Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Создание технологического комплекса повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Создание технологического комплекса повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии"
На правах рукописи
Ибрагимов Наиль Габдулбариевич
УДК 622.276.1/.4 «712.8»
СОЗДАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Москва - 2005
Работа выполнена в ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина
Научный консультант - доктор технических наук,
академик АН Республики Татарстан Ибатуллин Р.Р.
ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ:
Валеев Марат Давлетович - доктор технических наук, профессор
Кудинов Валентин Иванович - доктор технических наук, профессор
Сахаров Виктор Александрович - доктор технических наук, профессор
Ведущее предприятие: открытое акционерное общество «АНК «Башнефть»
Защита состоится « 1 » ноября 2005 г. в 15.00 час. в аудитории 731 на заседании диссертационного совета Д 529. 020. 01 РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.
Автореферат разослан « »сентября 2005 г.
Ученый секретарь диссертационного совета,
доктор технических наук, профессор
Б.Е. Сомов
2 QOoA
3
¿/fffÉf
-1 <э$0±
ВВЕДЕНИЕ
Темпы экономического роста в России, в том числе и Татарстане, во многом определяются эффективной и устойчивой работой нефтяной промышленности, одной из немногих отраслей, способных обеспечить потребности не только внутреннего, но и внешнего рынка.
За более чем 60 лет промышленной разработки нефтяных месторождений Татарстана добыто более 2,9 млрд. т нефти. Основные эксплуатационные объекты этих месторождений в настоящее время находятся в поздней стадии разработки. Эта стадия характеризуется высокой выработанностью запасов нефти и значительным обводнением добываемой из скважин продукции. За последние 30 лет (с 1975 по 2005 гг.) добыча нефти в республике снижалась со 103,7 млн. т до минимальной величины в 23 млн. т, с последующей стабилизацией и ростом добычи Сейчас она достигла 30 млн. т в год. За последние полтора десятилетия в течение длительного периода происходило резкое падение добычи нефти и в целом по России: с максимума в 569,5 млн. т в 1987 г. до 354,5 млн. т в 1993 г. Причинами этого явления были падение цен на нефть, а также значительная выработанность активных запасов нефти крупных месторождений. В Татарстане - это, в первую очередь, залежи девона Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского месторождений. Ввод новых запасов нефти с целью стабилизации добычи нефти в республике сопряжен с потребностью значительных инвестиций в разведку, бурение и обустройство новых мелких месторождений, причем эффективность капитальных вложений при этом падает, так как вводятся в разработку малопродуктивные и трудноизвлекаемые запасы нефти. В Татарстане новые запасы нефти представлены преимущественно высокосернистыми нефтями отложений карбона, а также запасами в залежах с низкопродуктивными глинистыми коллекторами девона.
Одним из широко применяемых и высокоэффективных методов регулирования выработки запасов нефти и увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении является гидродинамическое воздействие, осуществляемое путем изменения режимов работы нагнетательных и добывающих скважин. В то же время эффект от применения этого воздействия со временем падает и динамика добычи нефти возвращается к величинам при добыче с использованием стационарного заводнения, при этом в пластах остается еще значительная часть извлекаемых запасов нефти.
Таким образом, на поздней стадии разработки запасов крупных месторождений возникает альтернатива дальнейшему проведению работ на выработанных объектах в виде поиска и разработки новых запасов мелких месторождений на изученных территориях. С учетом низкой эффективности новых запасов и необходимости значительных инвестиций с длительными сроками окупаемости этот путь решения проблемы стабилизации добычи нефти привлекателен только при высоких ценах на нефть. Поэтому очень важно повы-
РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА,
шать эффективность эксплуатации объектов разработки на поздней стадии, как составной части снижения затрат при ухудшающихся геолого-физических характеристиках разрабатываемых запасов.
Создание технологического комплекса повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии, включающего новые высокоэффективные технологии увеличения нефтеотдачи пластов на высо-ковыработанных нефтяных месторождениях Татарстана, содержащих значительные остаточные запасы нефтей, а также решение проблем рентабельной эксплуатации скважин может внести существенный вклад в обеспечение прироста извлекаемых запасов и дополнительной добычи нефти при минимальных капитальных вложениях, а также позволит решить социально-экономические проблемы региона.
ЦЕЛЬ РАБОТЫ
На основе анализа технических средств и технологий выработки запасов нефтяных месторождений на поздней стадии разработать и промышленно использовагь технологический комплекс повышения эффективности нефтедобывающего производства на основе новейших достижений нефтепромысловой науки и практики.
Основные задачи исследования
-анализ современного состояния техники и технологии добычи нефти, методов увеличения нефтеотдачи, системы промыслового сбора нефти;
- обоснование направлений развития комплексных технологий интенсификации нефтедобычи, борьбы с осложнениями при подъеме продукции и методов воздействия на пласт на поздней стадии;
- исследование процессов формирования и удаления в подземном оборудовании органоминеральных отложений с учетом факторов поздней стадии;
- разработка методики научно обоснованного выбора объектов воздействия на призабойную зону скважин и технологий в области МУН;
- анализ и развитие методических подходов при формировании решений по повышению надежности и экономичности системы промыслового транспорта нефти;
- разработка техники и технологий подъема нефтей, в том числе склонных к эмульсиеобразованию в стволе скважин;
-разработка рецептур новых химических составов для обработки пластов и предупреждения и удаления АСПО на основе отходов и побочных продуктов нефтехимических производств;
- совершенствование методов увеличения нефтеотдачи пластов на поздней стадии их разработки;
- разработка взаимосвязанного технологического комплекса, охватывающего основные узловые элементы системы разработки, добыча нефти -
методы интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи пластов - система нефтесбора. Организация промышленного применения новой техники и технологий.
Методы исследований
Поставленные задачи решались на основе обобщения опыта разработки нефтяных месторождений Татарстана. Методологической основой является комплексный системный анализ геолого-промысловых данных, учитываю> щих особенности разработки залежей на поздней стадии в условиях реализации современных МУН. Полученные результаты и научные выводы основаны на комплексе экспериментальных исследований, математическом моделировании и промысловом испытании технологических процессов.
Научная новизна
1. Разработаны научно-методические основы комплексного решения проблем повышения технико-экономической эффективности эксплуатации единой, взаимосвязанной технологической цепи: «добыча нефти - борьба с осложнениями - ОПЗ и МУН - система промыслового транспорта нефти» на поздней стадии разработки месторождений.
2. Разработаны новые устройства и способы импульсно-депрессионного, имплозионно-химического и термохимического воздействия на продуктивный пласт, основанных на синергетическом эффекте взаимоналожения и усиления физико-химических и волновых процессов.
Разработан ряд новых конструкций скважинных штанговых насосов, па-керов для защиты эксплуатационных колонн, универсальных шкивов для форсирования производительности штанговой скважинной насосной установки, оригинальных клапанных устройств, повышающих эффективность работы нефтедобывающих скважин, обладающих улучшенными эксплуатационными показателями и надежностью.
3. На основе анализа комплекса параметров, определяющих надежность системы нефтесбора, определена методология формирования решений но по' вышению ее эффективности на базе оболочки «искусственного интеллекта».
4. На основе анализа масштабного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и обработки призабойной зоны нефтедобывающих скважин разработана методика выбора их для различных геолого-физических условий разработки объектов.
5. На основе результатов исследования физико-химических, массооб-менных явлений и механизма выпадения АСПО на нефтепромысловом оборудовании с учетом специфики завершающей стадии разработки месторождений предложены комплексные теплохимические способы предупреждения и удаления АСПО на внутрискважинном оборудовании.
6. Все элементы технологического комплекса (способы подъема обводненной высоковязкой парафинистой нефти, техника и технология добычи нефти, способы интенсификации притока нефти, методы защиты оборудования от осложняющих органоминеральных отложений, технологии увеличения нефтеотдачи, методы повышения надежности коммуникационных наземных систем, модернизированные системы заводнения и др.) обладают мировой новизной, защищены 44 патентами и авторскими свидетельствами РФ hj изобретения.
Практическая значимость
1. Разработан комплекс технических средств по оптимизации процесса добычи нефти при существенном снижении затрат.
2. Разработаны технологические варианты термохимического и механического предупреждения и удаления органических отложений с подземного оборудования.
3. На основе оболочек «искусственного интеллекта» реализованы программные продукты по повышению надежности системы нефтесбора и выбора их для различных геолого-физических условий.
4. Разработаны новые виды скважинного оборудования и энергосберегающие технологии подъема на поверхность высоковязких нефтей.
5. Промышленная реализация результатов работы на месторождениях РТ позволила получить значительный народнохозяйственный эффект, оцениваемый суммой более 1,4 млрд. руб.
По результатам исследований получены 44 патента РФ. Все патенты использованы в ходе реализации в опытно-промышленном и промышленном масштабе.
В промышленном масштабе на месторождениях Республики Татарстан обоснованы, адаптированы к конкретным геолого-физическим условиям и внедрены новая техника и технологии обработки призабойных зон и увеличения нефтеогдачи пластов, эксплуатации скважин и оптимизации систем промыслового нефтесбора ОАО «Татнефть».
Апробация работы
Результаты диссертационной работы представлялись на научно-технических советах и совещаниях ОАО «Татнефть» (1993 - 2005 гг.), а также многочисленных международных, межотраслевых научно-технических конферёнциях и совещаниях: III, IV, V-м конгрессах нефтегазопромышлен-ников России (Уфа, Казань, 2001, 2003, 2004 гг.); Всероссийской научно-технической конференции (Альметьевск, 2001 г.), 13-м Международном симпозиуме SPE по повышению нефтеотдачи пластов (Талса, США, 2002 г.), 12-м Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов» (Казань,
2003 г.), Международных технологических симпозиумах: «Повышение нефтеотдачи пластов», «Интенсификация добычи нефти и газа», «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений», «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2002-2005 гг.).
Публикации
Основное содержание диссертации изложено в 5 монографиях, 36 статьях, тезисах докладов и 44 патентах. Из них в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, 17 публикаций.
Объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, содержит 276 страниц текста, 71 рисунок и 36 таблиц, список использованных источников насчитывает 215 наименований.
Содержание работы
Во введении обоснована актуальность работы, ее цель, основные задачи и методы их решения. Приводится научная новизна результатов диссертационного исследования, а также практическая ценность работы.
В области повышения эффективности применения методов увеличения продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов многое было сделано ныне работающими учеными В.Е Андреевым, К.С. Басниевым, А.Ш. Газизовым, Р.Н. Дияшевым, С.А. Ждановым, С.Н. Закировым, А.Б. Золотухиным, H.A. Ереминым, P.P. Ибатуллиным, В.И. Кудиновым, P.A. Максутовым, H.H. Михайловым, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимовым, Г.В. Романовым, JI.M. Сургучевым, Р.Т. Фазлыевым, Р.Н. Фахретдиновым, P.C. Хисамовым и рядом других специалистов. В исследование и совершенствование техники и технологии механизированной добычи и борьбы с отложениями АСПО внесли большой вклад М.Д. Валеев, В.М. Валовский, K.M. Тарифов, А.Н. Дроздов, В.Н. Ивановский, P.A. Максутов, И.Л. Мархасин, И Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.П. Тронов, K.P. Уразаков, З.А. Хабибуллин, Д.М. Шейх-Али и другие известные ученые.
Большой вклад в науку и практику применения методов ОПЗ скважин внесли М.Н. Галлямов, Г 3 Ибрагимов, Ю.В. Зейгман, М.Х. Мусабиров,
A.Х. Мирзаджанзаде, Г.А. Орлов, А.Г. Телин, М.А. Токарев, Б.М. Сучков,
B.А. Санников, Н.И. Хисамутдинов и др. исследователи.
На основе анализа этих работ и определены приоритеты исследований автора.
В 1 главе обоснована концепция развития техники и технологии добычи нефти, принципы поддержания и увеличения отбора углеводородов за счет
развития и промышленного внедрения новейших методов МУН и ОПЗ скважин на поздней стадии разработки месторождений. Показана перспективность комплексного решения широкого взаимосвязанного круга проблем, охватывающих всю технологическую цепочку, начиная с эксплуатации скважин и заканчивая системой промыслового сбора скважинной продукции. На основе анализа реализуемых основных принципов разработки нефтяных месторождений и обобщения научно-практического опыта, накопленного за более чем 60-летний период эксплуатации объектов нефтедобычи Татарстана, определены задачи дальнейшего развития, на решение которых направлена данная диссертационная работа.
Во 2 главе приводятся результаты исследований в области развития техники и технологии повышения эффективности эксплуатации скважин и методов интенсификации притока продукции к забоям скважин.
Ретроспективный анализ применения методов и технологий интенсификации добычи нефти за последние десять лет в ОАО «Татнефть» убедительно показывает приоритетную динамику развития технологических решений комплексного действия, основанных на многофакторном положительном воздействии как на минеральную составляющую пласта-коллектора, так и на насыщающие флюиды.
Дальнейшее совершенствование методов ОПЗ пластов, повышение их технологической эффективности и расширение номенклатуры техники и технологии стимуляции продуктивности нефтедобывающих скважин можно прогнозировать по следующим направлениям (рис. 1).
Рис. 1 Основные перспективные направления развития техники и технологии стимуляции продуктивности скважин
На основе анализа основных современных тенденций развития методов интенсификации добычи нефти сформулированы выводы, предопределившие основные направления исследований в этой важной области техники и технологии:
- по термохимическим методам наиболее перспективны исследования в области нагрева обрабатывающих составов, растворителей непосредственно на забое, в интервале продуктивного пласта с минимальными тепловыми потерями, а также исследования в области термогазохимии на основе управ-
ляемого процесса сжигания взрывчатых веществ и медленно горящих составов;
- по имплозионно-химическим методам можно ожидать результативность исследований по комбинированию закачек углеводородных растворителей, композиций специально подобранных ПАВ с имплозионным и термо-имплозионным воздействием на призабойную зону скважин (ПЗС);
- по импульсно-депрессионным методам перспективны исследования по разработке нового класса оборудования, позволяющего одновременно производить циклические многократные депрессионные воздействия на пористую среду с одновременной откачкой пластовой жидкости на поверхность, что значительно сокращает потери непроизводительного времени, ускоряет выполнение и повышает экономичность технологического процесса.
Автором и под его руководством разработаны и реализованы ряд новых технических устройств и способов импульсно-депрессионного, имплозион-но-химического и термохимического воздействия на призабойную зону скважин, основанных на комплексировании физико-химических, волновых и гидродинамических эффектов воздействия на пластовые флюиды и породу коллектора.
Далее в работе описан комплекс оборудования и технических средств по оптимизации процесса добычи нефти, повышению эффективности и снижению затрат при подъеме продукции.
Проанализирован технологический процесс эксплуатации практически всех технических элементов нефтедобывающей скважины- штанговая насосная установка - обсадная колонна - колонна лифтовых труб - наземное устьевое оборудование. Разработаны новые конструкции скважинных штанговых насосов; пакеров для защиты эксплуатационных колонн; универсальных шкивов для форсирования производительности штанговой скважинной насосной установки; оригинальных клапанных устройств, повышающих эффективность работы нефтедобывающих скважин, обладающих улучшенными эксплуатационными показателями и надежностью.
Разработана модернизированная скважинная штанговая насосная установка (патент 2034998), в которой запорное устройство выполнено в виде механически управляемого обратного клапана, включающего шаровой затвор, установленный с возможностью взаимодействия с хвостовиком цилиндра и гидравлически сообщенный с затрубиым пространством скважины. Общий вид устройства показан на рис. 2.
Предложенная скважинная штанговая насосная установка за счет новой компоновки позволяет значительно уменьшить объем вытесняемой из сква-
жины жидкости при спуске насосных труб, повысить технологичность оборудования и улучшить качество ремонтных работ.
Рис. 2. Общий вид скважинного насоса
Разработан усовершенствованный скважинный штанговый насос (патент 2035622), который позволяет достичь максимального усилия на толкатель штанговых насосов с кулачковым механизмом при одинаковых значениях других факторов, влияющих на работу кулачкового механизма. Благодаря новому конструктивному решению найдено оптимальное значение угла наклона рабочей поверхности кулачка, что обуславливает надежность работы кулачкового механизма в осложненных условиях (скважины с большим наклоном, кривизной и глубиной при низком уровне жидкости в затрубном пространстве и др.). В скважинном штанговом насосе (рис. 3) с целью повышения надежности работы кулачкового механизма контактирующие с кулачком ролики установлены на смещенных по высоте толкателя полуосях, а каждый ролик дополнительно снабжен индивидуальным кулачком с двумя впадинами, причем одна из впадин индивидуального кулачка совмещена с соответствующим рабочим положением роликов.
Рис. 3 Общий вид скважинного насоса
Разработана штанговая установка для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух объектов (патент РФ № 2221136).
Установка содержит штанговый насос с дополнительным всасывающим клапаном, установленным на боковой поверхности цилиндра, и пакер, разделяющий пласты (рис. 4). При движении плунжера вверх в цилиндр сначала поступает продукция нижнего пласта через основной всасывающий клапан, а после прохождения плунжером бокового клапана через него - продукция верхнего пласта (рис. 4, а). При этом забойное давление у верхнего пласта должно быть выше, чем у нижнего, что обеспечит закрытие основного всасывающего клапана. Если по условиям эксплуатации, наоборот, забойное давление у нижнего пласта выше, то установку собирают по схеме, приведённой на рис. 4, б. В ней боковой всасывающий клапан соединён трубой с подпакерной зоной, а основной сообщён с верхним пластом, т.е. боковой клапан всегда сообщают с областью более высокого забойного давления.
а б
Рис. 4. Схема установки для ОРЭ: а - при Рза6 н ^ i заб в> б-приРза6н> Рзаб в
Установки для ОРЭ двух пластов были испытаны в 2-х скважинах: №2046 НГДУ «Ямашнефть» и №440 НГДУ «Бавлынсфть» В скв №2046 перфорацией вскрыты два пласта' тульский (1101-1105 м) и бобриковско-радаевский горизонты (1112,5-1123 м) Эта скважина работала по двум сообщенным пластам с дебитом 6,5 м3/сут. После внедрения установки общий дебит в марте 2004 г. составил 9,3 м3/сут при Нлин = 750 м. В августе 2004 г. в скв. №2046 была спущена установка для ОРЭ с двумя манометрами, один из которых записывал изменения забойного давления под пакером, а другой - в межтрубном пространстве над пакером. После этого производили эксплуатацию скважины на разных режимах, меняя величину хода и положение плунжера, относительно бокового жлапана. На рис. 5 показаны изменения забойных давлений у каждего из пластов.
Р.МПа 7 -
6 *
—Забойное давление нижнего пласта —Забойное давление верхнего пласта
— Предельное забойное давление для нижнего пласта
— Предельное забойное давление для верхнего пласта
О 200 400 600 1, час 800 1000 1200 1400
Рис.5. Изменение забойных давлений пластов в скв. № 2046 при работе установки для ОРЭ
£
В скв. № 440 перфорацией вскрыты 2 объекта: бобриковско-радаевский (1242,2-1244,2 м и 1246,0-1249,6 м) и заволжский (1365-1370 м). Скважина работала в 2003 г. с общим дебитом 20 м3/сут при Ндин = 313 м.
Для оптимизации работы установки провели исследования работы пластов по отдельности. Было установлено, что до спуска установки ОРЭ, в тех режимах, в которых эксплуатировалась скважина, нижний пласт не работал Затем были проведены исследования работы верхнего объекта на 5 разных режимах, подобраны технологические параметры установки ОРЭ. В настоящий момент установка работает со следующими параметрами' (?обЩ= 30 м3/сут при Нд„н кр= 414 м-
Промысловые испытания показали, что новая установка позволяет эксплуатировать каждый из объектов на своем заданном режиме (дебит, забойное давление), не разделяя продукции пластов при подъёме и транспорте. Подтверждена работоспособность установки, а также возможность контроля и регулирования ее параметров. Областью применения указанной разработки являются объекты многопластового месторождения в период пробной эксплуатации, а также аналогичные объекты в поздней стадии эксплуатации, когда добыча нефти из одного пласта становится в этой скважине нерентабельной.
Далее в работе приводятся результаты исследований и разработки техники и технологии добычи высоковязких нефтей, которые будут определять основные тенденции в развитии топливно-энергетической базы республики в ближайшие десятилетия.
К высоковязким нефтям (ВВН) относятся нефти, вязкость которых в пластовых условиях превышает 30 мПа с. ВВН по вязкости принято подразделять на три группы: 30 - 100; 100 - 500 и свыше 500 мПа с. На территории Татарстана имеются месторождения ВВН всех трех групп. ВВН верхних горизонтов крупных месторождений (Ромашкинского, Ново-Елховского) относятся в основном к первой группе. Месторождения Нурлатского и прилегающих районов содержат ВВН, относящиеся ко второй группе (Южно-Нурлатское, Камышлинское, Ашальчинское, Черемшанское, Сотниковское, Лангуевское и др.). Глубина залегания продуктивных пластов залежей нижнего и среднего карбона, содержащих ВВН первой и второй групп, от 600 до 1200 м.
На основе анализа работы скважин показаны основные перспективные пути обеспечения работоспособности и надежности установок скважинных штанговых насосов (УСШН) при откачке ВВН. Одной из причин снижения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования на поздней стадии разработки месторождений является увеличение фонда скважин с высоковязкой продукцией. Это обусловлено как вводом в разработку месторождений с высокой вязкостью нефти в пластовых условиях, так и обводнением существующего фонда скважин, которое в ряде случаев сопровождается образованием стойких высоковязких эмульсий в скважине.
Один из способов снижения интенсивности образования стойких высоковязких водонефтяных эмульсий - применение устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием насоса. Размещаемое под насосом устройство имеет удаленные по вертикали приемы для воды и нефти и переключатель потоков жидкости. Подобные устройства могут использоваться как с плунжерными, так и со штанговыми винтовыми насосами. При этом обеспечивается снижение гидродинамического сопротивления движению штанг, сопровождаемое уменьшением нагрузок. Следствием этого является:
• снижение числа обрывов штанговой колонны;
• рост межремонтного периода работы скважины;
• устранение необходимости в применении скважинных дозаторов и подачи химических реагентов-деэмульгаторов;
• устранение периодических промывок скважин растворителями для разрушения и удаления высоковязких эмульсий;
• снижение потерь давления в системе сбора и экономия электроэнергии на транспорт продукции;
• стабилизация режимов работы установок подготовки продукции скважин за счет снижения стойкости образуемых при добыче и транспорте продукции эмульсий.
Существуют конструкции подобных устройств, отличающиеся в основном принципом работы переключателя потоков жидкости и, как следствие, габаритами. Это устройства с поплавковым, магнитным и сифонным переключением потоков Принципиальными отличиями разработанного устройства сифонного типа являются следующие:
1. Эксцентричное расположение труб в устройстве и применение тонкостенных труб при прочих равных условиях повышающее пропускную способность ВУ в 4 раза, что позволило применять его на скважинах с вязкой нефтью.
2. На входе для воды установлено специальное устройство, исключающее попадание нефти и газа в канал для воды, что повысило надежность работы ВУ в скважинах с обводненностью продукции менее 50%, когда в канал для воды поступало некоторое количество нефти, что уменьшало плотность воды и нарушало расчетный баланс гидростатических и гидродинамических сил.
Расчет процесса подъема продукции скважины насосной установкой при поочередной подаче на прием нефти и воды достаточно сложен. В подъемнике на «пробки» нефти и воды действуют движущиеся возвратно-поступательно штанги с муфтами, гидродинамические силы, а при малых де-битах существенную роль играют и гравитационные силы, обуславливающие разную скорость движения вверх воды и нефти из-за разницы их плотностей. В результате раздельные порции воды и нефти не при любых режимах откачки доходят до поверхности, чаще смешиваясь в НКТ на некотором расстоя-
нии от насоса. Но при этом образования стойкой эмульсии не происходит, а в ряде случаев порции нефти и воды доходят, не смешиваясь, до устья скважины.
Для промысловой реализации разработана расчетная методика оптимизации размеров и аналитического определения области эффективного применения входных устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием насоса с сифонным переключением потоков на разных категориях скважин с учетом высоты подъема продукции, дебита скважины, обводненности продукции и других условий. В качестве примера на рис. 6 показана расчетная схема течения жидкости при работе входного устройства на скважине, эксплуатирующей бобриковскую залежь, с дебитом 8 м3/сут, обводненностью продукции 70 % и глубиной подвески насоса 1000 м.
Рис. 6. Расчетная схема течения жидкости при работе входного устройства на скважине с дебитом 8 м3/сут; обводненностью продукции 70 % и глубиной подвески насоса 1000 м-
а — без ВУ; б, в — с ВУ соответственно без учета и с учетом смешивания воды и нефти в процессе подъема
При принятых параметрах смешивание воды и нефти в НКТ происходит на первой трети пути от насоса до устья скважины. Уже при этом разделении происходит снижение эффективной вязкости в насосном подъемнике, и на практике этого часто оказывается достаточно для обеспечения устойчивой работы УСШН в скважинах, где без применения входного устройства происходило «зависание» штанг при заданном режиме откачки.
В ОАО «Татнефть» испытывались различные варианты конструкций входных устройств с сифонным переключением потоков жидкости. На этой основе разработано техническое решение, обеспечивающее при заданных поперечных габаритах скважины максимальную площадь проходного канала для нефти (и соответственно максимальную пропускную способность, что принципиально важно при высокой вязкости нефти в пластовых условиях).
Разработанное входное устройство новой конструкции получило название ВУ 11-89 (патент 2213269). Область применения ВУ 11-89 показана на рис. 7.
Динамическая вязкость нефти на входе в устройство, мПа-с
Рис. 7. Расчетная область применения технологии в зависимости от вязкости нефти на входе в устройство и производительности насосной установки: 1 - без хвостовика; 2, 3 и 4 - с хвостовиком соответственно из 1, 2 и 3 труб длиной по 10 м (принято: платность жидкости в водяном канале 1100 кг/м3, плотность жидкости в нефтяных каналах 900 кг/м3)
Производство устройств организовано на Бугульминском механическом заводе (БМЗ) ОАО «Татнефть». К концу 2004 г. ВУ реализованы более чем на 650 скважинах ОАО «Татнефть».
В качестве критериев успешности при анализе эффективности внедрения ВУ в первую очередь принимались во внимание такие факторы, как снижение нагрузок в точке подвеса штанг (ТПШ), отказ от использования деэмуль-гаторов и скважинных дозаторов, снижение количества или полное устране-
ние необходимости периодических промывок скважин, уменьшение силы тока электродвигателя. Изменение межремонтного периода на данном этапе не анализировалось ввиду недостаточного для надежных выводов времени наработки.
На ряде скважин до применения ВУ работоспособность УСШН обеспечивалась промывками дистиллятом или горячей нефтью (в некоторых случаях с периодичностью 1-2 раза в месяц). Внедрение ВУ на данной категории скважин позволило исключить промывки, а значит, привело к уменьшению простоев скважин и экономии промывочных жидкостей
На скважинах, эксплуатировавшихся без промывок и использования дозаторов, для анализа успешности применения ВУ ввиду наглядности и простоты организации контроля для предварительной оценки использовался такой критерий, как снижение амплитуды нагрузок в ТПШ. Снижение нагрузок в ТПШ отмечено почти на 60 % скважин.
В 3 главе приводятся результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований техники и технологии борьбы с АСПО на поверхности нефтепромыслового оборудования, в частности исследований и разработки комплексных термохимических и механических методов предупреждения и удаления АСПО. Большое внимание уделено актуальным исследованиям особенностей механизма формирования и химического состава органических отложений при высокой обводненности продукции добывающих скважин.
Известно, что интенсивность отложений органических веществ при добыче парафинистых нефтей определяется свойствами и составом самой нефти, физическими параметрами потока, характеристиками поверхности, условиями зародышеобразования и кристаллизации парафинов, формирования осадков на поверхности подземного оборудования скважин (рис. 8). В частности, концентрация парафинов, естественно, является одним из главных факторов, влияющих на образование парафиновых отложений. Однако существенную роль в этом процессе играют также асфальтены и смолы, влияя на структуру отложений. Причем, по мнению большинства авторов, определяющим фактором при этом является отношение концентрации асфальтенов (или асфальтенов и смол) к концентрации парафинов.
Необходимым условием образования парафиновых отложений является снижение температуры потока ниже температуры насыщения. Охлаждение добываемой продукции происходит вследствие теплообмена с окружающей средой в процессе ее подъема в скважине и транспортирования в системе сбора, а также в ходе фазовых переходов. Снижение давления ниже давления насыщения приводит к охлаждению потока и изменению состава нефти. При этом в первую очередь в газовую фазу переходят инертные газы и самые легкие углеводороды. При дальнейшем снижении давления и разгазировании нефти выделяются более тяжелые углеводороды. Выделение газов, в зависимости от состава нефтей, по-разному влияет на температуру насыщения па-
рафином. Это объясняется не только изменением растворяющей способности по отношению к парафинам, но и мицелпообразованием в нефти иод действием асфальтенов.
Скорость потока жидкости определяет гидродинамический режим у стенок труб, что сильно влияет на способность образования отложений на поверхности труб. В ходе анализа отмечено, что на Ромашкинском месторождении при суточных дебитах более 70 т отложения парафинов не наблюдаются.
Факторы, влияющие на
образование парафиновых отложений
Состав нефти Физические параметры потока Характеристики поверхности
1# 1" 5 ^ со Температура Давление Полярность да" Э
Концен см трация ол Скор ость
Рис. 8. Факторы, влияющие на образование парафиновых отложений
Существенное влияние на образование отложений парафинов оказывают характеристики поверхности. Высокая полярность препятствует, а шероховатость поверхности в диапазоне величин пиков до 9 мкм, наоборот, способствует образованию парафиновых отложений.
Методы борьбы с АСПО достаточно разнообразны и их можно разделить на: механические, тепловые, химические, физические и комбинированные Обилие методов объясняется разнообразием условий образования АСПО, неоднозначностью технологической эффективности и, естественно, стремлением ученых усовершенствовать с учетом изменяющихся условий разработки месторождений и экономических показателей.
Изучены особенности состава АСПО на поверхности колонн НКТ скважин при добыче девонской нефти на Ромашкинском месторождении. В составе отложений концентрация асфальтенов изменяется в диапазоне от 0,5 до 79,3 %, силикагелевых смол - от 7,2 до 16,8 %, парафинов - от 11,3 до 77,0 %. Состав органической части отложений отличается от состава добываемых нефтей. В составе нефтей концентрация асфальтенов изменяется в пределах
от 0,3 до 4,9 %, силикагелевых смол - от 6,4 до 16,8 %, а парафинов - от 2,8 до 18,8%. Анализ состава отложений показал, что в составе отложений парафинов и асфальтенов содержится намного больше, чем в нефти, в то время как по концентрации силикагелевых смол АСПО и нефть отличаются мало. Концентрация смол в составе АСПО, как правило, оказывается меньше. Таким образом, результаты анализа состава органических отложений не подтверждают вывод о самостоятельном действии смол на процесс кристаллизации твердых парафиновых углеводородов в нефти. Смолы имеются в составе ассоциатов асфальтенов и усиливают их действие.
Превышение концентрации асфальтенов в АСПО по отношению к нефти указывает на активное действие ассоциатов асфальтенов на процесс кристаллизации парафинов. Установлено, что соотношение концентраций асфальтенов и парафинов, как правило, на отдельной скважине мало изменяется, хотя концентрация отдельных компонентов в составе АСПО вдоль колонны НКТ может быть переменным.
Изучены профили отложений АСПО на поверхности колонн НКТ скважин. Выявлены характерные зоны формирования АСПО - увеличения, стабилизации, убывания толщины отложений и их отсутствия. С учётом этих зон автором выделены три типа профилей отложений АСПО в скважинах: III - содержит зоны увеличения и стабилизации толщины отложений; II - зоны увеличения, стабилизации убывания толщины отложений; I - все зоны.
Изучена связь между составом и профилем АСПО. В зависимости от величины соотношения массового содержания асфальтенов и парафинов выделены АСПО асфальтенового, парафинового и смешанного оснований. Опрег делены граничные значения этого соотношения для АСПО разного основания. С высокой вероятностью можно утверждать, что в условиях Ромашкин-ского месторождения АСПО парафинового основания формируют профиль III типа, асфальтенового -1 типа и смешанного - II типа.
Состав АСПО определяет выбор эффективных растворителей. Для удаления АСПО парафинового основания рекомендованы углеводородные растворители парафинового основания в сочетании с тепловым воздействием; асфальтенового основания - растворители, имеющие в составе ароматические соединения либо другие реагенты - диспергаторы асфальтенов.
Изучены температура плавления и плотность АСПО. Показано, что температура плавления АСПО мало изменяется с глубиной и находится в диапазоне 67-75 °С, в случае АСПО асфальтенового основания выше на 4-5 °С. После промывки колонн НКТ нефтяным дистиллятом температура плавления АСПО парафинового основания повышается на 6-7 °С. Плотность АСПО изменяется в диапазоне 1035 - 1140 кг/м3. Плотности АСПО парафинового основания с глубиной уменьшаются, а после термохимической обработки - повышаются.
При планировании теплохимических обработок с использованием растворителей с целью удаления АСПО в колонне НКТ как за счёт растворения,
так и за счёт нагревания необходимо обосновать темпы закачки и температуру теплоносителя, вид теплоносителя, а также технологическую схему промывки (прямая или обратная). Это требует расчёта распределения по глубине температуры теплоносителя в колонне НКТ и в затрубном пространстве.
По нашему мнению разработка математических моделей, позволяющих учитывать многочисленные факторы, влияющие на процесс промывки скважин горячим теплоносителем, хотя и представляет несомненный теоретический интерес, но для целей нефтепромысловой практики сегодня не может быть обеспечена достоверной исходной информацией. В связи с этим актуальным является обоснование и разработка упрощенных моделей применительно к условиям теплохимических обработок скважин, позволяющих осуществлять идентификацию процесса промывки при известных температурах и объёмах закачки теплоносителя, а также прогнозировать процесс отмыва при известных теплофизических параметрах.
Распределение температуры в колонне НКТ и затрубном пространстве при известных теплофизических свойствах жидкости-теплоносителя, скважины и окружающих ее пород можно описывать системой следующих уравнений:
±^ = а2(Т2-Т0)+а1{Т2-Т1) ах
(1)
Верхний знак в левой части уравнения (1) относится к варианту закачки теплоносителя по насосно-компрессорным трубам, нижний знак - к варианту закачки теплоносителя через затрубное пространство.
Граничными условиями для дифференциальных уравнений (1) являются:
для первого варианта
х = 0, Т,=Тх = Н, Тх=Тг-,
для второго варианта
х = 0, Тг = Т"; х=И, Т,=Тг
(2)
Здесь
сср о, = 1 '
2 аср
Тп = 0„ +гх
где 7° - температура закачиваемого теплоносителя на устье скважины; Я - глубина подвески НКТ;
(3)
Т/ , Т2 - температура жидкости-теплоносителя, соответственно, в колонне НКТ и затрубном пространстве;
То - температура естественного поля в простаивающей скважине; к\, кг - коэффициенты теплопередачи, учитывающие перенос тепла, соответственно, от жидкости-теплоносителя в колонне НКТ к жидкости в затрубном пространстве и от жидкости в затрубном пространстве к горным породам;
Д', - внутренние и наружные диаметры колонны НКТ и обсадной
колонны;
(7, Ср - массовый расход и удельная теплоемкость теплоносителя; г, - геотермический градиент и температура нейтрального слоя. Коэффициенты к, и кг можно определить по формулам:
к, =
2 л
2 1 , о; 2
-+-1п—!- +-
«оА К,
к, =
О
2лЯ.
1п
4Уо7
(4)
где ао - коэффициент теплоотдачи от теплоносителя к внутренней стенке НКТ;
а\ - коэффициент теплоотдачи от внешней стенки НКТ к теплоносителю в затрубном пространстве;
Лщр - коэффициент теплопроводности стенки НКТ; а - коэффициент температуропроводности горной породы; Л, - коэффициент теплопроводности горной породы; йж„ - эквивалентный диаметр затрубного пространства. Уравнения (1) получены на основе баланса потоков тепла в системе «колонна НКТ - затрубное пространство - окружающие скважину горные породы». Они содержат только два параметра о, и а2, что позволяет производить расчет распределения температуры в колонне НКТ и затрубном пространстве.
В связи с отсутствием достоверных исходных данных предпочтительным и надёжным методом является определение необходимых параметров путем решения обратной задачи. По известным распределению температуры в колонне НКТ, массовому расходу жидкости-теплоносителя и её удельной теплоёмкости при условии минимизации среднеквадратичного отклонения фактических данных от расчетных определяются параметры а, и а2, входящие в (1), а затем коэффициенты теплопередачи М и к2. Эти параметры в дальнейшем используются для планирования обоснованных режимов тепловых обработок конкретной скважины.
Автором проведены промысловые эксперименты по изучению распределения температуры по глубине скважин при прямой и обратной промывке и различных температурах закачки теплоносителя. Температура закачиваемого теплоносителя поддерживалась постоянной на различных режимах на уровне 40,60 и 90 °С.
Эксперименты проводились на скв. №14806 и №17442 Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения, геолого-технические параметры приведены в табл. 1.
Таблица 1
Геолого-технические параметры экспериментальных скважин_
Исходные данные Един. изм. Скв. №14806 Скв. №17442
Искусственный забой ' м 1646 1036
Диаметр и глубина м 0,168-1683 0,146-1041
спуска экспл. колонны
Диаметр и глубина м 0,062-1500 0,062-1000
спуска колонны НКТ
Интервал перфорации м 1627,2-1632,0 1008,8-1013,2
1643,8-1646,0 1015,0-1019,8
Тип насоса ЭЦН-20 ЭЦН-50
Технологический ре-
жим работы скважин:
- дебит т/сут 32,0 78,0
- обводнённость % 25,0 90,0
- плотность воды кг/м3 1060 1140
Распределение температуры по стволу скважин при различных технологических схемах и параметрах закачки теплоносителя приведены на рис. 9-10. На рисунках, кроме экспериментальных точек, приведены расчетные распределения температуры, полученные на основе модели (1), которые, как это видно из рисунка, показывают хорошую сходимость.
Обработка фактических данных показала, что параметры к, и к2 изменяются в пределах 0,069 - 0,083 и 0,333 - 0,389 Вт/(м°Сс) соответственно. С учётом этого для последующих расчетов приняты средние значения параметров 0,076 и к2= 0,361 Вт/ (м °Сс).
Влияния темпов закачки и температуры теплоносителя, а также технологии промывки (прямая, обратная) изучались на основе расчетов распределения температуры по колонне НКТ с использованием уравнения (1) со средними значениями теплофизических параметров скважин. Расчеты проведены для темпа закачки 5,2, 9,8 и 15,2 (103 м3/с) и температур нагнетаемой жидкости 40, 60 и 90°С.
Глубина интервала замера температуры, м Рис. 9. Распределение температуры в колонне НКТ скв. №17442 при закачке теплоносителя:
1 - термограмма «холодной» скважины;
2 - термограмма «прямой» промывки при температуре технологической жидкости на устье 40°С;
3 - термограмма «прямой» промывки при температуре технологической жидкости на устье 55°С;
4 - термограмма «обратной» промывки при температуре технологической жидкости на устье 40°С;
5 - термограмма «обратной» промывки при температуре технологической жидкости на устье 55°С
20
0 ------
0 200 400 600 800 1000 1200
Глубина, м
Рис. 10. Измеренные (■) и расчетные температуры по колонне НКТ скв. №14806 при обратной промывке
Лабораторные исследования показали, что эффективность растворения АСПО резко снижается при температуре ниже 25 °С. Результаты расчетов, проведенные с использованием уравнения (1), позволяют определять области эффективного отмыва АСПО в колонне НКТ при обратной или прямой промывках. Для прогнозирования эффективности промывок скважин растворителями на основе модели (1) разработана программа для ЭВМ. С помощью этой программы получают профили распределения температуры как в колонне НКТ, так и межтрубном пространстве, толщину остаточных отложений и потребное количество растворителя. Толщина остаточных отложений и необходимое количество растворителя рассчитываются из условия достижения эффективности растворения АСПО, равной 0,9 к моменту прекращения прокачки растворителя. Программа позволяет выбрать эффективную технологию промывки конкретной скважины с обоснованными параметрами обработки и реагентом.
Соискателем разработан эффективный теплообменник, конструктивно выполненный в виде «труба в трубе» и состоящий из двух последовательно соединенных секций. Конструктивная особенность теплообменника заключается в том, что каждая секция состоит из трехходовых внутренних труб для подачи горячего теплоносителя (пара) и трехходовых внешних труб для подачи подогреваемой жидкости (нефтяного дистиллята). В кольцевом пространстве между внутренними и внешними трубами имеются винтообразные ребра, предназначенные для увеличения площади поверхности теплообмена и обеспечения кругового вращения подогреваемой жидкости вокруг «горячей» трубы и смешивания газообразных фракций, выделяющихся при подогреве из нефтяного дистиллята.
Для снятия температурных характеристик теплообменника проведены промысловые исследования при постоянном расходе 1600 кг/час и температуре 105 °С пара и при различных значениях температуры окружающего воздуха и расхода подогреваемой технологической жидкости.
Результаты этих исследований использованы при планировании параметров теплохимической обработки скважин с использованием разработанного устройства. Так, зная температуру окружающего воздуха и расход технологической жидкости, можно определить температуру подогреваемого флюида на выходе из теплообменника. В случае, когда задана температура технологической жидкости, можно определить расход, при котором обеспечивается заданная температура нагрева этой жидкости.
Проведенные промысловые испытания технологии теплохимических обработок и разработанных технологических жидкостей на скважинах ОАО «Татнефть» показали высокую эффективность удаления АСПО с поверхности колонн НКТ нефтяным дистиллятом и композициями на его основе После резкого роста цен на нефть и соответствующего удорожания дистиллята в ОАО «Татнефть» в последние 5 лет были проведены активные работы по исследованию и развитию механических методов удаления АСПО, в том числе
и в сочетании с термохимическими. Представленные в работе результаты широкого промыслового применения свидетельствуют о высокой эффективности таких методов.
В 4 главе автором приводится анализ развития методов и технологий увеличения нефтеотдачи пластов как в целом по отрасли, так и конкретно на примере ОАО «Татнефть», а также актуальных вопросов по развитию информационных технологий в разработке нефтяных месторождений РТ.
Выполнен подробный анализ особенностей разработки нефтяных месторождений Татарстана и приводятся результаты последних исследований характеристик нефтей и коллекторов.
В настоящее время на месторождениях Татарстана сосредоточились значительные запасы остаточных нефтей в заводненных выработанных коллекторах. Значительный объем остаточных запасов нефти по-прежнему связан с девонскими коллекторами Ромашкинского месторождения, так как их доля составляла 89% от начальных извлекаемых запасов месторождения. На 01.01.2005 г текущий коэффициент нефтеизвлечения по этим объектам составил 49% (проектный - 53%). Наличие остаточной нефти в таких коллекторах обусловлено микро- и макронеоднородностью пластов, капиллярно-поверхностными взаимодействиями в системе пластовые жидкости - пористая среда, условиями вытеснения и вязкостью нефти. Сейчас разработка запасов нефти в девонских отложениях месторождений Татарстана находится в поздней (заключительной) стадии, характеризующейся высокой степенью охвата заводнением, вовлечением в разработку низкопродуктивных коллекторов, предельными величинами обводненности продукции скважин. При этом резко падают технологическая и экономическая эффективности разработки месторождений.
В этих условиях роль методов увеличения нефтеотдачи пластов для стабилизации и интенсификации добычи нефти на месторождениях РТ становится определяющей и стратегически важной. При разработке месторождений Татарстана испытывается и внедряется широкий спектр технологий воздействия на пласт практически по всем известным нефтяной науке направлениям.
Выбор технологий увеличения нефтеизвлечения выполняется с учетом строения пласта, характеристик коллектора и насыщающих его флюидов, потенциальных возможностей системы заводнения и иных регламентирующих требований технологического процесса разработки нефтяного месторождения Для обоснованного выбора и прогнозирования результатов применения технологий МУН и ОПЗ скважин используется два основных метода, детерминированный - на базе математических моделей предлагаемых технологий, а также статистический - основанный на результатах применения технологии в аналогичных геолого-физических условиях. В связи со сложностью моделирования большинства современных технологий наиболее широко исполь-
зуется статистический метод, когда на основе статистической обработки результатов применения разрабатываются нормативы эффективности, используемые в прогнозах.
За последние годы более 60 различных методов увеличения нефтеотдачи прошли испытания в широком спектре геолого-физических условий месторождений Татарстана. На основе геологической информации и опыта разработки месторождений созданы геологические и гидродинамические модели для анализа и прогнозирования технологических показателей добычи нефти, а также базы данных по применению методов увеличения нефтеотдачи пластов и стимуляции скважин.
Автором предложено комплексировать использование статистического метода с гидродинамическим моделированием и локализацией остаточных запасов нефти. На основе оболочки искусственного интеллекта разработана методика выбора метода увеличения нефтеотдачи с использованием моделей остаточных запасов для различных объектов разработки.
Приведена методика применения метода на основе искусственного интеллекта (ИИ) для выбора объектов и технологии увеличения нефтеотдачи пласта. На первом этапе производится определение задачи для применения метода на основе ИИ.
Отечественными исследователями в этой области развивались экспертные системы для выбора МУН, методов добычи нефти (Золотухин А.Б., Еремин H А. и др ) В мировой практике известны исследования в области применения аналитических технологий на основе искусственного интеллекта для задач выбора и оптимизации построения геологических моделей и процессов разработки нефтяных месторождений, проводимые как в России, так и за рубежом (University of Aberdeen, Escuela de Minas de Madrid, Kappa Engineering, I.D.A. Ltd, New Mexico Petroleum Recovery Research Center, Rhonda DOE-Bartlesville Project Office). Исследования авторов New Mexico Petroleum Recovery Research Center, SWORD (PETEC Software & Services AS), dGB исследовательский центр, направлены на поиск решений по выбору оптимального метода увеличения нефтеотдачи месторождения в целом путем применения закачки С02, закачки пара, закачки полимеров, закачки кислоты и других агентов. Однако прямое использование результатов указанных исследований в условиях Татарстана невозможно по следующей причине.
Важным способом доразработки месторождений Татарстана на поздней стадии является избирательное заводнение. Кроме того, применение многих технологий увеличения нефтеизвлечения локализовано в ближайшей окрестности нагнетательных и добывающих скважин и призвано улучшить продуктивные характеристики системы пласт-скважина. Это значит, что объектом воздействия являются запасы нефти весьма малого природного объекта, а спектр возможных вариантов применения технологий воздействия на пласт весьма широк и разнообразен. Кроме того, для условий поздней стадии раз-
работки месторождений при наличии обширной информации по-прежнему-велика роль параметров, характеризуемых на уровне качественных понятий (наилучшее, наихудшее и другие).
Таким образом, задачи выбора оптимальных МУН и ОПЗ часто являются трудно формализуемыми, поэтому в качестве метода решения предложена разработка аналитической системы искусственного интеллекта на основе нейронных сетей.
При выборе вида воздействия для условий конкретной скважины обычно возникают сложности, определяющиеся рядом факторов:
- некоторые технологические процессы в функциональном отношении предназначены для применения в сходных условиях;
- регламентами применения некоторых технологий не определяется полный перечень критериев эффективного использования технологий;
- исторически сложившимися техническими и технологическими предпочтениями в практике работы операторов месторождений;
- недостаточностью геолого-промысловой информации по конкретным скважинам, которая возможно неполна, нерегулярна, неточна.
Решением указанной задачи явилось создание программных средств, позволяющих не только подготовить проектные решения по оптимизации разработки залежи за счет применения технологий увеличения нефтеизвлечения, но и обеспечить выдачу рекомендаций по оперативному выбору вида воздействия на пласт в условиях конкретной скважины или участка.
Проблема подбора вида воздействия для условий конкретной скважины относится к задачам классификации. Отметим, что задачи классификации (класса распознавания понятий по символам) плохо алгоритмизируются. Возможны различные пути решения задачи.
Более известны традиционные аналитические технологии, основанные на детерминированных моделях принятия решения по заданному алгоритму. В принципе существующие аналитические технологии позволяют решать поставленную задачу по выбору оптимального воздействия, хотя практическое её решение существенно осложняется схожестью критериев применимости различных методов воздействия. Необходимым условием применения детерминированных моделей принятия решения является полное и детальное определение порядка действий некоторым набором известных функций и параметров во всех возможных ситуациях. В силу сложности природных объектов, характеризуемых ограниченным количеством доступных измерению параметров, практическая реализация решения задачи таким способом представляется затруднительной из-за невозможности одновременного учета всего многообразия взаимосвязей разнородных компонентов.
В последнее время наблюдается активное развитие аналитических технологий искусственного интеллекта, основанных на имитации природных явлений (таких как мыслительная деятельность нейронов мозга или процесс
естественного отбора). Их использование представляется предпочтительным в случаях выбора оптимального решения на основе анализа большого объёма разнородной и неполной информации, где жесткого алгоритмического решения добиться очень трудно или вообще невозможно.
Нейросети способны принимать решения, основываясь на выявляемых ими скрытых закономерностях в многомерных данных. Отличительное свойство нейросетей от экспертных систем состоит в том, что они не программируются - не используют никаких правил вывода для постановки диагноза, а обучаются делать это на примерах. Это особенно актуально при работе с изучаемыми объектами, характеризующимися большим числом входных параметров со схожими признаками принадлежности к определенному виду. Нейронный метод обучения хорошо реализуется с многочисленными, разнородными данными. Результат представляет собой многовариантную ранжированную классификацию.
По сравнению с технологиями, использующими алгоритмические модели, основным преимуществом информационных технологий, использующих модели искусственного интеллекта, является способность совокупного учета влияния множества недоступных прямому выявлению функциональных и стохастических зависимостей.
Программные средства ОАО «Татнефть» основаны на нейронной сети (нейрооболочка NeuroShell компании Ward Systems Group, Inc.), адаптированной к условиям разработки месторождений РТ и способной синтезировать рекомендации на основе обучения на примерах успешного опыта реализации геолого-технических мероприятий на аналогичных объектах. Главными преимуществами нейросетей по сравнению с логическими и вычислительными методами принятия решений являются нестрогие требования к точности, полноте и непротиворечивости исходных данных. Нами была разработана следующая научная методология повышения эффективности применения МУН и ОПЗ на базе оболочки искусственного интеллекта (ИИ):
1. Анализ всех результатов применения МУН и ОПЗ в Республике Татарстан за последние 10 лет, создание базы знаний по этим результатам.
2. Определение репрезентативной (представительной) выборки методов (не менее 5 скважино-операций МУН и 10 ОПЗ в аналогичных геолого-физических условиях).
3 Выделение основных параметров, определяющих выбор методов воздействия.
4. На этой базе проведение обучения оболочки ИИ на выбор метода, которая затем была протестирована на предмет распознавания проведенных операций.
В работе приводятся конкретные результаты исследований на основе указанной методологии.
Опираясь на опыт промыслового применения 58 наиболее распространенных технологий, реализуемых через нагнетательные и добывающие сква-
жины, автором выделено четыре группы параметров.
Первая группа параметров включает данные о коллекторе: карбонат-ность, глинистость, проницаемость, нефтенасыщенность, расстояние до во-донасыщенного пласта, толщина нефтенасыщенного пласта.
Вторая группа параметров включает данные о пластовых жидкостях: температура, вязкость, содержание асфальтенов и смол, содержание парафинов, минерализация пластовой воды
Третья группа параметров включает данные о системе заводнения: соотношение добывающих и нагнетательных скважин, приемистость нагнетательной скважины, минерализация закачиваемой воды, производительность нагнетательной скважины, темп изменения приемистости скважины.
Четвертая группа параметров включает данные о системе отбора: пластовое давление, плотность отбираемой воды, темп изменения плотности отбираемой воды, дебит жидкости, темп изменения дебита жидкости, коэффициент вариации дебитов жидкости, дебит нефти, обводненность отбираемой продукции, темп изменения обводненности отбираемой продукции, расстояние до контура нефтеносности, количество проведенных ранее воздействий по стимуляции (ОПЗ) и водоограничению (ВИР) в добывающих скважинах.
Кроме того, технологии охарактеризованы группой параметров, отражающих и другие особенности применения технологий: стоимость, успешность, технологическая эффективность, класс опасности реагент, продолжительность операций.
Программные средства обучены в общей сложности на более чем 2200 примерах, отражающих корректные условия реализации воздействия рассматриваемыми 58 технологиями (главным образом для пластов девонского горизонта и в меньшей степени отложений карбона). Выявлена степень влияния того или иного геолого-промыслового параметра на итоговое решение.
Программные средства тестировались на предмет распознавания произвольно заданной выборки из набора данных для обучения. Тестирование показало, что для условий девонского горизонта уверенно распознается более 98% наборов данных, соответствующих заданным критериям применимости технологий, реализуемых через нагнетательные скважины, и более 99% - через добывающие. Причем, если считать несущественной ошибку в распознавании данных, соответствующих заданным критериям применимости технологий, охарактеризованных идентичными диапазонами применимости, го удовлетворительно распознаются все наборы данных. Разница в уровне распознавания, как представляется, определяется большей неопределенностью характеристик четвертой группы в части условий эксплуатации реагирующих на воздействие добывающих скважин.
Нами была опробована возможность использования метода на основе искусственного интеллекта для выдачи рекомендаций по проведению технологий увеличения нефтеотдачи пластов и стимуляции скважин для реальных условий 296 добывающих и 79 нагнетательных скважин девонских отложе-
ний Ромашкинского месторождения (табл. 2). Скважины были обеспечены информацией лишь по 10-16 наиболее доступным параметрам из 28, на которых обучалась нейросистема. Исследования показали, что нейросистеме удалось сформировать рекомендации до 89% случаев, несмотря на недостаток информации.
Таблица 2
Рекомендации для объектов Ромашкинского месторождения
(девонский горизонт)
Наименование Площадь 1 Площадь 2 Площадь 3
СКВ. 1 % СКВ. | % СКВ. | %
Количество информационных параметров по объектам нагнетательных скважин 10 из 28 16 из 28
Всего объектов 13 - 66
Получены рекомендации 13 100 - 66 100
Количество информационных параметров по объектам добывающих скважин 15 из 28 10 из 28 15 из 28
Всего объектов 45 39 212
Получены рекомендации 40 89 32 80 122 58
В части полноты перечня представляемых к оценке данных необходимо отметить следующее. Данные первой и второй групп параметров вполне доступны, так как регулярно замеряются и в установленном порядке пополняют корпоративные базы данных ОАО «Татнефть». Исключением является один из ключевых параметров - текущая нефтенасыщенность пласта. Этот параметр не замеряется впрямую, но может быть получен косвенными способами, например, на основе построения математической модели процесса разработки нефтяной залежи.
Данные третьей и четвертой групп параметров также доступны, поскольку регулярно замеряются и в установленном порядке пополняют корпоративные базы данных ОАО «Татнефть». Однако определение на их основе ряда косвенных показателей (особенно ключевых - дебита, обводненности) для технологий, реализуемых через нагнетательные скважины, вызывает затруднения из-за невозможности точной формализации расположения и взаимовлияния скважин рассматриваемого участка нефтяной залежи и состояния выработанное™ его запасов нефти. Это вызывает необходимость дополнительного ввода некоторой-чадти исходных показателей на основе специального анализа текущего состояния разработки.
Разработанный метод испытан на конкретных объектах Ромашкинского месторождения с хорошей идентификацией рекомендуемых технологий. Примеры его реализации в виде диаграмм с распределением предпочтитель-
ности вида ОПЗ или МУН приведены на рис 11 и 12. (Наименование технологий' ТпСкр - темпоскрин, НмЖС - низкомолекулярное жидкое стекло, ГКО - глинокислотная обработка, АХВ - акустико-химическое воздействие, КХДВ - комплексное химическое депрессионнос воздействие, Имнл. - имп-
лозионное воздействие). 1.0
0.8
о.в
0.4
0.2
доли ед.
Нм же
ТпСкр 1
1 НПХ-95М 1
0000000 0. 0.01 1 1 1.1 1 1 1.1.. 1 2. 2. 222.2. 222.
Рис. 11 Пример выбора вида воздействий для условий нагн. скв №160 (предпочтительность вида воздействия)
1.0 0.8 0.6
доли ад.
кх ДВ
АХВ ГКО 1 Имлл. _ В ■ 1 ■■ ■
0 2. 3 3. 3 3 3 .3 3..3..3 .3..4 .4.4..4..4 ,4..4 4 4..4..5 5. 5.5..5..5..5..5. 5. 5. в
Рис. 12. Пример выбора вида воздействий для условий добыв, скв. №10852 (предпочтительность вида воздействия)
РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ 1 БИБЛИОТЕКА | С. Петербург { • 09 »0 мт ^
Таким образом, созданные подходы на основе использования всего комплекса научно-технологических мероприятий, а также определение на основе выбора инвестиционных приоритетов, позволяют успешно выполнять задачу по дальнейшему наращиванию добычи нефти в Республике Татарстан на основе широкомасштабного применения технологий МУН и стимуляции скважин.
Основным принципам реконструкции системы промыслового транспорта нефти в ОАО «Татнефть» посвящена 5 глава работы. В ОАО «Татнефть» на базе собственного производства труб с полимерными покрытиями начаты масштабные работы по реконструкции систем промыслового транспорта нефти. Однако при многообразии возможных решений по реконструкции этих систем необходимо было на научной основе определить приоритетность объемов и видов работ.
Для объективного выбора первоочередных объектов и ранжирования их по приоритетности реализации схем реконструкции требуется проанализировать большое количество данных о техническом состоянии объектов и трубопроводов системы нефтесбора, а также технологических параметрах разработки на этих участках. Это определяет потребность в решении проблемы с использованием масштабных баз данных и интеграции всего комплекса параметров с использованием гидродинамических моделей разработки. Для этого необходимо было необходимым разработать методические подходы и протраммные средства для решения указанной проблемы.
Одним из новейших аналитических средств является нейросетевой анализ или так называемый «искусственный интеллект», позволяющий решать задачи прогнозирования, классификации, поиска оптимальных вариантов и совершенно незаменимый в тех случаях, когда в обычных условиях решение задачи основано на опыте, конкретных условиях применения, а не на строгом математическом решении. Подробнее принципы работы оболочки «искусственного интеллекта» приведены в главе 4.
Разработанный под руководством автора комплекс, использующий нейросетевой анализ данных, позволяет решать задачи оптимизации системы нефтесбора для определения приоритетных объектов как на уровне ГЗУ, так и на уровне выкидных трубопроводов скважин.
Основными параметрами оценки перспективности объекта разработки являются такие характеристики скважины, как дренируемые ею запасы нефти и дебит по нефти. Оценка геологических параметров скважин используется преимущественно для выявления участков системы нефтесбора, представляющих наибольший интерес по перспективам дальнейшей разработки и, cлeдoвateльнo, требующих"большего внимания к техническому состоянию, а значит, одной из причин для проведения реконструкции существующей системы.
Оценка состояния трубопроводов проводится с целью построения последовательного списка трубопроводов, подлежащих замене, основываясь на
целом ряде критериев, таких как количество порывов, систематизированных по типам, их концентрация, суточная производительность, срок службы и др Дополнительно ведется расчет оптимального диаметра трубопроводов с учетом альтитуды, производительности обслуживаемых объектов, перепада давления, обводненности, плотности н других параметров
В программном комплексе широко использована географическая информационная система (ГИС). Важными функциями ГИС является возможность определения кратчайшего расстояния между скважиной и ГЗУ ГЗУ и напорным нефтепроводом и т.д. По указанным направлениям определяйся длины трубопроводов с учетом рельефа, при необходимости вносятся изменения с учетом ограничений по санитарно-защитным зонам. Интеграция оценок состояния трубопроводов с ГИС позволяет, помимо выявления критичности состояния, принимать в расчет и схему их расположения, что может послужить основанием для рассмотрения вопроса об ее оптимизации
Одним из наиболее эффективных результатов применения предлагаемого интегрированного комплекса является возможность выбора различных вариантов построения комбинированных систем нефтесбора - кольцевых лучевых, «елочкой» и т.д. (рис. 13, 14). Особенно интересным может быть 'применение так называемой «избирательной» реконструкции, когда реконструируются самые напряженные элементы нефтесбора при сохранении работо-
гэив
1704
Рис. 13. Пример реализации оптимизированной схемы в НГДУ «Бавлы-нефть». (Схема с ГЗУ (старая) заменена на лучевую схему с использованием индивидуального учета счетчиками-массомерами СКЖ)
Рис. 14. Пример реализации оптимизированной схемы в НГДУ «Лениногорскнефть» (утолщенные линии - предлагаемый вариант, светлые линии - существующий).
Важным результатом нашей работы в указанном направлении стало создание интегрированного комплекса, позволяющего решать 2 уровня задач:
1. Проектирование - для выбора первоочередных объектов и планирования затрат.
2. Промысловый контроль и анализ надежности объектов нефтесбора в ходе эксплуатации.
Технико-экономическая оценка эффективности проведенных работ проиллюстрирована данными, приведенными на рис. 15 и 16. Как это видно из рис. 15, динамика удельной порывности (отношение числа порывов к единице длины за единицу времени к базисному уровню) имеет устойчивую тенденцию к снижению. На стадии проектирования реконструкции системы нефтесбора достигнуто сокращение длины на 4400 км.
В завершающей 6 главе приводятся основные результаты технико-экономического анализа и широкомасштабного внедрения разработанных автором технических и технологических комплексов в области добычи нефти, реконструкции системы заводнения, нефтесбора, а также оптимизации МУН и стимуляции скважин. В результате проведенной работы общий эффект от применения разработок в широком промышленном масштабе составил более 1,4 млрд. руб. (табл. 3).
2000 2001 2002 2003 2004 Годы
Рис. 15. Динамика удельной «порывности» в системе нефтесбора ОАО «Татнефть»
Реконструкция системы нефтесбора 17700 км (базовый вариант)
Инвестиции на реконструкцию нефтепроводов 7,Об
млрд. руб. (базовый вариант)
Реконструкция системы нефтесбора 13300 км (оптимизированный вариант]
Сокращение длины нефтесбора за счет оптимизации 4400 км
Сокращение инвестиций за
счет оптимизации руб.
Инвестиции на реконструкцию нефтепроводов 5,22 млрд. руб. (оптимизированный вариант)
Рис. 16 Технико-экономическая оценка проекта реконструкции системы нефтесбора
Таблица 3
Технико-экономические результаты применения разработок
Разработки в области: Объем применения Технологический эффект Экономический эффект
ОПЗ скважин 115 скв. опер. Доп. добыча нефти 47,1 тыс. т. 52 млн. руб.
Комплексные методы борьбы с АСПО 6850 скв. опер. Увеличение МОП на 182 сут., снижение числа ремонтов 63 млн. руб.
Техника и технология подъема продукции, комплекс скважинного оборудования 1500 скв. Увеличение производительности скважин на 20%, увеличение МОП на 75 сут., экономия э/энергии на 20-40%, экономия материалов (в пересчете на углеводород - 50 тыс. т.) 48 млн. руб.
Реконструкция системы неф-тесбора Сокращение длины нефтепроводов на 4400 км, снижение металлоемкости и сокращение количества наземных коммуникаций и оборудования 1,05 млрд. руб.
Оптимизация МУН На 14 участках и площадях месторождений РТ Сокращение затрат на 15-20%, доп. доб. нефти 210 тыс. т. 205 млн. руб.
1,418 млрд. руб.
Применение рассмотренного комплексного подхода позволяет продлить период рентабельной разработки на поздней стадии, а также повысить надежность промысловой инфраструктуры.
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Разработаны методические основы применения оболочек искусственного интеллекта в задачах выбора и применения МУН, а также реконструкции систем промыслового нефтесбора, заключающиеся в следующей последовательности :
1 1. Анализ всех имеющихся результатов реализации технологических процессов, создание базы знаний по этим результатам.
1.2. Определение репрезентативных выборок технологических процессов в аналогичных условиях применения. Выделение основных, определяющих выбор техники и технологии параметров.
1.3. На этой базе обучение оболочки искусственного интеллекта (ИИ), с последующим тестированием на предмет распознавания проведенных ранее технологических процессов.
1.4 Корректировка и последующее промышленное применение обученной оболочки ИИ.
2. В области развития техники и технологии добычи нефти и методов обработки призабойных зон скважин:
2.1. Разработаны новые устройства и способы нмпульсно-депрессионного, имплозионно-химического и термохимического воздействия на продуктивный пласт, основанных на синергетическом эффекте взаимоналожения и усиления физико-химических и волновых процессов.
2.2. Разработаны новые виды скважинного оборудования и энергосберегающие технологии подъема на поверхность высоковязких нефтей.
3. В области выбора и применения МУН и ОПЗ:
Разработана и реализована в виде программного продукта на основе оболочки ИИ методология выбора приоритетных МУН и ОПЗ для применения в конкретных геолого-физических условиях.
4. В области развития методов и технологий борьбы с АСПО-
- Разработана математическая модель и создана компьютерная программа для прогнозирования распределения температуры при прямой и обратной промывке колонн НКТ.
- Создана и внедрена усовершенствованная конструкция передвижного теплообменника для подогрева теплоносителя.
- Предложены и внедрены усовершенствованные технологии удаления АСПО с поверхности внутрискважинного оборудования.
5. В области развития системы промыслового транспорта нефти. На основе оболочек ИИ разработана и реализована в промышленных масштабах методология повышения надежности системы промыслового транспорта нефти при ее реконструкции в различных промысловых и геолого-физических условиях.
6. Промышленная реализация результатов работы на месторождениях РТ позволила получить существенный народнохозяйственный эффект, оцениваемый за период 1998-2004 гг. суммой более 1,4 млрд. руб.
7. Все основные элементы разработанного технологического комплекса обладают мировой новизной, защищены 44 патентами и авторскими свидетельствами РФ на изобретения.
Основные результаты диссертационного исследования отражены в следующих печатных публикациях.
Монографии:
1. Осложнения в нефтедобыче / Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др. - Уфа: Монография, 2003.- 302 с.
2. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика / Р.Р Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, P.C. Хисамов - М.: Недра, 2004.- 292 с.
3. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования / Н.Г. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов, М.З. Тазиев и др. - М.: ОАО «ВНИИО-ЭНГ», 2000,- 111 с.
4. Как выжить в условиях кризиса. Технологии НГДУ «Альметьевнефть» / М.Ш. Залятов, Н.Г. Ибрагимов, А.Т. Панарин и др.- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999,- 331 с.
5. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана.- М.: Недра, 2005.- 320 с.
Статьи в журналах, материалы международных и отраслевых научно-технических конференций:
1. Промысловые испытания гидроштангового насоса / Ибрагимов Н.Г., Дари-щев В.И., Мерициди И.А. и др. // Э.И. Сер. Машины и нефтяное оборудование.- 1986.-№6,- С.10-13.
2. Ибрагимов Н.Г. Проблемы телемеханизации нефтяных скважин Нефть и наука // Сб. материалов совместного заседания президиума Академии наук Республики Татарстан, технико-экономического совета объединения «Татнефть» и ученого совета ТатНИПИнефть,- Казань, 1993.- С.48-50.
3. Ибрагимов Н.Г., Залятов М.М. Сравнительная эффективность ингибиторов парафиноотложения в НГДУ «Альметьевнефть» // Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в вузе- (К 40-летию высшего нефтяного образования в Республике Татарстан): науч.-практ. конф. 1-2 нояб. 1996 г., Альметьевск.
4. Ибрагимов Н.Г., Залятов М.М , Сокрюкин Е.В. Борьба с парафиноотложе-ниями путем электропрогрева НКТ // Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в вузе: (К 40-летию высшего нефтяного образования в Республике Татарстан): науч.-практ. конф. 1-2 нояб. 1996 г., Альметьевск.
5. Ибрагимов Н.Г., Залятов М.М., Шарафутдинов М.М. Изучение температурного режима по стволу скважины при прокачке горячей нефти // Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в вузе: (К 40-летию высшего нефтяного образования в Республике Татарстан): науч.-практ. конф. 1-2 нояб 1996 г., Альметьевск.
6. Ибрагимов Н.Г., Шарафутдинов М.М., Хисамутдинов А.И. Лабораторные исследования растворимости АСПО в различных технологических растворителях // Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в вузе. (К 40-летию высшего нефтяного образования в Республике Татарстан): науч.-практ. конф. 1-2 нояб. 1996 г , Альметьевск.
7. К вопросу определения оптимального периода закачки воды в карбонатные коллекторы / Н.Г. Ибрагимов, А.Т. Панарин, В.К. Десятков, С.П. Евтушенко // Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения: материалы семинара-дискуссии, Бугульма, 27-28 мая 1996,- Казань: Новое знание, 1997.-С.121-133.
8. Ибрагимов Н.Г., Сафронова Н.И. Обоснование времени обработки скважин органическими растворителями с учетом набухания АСПО асфальтного типа // Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строитель-
стве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин: материалы семинара-дискуссии 5-6 дек. 1996 г., Уфа.
9. Выбор варианта обратной промывки скважин с целью удаления органических отложений / Н.Г. Ибрагимов, В.И. Васильев, Н.И. Сафронова, З.А. Ха-бибуллин // Проблемы нефтегазового комплекса России: тезисы докл. Меж-дунар. науч.-техн. конф,- Секция «Горное дело» / УГНТУ, Уфа: 1998.- С.90-91.
10. Ибрагимов Н.Г. Технологии управления инженерно-техническим потенциалом НГДУ // Нефтепромысловое дело - 1999,-№10,- С.22-25.
11. Ибрагимов Н.Г. Обоснование технологических параметров промывки скважин растворителями с учетом особенностей формирования АСПО.- Уфа, 1998,- 36с.
12. Ибрагимов Н.Г. Разработка и испытания технологий и новых растворителей для очистки внутрискважинного оборудования от органических отложений.- Уфа, 1998.- 44с.
13. Высокоэффективные технологии борьбы с органическими отложениями при добыче нефти / Н.Г. Ибрагимов, В.Г. Фадеев, З.А. Хабибуллин,
B.И. Васильев // Методы кибернетики химико-технологических процессов (КХТП-У-99): тезисы докл. V Междунар. науч. конф. 21-22 июня 1999 г., Уфа.
14. Ибрагимов Н Г. «Татнефти» - 50 лет // Нефтяное хозяйство.- 2000.- №5.-
C.20-22.
15. Новые решения и перспективы развития информационных технологий ОАО «Татнефть» в области геологии и разработки нефтяных месторождений / Н.Г. Ибрагимов, P.C. Хисамов, В.Г. Нугманов и др. // Нефтяное хозяйство,- 2000,- №10,- С. 14-15.
16. Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г. Разработка и обустройство крупных нефтяных месторождений с предотвращением техногенных экологических рисков // Актуальные экологические проблемы Республики Татарстан: материалы 4-й республ. науч. конф,- Казань, 2000.
17. Интегрирование геоинформационной системы и гидродинамической модели месторождения для оптимизации системы нефтесбора / Н.Г. Ибрагимов, Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов и др. // Нефтяное хозяйство.- 2001,- №10.-С.15-17.
18. Новые технические средства эксплуатации скважин с высоковязкой нефтью в ОАО «Татнефть» / Н.Г. Ибрагимов, А.Н. Авраменко, В.М. Валовский и др. // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Тр. Всероссийской науч.-техн. конф.- Альметьевск, 2001,- Т.2.- С.3-33.
19 Основные принципы оптимизации системы нефтесбора на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Н.Г. Ибрагимов, P.P. Ибатуллин, А.Н. Авраменко, В.В. Самойлов / Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Тр. Всероссийской науч.-техн. конф.:- Альметьевск, 2001.- Т.2.- С.364-373.
20. Результаты и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи в ОАО «Татнефть» / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, P.P. Ибатуллин, P.C. Хисамов // Нефтяное хозяйство,- 2002,- №5.- С.74-76.
21. Разработка методов эффективной эксплуатации системы нефтесбора НГДУ «Альметьевнефть» / Н.Г. Ибрагимов, М.Ш. Залятов, А.Ф. Закиров, Р.Ш. Закиров // Нефтяное хозяйство,- 2002.- №9,- С.49-51.
22. Использование метода на базе искусственного интеллекта для выбора объекта и технологии увеличения нефтеотдачи пластов / P.P. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Е.Д. Подымов и др. // Нефтяное хозяйство.- 2002,- №10.-С.52-55.
23. Использование метода на базе искусственного интеллекта для выбора объекта и технологии увеличения нефтеотдачи пластов / Н.Г. Ибрагимов, P.P. Ибатуллин, Е.Д. Подымов и др. // Тр. 13-го Междунар. симпозиума по повышению нефтеотдачи, Талса, Оклахома, США, 13-17 апр. 2002 г.
24. Результаты и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в ОАО «Татнефть» / P.P. Ибатуллин, Ш.Ф. Тахаутдинов P.C. Хисамов Н.Г. Ибрагимов // Повышение нефтеотдачи пластов: Тр. Междунар. технологического симпозиума, Москва, 13-15 марта 2002 г.- М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2002,- С. 18-21.
25. Ибатуллин P.P., Хисамов P.C., Ибрагимов Н.Г. Применение метода на основе искусственного интеллекта для выбора объекта и технологии увеличения нефтеотдачи пласта // Повышение нефтеотдачи пластов: Тр. Междунар. технологического симпозиума, Москва, 13-15 марта 2002 г.- М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2002,- С. 286-294.
26. Технология эксплуатации нефтяных скважин с высоковязкой продукцией с применением цепных приводов скважинного штангового насоса / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, В.М. Валовский и др. // Материалы IV конгресса нефтегазопромышленников России, 20-23 мая 2003 г.: тезисы докл.- Уфа, 2003,- С.91-93.
27. Повышение надежности при оптимизации системы нефтесбора / P.P. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, М.И. Амерханов, Э.П. Васильев / 4-й конгресс нефтегазопромышленников России: материалы конгресса,- Уфа, 2003.-С.114.
28. Современные микробиологические технологии увеличения нефтеотдачи пластов / P.P. Ибатуллин, P.C. Хисамов, Н.Г. Ибрагимов и др. / Современные проблемы нефтеотдачи пластов «Нефтеотдача - 2003»- тезисы докл. первой Междунар. конф , Москва, 19-23 мая 2003 г.- М., 2003,- С. 24.
29 Техника и технология интенсификации добычи нефти на объектах ОАО «Татнефть» / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.Г. Ибрагимов, P.P. Ибатуллин, P.C. Хисамов // Нефтяное хозяйство - 2003.- №4.- С 39-42.
30 Развитие техники и технологии нефтедобывающего производства ОАО «Татнефть» / Ш Ф Тахаутдинов, Н Г. Ибрагимов // Нефтяное хозяйство.-2003.-№8,- С.8-12.
31 Результаты испытаний устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием скважинного насоса / Н.Г Ибрагимов, Г.Ю. Басос, К.В. Валовский и др. // Нефтяное хозяйство - 2003,- №8,- С.85-87.
32 Оценка энергетических потерь, возникающих при неконтролируемой закачке воды в пласт через систему поддержания пластового давления /
H.Г Ибрагимов, В.Г. Фадеев, Г.А Федотов и др // Нефтепромысловое дело,-2003.-№12 - С.28-31.
33. Моделирование процессов фильтрации жидкости в зонально-неоднородном многопластовом объекте при нестационарном режиме работы скважин / Н.Г Ибрагимов, Н.З Ахметов, Н И. Хисамутдинов // Нефтепромысловое дело,- 2003,- №12.- С.48-62.
34 Исследование изменения температурных полей в зоне активного заводнения по Восточно-Сулеевской площади / Р С Хисамов, Н.Г. Ибрагимов, М.М. Салихов и др // Нефтепромысловое дело - 2003,- №12.- С.68-73.
35. Ибрагимов Н.Г. Совершенствование методов защиты колонны НКТ от АСПО на промыслах Татарстана // Нефтяное хозяйство.- 2005,- №6.- С. 110112.
36. Ибрагимов Н Г Развитие техники и технологии повышения эффективности эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство - 2005.-№7.- С.128-131.
Патенты на изобретения:
I. Пат. 2034998 Российская Федерация, МПК6 F 04 В 47/02. Скважинная штанговая насосная установка / Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Залятов М.Ш., Курмашов A.A., Рая'нов М.М.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 4943603/29; заявл. 06.06.91; опубл. 10.05.95, Бюл. № 13. - 209 с.
2. Пат. 2035622 Российская Федерация, МПК6 F 04 В 47/02 Скважинный штанговый насос / Ибрагимов Н.Г., Раянов М.М.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 4833885/29; заявл. 04.06.90; опубл. 20.05.95, Бюл. № 14. - 180 с.
3. Пат. 2074312 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 37/02. Устройство для очистки внутренней поверхности труб / Ибрагимов Н.Г., Залятов М.Ш., Раянов М.М., Демчук А.П.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 93016247/03; заявл 29.03 93; опубл. 27.02.97, Бюл. №6,- 188 с.
4. Пат. 2082873 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 37/02 Устройство для очистки внутренней поверхности труб / Ибрагимов Н.Г., Залятов М.Ш., Раянов М.М, Тахаутдинов Ш.Ф.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 93057358/03; заявл. 24.12.93; опубл. 27.06.97, Бюл. №18.-168 с.
5. Пат. 2097400 Российская Федерация, МПК6 С 09 К 3/00, Е 21 В 37/06. Реагент для предотвращения асфальтосмолистопарафиновых отложений / Ибрагимов Н.Г., Хабибуллин З.А., Галимов Ж.Ф., Ишмаков P.M., Панарин А.Т., Равилов P.A., Залятов М.М.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевскнефть» - № 95108797/03; заявл. 30.05.95; опубл. 27.11.97, Бюл № 33. - 369 с.
6. Пат. 2105902 Российская Федерация, МПК6 F 04 В 47/00. Универсальный шкив для форсирования штанговой скважинной насосной установки / Ибрагимов Н.Г., Хузин P.P., Раянов М.М.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 96111309/06, заявл. 04.06.96; опубл. 27.02.98, Бюл. № 6. - 263 с.
7 Пат. 2123394 Российская Федерация, МПК6 В 08 В 9/02. Устройство для очистки наружной поверхности длинномерных тел вращения / Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф , Залятов М.Ш., Раянов М.М.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 96111335/12; заявл 04.06.96; опубл 20.12.98, Бюл. № 35. - 260 с.
8. Пат. 2124623 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 36/04. Скважинный электродный нагреватель / Ибрагимов Н.Г., Сокрюкин Е.В.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» АО «Татнефть». - № 96123652/03; заявл. 11 12.96; опубл. 10 01.99, Бюл. № 1
9. Пат. 2131968 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 37/02, В 08 В 9/02. Устройство для очистки внутренней поверхности труб / Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Залятов М.Ш., Раянов М.М.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 98103299/03; заявл. 24.02.98; опубл. 20.06.99.
10. Пат. 2132453 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 37/06. Реагент для удаления асфальтосмолистопарафиновых отложений / Ибрагимов Н.Г., Заля-тов Ш.Ф., Хабибуллин 3 А , Галимов Ж.Ф., Ишмаков P.M., Фадеев В.Г.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьев-нефть». - № 98113973/03; заявл. 23.07.98; опубл. 27.06.99.
11. Пат. 2132932 Российская Федерация, МПК* Е 21 В 37/06. Реагент для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений / Ибрагимов Н.Г., Залятов М.Ш., Хабибуллин З.А., Галимов Ж.Ф., Ишмаков P.M., Сафронова Н.И., Васильев В.И., Фадеев В.Г.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 98114144/03; заявл. 23.07.98; опубл. 10.07.99.
12. Пат. 2145002 Российская Федерация, МПК7 F 04 В 47/00. Универсальный шкив для форсирования штанговой скважинной насосной установки / Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Залятов М Ш., Раянов М.М., заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - заявл. 21.12.98; опубл. 27.01.00, Бюл. № 3. - 360 с.
13. Пат. 2146001 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 37/06, F 28 D 7/10. Передвижной теплообменник для нагрева технологических жидкостей на скважине / Ибрагимов Н Г., Джафаров М.А.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 98122742/03; заявл. 15.12.98; опубл. 27.02.00, Бюл. № 6. - 242 с.
14. Пат 2146003 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/25. Способ обработки призабойной зоны скважины / Ибрагимов Н Г , Закиров А.Ф., Залятов М Ш., Халиуллин ФФ, Янин A.B.; заявитель и патентообладатель ОАО «Нократойл». - № 99116772/03, заявл. 09.08.99; опубл. 27.02.00, Бюл. № 6. -243 с.
15 Пат. 2146329 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/25. Способ обработки призабойной зоны скважины / Ибрагимов Н.Г, Закиров А.Ф., Залятов М.Ш., Халиуллин Ф.Ф., Янин А.В ; заявитель и патентообладатель ОАО «НОКРАТОЙЛ». - № 99116773/03; заявл. 09.08 99; опубл. 10.03.00, Бюл. № 7. -204 с.
16 Пат. 2150575 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 34/06. Скважинное клапанное устройство / Ибрагимов Н Г., Джафаров М А.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 98113974/03; заявл. 23.07.98j ощубл. 10.06.00, Бюл. № 16. - 369 с.
17. Пат. 2155862 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/25. Устройство для воздействия на призабойную зону скважины импульсом депрессии / Ибрагимов Н.Г., Залятов М.Ш., Фадеев В.Г., Джафаров М.А.; заявитель и патенто-
обладатель НГДУ «Альметьевнефть» АО «Татнефть». - № 99108393/03; за-явл. 12.04.99; опубл. 10.09.00, Бюл. № 25. - 341 с.
18. Пат. 2157450 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/00, F 04 В 47/00. Глубинный штанговый насос / Ибрагимов Н.Г., Залятов М.Ш., Закиров А.Ф., Фадеев В.Г., Курмашов A.A., Раянов М.М.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». - № 99123134/03; заявл. 02.11.99; опубл. 10.10.00, Бюл. № 28. - 275 с.
19. Пат. 2158362 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/25. Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважин / Ибрагимов Н.Г., Курмашов A.A., Раянов М.М.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть». - № 99102281/03; заявл. 27.01.99; опубл. 27.10.00, Бюл. № 30. - 222 с.
20. Пат. 2162515 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12. Система управления распределением технологической жидкости по скважинам / Ибрагимов Н.Г., Максутов P.A., Тахаутдинов Ш.Ф., Исангулов К.И., Мальченок В.О., Файзуллин Р.Н., Исангулов А.К., Ишкаев Р.К.; заявитель и патентообладатель Ибрагимов Н.Г; Максутов P.A.; Тахаутдинов Ш.Ф.; Исангулов К.И.; Мальченок В.О.; Файзуллин Р.Н.; Исангулов А.К.; Ишкаев Р.К. - № 2000102991/03; заявл 09.02.00; опубл. 27.01.01, Бюл. № 3. - 358 с.
21. Пат. 2162932 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/00, 43/25. Устройство для добычи нефти и обработки призабойной зоны скважины / Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Курмашов A.A., Раянов М.М.; заявитель Ибрагимов Н.Г.; Фадеев В.Г.; Курмашов A.A.; Раянов М.М.; патентообладатель НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». - № 99108784/03; заявл. 26.04.99; опубл. 10.02.01, Бюл. № 4. - 293 с.
22. Пат. 2162964 Российская Федерация, МПК7 F 04 В 47/02, Е 21 В 43/20. Скважинная насосная установка для закачки пластовых вод в нефтеносный пласт / Ибрагимов Н.Г., Закиров А.Ф., Халиуллин ФФ., Джафаров М.А., Миннуллин P.M., Рахматуллин Д.К.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». -№ 2000105136/06; заявл. 01.03.00; опубл. 10.02.01, Бюл. № 4. - 300 с.
23. Пат. 2163310 Российская Федерация, МПК7 F 04 В 47/00. Универсальный шкив для форсирования скважинной штанговой насосной установки / Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Залятов М.Ш., Раянов М.М.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». - № 2000105661/06; заявл. 07.03.00; опубл. 20.02.01, Бюл. № 5. -314 с.
24. Пат. 2165010 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/00, F 04 В 47/00. Глубинный штанговый насос / Ибрагимов Н.Г., Залятов М.Ш., Фадеев В Г.,
Курмашов A.A., Раянов M.M, Латфуллин P P.; заявитель и патентообладатель НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». - № 99117694/03; заявл. 16.08.99; опубл. 10.04.01, Бюл. № 10. - 263 с.
25. Пат. 2166075 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/22. Состав для обработки призабойных зон скважин / Ибрагимов Н.Г., Тазиев М.З., Тазиев М.М., Салихов И.М., Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И., Сингизова В.Х.; заявитель и патентообладатель Научно-производственное объединение «Нефтегаз-технология». - № 99121355/03; заявл. 12.10.99; опубл. 27.04.01, Бюл. № 12. -472 с.
26. Пат. 2170326 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 29/10. Способ ремонта нефтяной добывающей скважины / Ибрагимов H Г, Закиров А.Ф., Магали-мов А.А, Баязитов З.А.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». - № 2000114561/03; заявл. 06.06.00, опубл. 10.07.01, Бюл. № 19. - 280 с.
27. Пат. 2170340 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи / Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов P.C., Залятов М.Ш., Закиров А.Ф., Мусин И.Г., Шарапов H.H.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть». -№ 2000130956/03; заявл. 13.12.00; опубл. 10.07.01, Бюл. № 19.-284 с.
28. Пат. 2170816 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/22. Способ повышения выработки неоднородных по проницаемости пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов III Ф., Хисамов Р.С , Ибатуллин P.P., Доброскок Б Е , Кубарева H.H., Муса-биров Р.Х., Шакиров А.Н., Жеглов М.А., Кандаурова Г.Ф., Ханнанов Р.Г., Салихов И.М., Юсупов И.Г., Яковлев С.А., Танеева З.М., заявитель и патентообладатель ОАО «Нефгепромхим». - № 2000124903/03; заявл. 03.10.00; опубл. 20.07.01, Бюл. № 20. - 307 с.
29. Пат. 2173774 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осуществления / Ибрагимов Н.Г., Закиров А.Ф., Садыков И.Ф., Антипов В.Н., Есипов A.B., Мини-баев Ш.Х., Мухутдинов А.Р ; заявитель и патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью фирма «Силен». - № 2001102073/03; заявл. 24.01.01; опубл. 20.09.01, Бюл. № 26. - 303 с.
30. Пат. 2177540 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/25. Устройство для импульсно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта / Ибрагимов Н.Г., Залятов М.Ш., Закиров А.Ф., Тахаутдинов III.Ф., Джафаров М.А.; заявитель и патентообладатель Нефтегазодобывающее управление «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». - № 2000129324/03; заявл. 23.11.00; опубл. 27.12.01, Бюл. №36,- 188 с.
31 Пат 2184216 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи / Ибрагимов Н.Г., Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Хали-уллин Ф.Ф., Буторин О.И., Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И.; заявитель и патентообладатель Хисамутдинов Н.И. - № 2000125852/03; заявл. 13.10.00; опубл. 27.06.02, Бюл. № 18. - 255 с.
32. Пат. 2185505 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного пласта / Ибрагимов Н.Г., Доброскок Б.Е., Кубарева H.H., Хисамов P.C., Яковлев С.А., Ханнанов Р.Г., Мусабиров Р.Х., Кашапов Х.З., Халиуллин Ф.Ф, Валеева Г.Х ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть - Нефтехимсервис». - № 2001123754/03; заявл. 29.08.01; опубл. 20.07.02, Бюл. № 20. - 298 с.
33. Пат. 2186955 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/20. Способ разработки неоднородного участка нефтяной залежи / Ибрагимов Н.Г., Ибатуллин P.P., Гапимов Р.Х., Доброскок Б Е., Амерханов М.И., Васильев Э.П., Тахауг-динов Ш.Ф., Кандаурова Г.Ф., Нурмухаметов P.C.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2000121809/03; заявл. 15.08.00; опубл. 10.08.02, Бюл. № 22.-489 с.
34. Пат. 2189430 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/12. Пакер / Ибрагимов Н.Г., Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г., Жеребцов Е.П., Страхов Д.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» - № 2001111313/03; заявл. 23.04.01 ; опубл. 20.09 02, Бюл. № 26. - 357 с.
35. Пат. 2190094 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/38, С 02 F 1/48. Устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта / Ибрагимов Н.Г., Ибатуллин К Р., Ибатуллин P.P., Фассахов Р.Х., Валовский В.М., Тарифов K.M.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». -№ 2000123988/03; заявл. 19.09.00; опубл. 27.09.02, Бюл. № 27. - 285 с
36. Пат 2200876 Российская Федерация, МПК7 F 04 В 47/02. Привод сква-жинного штангового насоса (варианты) / Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Валовский В.М., Федосеенко H В., Шамсутдинов И.Г , Авраменко А.Н.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. -№ 2001124790/06; заявл. 07.09.01; опубл. 20.03.03, Бюл. № 8. - 378 с.
37. Пат. 2204706 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/263, 43/116. Способ обработки прискважинной зоны пласта и устройство для его реализации / Ибрагимов Н.Г., Дуванов A.M., Балдин A.B., Новоселов H И., Дуванов A.B., Рябов С.С , Афиатуллов Э.Х.; заявитель и патентообладатель Закрытое акционерное общество «Пермский инженерно-технический центр «Геофизика». - № 2002117005/03; заявл 26.06.02; опубл. 20.05.03, Бюл. № 14. - 460 с.
38. Пат. 2206715 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 34/08, 33/124, 43/00. Хвостовик для обводненной добывающей скважины / Ибрагимов H Г., Заки-
ров А.Ф., Тарифов K.M., Авраменко А.Н., Хапиуллин Ф.Ф., Миннуллин P.M., Кадыров А.Х.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2001118944/03; заявл. 06.07.01; опубл. 20.06.03, Бюл. Ks 17. -727 с.
39. Пат. 2208704 Российская Федерация, МПК7 F 04 В 47/00. Скважинный штанговый вставной насос / Ибрагимов Н.Г., Залятов М.Ш., Закиров А.Ф., Мухаметшин Г.Г., Курмашов A.A., Раянов М.М., Клюев С.И., Дмитриев Л.Я.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им В.Д. Шашина; ОАО «Ижнефтемаш». - № 2001115454/06; заявл. 05.06.01; опубл. 20.07.03, Бюл. № 20. - 705 с.
40. Пат. 2211373 Российская Федерация, МПК7 F 04 В 47/00. Глубинный штанговый насос / Ибрагимов Н.Г., Залятов М.Ш., Закиров А.Ф., Раянов М.М, Курмашов А.А ; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина - № 2002114028/06; заявл. 29 05.02; опубл. 27.08.03, Бюл. № 24.-763 с.
41. Пат. 2213265 Российская Федерация, МПК7 F 04 С 2/16. Многофазный винтовой насос / Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Дмитриев A.B., Ибатуллин K.P., Абайдуллин А.И., Назмутдинов P.M., Садыков А.Ф., Хамидуллин И.В.; заявитель ОАО «Татнефть»; ОАО «Татарский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения»; патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2002102003/06; заявл. 21.01.02; опубл. 27.09.03, Бюл. № 27. - 558 с.
42. Пат. 2213269 Российская Федерация, МПК7 F 04 D 13/10. Входное устройство скважинного насоса / Ибрагимов Н.Г., Валовский В.М., Тарифов K.M., Басос Г.Ю., Авраменко А.Н.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2001133152/06; заявл. 06.12.01; опубл. 27.09.03, Бюл. № 27. - 559 с.
43. Пат. 2221136 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/14. Установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов / Ибрагимов Н.Г., Га-рифов K.M., Фадеев В.Г., Авраменко А.Н., Ибатуллин P.P., Валовский В.М., Кадыров А.Х.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им В.Д. Шашина. - № 2002111923/03; заявл. 06.05.02; опубл. 10.01.04, Бюл. № 1. -828 с.
44. Пат. 2223395 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного пласта / Ибрагимов Н Г, Ибатуллин P.P., Слесарева В.В., Кубарева H.H., Уваров С.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов P.C., Яковлев С.А., заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2002114533/03; заявл. 03.06.02; опубл. 10.02.04, Бюл. № 4. - 577 с.
>17682
РНБ Русский фонд >
2006-4 -i
16801
Подписано в печать 22.09.2005 г. Тираж 100 экз. Усл. печ. л. 6,5 Заказ № 25733
Отпечатано в типографии управления «ТатАСУнефть» 423450, г. Альметьевск, ул. Мира, 4
Лицензия на полиграфическую деятельность №01018 от 03.04.2001 г.
Содержание диссертации, доктора технических наук, Ибрагимов, Наиль Габдулбариевич
ВВЕДЕНИЕ
1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ И ПУТИ . ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ЕДИНОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЦЕПИ: ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН - СИСТЕМА ППД И НЕФТЕСБОРА - УВЕЛИЧЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ
1Л. Краткий анализ состояния разработки месторождений Татарстана
1.2. Анализ и пути совершенствования методов ОПЗ скважин
1.3. Роль методов увеличения нефтеотдачи пластов для поздней стадии разработки месторождений в перспективе развития топливно-энергетического комплекса
1.3.1. Проблемы разработки методов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов. Исследования остаточных нефтей
1.3.2. Краткий анализ основных методов увеличения нефтеотдачи пластов
1.3.3. Оценка технологической и экономической эффективности применения МУН
1.4. Анализ и направления совершенствования техники и технологии добычи высоковязких нефтей
1.5. Пути реконструкции и повышения технико-экономической эффективности системы заводнения и нефтесбора
1.6. Теоретические аспекты механизма образования и особенности составов АСПО на поздней стадии разработки. Основные направления исследований по предупреждению и удалению АСПО
1.7. Перспективы применения информационных технологий в разработке нефтяных месторождений
1.7.1. Применение метода на основе искусственного интеллекта (ИИ) для выбора объекта и технологии увеличения нефтеотдачи пласта.
1.7.2. Перспективы применения метода ИИ для оптимизации системы нефтесбора
Выводы и основные задачи диссертационного исследования
2. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН
2.1. Новые методы интенсификации притока продукции к забоям скважин
2.1.1. Развитие термохимических методов
2.1.2. Развитие имплозионно-химических методов
2.1.3. Развитие термогазохимических методов воздействия на пласт
2.1.4. Развитие импульсно-депрессионных методов воздействия
2.2. Комплекс технических средств по оптимизации процесса добычи нефти и снижения затрат
2.3. Разработка и применение цепных приводов (ЦП)
2.4. Пути обеспечения работоспособности и надежности установок скважинных штанговых насосов (УСШН) при откачке ВВН
2.5. Технология поочередного подъема нефти и воды
2.6. Штанговая установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов
Выводы
3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ МЕХАНИЗМА ФОРМИРОВАНИЯ И ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ОРГАНИЧЕСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПРИ ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ. РАЗРАБОТКА ТЕПЛОХИМИЧЕСКИХ И МЕХАНИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УДАЛЕНИЯ И ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ АСПО
3.1. Факторы, определяющие механизм образования и особенности составов АСПО на поздней стадии разработки
3.2. Закономерности кристаллизации высокомолекулярных парафинов и формирования АСПО
3.3. Обзор методов борьбы с АСПО в скважинах при добыче нефти
3.4. Анализ и прогнозирование состава и профиля асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче девонских нефтей 123 3.4.1. Исследования особенностей состава добываемой нефти и органических отложений на поверхности колонны НКТ
3.4.2. Анализ и типизация форм профилей АСПО на поверхности колонны НКТ скважин
3.4.3. Особенности состава АСПО на поверхности колонн НКТ-при добыче девонской нефти
3.4.4. Изучение зависимости между составом и типом профиля АСПО на поверхности колонн НКТ
3.4.5. Исследования плотности и температуры плавления АСПО
3.5. Лабораторное обоснование выбора эффективных растворителей на базе местных реагентов и параметров технологии удаления АСПО с поверхности внутрискважинного оборудования
3.5.1. Характеристика растворителей местных производств для удаления АСПО
3.5.2. Обоснование объёма растворителя и температурного режима технологии удаления АСПО на скважинах
3.5.3. Оценка эффективности композиций реагентов на основе нефтяного дистиллята для удаления АСПО на скважинах
3.6. Исследования процессов и разработка технических средств для теплохимических обработок скважин
3.6.1. Обоснование модели теплохимических обработок скважин
3.6.2. Определение теплофизических параметров скважин
3.6.3. Влияние параметров промывки скважины на распределение температуры технологической жидкости по длине колонны НКТ
3.6.4. Изучение эффективности теплообменника конструкции НГДУ «Альметьевнефть»
3.6.5. Промысловые испытания технологии теплохимических обработок и технологических жидкостей на скважинах
3.6.5.1. Эффективность удаления АСПО на поверхности колонн НКТ нефтяным дистиллятом и композициями на его основе
3.6.5.2. Эффективность теплохимических обработок колонн НКТ для удаления АСПО
3.6.5.3. Обоснование эффективной технологии отмыва АСПО смешанного основания на колонне НКТ
3.6.5.4. Совершенствование теплохимических обработок скважин с использованием композиций реагентов на основе нефтяного дистиллята 183 3.7. Совершенствование механических методов защиты колонны НКТ от АСПО на промыслах Татарстана
Выводы
4. РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ И ТЕХНОЛОГИЙ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ. ПРИМЕНЕНИЕ ИНФОРМАЦИОННЫХ ТЕХНОЛОГРШ В РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
4.1. Масштабы применения методов увеличения нефтеотдачи и обработки призабойных зон скважин в ОАО «Татнефть» и РТ
4.2. Классификация технологий увеличения нефтеотдачи пластов и обработки призабойных зон скважин
4.2.1. Терминология в определениях методов увеличения нефтеотдачи (МУН), обработки призабойных зон скважин (ОПЗ), стимуляции скважин
4.2.2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
4.2.2.1. Классификация МУН по стадии разработки
4.2.2.2. Классификация МУН по виду вытесняющих агентов
4.2.2.3. Классификация МУН по механизму воздействия
4.2.3. Применение метода на основе искусственного интеллекта (ИИ) для выбора технологии МУН и объектов их применения
4.2.3.1. Обоснование модели решения задачи
4.2.3.2. Результаты исследований 207 Выводы
5. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ МОДЕРНИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ И НЕФТЕСБОРА НА ПОЗДНЕЙ
СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
5.1. Принципы реконструкции системы заводнения пластов
5.2. Система управления распределением технологической жидкости по скважинам '
5.3. Скважинная насосная установка для закачки пластовых вод в нефтеносный пласт
5.4 Принципы реконструкции системы нефтесбора
Выводы
6. РЕЗУЛЬТАТЫ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА И ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТОК
6.1. Оценка экономической эффективности МУН
6.1.1. Основные методические подходы при экономической оценке эффективности применения технологий МУН и ОПЗ
6.1.2. Интегральные экономические показатели эффективности
6.1.3. Определение точки безубыточности при выборе технологий
МУН и ОПЗ
6.1.4. Порядок использования исходной информации
6.2. Экономическая эффективность модернизации системы нефтесбора
6.3. Характеристики и результаты промысловых испытаний методов ОПЗ
6.4 Технико-экономические результаты применения разработок
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Создание технологического комплекса повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии"
Стабилизация и рост в экономике России и Татарстана во многом определяются эффективной и устойчивой работой нефтяной промышленности, одной из немногих отраслей, способных обеспечить потребности не только внутреннего, но и внешнего рынка.
За 60 лет промышленной разработки нефтяных месторождений Татарстана добыто более 2,8 млрд.т нефти. Основные эксплуатационные объекты этих месторождений в настоящее время находятся в поздней стадии разработки. Эта стадия характеризуется высокой выработанностью залежей нефти и значительным обводнением продукции скважин. За последние 30 лет (с 1975 по 2005 г.) добыча нефти в республике снижалась с 103,7 млн.т до 23 млн. т, сейчас она достигла 30 млн.т. За последние полтора десятилетия длительный период происходило резкое падение добычи нефти и в целом по России: с максимума в 569,5 млн.т в 1987 г. до 354,5 млн.т в 1993 г. Причинами этого явления были: падение цен на нефть, а также значительная выработанность активных запасов крупных месторождений. В Татарстане -это, в первую очередь, залежи девона Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского месторождений. Ввод новых запасов с целью стабилизации добычи нефти в республике сопряжен в настоящее время с потребностью значительных инвестиций в разведку, бурение и обустройство месторождений, причем эффективность капитальных вложений при этом падает, так как вводятся в разработку малопродуктивные и трудноизвлекаемые запасы. В Татарстане новые запасы представлены преимущественно высокосернистыми нефтями отложений карбона, а также залежами в низкопродуктивных глинистых коллекторах девона.
Одним из широко применяемых и высокоэффективных методов регулирования разработки и увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении является гидродинамическое воздействие, осуществляемое путем изменения режимов работы нагнетательных и добывающих скважин. В то же время эффект от применения этого воздействия со временем падает и добыча нефти возвращается по величине к добыче при стационарном заводнении, при этом в пластах остается еще значительная часть геологических и извлекаемых запасов нефти.
Таким образом, в регионе на поздней стадии разработки запасов основных месторождений возникает альтернатива дальнейшему проведению работ на выработанных объектах в виде поиска и разработки новых запасов на изученных территориях. С учетом низкой эффективности разработки новых запасов и необходимости значительных инвестиций с длительными сроками окупаемости этот путь решения проблемы стабилизации добычи нефти менее привлекателен.
Важной задачей при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти является обеспечение эффективной эксплуатации скважин.
Создание новых высокоэффективных технологий увеличения нефтеотдачи пластов на заводненных нефтяных месторождениях Татарстана, содержащих значительные остаточные запасы нефтей на освоенных и обустроенных объектах, а также решение проблем эксплуатации скважин, может внести существенный вклад в обеспечение рентабельного прироста извлекаемых запасов и дополнительной добычи нефти при минимальных капитальных вложениях, а также позволяет решать социально-экономические проблемы региона.
В области повышения эффективности применения методов увеличения продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов многое было сделано ныне работающими учеными: В.Е. Андреевым, К.С. Басниевым, А.Ш. Газизовым, Р.Н. Дияшевым, С.А. Ждановым, С.Н. Закировым, А.Б. Золотухиным, Н.А. Ереминым, P.P. Ибатуллиным, В.И. Кудиновым, Р.А. Максутовым, Н.Н. Михайловым, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимовым, Г.В. Романовым, JI.M. Сургучевым, Р.Т. Фазлыевым, Р.Н. Фахретдиновым, Р.С. Хисамовым и рядом других специалистов. В исследование и совершенствование техники и технологии механизированной добычи и борьбы с отложениями АСПО внесли большой вклад М.Д. Валеев, В.М. Валовский, К.М. Тарифов,
А.Н. Дроздов, В.Н. Ивановский, Р.А. Максутов, И.Л. Мархасин, И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.П. Тронов, К.Р. Уразаков, З.А. Хабибуллин, Д.М. Шейх-Али и другие известные ученые.
Большой вклад в науку и практику применения методов ОПЗ скважин внесли М.Н. Галлямов, Г.З. Ибрагимов, Ю.В. Зейгман, А.Х. Мирзаджанзаде, Г.А. Орлов, ' А.Г. Телин, М.А. Токарев, Б.М. Сучков, В.А. Санников, Н.И. Хисамутдинов, М.Х. Мусабиров и другие исследователи.
На основе анализа этих работ и определены приоритеты исследований автора.
Цель работы
На основе анализа технических средств и технологий выработки запасов нефтяных месторождений на поздней стадии разработать и промышленно использовать технологический комплекс повышения эффективности нефтедобывающего производства на основе новейших достижений нефтепромысловой науки и практики.
Методы исследований
Поставленные задачи решались на основе обобщения опыта разработки нефтяных месторождений Татарстана. Методологической основой является комплексный системный анализ геолого-промысловых данных, учитывающих особенности разработки залежей на поздней стадии в условиях реализации современных МУН. Полученные результаты и научные выводы основаны на комплексе экспериментальных исследований, математическом моделировании и промысловом испытании технологических процессов.
Научная новизна
1. Разработаны научно-методические основы комплексного решения проблем повышения технико-экономической эффективности эксплуатации единой взаимосвязанной технологической цепи: «добыча нефти — борьба с осложнениями - ОПЗ и МУН — система промыслового транспорта нефти» на поздней стадии разработки месторождений.
2. Разработаны новые устройства и способы импульсно-депрессионного, имплозионно-химического и термохимического воздействия на продуктивный пласт, основанных на синергетическом эффекте взаимоналожения и усиления физико-химических и волновых процессов.
Разработан ряд новых конструкций скважинных штанговых насосов, пакеров для защиты эксплуатационных колонн, универсальных шкивов для форсирования производительности штанговой скважинной насосной установки, оригинальных клапанных устройств, повышающих эффективность работы нефтедобывающих скважин, обладающих улучшенными эксплуатационными показателями и надежностью.
3. На основе анализа комплекса параметров, определяющих надежность системы нефтесбора, определена методология формирования решений по повышению ее эффективности на базе оболочки «искусственного интеллекта».
4. На основе анализа масштабного применения методов увеличения нефтеотдачи пластов и обработки призабойной зоны нефтедобывающих скважин разработана методика выбора их для различных геолого-физических условий разработки объектов.
5. На основе результатов исследования физико-химических, массообменных явлений и механизма выпадения АСПО на нефтепромысловом оборудовании с учетом специфики завершающей стадии разработки месторождений предложены комплексные теплохимические способы предупреждения и удаления АСПО на внутрискважинном оборудовании.
6. Все элементы технологического комплекса (способы подъема обводненной высоковязкой парафинистой нефти, техника и технология добычи нефти, способы интенсификации притока нефти, методы защиты оборудования от осложняющих органоминеральных отложений, технологии увеличения нефтеотдачи, методы повышения надежности коммуникационных наземных систем, модернизированные системы заводнения и др.) обладают мировой новизной, защищены 44 патентами и авторскими свидетельствами РФ на изобретения.
Практическая значимость
1. Разработан комплекс технических средств по оптимизации процесса добычи нефти при существенном снижении затрат.
2. Разработаны технологические варианты термохимического и механического предупреждения и удаления органических отложений с подземного оборудования.
3. На основе оболочек «искусственного интеллекта» реализованы программные продукты по повышению надежности системы нефтесбора и выбора их для различных геолого-физических условий
4. Разработаны новые виды скважинного оборудования и энергосберегающие технологии подъема на поверхность высоковязких нефтей.
5. Промышленная реализация результатов работы на месторождениях Республики Татарстан позволила получить существенный народнохозяйственный эффект, оцениваемый более 1,4 млрд. руб.
По результатам исследований получены 44 патента РФ. Все патенты использованы в ходе реализации в опытно-промышленном и промышленном масштабе.
В промышленном масштабе на месторождениях Республики Татарстан обоснованы, адаптированы к конкретным геолого-физическим условиям и внедрены новая техника и технологии обработки призабойных зон и увеличения нефтеотдачи пластов, эксплуатации скважин и оптимизации систем промыслового нефтесбора ОАО «Татнефть».
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ибрагимов, Наиль Габдулбариевич
Основные выводы и рекомендации
1. Разработаны методические основы применения оболочек искусственного интеллекта в задачах выбора и применения МУН, а также реконструкции систем промыслового нефтесбора, заключающиеся в следующей последовательности:
1.1. Анализ всех имеющихся результатов реализации технологических процессов, создание базы знаний по этим результатам.
1.2. Определение репрезентативных выборок технологических процессов в аналогичных условиях применения. Выделение основных, определяющих выбор техники и технологии параметров.
1.3. На этой базе обучение оболочки искусственного интеллекта (ИИ), с последующим тестированием на предмет распознавания проведенных ранее технологических процессов.
1.4. Корректировка и последующее промышленное применение обученной оболочки ИИ.
2. В области развития техники и технологии добычи нефти и методов обработки призабойных зон скважин:
2.1. Разработаны новые устройства и способы импульсно-депрессионного, имплозионно-химического и термохимического воздействия на продуктивный пласт, основанных на синергетическом эффекте взаимоналожения и усиления физико-химических и волновых процессов.
2.2. Разработаны новые виды скважинного оборудования и энергосберегающие технологии подъема на поверхность высоковязких нефтей.
3. В области выбора и применения МУН и ОПЗ:
Разработана и реализована в виде программного продукта на основе оболочки ИИ методология выбора приоритетных МУН и ОПЗ для применения в конкретных геолого-физических условиях.
4. В области развития методов и технологий борьбы с АСПО:
4.1. Разработана математическая модель и создана компьютерная программа для прогнозирования распределения температуры при прямой и обратной промывке колонн НКТ.
4.2. Создана и внедрена усовершенствованная конструкция передвижного теплообменника для подогрева теплоносителя.
4.3. Предложены и внедрены усовершенствованные технологии удаления АСПО на поверхности внутрискважинного оборудования.
5. В области развития системы промыслового транспорта нефти.
На основе оболочек ИИ разработана и реализована в промышленных масштабах методология повышения надежности системы промыслового транспорта нефти при ее реконструкции в различных промысловых и геолого-физических условиях.
6. Промышленная реализация результатов работы на месторождениях РТ позволила получить существенный народнохозяйственный эффект, оцениваемый за период 1998-2004 гг. суммой более 1,4 млрд. руб.
7. Все основные элементы разработанного технологического комплекса обладают мировой новизной, защищены 44 патентами и авторскими свидетельствами РФ на изобретения.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Ибрагимов, Наиль Габдулбариевич, Москва
1. Сулейманов Э.И. Новые возможности освоения трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях Татарстана // Геология и разработка нефтяных месторождений: тез. докл. республ. науч.-практ. конф. Альметьевск, 1993. -С. 71-75.
2. Муслимов Р.Х. Перспективы и основные проблемы развития нефтяной промышленности Республики Татарстан // Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов: тез. докл. научн.-практ. конф. Альметьевск, 1994. - С. 13-18.
3. Мусабиров М.Х. Технологии комплексного воздействия на призабойную зону пласта приоритетное направление развития методов стимуляции скважин // Нефть Татарстана. -2002. - № 2. - С. 22-25.
4. Попов А.А. Имплозия в процессах нефтедобычи. М.: Недра, 1996.
5. Попов А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М.: Недра, 1990. - 108 с.
6. Патент RU 2014443 С1, опубл. 15.06.1994.
7. Валовский В.М., Авраменко А.Н., Басос Г.Ю., Валовский К.В. О некоторых путях увеличения производительности скважинной штанговой насосной установки при откачке высоковязкой продукции // Нефть Татарстана. 2000. -№ 1. - С. 34-39.
8. Валеев М.Д., Хасанов М.М. Глубиннонасосная добыча вязкой нефти. Уфа: Башкнигоиздат, 1992. - 147 с.
9. Люстрицкий В.М. Гидромеханика подъёмников вязких и эмульсионных нефтей: Дисс. . д-ра техн. наук. М.: ГАНГ, 1998. - 296 с.
10. Пат. 1782294 СССР, МКИ F04 D 13/12, 1992. Входное устройство скважинного насоса / Чудин В.И., Попов В.И. Заяв. 21.05.90. Опубл. 15.12.92. -Бюл. № 46.
11. Пат. 2117138, РФ, Е21В 43/00, F 04 D 13/12, 1998. Способ добычи нефти и устройство для его осуществления / Тахаутдинов Ш.Ф., Ганиев Г.Г., Шагапов Г.Ш., Иванов А.И., Валеев М.Х., Сивухин А.А. Заяв. 30.03.98. Опубл. 10.08.98.-Бюл. №22.
12. Ибатуллин P.P., Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С. Интенсификация добычи нефти и газа: Международный технологический симпозиум, Москва, 26-28 марта 2003 г. М.: 2003. - С. 21-27.
13. Влияние закачиваемой воды на параметры пластовой нефти / И.М. Амерханов, Г.А. Рейм, С.Т. Гребнева, М.Р. Катаева //РНТС. Нефтепромысловое дело. -1976. -№.-6.-С. 16-18.
14. Исследование остаточных нефтей и вмещающих пород Татарии методом термического анализа / Г.В. Романов, В.И. Семкин, А.В. Гарусов и др. // Химический состав нефтей и нефтепродуктов: тез. докл. Всес. конф.- М.: Наука, 1984. С. 98.
15. О влиянии вторичных методов добычи нефти на ее состав / Г.П. Курбский, Г.В. Романов, В.В. Абушаева // Высокомолекулярные соединения нефти: тез. докл. Всес. совещания. -Томск.- 1985. С. 193-194.
16. О программе исследования остаточных нефтей / Г.П. Курбский, Г.В. Романов, Г.Н. Пияков, В.И. Семкин // Исследования нефтей и нефтепродуктов.- М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1986. - С. 48-52.
17. Козлов А.Г., Ковалева О.В. Окисление нефтей в процессе фильтрации через пористую среду // Сб. науч. тр./ ВНИИ. 1987. - Вып. 100. - С.150-161.
18. Козлов А.Г., Ковалева О.В. Окислительные процессы в нефтях различных месторождений // Сб. науч. тр./ ВНИИ. 1988. - Вып. 102. - С.88-93.
19. Сургучев M.JL, Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // Нефтяное хозяйство. 1988. - №9. - С.31-36.
20. Ковалева О.В., Калери Н.Б., Меренкова Н.В. Изучение характера вытеснения нефти по пласту С\ Мухановского месторождения // Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало Поволжья и Зап. Казахстана. - Куйбышев, 1988. - С.99-112.
21. Ковалева О.В. Влияние различных факторов на изменение состава остаточной нефти // Научно-технические проблемы разработки и обустройства нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. / Гипровостокнефть. Куйбышев. - 1990. -С.103-114.
22. Состав алканов в остаточных нефтях / Р.Н. Фахретдинов, Н.К. Ляпина, М.А. Парфенова и др. // Нефтехимия.- 1990.- №5. С.585-592.
23. Остаточные нефти и способы их извлечения / Р.Н. Фахретдинов, Н.В. Давиденко, Р.Х.Старцева и др.'// Нефтяное хозяйство. 1992. - №4. -С.25-27.
24. Юсупова Т.Н., Семкин В.И., Петрова Л.М. Спектральные и термические свойства остаточных нефтей и природных битумов // Всесоюз. конф. по проблемам компл. освоения природных битумов и высоковязких нефтей: тез. докл. Казань.- 1991.- С. 154-155.
25. Титов В.И., Жданов С.А. Особенности состава и свойств остаточных нефтей // Нефтяное хозяйство. 1989. - №4. - С.28-31.
26. Борсуцкий З.Р., Тульбович Б.И., Злобин А.А. Изучение остаточной нефти в поровом объеме коллекторов импульсным методом ядерного магнитного резонанса // Нефтяное хозяйство. 1991. - №11. - С.23-27.
27. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы.-М.: Недра, 1983. 175 с.
28. Повышение нефтеотдачи пластов / Р.Т.Булгаков, Р.Х. Муслимов, Ф.М. Хаммадеев и др. Казань: Таткнигоиздат, 1978. - 120 с.
29. Использование кислотных микроэмульсий для повышения нефтеотдачи v /Петухов В.К., Головко С.Н., Хабиров Р.А. и др. //Тр. XII Менделеевскогосъезда по общей и прикладной химии. Баку. - 1981. - С.5-7.
30. Головко С.Н., Ефанова Э.А., Вайсман В.Ш. Кинетика взаимодействия кислоты и реагентов на ее основе с карбонатной породой // РНТС. Нефтепромысловое дело. 1978. -№.6. - С.33-47.
31. Комиссаров А.И., Яровой В.А. О применении серной кислоты для воздействия на карбонатные пласты / Повышение эффективности методов воздействия на нефтяные пласты// Тр./ СевКавНИПИнефть.-Грозный, 1980. -Вып.32.- С. 1218.
32. Кузьмичев Д.Н., Яровой В.А. Кинетика реакции серной кислоты с карбонатной породой трещиноватого пласта / Повышение эффективности добычи нефти// Тр./ СевКавНИПИнефть.- Грозный, 1986. -Вып.44.- С.24-32.
33. Шелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство. -1984.-№ 1.-С.30.
34. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества: Свойства и применение.-Л.: Химия. 1981. -304с.
35. Ребиндер П.А. Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных средах. Коллоидная химия.-М.: Наука. 1978. - 368с.
36. Физико-химическая механика природных дисперсных систем /Под ред. Щукина Е.Д., Перцова Н.В. и др. М.: Изд. МГУ.-1985. 266с.
37. Русанов А.И. Фазовые равновесия и поверхностные явления. JL: Химия, 1967.-388с.
38. Шахпаронов М.И. Введение в современную теорию растворов.- Высш. школа, 1976.-296с.
39. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. М.: Наука,1985.-396с.
40. Чураев Н.В. Физико-химия процессов массопереноса в пористых средах. М.: Химия, 1990. - 272с.
41. Разработка нефтяных месторождений с использованием поверхностно-активных веществ // Г.А. Бабалян, Б.И. Леви, А.Б. Тумасян и др.- М.: Недра, 1983.-216 с.
42. Методы извлечения остаточной нефти / M.JI. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин и др. М.: Недра, 1991. - 347 с.
43. Возможность вытеснения нефти мицеллярными системами на основе неионогенных ПАВ / А.Т. Горбунов. Д.П. Забродин, A.M. Петраков, А.Ф. Корецкий // Нефтяное хозяйство.- 1984. №5. - С.33-37.
44. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин / Н.М. Шерстнев, JI.M. Гурвич, И.Г. Булина и др. М.: Недра, 1988. - 184с.
45. Свойства композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов / О.Б. Собанова, Г.Б. Фридман, Р.А. Хабиров и др. // Поверхностно-активные вещества и сырье для их производства: тез. докл. МШШ Всесоюз. конф. (часть 1) Белгород, 1988. - С. 256.
46. Корецкий А.Ф., Колосанова В.А. О механизме моющего действия // Физико-химические аспекты применения поверхностно-активных веществ.- Ташкент: «ФАН», 1977. С.23 8-252.
47. Увеличение нефтеотдачи пластов Западной Сибири композициями ИХН СО АН СССР / JI.K. Алтунина, В.А. Кувшинов, JI.A. Стасьева и др. // Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Наука, 1992. -С.121-124.
48. Букатова И.Л. Эволюционное моделирование и его приложения. М.: Наука, 1979.231 с.
49. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. - 213с.
50. Бедриковецкий П.Г. Вытеснение нефти оторочками растворов активных примесей: Докл. АН СССР. -1982. -Т. 262.- №1. С.49-53.
51. Подземная гидравлика / К.С. Басниев, A.M. Власов, И.Н. Кочина и др. М. :Недра, 1986.-303с.
52. Математическое моделирование процесса мицеллярно-полимерного заводнения /Нигматулин Р.И., Сургучев М.Л., Федоров К.М. и др.: Докл. АН СССР. -1980.-Т. 255.- №1. С.52-56.
53. Ентов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. М.: Недра, 1989. - 232 с.
54. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. 4.II. -М.: Наука, 1987. 360 с.
55. Прикладная геохимия нефти и газа / А.Х. Мирзаджанзаде, Ф.М. Багирзаде, Г.С. Степанова и др. Баку.- Азернешр, 1985. - 291 с.
56. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Э.М. Халимов, Б.И. Леви.
57. B.И. Дзюба и др. М.: Недра, 1984.-271 с.
58. Многомерная и многокомпонентная фильтрация: Справочное пособие /
59. C.Н. Закиров, Б.Е. Сомов, В.Я. Гордон и др. М.: Недра, 1988. - 335 с.
60. Оценка эффективности использования водных растворов ОП-Ю для повышения нефтеотдачи пластов / М.Г. Абасов, Ю.П. Борисов, Ю.П. Желтов и др. //Вестник АН СССР.-1984.- №4. С. 125-126.
61. DOE outlines 18 oil field research projects / Oil & Gas J.,1990,26/2-vol.88,N9.-p.32.
62. Микробиологические методы повышения нефтеотдачи пластов / Е.П. Розанова, С.С. Беляев, М.В. Иванов и др. //Науч.-техн. обз. Сер. Нефтепромысловое дело.-Вып. 15(144) М.: ВНИИОЭНГ, 1987. 42с.
63. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа М.: Недра, 1976. - 335 с.
64. Еремин Н.А. Моделирование месторождений углеводородов методами нечеткой логики. М.: Наука, 1994.
65. Bryant R.S., Buchfield Т.Е.,Dennis D.M.et.al., "Microbial enhanced waterflooding: a pilot study" Microbial Enhanced Oil Recov.- Resent Adv.: Proc.of 1990 Int.Conf., Norman.,Okla., 1990.-Amsterdam, 1991.-pp.39-41.
66. Юлбарисов Э.М. Микробиологический метод увеличения нефтеизвлечения // Нефтяное хозяйство.- 1991 № 1. - С.28-30.
67. Lasar I., Konstantinescu P., "Field Trials Results of Microbial Enhanced Oil Recovery", Intl.Bioresources J., 1(1985) pp.122-143.
68. Иванов M.B., Беляев C.C. Биогеотехнология и повышение нефтеизвлечения // Нефтяное хозяйство.- 1989. № 10. - С.28-32.
69. Ибатуллин P.P. Модификация микробиологических методов увеличения нефтеотдачи к условиям заводненных пластов // Микробиология. 1995. - №2. - С.287-288.
70. Выщелачивание стеклянного песка в процессе микробиологического окисления нефти / Е.П. Розанова, Н.П. Белканова, Е.С. Кулик //Микробиология. 1986. - №5. - С. 787-791.
71. Post F.J., Al-Harjan F.A. Surfase activity of halobacteria and potential use in microbial Enhanced oil recovery// Syst. and Appl. Microbiol.-1988.-N1.-pp. 97101.
72. Животченко А.Г., Соколов Ю.И., Давыдова Е.Г. Экстрацеллюлярные продукты метаболизма при росте Methilococcus capsulatus на смеси метана и его гомологов // Микробиология. 1989. - №3. - С.400-404.
73. Коронелли Т., Юферова С.Г. Поверхностно-активные свойства некоторых штаммов углеводородокисляющих бактерий. Вестник МГУ. Сер. 16.-1990.-№1.- С.14-18.
74. Внеклеточные липиды и поверхностно-активные свойства бактерий Rodococcus tritropolis в зависимости от источника углеродного питания /
75. А.Н. Шульга. Е.В. Карпенко. С.А. Елисеев и др. // Микробиология. 1990. -№3.-С.443-447.
76. Пат.4905761 США, МКИ Е21В 43/22. Microbial Enhanced Oil Recover}' compositions / Bryant R.S. National Institute of Petroleum Reserch ; Заявлено 29.06.90.
77. Cusack F., Lappin-Scott H.M. Costerton J.W. Bacteria can plug waterflood injection wells / Oil and Gas J., 1987, N45.- pp.59-64.
78. Пат.4700545 США, МКИ E21B 33/138. Bacteria and its use in a microbial profile modification process / R.S. Silver, P.M. Bunting, W.G. Moon et.al.-Chevron Research; Заявлено 29.12.87.
79. Advanced in microbiology to enhanced oil recovery / F. Cusack, H.M. Lappin-Scott, Singh S.et.al / Appl.Biochem & Biotechn., 1990, N24-25,Spr-Sum.,pp.885-898.
80. Метаноокисляющие бактерии и их активность в пластовых водах нефтяных месторождений Татарской АССР / И.А. Борзенков, М.М. Телитченко, Е.И. Милехина и др. // Микробиология. 1991. - №5. - С.741-747.
81. Jenneman G.E., Knapp R.M., Mclnerney MJ. et.al."Experimental studies of in-situ microbial enhanced oil recovery"/SPEJour.,1984,N2, pp.277-281.
82. Nelson S J., Launt P.D. "Stripper well production increased with MEOR treatment" /Oil & Gas J., 1991, 18/3-vol.89,N11.-pp. 114-118.
83. Pelger J.W. Microbial enhanced oil recovery treatments & wellbore stimulation using microorganisms to control paraffin, emulsion, corrosion Z& scale formation // Microbial Enhanc.Oil Recov.
84. Venkata Ramana K., Charyulu N.C.L.N.& Karanth N.G. "A mathematical model for the Production of Biosurfactants by Pseudomonas aeruginosa CFTR-6:Production of biomass'VJ.of Chemical Technology& Biotechnology, 1991, v.51.,N4.- pp. 525538.
85. Islam M.R.Mathematical modeling of microbial enhanced oil recovery SPE 20480.- Presented at the 1990 SPE Annual Technical Conference and Exibition, New Orlean, LA. Sept.23-26.
86. Акулышш А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988.-240 с.
87. Казаков А.А. Методы характеристик вытеснения. // Информ. сборник. Сер. Научно технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности. - 1991.- №3.-С.4-10.
88. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов: Утв.: Протокол ЦКР № 1603 от 18.11.93., Первым зам. министра Минтопэнерго РФ Фоминым А.В. 25.02.94 М: 1993. - 87 с.
89. Листенгартен Л.Б., Коган Е.С., Хоштария Е.Ю. К вопросу оценки извлекаемых запасов нефти // Изв. вузов. Нефть и газ.-1988. №2. - С.31-35.
90. Гусейнов Г.П. Анализ методов прогнозирования показателей разработки длительно разрабатываемых нефтяных пластов // Азербайджанское нефтяное хозяйство.-1981. №7. - С.26-30.
91. Georgiou G., Shuler M.L."A Computer Model for the Grouth and Differentiation of a Fungal Organism on Solid Substrates" Biotechnology&Bioengineering, 1986, V.28, p.405.
92. Аникин И.В., Шагиахметов M.P., Аджели M.A. Нечеткая экспертная система принятия решений о выборе методов увеличения нефтедобычи // тезисы докладов Республиканской науч.-практ. конф. Интеллектуальные системы и информационные технологии.- Казань, 2001.
93. A. Murray and М. Neuroth, «The Applications of Advanced Computing Techniques to Oil and Gas Facility Optimisation».
94. Houze, O.P. Allain, O.F.Kappa Engineering «Hybrid Artificial Intelligence Approach in Well Test Interpretation»
95. Parkinson, W.J. el al.: «An Expert System for Screening Enhanced Oil Recovery Methods.» presented at AICHE Summer Meeting, Aug. 19-22, 1990, San Diego CA.
96. Parkinson, W.J. el al.: «Screening EOR Methods with Fuzzy Logic» presented at Third International Reservoir Characterization Conference, Tulsa, OK, Nov. 3-5, 1991.
97. Elemo R.O. and Elmtalab, J.: «А Practical Artificial Intelligence Application in EOR Projects» paper SPE 26248 presented at the 1993 Society of Petroleum Engineers Computer Conference, New Orleans, LA. July 11-14.
98. J. Hertz, A. Krogh, and R.G. Palmer, Introduction to the Theory of Neural Computation, Addison-Wesley, Reading, Mass., 1991.
99. F.E.Lauria «Adaptable boolean neural networks».
100. R.Rosenblatt «Principles of Neurodynamics», Spartan Books, New York, 1962.
101. J. H. Holland «Adaptation in Natural and Artificial Systems». Ann Arbor: The University of Michigan Press, 1975.
102. R. Poli «Introduction to Evolutionary Computation». Lectures notes. School of Computer Science, The University of Birmingham, 1996.
103. Basnieva, I.K. ct al.: «Comparative Analysis of Successful Application of EOR in Russia and CIS» paper SPE 28002 presented at the 1994 Society of Petroleum Engineers Centennial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa OK, Aug. 29-31.
104. A.c. 37660, kji. 5a, 41. Качалка с длинным ходом для насосной эксплуатации скважин / К.К. Ридель. — 1933 г.
105. А.с.54148, кл.59а, 41. Качалка для длинноходовых глубинных насосов/ Э.Х. Мехтиев. 1936 г.
106. А.с. 72017, кл. 5а, 41. Станок-качалка с длинным ходом / Э.Х. Мехтиев. 1947 г.
107. Аливердизаде Т.К. Механические безбалансирные приводы штанговых глубинно-насосных установок: Обз. инф. -М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1976. 32 с. - (Сер. ХМ-3, Нефтепромысловое машиностроение).
108. Трахман Г.И. Длинноходовой привод штанговой глубинно-насосной установки фирмы Bender: ЭИ. -М.: ВНИИОЭНГ, 1987. С. 26— 28. (Сер. Нефтепромысловое дело. Вып. 13).
109. Валовский В.М., Асфандияров Х.А., Максутов Р.А., Ахунов A.M., Манько М.И., Вильданов Х.Х. Разработка механического безбалансирного длинноходового привода штангового насоса // Тр. ТатНИПинефть. 1978. - Вып. XXXIX. - С. 172— 180.
110. Валовский В.М., Асфандияров Х.А, Максутов Р.А. Экспериментальное исследование работы глубинно-насосной установки с безбалансирным приводом // Тр. ТатНИПИнефть. 1980. - Вып. 43. -С. 11 — 85.
111. Абдуллин Х.Г., Валовский В.М. Разработка тихоходного, малогабаритного привода штангового насоса для битумных скважин // Тез. докл. XXI науч.-техн. конф. молод, учен, и спец. / ТатНИПИнефть. 1990. - С. 73.
112. Валовский В.М., Манько М.И., Ахунов P.M., Федосеенко Н.В., Валовский К.В., Елшин А.П, Сальманов З.Г. Применение цепных приводов скважинных штанговых насосов для добычи высоковязкой нефти // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 6. - С. 43 - 45.
113. U.S. Patent № 4 916 959 / Long stroke well pumping unit with carriage. 1990.
114. Composite Catalog of Oil field equipment and services, published by World Oil, 41-st edition, 1994 — 1995, p. 1370 — 1371.
115. Gregory A.T «DTI's Improved Oil Recovery Strategy», Chemical Engineering Research and Design, Transactions of IChemE Volume 72, Number A2, March 1994, pp. 137-143.
116. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений.-М.: Недра, 2000.-516 с.
117. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере. М.: Недра, 1990. - 267 с.
118. Ибрагимов Н.Г., Амерханов М.И. Васильев ЭЛ. Шутов А.А. Интегрирование геоинформационной системы в гидродинамической модели месторождения для оптимизации системы нефтесбора // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 10. -С. 15-17.
119. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория, методы,практика/ P.P. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. -М.: ООО Недра-Бизнесцентр. -2004.-292 с.
120. Ибрагимов Н.Г. Совершенствование методов защиты колонны НКТ от АСПО на промыслах Татарстана // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 6. - С. 110-112.
121. Ибрагимов Н.Г. Развитие техники и технологии повышения эффективности эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. 2005 - №7. -С. 128-131.
122. Мусабиров М.Х. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин.- М.: ООО ВНИИОЭНГ.-2002.-224 с.
123. Комплексные физико-химические технологии обработки призабойной зоны нефтяных пластов / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, Р.К. Ишкаев и др.- Ижевск: ООО Печать-Сервис.- 1999.-239 с.
124. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. -М.: Недра.-1977.-214 с.
125. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти.-Самара: 1998.-368 с.
126. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Исследование особенностей реологофильтрационных свойств концентрированных обратных эмульсий для направленного физико-химического воздействия на пласт /Сб. тр. Международной конференции.- Т. 2.- Казань: 1994. 711 с.
127. Мусабиров М.Х. Комплекс технологий стимуляции работы малодебитных скважин / Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы / Тр Всерос. науч.-тех. конф. Т. 1 .-Альметьевск, 2001. С. 42-46.
128. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами / Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов. А.Г. Телин и др.- М.: ОАО «ВНИРЮЭНГ».-2001.- 184 с.
129. Хисамутдинов Н.И. Совершенствование методов решения инженерных задач в добыче нефти для поздней стадии разработки / Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы / Тр. Всерос. науч.-техн. конф. Т.1.- Альметьевск, 2001.-С. 46-57.
130. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения / Ш.Ф. Тахаутдинов, Н.И. Хисамутдинов, М.З. Тазиев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 103 с.
131. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов.- М.: Недра.- 1984.208 с.
132. Дияшев Р.Н. Состояние и пути повышения охвата заводнением многопластовых объектов эксплуатации / Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Татарии на поздней стадии: Сб. науч. тр. -Альметьевск, 1981.- С. 26-40.
133. Зейгман Ю.В. Регулирование фильтрационных характеристик нефтегазонасыщенных пород при вторичном вскрытии пластов и глушении скважин: Дисс. докт. техн. наук. Уфа: Изд-во УГНТУ.- 1998.-340 с.
134. Методическое руководство по оценке промысловой эффективности методов увеличения нефтеотдачи на поздних стадиях разработки заводнением / ТатНИПИнефть. Бугульма.-1992.-39 с.
135. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (вторая редакция) / Мин. эконом. РФ, Мин. финансов РФ.-М.: Экономика.-2000.-421 с.
136. РД 39-01/06-0001-89. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности. -М.: МНП.-1989.-124 с.
137. РД 153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений.- М.: МинтопэнергоРФ.-1996.-202 с.
138. Ибрагимов Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана.- М.: Недра, 2005.-316 с.
139. Осложнения в нефтедобыче/ Н.Г. Ибрагимов, А.Р. Хафизов, В.В. Шайдаков и др.- Уфа: ООО «Монография», 2003. -302с.
140. РД39-9-478-80. Методическое руководство по выявлению залежей, нефти которых насыщены или близки к насыщению парафином / Г.Ф. Требин, Ю.В. Капырин, А.В. Савинихина и др. М.: 1980. - 12 с.
141. Амерханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 49 с.
142. Рагулин В.А. Исследование особенностей изменения температуры насыщения нефти парафином и разработка рекомендаций по предотвращению его отложений. // Дисс. . канд. тех. наук. Уфа, 1980. - 163 с. Фонды БашНИПИнефть.
143. Оськин Н.А. О роли асфальтенов в процессе кристаллизации парафина. // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 10. - С. 46-47.
144. Тронов В.П., Кораблинов Н.С. К вопросу о роли смол, асфальтенов и парафинов в формировании плотных отложений при добыче нефти. // Тр./ТатНИИ.-1964, Вып. 5.
145. Поконова Ю.В. Химия высокомолекулярных соединений нефти. JL: Изд-во Ленингр. ун-та, 1980. -172 с.
146. Хабибуллин З.А., Хусаинов З.М., Ланчаков Г.А. Борьба с парафиноотложениями в нефтедобыче. Уфа: УГНТУ, 1992 - 105с.
147. Амерханов И.М. Пластовые нефти Татарской АССР и изменения их параметров в зависимости от различных факторов. Бугульма: 1975.-483с.
148. Тронов В.П. О механизме парафинизации промыслового оборудования // Борьба с отложениями парафинов. -М.: Недра, 1965. -339 с.
149. Тронов В.П., Сучков Б.М. Влияние некоторых факторов на отложение парафина. //Борьба с отложениями парафина. -М.: Недра, 1965.
150. Борьба с отложениями парафина. Под. ред. Г.А. Бабаляна . -М.: Недра. 1965.339 с.
151. Мурабов С.С. Рза-заде Н.А., Мириев Г.М. Борьба с отложениями парафина на месторождении Мурадханлы. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1986. - № 6. -С. 36-39.
152. Борьба с парафиноотложениями при добыче подготовке и транспорте газа и конденсата Карачаганакского ГКМ / А.Г. Алиев, В.П. Кузнецов, А.И. Ильясов и др.-М.: ВНИИЭгазпром, 1985. -Вып. 9. -45с.
153. Борьба с отложением парафина в насосно-компрессорных трубах. /
154. И.В. Смольников и др. // Нефтепромысловое дело. 1979. - Вып. 7. - С. 38-40.
155. Борьба с отложениями парафиносмолистых веществ на поверхности нефтепромыслового оборудования в НГДУ «Краснохолмскнефть» /
156. Предотвращение отложения парафина и асфальтосмолистых веществ в добыче нефти на месторождениях с различными геолого-физическими условиями -М.: ВНИИОЭНГ, 1987. С. 58 (Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело», вып. 7 (136).
157. Салатинян И.З., Фокеев В.М. Предупредительные меры борьбы с отложениями твердых веществ при эксплуатации нефтяных скважин. // Науч.-тех. сб. по доб. нефти. Всесоюз. нефтегаз. н.-и. ин-та.- М.: 1962. Вып. 16.1. C.88-93.
158. Сизая В.В. Химические методы борьбы с отложениями парафина. //Обзор зарубежной литературы. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОНГ, 1997. -41с.
159. Чанышев P.O. Проблемы борьбы с парафиноотложениями. М.:ВНИИЭгазпром, 1986. -Вып. 5. -42с.
160. Эффективные ингибиторы отложений парафина из нефти. / Л.Г.Шаров, В.Н. Иванов и др. //Нефтяное хозяйство. 1980. - № 7. - С. 50-52
161. Cranford В. New Trends in chemical control of Paraffin/11 Drilling and production Practice / 1957.- Vol.37 (IV).
162. Анализ результатов экспериментальных работ по депарафинизации скважин горячей нефтью и растворителем. / А.Ф. Кузнецов, М.Н. Ромашев. И.И. Солохин и др. // Нефтепромысловое дело. 1979. - №2. - С. 12.
163. Девликамов В.В., Кабиров М.М., Фазлутдинов А.Р. Борьба с гидратами при эксплуатации газлифтных скважин: Учебное пособие. Уфа:УНИ, 1984. -82с.
164. Залятов МЛН., Ибрагимов Н.Г., Сокрюкин Е.В. Борьба с парафиноотложениями путём электропрогрева НКТ. Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе: тезисы докл. науч.-пракг. конф. Альметьевск, 1996. - С.64.
165. Процесс парафинизации и методы борьбы с парафиноотложениями в нефтепромысловом оборудовании. М.: ВНИИЭгазпром, 1989. - 26 с. (Газовая промышленность. Сер. «Подготовка и переработка газа и газового конденсата2. Обзорная информация. Вып. № 9).
166. Абдуллин Ф.С., Пустогов В.И., ГрабилинВ.Г. Отложения твёрдой фазы углеводородов в призабойной зоне пласта при термообработке скважин. // Нефтепромысловое дело. -1976. № 9. -С. 50-53.
167. Анализ результатов экспериментальных работ по депарафинизации скважин горячей нефтью и растворителем. / А.Ф. Кузнецов, М.Н. Ромашев, И.И. Солохин и др. // Нефтепромысловое дело. 1979. - №2 -С. 12.
168. Гурбанов Р.С. Расплавление парафинистых отложений, образующихся на стенках подъемных труб.// Изв. вузов. Нефть и газ. 1982. - №3.-С. 27-28.
169. Ибрагимов Н.Г. Разработка и испытание технологии и новых растворителей для очистки оборудования от органических отложений. Уфа. - УГНТУ. -1998.-36 с.
170. Люшин С.Ф. Рагулин В.А. Технико-экономическое обоснование применения методов борьбы с отложениями парафина. // Тр. БашНИПИнефть. 1982. -Вып. 64.-С. 130-133.
171. Намиот А.Ю. Изменение температуры по стволу эксплуатационных скважин. // Нефтяное хозяйство. 1955. - № 5. - С. 45-48.
172. Некозырева Т.Н. Совершенствование физико-химических методов воздействия на ПЗП (применительно к месторождениям Зап. Сибири) -Дисс. . канд. техн. наук. Тюмень - 1999. - 151 с.
173. Николаев В.М., Белоусов В.И., Безруков Е.Б. Влияние давления и газонасыщенности на температуру начала кристаллизации парафина. -Куйбышев, 1964. Вып. 23.,-С. 110-111.
174. Reistly С. Е. Paraffin Production Problems. Production practice AIME, 1942.
175. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. -М.: Нефть и газ, 1996.-478 с.
176. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти.- М.: Нефть и газ РГУ.- 2003 .-816 с.
177. Обобщение промысловых данных и моделирование удаления АСПО в процессе тепловых обработок скважин. / В.И. Васильев, З.А. Хабибуллин, Н.Г. Ибрагимов, Г.И. Ланчаков // Изв. вузов. Нефть и газ. 1997. - № 6. - С. 116.
178. Вахитов Г.Г., Кузнецов О.Г., Симкин Э.М. Термодинамика призабойной зоны нефтяного пласта.- М.: Недра, 1978.-216 с.
179. Болтышев А.А. Борьба с парафиновыми отложениями при добыче девонской нефти // Башкирская нефть. 1951. - № 1.
180. Борьба с отложениями парафина / Под. ред. Г.А. Бабаляна. М.: Недра, 1965. -339 с.
181. С.С. Мурабов, Н.А. Рза-заде, Г.М. Мириев Борьба с отложениями парафина на месторождении Мурадханлы // Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1986.-№6.-С. 36-39.
182. Борьба с парафиноотложениями при добыче подготовке и транспорте газа и конденсата Карачаганакского ГКМ / А.Г. Алиев, В.П. Кузнецов, А.И. Ильясов и др. М.: ВНИИЭгазпром, 1985. - Вып. 9. - 45 с. (Обз. инф.).
183. Смольников Н.В., Разницын В.В. Борьба с отложением парафина в насосно-компрессорных трубах // Нефтяное хозяйство. 1979. - Вып. 7. - С. 38-40.
184. Казак А.С. Особенности эксплуатации скважин с высокопарафинистой нефтью в США // Нефтяное хозяйство. 1981. - № 6. - С. 78-80.
185. Капырин Ю.В., Требин Г.Ф. О кристаллизации парафина в призабойной зоне нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. 1964. - № 8. - С. 39-44.
186. Костур Б.Н. О борьбе с отложениями парафина в НГДУ «Долинанефтегаз» // Нефтепромысловое дело. 1981. - № 12. - С. 11-12.
187. Мамедов Т.М., Гиловян В.А. О времени депарафинизации лифтовых труб при использовании различных растворителей // Нефтепромысловое дело. 1976. -№ 9. - С. 47.
188. Промысловые испытания гидроштангового насоса / Л.Г. Чичеров,
189. B.И. Дарищев, И.А. Мерициди, Н.Н. Шагисламов, А.Х. Нурутдинов, Н.Г. Ибрагимов // Э.И. Сер. Машины и нефтяное оборудование. 1986.- № 6.1. C. 10-13.
190. ФуниВ.А. Борьба с парафиноотложениями при добыче и транспортировке парафинистых нефтей и газов. // Обзорн. информ. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1983. -№ 5.
191. Эффективность комплексного применения химреагентов и силовых полей на скважинах / З.М. Хусаинов, И.Ш. Усманов, З.А. Хабибуллин и др. //
192. Применение реагентов в процессах добычи нефти и газа и их получение на базе нефтехимического сырья: тез. докл. республ. совещ. Уфа. 1989. - С. 45.
193. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: изд. Казанского университета. - 2003. - 586 с.
194. Хисамов Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: учебное пособие. Альметьевск, 2005. - 169 с.
-
Ибрагимов, Наиль Габдулбариевич
-
доктора технических наук
-
Москва, 2005
-
ВАК 25.00.17
- Развитие методов анализа разработки крупных многопластовых нефтяных месторождений с длительной историей на основе системы автоматизированного проектирования
- Анализ и оптимизация разработки нефтяных месторождений на поздней стадии на примере отдельных площадей Ромашкинского месторождения
- Геологопромысловые основы управления отбором жидкости и режимами нефтяных залежей при их заводнении
- Создание метода определения слабодренируемых и застойных зон нефтяных залежей и технологии вовлечения их в активную разработку
- Исследование динамики извлекаемых запасов нефти по объектам терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения
