Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Управление приемистостью скважин при ремонтно-изоляционных работах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Управление приемистостью скважин при ремонтно-изоляционных работах"

я

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. Губкина

на правах рукописи УДК 622 276 344

СИДОРОВ АНДРЕЙ ВАЛЕРЬЕВИЧ

УПРАВЛЕНИЕ ПРИЕМИСТОСТЬЮ СКВАЖИН ПРИ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТАХ (НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИН ЛЯНТОРСКОГО НГКМ)

ииу1ВЭ71Э 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2008 г.

11 2008

003169719

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И. М. Губкина.

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Мищенко Игорь Тихонович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Казаков Андрей Андреевич кандидат технических наук, доцент Исаев Валерий Иванович

Ведущая организация: ОАО «УПНП и КРС» (Самарское управление повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин, Лянторское НГКМ)

заседании диссертационного совета Д 212 200 08 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Российском государственном университете нефти и газа имени И М Губкина по адресу Москва, В - 296 ГСП - 1, 119991, Ленинский проспект, 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.

Автореферат разослан « ^ » 2008 i.

Ученый секретарь диссертационного Совета,

Защита состоится « ^^ » 2008 г, в

~Z7(

часов, в ауд <___ на

доктор технических наук, профессор

Б. Е. Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

В настоящее время перед нефтяной промышленностью остро стоит проблема высокой обводненности добываемой продукции вследствие высокой степени неоднородности по проницаемости большинства месторождений и, как следствие, проблема рентабельности эксплуатации высокообводненных скважин Также актуальна проблема, связанная с техническим состоянием скважин, таким как негерметичность цементного камня, что в свою очередь приводит к высокой обводненности добываемой продукции вследствие перетоков воды из обводненных интервалов Таким образом, актуальность работ, направленных на селективное воздействие на пласт с целью увеличения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата пласта воздействием, а также работы связанные с проблемами технического состояния скважин, такими как ликвидация заколонной циркуляции воды и межпластовых перетоков в околоскважинной зоне, не вызывает сомнения В настоящее время существуют различные методы для решения данных проблем, однако они имеют ряд ограничений, связанных с областью применения, продолжительностью работ, стоимостью реагентов, сложностью технологического процесса, а также технологической эффективностью Кроме того, все они по своему воздействию на пласт носят односторонний характер - как правило, снижают проницаемость высокопроницаемых интервалов Предлагаемая в диссертации технология воздействия на призабойную зону скважины (ПЗС) новым гелеобразующим составом на основе концентрата сиенитового алюмощелочного (КСАЩ) и соляной кислоты позволяет проводить воздействие на ПЗС не только селективно, но и комплексно, те в рамках одного воздействия происходит селективное тампонирование высокопроницасмых интервалов с одновременной ишенсификацией при гока/нриемистости низкопроницаемых интервалов Кроме tojo, КСАЩ, являясь побочным продуктом металлургического

производства, обладает низкой стоимостью, что значительно снижает стоимость проводимых работ

В этой связи разработка новых более совершенных, малозатратных технологий воздействия на пласт с целью снижения обводненности добываемой продукции, а также увеличения нефтеотдачи пласта актуальна и имеет большое научно-практическое значение Цель диссертационной работы

Разработка технологии комплексного селективного воздействия на призабойную зону скважины с целью выравнивания профилей притока, приемистости добывающих и нагнетательных скважин, а также ликвидации циркуляции воды в заколонном пространстве и межпластовых перетоков в околоскважинной зоне Основные задачи исследований

1 Анализ методов повышения коэффициентов охвата и вытеснения, применяемых в настоящее время, а также анализ текущего состояния скважин на Лянторском месторождении Выявление ограничений и недостатков существующих методов

2 Изучение механизма реакции гелеобразования при взаимодействии КСАЩ и соляной кислоты с подбором оптимального соотношения КСАЩ и соляной кислоты, а также оптимальной концентрации соляной кислоты

3 Изучение факторов, влияющих на скорость гелеобразования, а также на прочностные свойства геля (в том числе в присутствии загустителя (КМЦ))

4 Исследование скорости осаждения частиц КСАЩ различною помола в водных растворах КМЦ различных концентраций Подбор оптимальных концентраций КМЦ в водных рас шорах для различных помолов КСАЩ

5 Изучение тампонирующих свойств гелеобразующею соиава на фильтрационной установке высокого давления в различных термобарических условиях Сравнение эффектов одностороннею по характеру (кислотная обработка 113С) и комплексною (одновременное

тампонирование высокопроницаемых и кислотная обработка низкопроницаемых пропластков) воздействий на математической модели пласта

6 Разработка технологии водоизоляции с применением гелеобразующей композиции на основе КСАЩ и соляной кислоты, её промышленное исследование и оптимизация на скважинах Лянторского месторождения

7 Разработка технологических инструкций на проведение обработок ПЗС с применением гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты.

Научная новизна

1 Для воздействия на ПЗС предложен новый гелеобразующий состав на основе нового реагента - КСАЩ (концентрат сиенитовый алюмощелочной) и соляной кислоты

2 Экспериментально исследован механизм реакции гелеобразования при реакции КСАЩ и соляной кислоты в том числе в присутствии загустителя, подобраны оптимальные концентрации реагентов Изучено влияние различных факторов на время реакции и прочностные свойства геля

3 Предложена методика и выполнен цикл фильтрационных исследований тампонирующих свойств гелеобразующей композиции

4 Экспериментально исследован механизм воздействия на продуктивный пласт в условиях остаточной водо- и нефтенасыщенности

5 Создана новая технология обработки ПЗС, позволяющая воздействовать на пласг не только селективно, но и комплексно

Прлсгическая ценность работы

1 Предложенный реагент, являясь побочным продуктом металлургического производства, способен снизить стоимость технологической операции по сравнению с аналогичными воздействиями

2 Разработана рецепгура приготовления гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты

3 Разработанные методы фильтрационных исследований позволяют оценивать эффективность и изучать механизм воздействия на продуктивные пласты тампонирующими гелеобразующими композициями

4. Разработана технология раздельной закачки в скважину компонентов гелеобразующей композиции, позволяющая значительно сократить время технологической операции

5 В целях предотвращения преждевременного осаждения частиц КСАЩ на забой скважины предложено использовать в качестве агента носителя водный раствор КМЦ

6 Разработанная в диссертационной работе технология воздействия на ПЗС носит селективный и комплексный характер воздействия За одну технологическую операцию осуществляется селективная изоляция высокопроницаемых обводненных интервалов с одновременной интенсификацией притока/приёмистости низкопроницаемых интервалов

7 Технология комплексного селективного воздействия на ПЗС испытана на скважинах Лянторского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» и по результатам испытаний рекомендована для проведения РИР на скважинах НГДУ «Лянторнефть» Результатом промышленных испытаний стала разработка технологических инструкций на проведение РИР с использованием гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты

8 В процессе промышленного испытания новой технологии разработана смесительная емкость специальной конструкции

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы

докладывались на

1 Научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефги и газа им И М. Губкина (2004-2007 годы),

2 Технических советах и совещаниях экспедиции КРС ПК ЗАО «Нефтестройсервис» (2004-2007 годы),

3 Техническом совете «РН-Юганскнефтегаз» (2007 г.) Публикации

По теме диссертационного исследования автором опубликованы 3 печатные работы. Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и приложений Общий объем работы - 182 страницы машинописного текста, включая 39 рисунков, 12 таблиц и список использованной литературы из 70 наименований

Автор выражает глубокую признательность и благодарность своему научному руководителю проф Мищенко И Т., а также Белову В В, Губанову В Б, Чекалиной Г, Языниной И В, Чикину Е А, Пьецуху А.Т., Байковой Е Н, Волынщикову В Н, Шаповалову И В , Сергиной Н В , Мартынову С В, Реунову Е А , Реунову А А, Бакумцевой М А, Бравичевой Т Б, Кулаковой И А и всем сотрудникам кафедры РиЭНМ за помощь и поддержку при выполнении работы, проведении лабораторных и промышленных испытаний СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований

В первой главе проведен обзор современных методов увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении Рассматривались методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти водой, методы основанные на увеличении коэффициента охвата пласта воздействием, а также методы основанные на комплексном воздействии на залежь При этом особое внимание уделялось развил ию новых МУН в России

Важный вклад в развитие теории и практики физико-химических методов повышения охвата пласи воздействием внесли Алмаев РХ, Алтунина Л К, Амиян В А, Балакиров Ю А, Баранов Ю В, Блажевич В А,

Бойко В С, Булгаков Р.Т, Бученков Л Н, Газизов А А, Газизов А Ш, Глумов И Ф, Горбунов А Т, Губанов В Б Девятое В.В, Ибрагимов А X, Кондратюк А Т, Крянев Д Ю , Кукин В В, Кувшинов В А, Кабо В Я, Клещенко И И, Ленченкова Л Е, Комиссаров А И, Мищенко И Т, Моляренко А В, Персиянцев М Н , Поддубный Ю А, Пик И Д, Рябоконь С.А, Сидоров И А, Сургучев М Л, Соляков Ю В, Телин А Г, Умрихина Е Н, Швецов И А. Хавкин А Я и многие другие

В главе проведен анализ области применения современных методов и их эффективности Анализ показал, что технологии воздействия на призабойную зону скважин достаточно эффективны в случаях слоисто-неоднородных пластов и пропластков, однако существуют ограничения для масштабного промышленного использования большинства методов, связанные с достаточно узкой областью их применения, стоимостью проводимых операций, сложностью технологического процесса

Следует отметить, что применяемые и активно разрабатываемые методы выравнивания профилей приемистости нагнетательных и притока добывающих скважин по своему воздействию на пористую среду, как правило, носят односторонний характер - снижают проницаемость высокопроницаемых интервалов Как правило, после закачки той или иной композиции, рекомендуется осуществлять интенсифицирующие обработки, с целью улучшения работы менее проницаемых интервалов пласта Также очевидно, что в случае негерметичности цементного камня эксплуатационной колонны (ЭК) или наличия заколонных претоков, закачка, направленная на выравнивание профилей притока или приемистости, будет безадресной и не приведет к ожидаемым результатам В этом случае требуется проведение ремонта скважины Учитывая тот факт, что техническое состояние большинства скважин эксплуатационно! о фонда России является малоудовлетворительным, технико-экономическая эффекшвность применения МУН будет значительно снижена

Принимая во внимание вышесказанное, следует отметить, что на сегодняшний день остается малоизученным в научном и практическом плане перспективное направление, основанное на использовании универсальных (селективных и комплексных) методов воздействия на призабойную и околоскважинную зоны с целью выравнивания профилей приемистости нагнетательных и притока добывающих скважин в условиях сложной обстановки, связанной с техническим состоянием большинства скважин Причем, комплексное воздействие в данном случае подразумевает снижение проницаемости высокопроницаемых участков, в том числе техногенных трещин и интервалов негерметичности цементного камня, с одновременной (в рамках одной закачки) интенсификацией работы низкопроницаемых участков Физические принципы, лежащие в основе этой идеи, являются логичными и обусловливают необходимость проведения углубленных научных исследований

Вторая глава посвящена краткому описанию геолого-промысловых особенностей Лянторского месторождения, вследствие того, что промышленные испытания новой технологии и последующие после ее внедрения работы проводились на скважинах Лянторского НГКМ В главе, в частности, рассматриваются следующие вопросы'

■ геолого-физическая характеристика залежи Лянторского месторождения,

• характеристика проницаемости пород-коллекторов,

» физико-химические свойства пластовых флюидов залежи Лянторского месторождения (пластовых вод, нефти, нефтяного газа),

• состояние разработки Лянторского месторождения

Данная информация использовалась при разработке методики исследований на фильтрационной установке высокого давления, а также при разработке математической модели

На основании анализа состояния разработки Лянторского месторождения становится очевидной необходимость проведения масштабных работ, направленных на увеличение коэффициента охвата пласта

воздействием, борьбу с обводненностью добываемой продукции, связанной, в частности, с заколонной циркуляцией воды и межпластовыми перетоками

Третья глава посвящена описанию исследований гелеобразующего состава на основе концентрата сиенитового алюмощелочного (КСАЩ) и соляной кислоты

Для разработки оптимальных технологий применения гелеобразующей композиции на основе КСАЩ и соляной кислоты на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им И М Губкина выполнен комплекс экспериментальных исследований по изучению

1 Влияния соотношения реагентов на реакцию гелеобразования, 2. Факторов влияющих на реакцию КСАЩ и HCl, время гелеобразования (в том числе в присутствии загустителя (КМЦ)), 3 Стабильности гелей в различных условиях,

В главе описывается исследование реакции гелеобразования при взаимодействии КСАЩ и HCl в различных условиях, а также факторов, влияющих на неё

Для подбора оптимальных концентраций КМЦ и размеров частиц КСАЩ была проведена серия экспериментов по изучению скорости осаждения КСАЩ в воде и растворах КМЦ различной вязкости

Изучение тампонирующих свойств гелеобразующего состава в пористой среде проводилось на фильтрационной установке высокого давления HP-CFS в лаборатории моделирования пластовых процессов РГУ нефти и газа им И М Губкина под руководством заведующего лабораторией Губанова В Б

Установка (рис 1) позволяет проводить эксперименты по изучению фильтрационных процессов на образцах кернов и насыпных моделях пористых сред при температурах до 150°С и давлении до 20 МПа

В главе приводится описание разработанной методики эксперимен гальной оценки тампонирующих свойств гелеобразующего

Рис. ]. Принципиальная схема экспериментальной установки НР-СГ5

поджимки с разделительными поршнями для подачи реагентов жидкостной термостат 4 модель пласта

система противодавления 6 нагревательный элемент прессы высокого давления (1БСО) сосуды с маслом для заполнения прессов газовые баллоны ) 3 пробоотборник

кернодержатель 15 манжета резиновая

образец керна 17 пресс для создания давления обжима

П1-ПЗ переключатели 18-20 сосуды высокого давления

В1-В29 вентили, М1-М4 манометры, ТО дифманометр

состава на основе КСАЩ и соляной кислоты, включая подготовительные этапы эксперимента

Параметры моделей подбирались по возможности с максимально близкими свойствами Для экспериментов были подготовлены специальные корпусы моделей из нержавеющей стали длиной 220 мм

Результаты всех экспериментов представлены в виде изменения фактора остаточного сопротивления (Roer) на различных стадиях экспериментов, который равен отношению коэффициентов подвижности воды до закачивания осадкообразующей композиции и стабильного его значения после воздействия

В первом эксперименте имитировалась раздельная закачка суспензии КСАЩ и HCl с последующим определением тампонирующих свойств гелеобразующей системы Закачка в модель суспензии КСАЩ в объеме, равном 0,5Vnop, привела к быстрому росту перепада давления до 4,0 МПа Рост давления объясняется образованием торцевой корки (кольматация) на входе в модель и закупоркой входных капилляров После промывки входных линий и фильтрации воды определили фактор остаточного сопротивления Roer для оценки степени тампонирования пористой среды (рис 2)

Снижение проницаемости пористой среды связано, главным образом, с образованием торцевой корки и присутствием раствора КМЦ в модели При последующей закачке HCl 24% в объеме 0,5Vni)p, наблюдалось нагревание модели на входе, что позволило сделать вывод о реагировании HCl с оставшимся объемом КСАЩ После выдержки модели на реакцию - 24 часа, определили Rue при различных скоростях фильтрации (рис 2) Разборка модели показала, что торцевая корка КСАЩ образовалась лишь на сетке-фильтре с очень незначительным проникновением в пористую среду Однако, несмотря на это, гель в пористой среде модели образовался Об эгом свидетельствует значительная величина Roer, а гакже окрашивание песка модели в ярко-желтый цвет (установлено при разборке модели), характерный для продуктов реакции КСАЩ и HCl

Эксперимент №1

Температура эксперимента 20*С Начальная проницаемость по воде -1,40 мш1

U 4

Закачка пластовой мды в прямом направлении

Закачка сусгмнсим

КСАЩа раствор«1 5% КМЦ

ЗадачиаНС) 24% выдержка 15 чвоо*

FIR * 200 см'/час

R„ =200

FIR = 200 ш/час

0 5 10 15 20 25

Относительный накопленный объ*м заначки, Ущ/Уп,

Рис 2 Изменение фактора сопротивления в процессе и после воздействия комплекса (20%-я суспензия КСАЩ на основе 1,5% раствора КМЦ + 24%-й

раствор НС1)

Несмотря на факт образования геля в пористой среде, вследствие быстрой кольматации модели и закупорки входных капилляров частицами КСАЩ, проведение дальнейших экспериментов по данной методике не представлялось целесообразным.

Для дальнейшего исследования механизма гелеобразования была разработана иная методика экспериментов.

Вследствие того, что ПЗС имеет развитую систему техногенных трещин, раскрывающихся при определенных репрессиях (исследования проводились на Лянторском НГКМ информационно-измерительными комплексами (ИИК) компании ЗАО «Стройком-Ойл»), было принято решение о проведении экспериментов с их учетом

После определения ФЕС исходной водонасыщенной модели производилась замена слоя песка на входе в модель на слой КСАЩ, определялся модели по отношению к исходной. Те слой КСАЩ

толщиной 20 мм на входе в модель имитировал трещину в ПЗС, затампонированную концентратом При фильтрации HCl через прослойку КСАЩ, в пористую среду попадают продукты их реакции (гель). После выдержки системы на реакцию - 24 часа определялся Roer модели Для определения тампонирующих свойств «чистого» геля (без прослойки КСАЩ) производилась выемка слоя КСАЩ с заменой его исходным песком, а для определения глубины проникновения геля производилась серия последовательных выемок загелированного песка и замена его исходным На каждом этапе производилось определение R«*

По данной методике были проведены два эксперимента Разница между ними состояла в том, что Roer на различных этапах после воздействия определялись в одном случае после обратной фильтрации воды, а в другом -после прямой Таким образом моделировалась обработка добывающей (эксперимент №2) и нагнетательной (эксперимент №3) скважин Исходные модели готовились по возможности с максимально близкими свойствами Эксперименты проводились при t=20 "С. Длина моделей равнялась 220 мм Для случая обратной фильтрации глубина выемок составила 20 мм, 50 мм (23%), 100 мм (45%), 150 мм (68%) и 180 мм (82%) А для случая прямой фильтрации - 20 мм, 50 мм (23%), 100 мм (45%) и 160 мм (73%)

На рис 3, 4 представлены результаты экспериментов №2 и №3, из которых видно, что на аналогичных этапах R«^ при обратной фильтрации выше, чем при прямой, в среднем, в 2 раза

В случае обратной фильтрации происходит некоторое уплотнение геля в пористой среде модели, это видно по характеру изменения текущих значений фактора остаточного сопротивления, а в случае прямой фильтрации происходит разуплотнение геля, что приводит к более высоким значениям Roer в случае обратной фильтрации После просушки песка последовательных выемок, можно было видеть характерную светло-желтую окраску песка, свидетельствующую о проникновении геля в пористую среду модели

Эксперимент №2

Температура эксперимента 20"С. Начальная проницаемость по воде - 0.72 мкмг

20 30 40 60 60

Относительный накопленный объем закачки, V^^/V^

Рис. 3. Изменение фактора сопротивления до и после воздействия комплекса (КСАЩ + HCl), обратная фильтрация

Эксперимент № 3

Температура эксперимента 20°С. Начальная проницаемость по воде - 0,638 мкм2

1 6

О 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 Относительный накопленный объем закачки, V^/V,^

Рис. 4. Изменение фактора сопротивления до и после воздействия комплекса (КСАЩ + HCl), прямая фильтрация

Как показывают последовательные выемки в обоих случаях, гель проник на глубину в среднем до 70% от длины модели

Для моделирования гелеобразования в условиях остаточной нефтенасыщенности и пластовой температуры был проведен эксперимент №4 Методика аналогична двум предыдущим опытам, но после определения ФЕС исходной водонасыщенной модели проводилось насыщение модели пласта дегазированной нефтью Лянторского НГКМ, определялись начальные нфтесодержание и водосодржание модели Затем нефть вытеснялась водой при 70 °С При этом определялся объем нефти вытесненный водой и коэффициент вытеснения Далее методика эксперимента совпадает с методикой экспериментов №2 и №3 Результаты представлены на рис 5

Эксперимент №5

Температура эксперимента 70"С Начальная проницаемость модели по воде - 0 638 мкм2

Относительным накопленный объдм закачки,

Рис 5 Изменение фактора сопротивления до и после воздействия комплекса

(КСАЩ+НС1)

Исследование влияния плис юной температуры на реакцию гелеобразования в Пластовых условиях проводилось как в нефтеиасыщснной, так и водонасыщенной модели Для этого корпус модели обматывался

нагревательной лентой Температура нагревания модели составляла 70 °С (средняя температура пластов АС<мо Лянторского НГКМ) В отличие от экспериментов, проводившихся при комнатной температуре, скорость гелеобразования в случае нагревания модели выше Этот вывод сделан, исходя из того, что фильтрация кислоты через модель на первом этапе эксперимента прекратилась. После увеличения перепада давления до 0,8 МПа, фильтрация восстановилась. Вероятно, вследствие более быстрого образования геля тампонирование происходит быстрее

Также в рамках изучения селективного и комплексного механизма воздействия на ПЗС были решены две задачи, связанные с моделированием обработки ПЗС Рассматривались

■ варианты селективной кислотной обработки трех изолированных пластов

эксплуатирующихя совместно • вариант селективной кислотной обработки слоистонеоднородного коллектора с одновременным тампонированием высокопроницаемых интервалов

Задачи решались на программном пакете Landmark VIP Полученные в ходе исследований результаты показали что селективные комплексные методы обработки ПЗС обладают преимуществом по сравнению с обычными обработками Это позволило обоснованно разрабатывать промышленную технологию водоизоляционных работ

В четвертой главе описываются промысловые испытания гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты Первые работы были начаты в марте 2003 года на Лянторском НГКМ силами бригад капитального ремонта скважин (КРС) экспедиции № 1 КРС ЗАО «Нефтестройсервис»

Основной целью промысловых испытаний состава на основе КСАЩ и соляной кислоты являлось определение оптимальных условий применения композиции

На начальной стадии испытаний велась закачка незагущенного КСАЩ товарного помола Первые обработки в 2003 г. показали, что при закачке КСАЩ происходит преждевременное осаждение частиц твердой фазы Этот факт был установлен при обработке нагнетательной скважины №7250 куст 598 Лянторского НГКМ Стало очевидно, что гравитационное осаждение частиц в процессе доставки КСАЩ к воронке НКТ необходимо учитывать, в противном случае, при последующей закачке кислоты гель может образоваться непосредственно в скважине В третьей главе данной работы описаны исследования осаждения частиц КСАЩ различного помола в средах различной вязкости Применение вязкого агента носителя и КСАЩ более мелкого помола началось с закачки гелеобразующей композиции на нагнетательной скважине №3382 куст413 в период с 11.06 2005 по 22 06 2005 г после проведения соответствующих лабораторных исследований

Обобщив опыт первых обработок ПЗС данным гелеобразующим составом, было принято решение о закачке композиции порционно, объем одной порции каждого компонента рекомендован в 2 м3 Нагнетательная скважина должна иметь приемистость не менее 350 м3/сут при Ру=10 МПа, а добывающая скважина - не менее 300 м3/сут при том же давлении

Приготовление компонентов композиции осуществлялось непосредственно на устье скважины (рис 6)

Для приготовления суспензии КСАЩ в смесительную емкость (2) набирается промысловая вода Агрегат ЦА-320, обвязанный с емкостью (2), осуществляет непрерывную циркуляцию воды по схеме ЦА-320 - струйный насос (5) - смесительная емкость (2) Посредством струйного насоса (5) в поток вводится КМЦ для приготовления раствора заданной концентрации Затем в поток вводится КСАЩ Как установлено лабораюрными исследованиями, для предотвращения преждевременного осаждения рекомендованный размер частиц КСАЩ не должен превышать 0,14 мм

г\

тЩг

о

Рис 6 Схема размещения спецтехники при приготовлении и закачке в скважину гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты 1 - ЦА-320,2 - смесительная емкость, 3 - кислотный агрегат УНЦ, 4 -КСАЩ и КМЦ, 5 - струйный насос

Полученная суспензия перемешивается до получения гомогенного состава, после чего, при непрерывном перемешивании первым агрегатом ЦА-320, суспензия КСАЩ посредством второго агрегата доставляется до воронки НКТ, после чего осуществляется её продавка в пласт (интервал негерметичности) Давление на устье при этом не должно превышать допустимое давление опрессовки эксплуатационной колонны (ЭК) Закачку суспензии КСАЩ следует вести порционно до роста давления

Далее посредством кислотного агрегата УНЦ (3), в НКТ закачивается раствор НС! с буферными оторочками раствора КМЦ Далее посредством второго агрегата ЦА-320 оторочка кислоты доводится до воронки НКТ и осуществляется продавка в пласт (интервал негерметичности) всего объема кислоты с учетом буферных оторочек

После закачки всех компонентов гелеобразующего состава, устье скважины перекрывается, скважину останавливают на время, необходимое для гелеобразования в пластовых условиях (4-6 часов) После выдержки на

реакцию, производится промывка скважины и комплекс геофизических работ с целью определения эффективности проведенной обработки

Описанная в работе смесительная емкость специальной конструкции (2) была разработана в процессе промысловых испытаний и позволяет готовить гомогенные суспензии КСАЩ как на водной основе, так и на основе растворов КМЦ

На основе проведенных лабораторных, теоретических и промышленных исследований автором разработаны.

■ «Технологическая инструкция на проведение ремонтно-изоляционных работ на скважинах Лянторского НГКМ с использованием гелеобразующего состава на основе продуктов реакции концентрата сиенитового алюмощелочного (КСАЩ) и соляной кислоты с применением вязкого агента носителя», • «Технологическая инструкция на проведение ремонтно-изоляционных работ на скважинах Лянторского НГКМ с использованием гелеобразующего состава на основе продуктов реакции КСАЩ и соляной кислоты»

Оба документа прошли согласования на технических советах ПК ЗАО «Нефтестройсервис» и утверждены руководством компании

За период с 2003 года на Лянторском НГКМ гелеобразующим составом на основе КСАЩ и соляной кислоты было обработано 75 скважин (59 нагнетательных, 16 добывающих) Из них в 2003 году - 15 скважин (9 нагнетательных, 6 добывающих) В 2004 году - 33 скважины (27 нагнетательных, 6 добывающих) В 2005 году - 18 скважин (14 нагнетательных, 4 добывающих) В 2006 году - 9 нагнетательных скважин

По итогам работ за 2003 год в НГДУ «Лянторнефть» был выполнен анализ эффективности применения гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты при проведении РИР Технология применялась при проведении РИР в 9 нагнетательных и 6 добывающих скважинах В нагнетательных скважинах положительный результат получен в 5 скважинах

(успешность 56 %), в добывающих - в 5 скважинах (успешность 83 %) Средний дебит одной добывающей скважины увеличился с 1,5 до 4,8 т/сут, дополнительная добыча нефти составила 3344 тонны В результате руководством НГДУ принято решение о продолжении работ для более точного установления области применения данной технологии на месторождениях НГДУ «Лянторнефть»

По итогам работ в 2004 году с применением данной технологии в НГДУ «Лянторнефть» также был проведен анализ эффективности Проведены РИР в 27 нагнетательных скважинах, из них по 25 скважинам получен положительный результат Аналогично получен положительный результат в 4 добывающих скважинах из 6 обработанных Успешность применения гелеобразующего состава в нагнетательных скважинах составила 92,6 % Достигнуто планируемое снижение приемистости нагнетательных скважин, средняя приемистость скважины снизилась с 322,7 до 300,2 м3/сут (с учетом результатов 2003 года) Средняя продолжительность эффекта по нагнетательным скважинам составила 219 суток. Успешность применения состава в добывающих скважинах составила 67 % Средний дебит скважины увеличился с 1,7 до 5,4 т/сут, дополнительная добыча составила 858 тонн/скв.

По результатам 2003-2004 гг проведено сравнение эффективности применения гелеобразующей композиции на основе КСАЩ и HCl с эффективностью применения других реагентов для РИР заколонной циркуляции воды (ЗЦВ) Сравнение показало более высокую эффективность гелеобразующей композиции на основе КСАЩ и HCl при выполнении РИР ЗЦВ Получены более высокие приросты дебитов нефти (3,7 т/сут) по сравнению с другими реагентами (2 т/сут)

Средняя продолжительность ремонта с использованием данной технологии по добывающим (нагнетательным) скважинам 20 сут (13 сут) значительно меньше средней продолжительности РИР ЗЦВ с применением других реагентов 26 сут и 19 сут соответственно. При этом средняя

стоимость 1 ремонта с применением КСАЩ меньше средней стоимости РИР ЗЦВ (другие реагенты) ориентировочно на 300 тыс руб

В 2005 и 2006 годах оценка эффективности работ, связанных с закачкой гелеобразующего состава, в НГДУ «Лянторнефть» не проводилась, вследствие принятия положительного решения о применении данной технологии на скважинах Лянторского НГКМ по результатам работ в 20032004 гг Однако по результатам геофизических исследований, проводившихся по окончании закачек, установлена высокая эффективность применения данной технологии

В этой же главе в качестве примеров успешного применения гелеобразующего состава на основе продуктов реакции КСАЩ и соляной кислоты описаны промысловые испытания композиции на примере нагнетательных скважин №5210, №3555 и добывающей скважины №4779 Лянторского НГКМ

Как показывают данные примеры, гелеобразующий состав на основе продуктов реакции КСАЩ и соляной кислоты хорошо зарекомендовал себя при ликвидации заколонных перетоков Также по результатам заключений геофизики можно сделать вывод об эффективности его применения для селективного и комплексного управления фильтрационными свойствами Г13С, что наглядно подтверждается результатами многочисленных обработок, в частности, на примере скважин №3555 (нагнетательная) и №4779 (добывающая)

Технология обработки ПЗС гелеобразующим составом на основе КСАЩ и НС1 успешно применяется при проведении РИР на скважинах Ляшорскою НГКМ и является перспективным методом селективного и комплексного воздейавия на ПЗС

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1 Проведён анализ методов повышения коэффициентов охвата и вытеснения, применяемых в настоящее время, а также анализ текущего состояния скважин на Лянторском месторождении, •

2. Исследована реакция гелеобразования при взаимодействии КСАЩ и HCl, подобраны оптимальные соотношения компонентов реакции, изучены факторы влияющие на реакцию гелеобразования и свойства геля, в том числе присутствие загустителя,

3. Предложена методика и проведена серия фильтрационных экспериментов с целью определения и сравнения тампонирующих свойств гелеобразующей композиции на основе КСАЩ и соляной кислоты на модели трещинно-пористого коллектора в различных условиях,

4 По результатам математического моделирования процессов воздействия на ПЗС установлено, что селективные и комплексные методы изменения фильтрационных свойств ПЗС обладают преимуществом по сравнению с обычными технологиями,

S. Разработана новая технология комплексного и селективного воздействия на ПЗС Проведен комплекс промышленных испытаний и оптимизации разработанной технологии Область эффективного применения композиции - ликвидация заколонной циркуляции воды, перетоков в околоскважинной зоне, обработка ПЗС с целью выравнивания профиля приемистости/притока Основные объекты применения данной технологии - нагнетательные скважины с приемистостью до 550 м3/сут,

6 Обработка ПЗС данным составом носит селективный и комплексный характер селективное тампонирование высокопроницаемых интервалов с одновременной (в рамках одного воздействия) интенсификацией притока/приемистости низкопроницаемых интервалов, что подтверждается данными геофизических исследований,

7. По результатам испытаний на скважинах Лянторского НГКМ технология комплексного селективного воздействия на ПЗС рекомендована для проведения РИР в НГДУ «Лянторнефть» Результатом промышленных испытаний стала разработка технологических инструкций на проведение РИР с использованием гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих

публикациях:

1 Мищенко И Т, Сидоров А В, Губанов В Б Лабораторные исследования тампонирующих свойств гелеобразующей композиции на основе концентрата сиенитового алюмощелочного // Нефть, газ и бизнес -2006 -№12 -с 74-78

2 Белов В В , Чикин А Е, Сидоров А В Мониторинг технологических операций как направление совершенствования методов воздействия на нефтяные пласты Тр ВНИИнефти - Вып 135 - Москва, 2006 - с 3364

3 Мищенко И Т, Сидоров А В Промысловые испытания гелеобразующего состава на основе концентрата сиенитового алюмощелочного (КСАЩ) и соляной кислоты // Нефть, газ и бизнес - 2007 - №7 - с 67-72

Подписано в печать & ОЧ. 0<? Объем

Заказ Мб

119991, Москва, Ленинский просп ,65 Отдел оперативной полиграфйи РГУ нефти и газа им ИМ Губкина

Формат 60x90/16 Тираж (00

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сидоров, Андрей Валерьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. НОВЫЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ И ИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ.

1.1. Развитие новых МУН в России.

1.2. Методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.

1.2.1. Применение водорастворимых ПАВ [3, 18, 22, 24, 27, 28, 29, 30, 31, 32].

1.2.2. Применение НПАВ в композиции с ингибиторами химической деструкции [34,

35,36j:.:.:.:.:.

1.2.3. Применение малорастворимых ПАВ [18].

1.2.4. Композиции углеводородов и ПАВ СНПХ-9630 и СНПХ-9633 [37, 38, 39].

1.2.5. Мицеллярные растворы (MP).

1.3. Методы, основанные на увеличении коэффициента охвата пласта воздействием.

1.3.1. Применение полимеров.

1.3.2. Применение эфиров целлюлозы.

1.3.3. Применение волокнисто-дисперсной системы (ВДС).

1.3.4. Применение гелеобразующей композиции на основе силиката натрия.

1.3.5. Технология увеличения нефтеотдачи пластов с применением вязкоупругой системы на основе ПАА.

1.4. Методы, основанные на комплексном воздействии на залежь.

1.4.1. Совместное применение полиакриламида и НПАВ.

1.4.2. Силикатно-щелочное заводнение (СЩЗ).

1.4.3. Применение биополимеров и биоПАВ.

1.4.4. Щелочно-полимериые композиции.

1.4.5. Внутрипластовая генерация систем с регулируемой вязкостью и щелочностью (ИХН-КА, загущенная ИХН-КА, ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ).

2. КРАТКАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ОСОБЕННОСТЯХ ЛЯНТОРСКОГО НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1. Геолого-физическая характеристика залежи Лянторского месторождения [59, 60,

2.2. Характеристика проницаемости пород-коллекторов [62, 63].

2.3. Физико-химические свойства пластовых флюидов залежи Лянторского месторождения.

2.3.1. Физико-химические свойства пластовых вод.

2.3.2. Физико-химические свойства нефти и изменение их в процессе разработки.

2.3.3. Физико-химические свойства нефтяного газа.

2.4 Состояние разработки Лянторского месторождения [63].

2.4.1. Состояние разработки пласта АСд.

2.4.2. Состояние разработки пласта АСю.

2.4.3. Состояние разработки пласта ACj j.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕГО СОСТАВА НА ОСНОВЕ КОНЦЕНТРАТА СИЕНИТОВОГО АЛЮМОЩЕЛОЧНОГО (КСАЩ) И СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ.!.

3.1. Спецификация и минералогический состав КСАЩ.

3.2. Экспериментальные исследования. Подбор оптимальной концентрации КСАЩ и НС1. Влияние на процесс гелеобразования температуры и времени перемешивания композиции.

3.3. Влияние температуры и воды различной плотности на прочностные свойства геля.

3.4. Изучение процесса гелеобразования в пористой среде под действием гравитационных сил.

3.5. Гранулометрический анализ частиц КСАЩ различного помола.

3.6. Исследование скорости осаждения частиц КСАЩ различного помола в воде и растворах КМЦ различной концентрации.

3.7. Изучение тампонирующих свойств геля на основе КСАЩ и соляной кислоты на фильтрационной установке высокого давления.

3.7.1. Описание и принцип работы фильтрационной установки.

3.7.2. Подготовка модели пласта к фильтрационным исследованиям.

3.7.3. Определение проницаемости модели пласта по газу.

3.7.4. Определение проницаемости модели пласта по воде.

3.7.5. Определение порового объема и пористости модели пласта.

3.7. б. Насыщение модели пласта моделью нефти и определение начальной водонасыще'нности.

3.7.7. Создание остаточной нефтенасыщенности и определение коэффициента вытеснения модели нефти водой.

3.8. Лабораторные исследования механизма гелеобразования в пористой среде.

3.8.1. Подготовка моделей пласта и определение их параметров.

3.8.2. Исследование тампонирующих свойств гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты в водонасыщенных моделях пласта.

3.8.3. Исследование тампонирующих свойств гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты в модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью.

3.8.4. Исследование влияния пластовой температуры на реакцию гелеобразования.

3.9. Разработка рекомендаций по изменению проницаемости призабойной зоны скважин

3.9.1. Описание исходных данных.Л.

3.9.2. Физико-химические свойства пластовой дегазированной нефти, нефтяного газа.

3.9.3. Физико-химические свойства пластовой воды.

3.9.4. Геолого-промысловая характеристика залеэ/си.

3.9.5. Структура методики и алгоритм проведения рассчетов.

3.9.6. Результаты многовариантных расчетов.

4. ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕГО СОСТАВА НА ОСНОВЕ КОНЦЕНТРАТА СИЕНИТОВОГО АЛЮМОЩЕЛОЧНОГО (КСАЩ) И СОЛЯНОЙ КИСЛОТЫ.

4.1. Определение оптимального объема закачки и подбор скважин при испытании предлагаемого гелеобразующего состава.

4.2. Разработка техники и технологии обработки прискважинной зоны пласта гелеобразующим составом на основе реакции КСАЩ и соляной кислоты с применением вязкого агента - носителя.

4.2.1. Применяемая техника, схема ее размещения и обвязки устья скважины.

4.2.2 '. Технология приготовления и закачки в пласт компонентов гелеобразующей композиции на основе КСАЩ и соляной кислоты.

4.2.3. Разработка смесительной емкости специальной конструкции.

4.2.4. Возмоэюные осложнения при закачке гелеобразующей композиции и способы га устранения.

4.2.5. Разработка нормативных документов на проведение ОПЗ гелеобразующим составом на основе КСАЩ и соляной кислоты.

4.3. Промысловые исследования технологии на Лянторском НГКМ.

4.3.1. Оценка эффективности проведенных работ.

4.3.2. Анализ причин неуспешных обработок.

4.3.3. Промысловые испытания гелеобразующего состава на примере нагнетательных скважин №5210, №3555 и добывающей скважины №4779 Лянторского НГКМ.

4.3.4. Перспективы оптимизации технологии селективного воздействия наПЗС гелеобразующим составом на основе КСАЩ и соляной кислоты.

ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Управление приемистостью скважин при ремонтно-изоляционных работах"

Проблема обводненности добываемой нефти растет по мере выработки основных запасов разрабатываемого месторождения и неразрывно связана с рентабельностью их эксплуатации [1, 2]. На сегодняшний день существует обширный комплекс разработанных и апробированных методов [3-7] и технологий [8-14], позволяющий достаточно эффективно решать данную проблему. Наряду с этим любая, даже самая современная, технология имеет ряд ограничений, связанных с областью применения, продолжительностью работ, стоимостью реагентов, сложностью технологического процесса, а также технологической эффективностью. Проблема обводнения продукции также связана с техническим состоянием скважин, в первую очередь, негерметичностью цементного камня, что ведет к росту доли воды в извлекаемой продукции вследствие ее перетоков из обводненных интервалов. В случае нагнетания воды это приводит к снижению коэффициента охвата пласта за счёт перетока воды- по заколонному пространству в обводненные высокопроницаемые интервалы. Неудовлетворительное техническое состояние скважины способно значительно снизить (свести на нет) технико-экономическую эффективность реализуемых в ней технологий повышения нефтеотдачи (водоизоляции).

Отсюда не вызывает сомнения актуальность работ, направленных на селективное воздействие на пласт с целью увеличения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата пласта воздействием, связанных с улучшением технического состояния скважин, ликвидацией заколонной циркуляции, воды и межпластовых перетоков, а также ликвидация-перетоков в околоскважинной зоне:

Следует отметить, что применяемые сегодня методы и технологии по-своему воздействию на пласт носят односторонний характер - как правило, снижают проницаемость высокопроницаемых интервалов. Предлагаемая в диссертации технология воздействия на призабойную зону скважины (ПЗС) новым гелеобразующим составом на основе концентрата сиенитового алюмощелочного (КСАЩ) и соляной кислоты позволяет проводить воздействие на ПЗС не только селективно, но и комплексно, т.е. в-рамках одного воздействия происходит селективное тампонирование высокопроницаемых интервалов с одновременной интенсификацией притока/приёмистости низкопроницаемых интервалов. Кроме того, КСАЩ, являясь побочным продуктом металлургического производства, обладает достаточно низкой себестоимостью, что значительно снижает стоимость проводимых работ.

В этой связи необходима разработка новых, универсальных, более совершенных, малозатратных технологий воздействия на пласт с целью снижения обводненности добываемой продукции и увеличения нефтеотдачи пласта. Отсюда целью диссертационной работы стала разработка технологии комплексного селективного воздействия на призабойную зону скважины с целью выравнивания профилей притока, приемистости добывающих и нагнетательных скважин, а также ликвидации циркуляции " воды в заколонном пространстве и межпластовых перетоков в околоскважинной зоне.

При этом основными задачи исследований являлись: анализ методов повышения коэффициентов охвата и вытеснения, применяемых в настоящее время, изучение механизма реакции гелеобразования при взаимодействии КСАЩ и соляной кислоты, изучение факторов влияющих на реакцию и свойства геля, изучение тампонирующих свойств гелеобразующего состава на фильтрационной установке высокого давления в различных термобарических условиях, сравнение эффектов одностороннего по характеру (кислотная, обработка ПЗС) и комплексного (одновременное тампонирование высокопроницаемых и кислотная. обработка низкопроницаемых пропластков) воздействий на математической модели пласта, разработка технологии водоизоляции с применением гелеобразующей композиции на основе КСАЩ и соляной кислоты, её (технологии) промышленное исследование и оптимизация на скважинах

Лянторского месторождения, разработка технологических инструкций на проведение обработок ПЗС с применением гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты.

Научная новизна работы состоит в том, что для воздействия на ПЗС предложен новый гелеобразующий состав на основе реагента КСАЩ и соляной кислоты, экспериментально исследован механизм реакции гелеобразования при реакции КСАЩ и соляной кислоты,, в том числе в присутствии загустителя, подобраны оптимальные концентрации реагентов, изучено влияние различных факторов на реакцию и прочностные свойства геля, предложена методика и выполнен цикл фильтрационных исследований тампонирующих свойств гелеобразующей композиции, экспериментально исследован механизм воздействия на продуктивный пласт в условиях остаточной водо- и нефтенасыщенности, создана новая технология обработки ПЗС, позволяющая воздействовать на пласт не только селективно, но и комплексно. г

Практическая ценность работы заключается в том,' что предложенный реагент, являясь побочным продуктом металлургического производства, способен снизить стоимость технологической операции по сравнению с аналогичными воздействиями, разработана рецептура приготовления гелеобразующего состава на основе КСАЩ и соляной кислоты, разработана технология раздельной закачки в скважину компонентов гелеобразующей композиции, позволяющая значительно сократить время технологической операции, разработанная технология воздействия на ПЗС носит селективный и комплексный характер воздействия, что также способствует снижению времени и стоимости технологической операции.

Теоретическая основа . разработанной технологии проверена сопоставлениями с результатами лабораторных исследований и математического моделирования. Результаты промыслового применения подтверждены промыслово-геофизическими (ГИС) и гидродинамическими (ГДИС) исследованиями, сопоставлением прогнозных и фактических показателей эксплуатации скважин после воздействия.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Сидоров, Андрей Валерьевич

ВЫВОДЫ

1. Подобраны оптимальные концентрации компонентов: КСАЩ и соляной кислоты. С ростом концентрации кислоты прочностные свойства геля возрастают.

2. Гели устойчивы к повышенным температурам (90 °С) и к воде различной минерализации. Интенсивное перемешивание компонентов- приводит к практически моментальному образованию геля.

3. Изучено влияние размера частиц КСАЩ на свойства геля, в присутствие КМЦ: чем меньше размер частиц, тем лучше прочностные свойства геля. Подобраны оптимальные соотношения размеров частиц, и концентраций растворов.

4. В процессе фильтрационных экспериментов в различных термобарических условиях установлено: гель образуется в пористой среде водо- и нефтенасыщенных моделей и обладает хорошим тампонирующим эффектом.

5. Математическое моделирование процессов воздействия на ПЗС показало, что селективные и комплексные методы изменения1 фильтрационных свойств ПЗС обладают преимуществом по равнению с обычными технологиями.

6. При воздействии гелеобразующего состава на пористую-среду в случае раздельной доставки тампонирующий эффект достигается двумя путями: кольматация и тампонирование пористой среды частицами КСАЩ и при фильтрации кислоты через прослойки КСАЩ осуществляется задавка продуктов реакции в пористую среду с последующим образованием, в ней геля.

7. Область эффективного применения композиции - ликвидация заколонной циркуляции воды, перетоков, обработка ПЗС с целью выравнивания профиля приёмистости/притока. Основные объекты применения* данной технологии — нагнетательные скважины с приемистостью-до 550 м /сут.

8. Обработка ПЗС данным составом носит селективный и комплексный характер: в рамках одного воздействия' происходит селективное тампонирование высокопроницаемых интервалов с одновременной интенсификацией притока в низкопроницаемых интервалах, что подтверждается данными геофизики.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сидоров, Андрей Валерьевич, Москва

1. Щелкачев В.Н. Сравнительный анализ нефтедобычи и разработки нефтяных месторождений по странам мира. М.: ВНИИОЭНГ, - 1996-120с.

2. Повышение нефтеотдачи пластов важнейшая задача научно-технического прогресса в добыче нефти // Нефтяное хозяйство. -1997. -№7. -с.2-5/ Е.Н. Сафонов.

3. Сургучев M.JL, Горбунов А.Т., Забродин Д.И. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. -с.347.

4. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении М.: Недра, 1973. с. 192.

5. Алмаев Р.Х. Научные основы и практика применения водоизолирующих нефтевытесняюгцих химреагентов на обводненных месторождениях. / Докторская диссертация. М.:ВНИИ им ак. А.П. Крылова, 1994.

6. Маляренко А.И., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири. ВНИИОЭНГ. Сер. "Нефтепромысловое дело". 1987. -Вып. 1, с.ЗЗ.

7. Сидоров И.А., Поддубный Ю.А. и др. Физико-химическме методы увеличения охвата пластов заводнением за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ. 1982 - С.35.

8. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» / В.Ф.Седач, В.П. Сонич, В.А. Мишарин и др. // Интервал. 2001. - 10(33). - С. 14-23.

9. Результаты применения новейших методов увеличения нефтеотдачи пластов на девонских залежах Ромашкинского месторождения /

10. Р.Х.Муслимов, Э.О. Сулейманов, В.В. Землянский, Э.Т. Юлгушев // Интервал. 2002. - № 3. - С. 21-25.

11. Сафонов Е.Н., Лозин Е.В., Гарифуллин А.Ш. Современное состояние повышения нефтеотдачи пластов в АНК «Баш-нефть» // Интервал. 2003. - № 6-7. -С. 66-68. i,•с

12. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитыхполимерных систем с целью повышения эффективности воздействия напласт / А. Телин, М. Хлебникова, В. Сингизова и др., // Вестник инжинирингового центра. 2002. - № 4. - С. 41-44.

13. Каталог 2001. Технология в масштабах России. М.: «Роснефть», 2001. -148 с.

14. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. 639с.

15. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КУГК-р, 1997. - 351 с.

16. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалеев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. -М.: ВНИИОЭНГ. 1995: -Т. П. -286 с.

17. Дияшев Р.Н. Современная разработка нефтяных пластов. М.: Недра, 1984.-207 с.

18. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979. - 254 с.

19. Применение полимеров в добыче нефти / Е.И. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин и др. М.: Недра, 1978. - С. 213.

20. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ / Г.А. Бабалян, А.Б. Тумасян, Б.И. Леви и др. М.\ Недра; 1983-216 с.

21. Сургучев МЛ., Швецов В.А., Сурина B:Bf. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1977." - 120 с.

22. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 235 с.

23. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Галеев, Э:И. Сулейманови др. // Нефтяное хозяйство. -1995: № 42. - С. 26-34.

24. Повышение продуктивности и реанимация скважин с применением виброволнового воздействия / В.П. Дыбленко, Р.Н. Камалов, Р.Я.

25. Шарифуллин и др. Mi: Недра, 2000. - 381 с. .

26. Газизов А.Ш:, Галактионова АА., Газизов АА. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи пластов //Нефтяное хозяйство. -1998. -№ 2. -С. 12-14.

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

28. Пат. РФ № 2039224, МКИ Е 21В 43/22. Способ разработки обводненной* нефтяной залежи с неоднородными- по проницаемости пластами / Л.А. Галактионова, А.Ш. Газизов; А\А. Газизов и.др. (РФ) № 5061009 / Заявлено* 15.07.1992; Опубл. 09.07.95, Бюл. № 19:

29. Пат. РФ № 2042031, МКИ Е 21В 43/22. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта / А.Ш. Газизов, А.А. Газизов, (РФ) № 15061008 / Заявлено 15.07.1992; Опубл. 20.08.95, Бюл. № 23.

30. Сафонов Е.Н1., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. -247 с.

31. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Изд-во «Мониторинг», 1996. -288 с.

32. Ганиев Р.Р* Технология повышения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ // Нефтепромысловое дело. 1994. - №. 5. - С. 8-10.

33. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи'пластов физико-химическими методами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998. - 394 с.

34. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения / К.С. Баймухаметов, К.Х. Гайнуллин, А.Ш. Сыртланов, Э.М. Тимашев. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 368 с.

35. Фахретдинов Р.Н., Нигматуллина Р.Ф. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче. — Уфа: Гилем, 1996. 193 с.

36. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритоков добывающих скважин / О.Б. Собанова, Г.Б. Фридман, Ю.Н. Арефьев и др. // Нефтепромысловое дело. 1995.- № 2-3. - С. 34-37.

37. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Федорова ИЛ. Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 2. - С. 35-38.

38. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Федорова ИЛ: Применение углеводородных композиций ПАВ для увеличения добычи нефти из обводнившихся пластов // Нефтяное хозяйство. 2000. - № 11. - С. 20-23.

39. Сургучев М.Л., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной'нефти в заводненных пластах // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 9.-С. 31-36.

40. Муслимов Р.Х. Основные итоги и перспективы дальнейшего применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях

41. Швецов В;, Бакаев Г., Кабо В. Состояние и перспективы применения; полимерного воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 4. - С. 37-41.

42. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.*: Недра, 1992. - 270 с.

43. Хисамов Р:С. Анализ добычи жидкости на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 1. - С. 52-54.

44. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтеизвлечения / Г.В. Березин, А.Т. Горбунов, И.А. Швецов // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 7. - С. 27-29.

45. Голубева П.А., Алмаев Р.Х., Зельдина С.З. Стабилизация полиакриламида в агрессивных средах. М: Нефть и газ, 1992. - С. 45е- 52.

46. Повышение нефтеотдачи системами, генерирующими в пласте, гель и С02 при тепловом воздействии / JI.K. Алтунина, А.А. Боксерман, В.А. Кувшинов и др. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 4. - С. 45 - 49.

47. Повышение нефтеотдачи путем внутрипластовой генерации систем с регулируемыми вязкостью и щелочностью / JI.K. Алтунина, В.А. Кувшинов, А.А. Боксерман- и др.1 // Ежегодник^ ВНИИнефть. М.: Всерос. нефтегаз. научн.-исслед. ин-т, 1997. - С. 222-236.

48. Увеличение нефтеотдачи-пластов Западной'Сибири композициями ИХН СО АН СССР / JI.K. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.Ф. Ефремов' и др: // Современные методы увеличения нефтеотдачи-пластов. М.: Наука, 1992. -С. 121-124.

49. Гавура В.Е., Васильев И.П., Исайчев В.В. и др. Применение методов увеличения нефтеотдачи на крупных месторождениях Западной Сибири.

50. Сборник трудов; Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. М., 1997.

51. Тимчук А.С., Макаров А.В., Титова А.В. и др. Оценка технологичности запасов: нефти (на примере Лянторского месторождения): Сборник трудов. Разработка и эксплуатация! нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири; Тюмень, 1999:

52. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России; Под редакцией Гавуры В.Е. - М. ОАО «ВНИИОЭНГ», 1996.

53. Медведев Н.Я., Фурсов А.Я. Геотехнология» в разработке газонефтяных залежей. М.: Недра, 1991.

54. Годовой отчет, по разработке месторождения Лянтор. ОАО «Лянторнефть». Сургут, - 2000; Ф

55. Алмаев P. X., Рахимкулов И. X., Асмоловский; В; С. и др. Силикат-но-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 9. - С. 22^-26;

56. Хлебников В. Н., Ленченкова Л. Е. Гелеобразующие композиции для нефтедобычи // Башкирский химический журнал, АН РБ. 1997. -Т. 4.-№1.

57. Айлер Р. Химия кремнезема. М.: Мир, 1982. С. 810.

58. Балакин В.В., Губанов В.Б., Соболев К.А. Экспериментальные исследования эффективности довытеснения нефти раствором биополимера (продукт БП-92) в зависимости от свойств нефти. // Нефтепромысловое дело. 2004. - №8.1