб. научн. тр. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - С. 250-255.

31. Мингулов, Ш. Г. Создание трещин и каверн при обработке призабойной зоны нефтяной скважины [Текст] / Ш. Г. Мингулов, А. В. Шипулин, В. Н. Горбатов // Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. научн. тр.: в 4 т. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. - Т. 2. - С. 173-176.

32. Мингулов, Ш.Г. Способы создания гидроударов в скважине [Текст] / Ш. Г. Мингулов, А. В. Шипулин, В. Н. Горбатов // Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. научн. тр.: в 4 т. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. - Т. 2. -С. 177-181.

33. Мингулов, Ш. Г. Опыт применения колтюбинга в Туймазинском УДНГ [Текст] / Ш. Г. Мингулов, Н. М. Габдрахимов, А. В. Халиков, С. В. Кузин // Проблемы нефтегазового дела: тез. докл. Междунар. научн.-техн. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. - С. 69-70.

34. Мингулов, Ш. Г. Вопросы эффективности добычи нефти из многопластовых нефтяных месторождений [Текст] / Ш. Г. Мингулов, А. Т. Тимашев, М. С. Габдрахимов, Р. И. Сулейманов, А. Р. Зиянгиров // Технологии нефтегазового дела: сб. научн. тр. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. -С. 184-190.

Патенты

35. Пат. 2160818 Российская Федерация,МПК Е 21 В 21/00. Устройство для очистки скважин от шлама [Текст] / Горшков Л. К., Слюсарев Н. И., Прокопенко В. С., Мингулов Ш. Г.; заявитель и патентообладатель Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова. -№ 99108304/03; заявл. 19.04.19999; опубл. 20.12.2000.

36. Пат. 2176313 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/25. Термодинамический способ воздействия на призабойную зону скважины [Текст] / Шипулин А. В., Габдрахманов Н. X., Мингулов Ш. Г., Кожемякин Ю. Д., Петриченко М. Р., Троицкий В. П.; заявитель и патентообладатель Закрытое акционерное общество «РЭНЕС». -№ 2000113429/03; заявл. 22.05.2000; опубл. 27.11.2001.

37. Пат. 2164597 Российская Федерация,МПК Е 21 В 43/25. Термодинамический способ воздействия на призабойную зону [Текст] / Шипулин А. В., Загривный Э. А., Кудряшов Б. Б., Соловьев Г. Н., Габдрахманов Н. X.,Мингулов Ш. Г.; заявитель и патентообладатель Закрытое акционерное общество «РЭНЕС». - № 99109265/03; заявл. 30.04.1999; опубл. 10.02.2001.

38. Пат. 2169831 Российская Федерация,МПК Е 21 В 37/00. Устройство для очистки нефтяной скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений [Текст] / Шипулин А. В., Загривный Э. А., Кудряшов Б. Б., Соловьев Г. Н., Габдрахманов Н. X.,Мингулов Ш. Г.; заявитель и патентообладатель Закрытое акционерное общество «РЭНЕС». - №99123553/03; заявл. 28.10.1999; опубл. 27.06.2001.

39. Пат. 2173768 Российская Федерация,МПК Е 21 В 43/12, Б 16 К 47/14. Механически регулируемый штуцер [Текст] / Исхаков И. А., Габдрахманов Н. X., Мингулов Ш. Г., Галиуллин Т. С., Уразаков К. Р.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество Акционерная нефтяная компания «Башнефть». - № 2000103699/03; заявл. 15.02.2000; опубл. 20.09.2001.

40. Пат. 2187624 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/00, Б 04 В 47/06. Установка скважинного электроцентробежного насоса [Текст] / Каплан Л. С., Габдрахманов Н. X., Мингулов Ш. Г., Усов А. И., Каплан А. Л.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество

Акционерная нефтяная компания «Башнефть». - № 2000107756/03; заявл. 31.03.2000; опубл. 20.08.2002.

41. Пат. 2241828 Российская Федерация,МПК Е 21 В 43/25. Способ обработки прискважинной зоны пласта [Текст] / Шипулин А. В., Усов А. И., Мингулов Ш. Г., Кожемякин Ю. Д.; заявитель и патентообладатель Закрытое акционерное общество «РЭНЕС». - № 2003101313/03; заявл. 08.01.2003; опубл. 10.12.2004.

42. Пат. 2276721 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/25. Способ обработки прискважинной зоны пласта [Текст] / Шипулин А. В., Мингулов Ш. Г., Купавых С. Б.; заявитель и патентообладатель Закрытое акционерное общество «РЭНЕС». - № 2004131013/03; заявл. 14.10.2004; опубл. 20.05.2006.

43. Пат. 2276722 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/25. Способ обработки прискважинной зоны пласта [Текст] / Шипулин А. В., Купавых С. Б., Мингулов Ш. Г.; заявитель и патентообладатель Закрытое акционерное общество «РЭНЕС». - № 2004131014/03; заявл. 14.10.2004; опубл. 20.05.2006.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 22.01.2015 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 1,52. Бумага писчая. Тираж 110 экз. Заказ № 6. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.