Увеличение степени нефтеизвлечения полимерными и эмульсионными составами при заводнении пластов

Береговой, Антон Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Увеличение степени нефтеизвлечения полимерными и эмульсионными составами при заводнении пластов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Увеличение степени нефтеизвлечения полимерными и эмульсионными составами при заводнении пластов"

БЕРЕГОВОЙ АНТОН НИКОЛАЕВИЧ

УВЕЛИЧЕНИЕ СТЕПЕНИ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ПОЛИМЕРНЫМИ И ЭМУЛЬСИОННЫМИ СОСТАВАМИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

0 3 0-3 2011

Бугульма-2010

4853694

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО "Татнефть" им. В. Д. Шашина.

Научный руководитель доктор технических наук, академик АН РТ

Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Мусабиров Мунавир Хадеевич кандидат технических наук Давлетшина Люция Фаритовна

Ведущее предприятие: Альметьевск™ государственный нефтяной

институт

Защита состоится 03 февраля 2011 в 15°° на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан 23 декабря 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного со кандидат технических наук

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Одним из основных способов повышения эффективности разработки нефтяных месторождений России является применение химических методов увеличения охвата пластов заводнением.

Несмотря на большое количество апробированных способов и химических композиций, высокую технологическую и экономическую эффективность показали только несколько видов технологий: полимерные системы, суспензии, ряд осадко-гелеобразующих составов и эмульсионные композиции.

Каждый способ (состав) при применении наряду с достоинствами обладает и определёнными недостатками:

- глинизированные суспензии: высокая вероятность необратимой потери коллекторских свойств нефтесодержащих пластов в связи с кольматацией порового пространства глинистыми частицами;

-составы на основе полиакриламидов: длительное растворение полимера в воде, высокая стоимость реагента, подверженность механической, термоокислительной и солевой деструкциям;

- составы на основе биополимеров: высокая стоимость реагента, низкая прочность гелей, сезонность реализации;

-эмульсионные системы: многокомпонентность. Кроме того, использование, как правило, в качестве дисперсионной среды - "легких" углеводородных растворителей, требует повышенных мер безопасности.

В этой связи научное обоснование и развитие новых способов повышения эффективности технологических процессов путем совершенствования и модификации химических композиций, направленных на увеличение охвата пластов заводнением, а значит и увеличение нефтеизвлечения, является сегодня весьма актуальной научно-технической и прикладной задачей в нефтедобывающей отрасли. (

Цель работы. Увеличение нефтеизвлечения из заводненных неоднородных пластов месторождений Татарстана путём создания технологических процессов повышения охвата пластов заводнением на основе использования новых полимерных и эмульсионных композиций.

Основные задачи исследований:

1 Анализ и обобщение результатов теоретических и экспериментальных исследований в области применения полимерных и эмульсионных композиций для увеличения нефтеизвлечения; определение наиболее перспективных реагентов и возможностей их использования для создания технологических процессов увеличения охвата пластов заводнением.

2 Разработка новых композиций химических реагентов, предназначенных для увеличения охвата пластов заводнением, оптимизация их физико-химических свойств и параметров с учетом конкретных геолого-физических условий разработки месторождений.

3 Изучение закономерностей изменения фильтрационных и нефтевытесняющих параметров новых полимерных и эмульсионных составов на моделях пласта в зависимости от проницаемости пористых сред.

4 Разработка и промысловые испытания технологических процессов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов с использованием новых композиций химических реагентов.

Методика исследований. Решение поставленных задач основано на анализе и обобщении результатов теоретических и экспериментальных работ в области применения полимерных композиций и эмульсионных систем, а также путем проведения экспериментов на основе физического моделирования, лабораторных и промысловых исследований и использования статистических методов обработки данных.

Научная новизна диссертационной работы:

1 Разработаны гелевые сшитые системы на основе гуаровой камеди (полисахарида растительного происхождения) для увеличения охвата

неоднородных пластов заводнением с научно обоснованными оптимальными концентрациями ингредиентов:

- гуаровой камеди от 0,3 % до 0,5 % масс.;

- индукторов гелеобразования: оксида цинка от 0,03 % до 0,06 % масс, в минерализованной воде плотностью от 1050 до 1190 кг/м3 или оксида магния от 0,02 % до 0,05 % масс, в воде плотностью от 1000 до 1190 кг/м3 и ацетата хрома от 0,04 % до 0,1 % об.;

- бактерицида - формалина или СНПХ-1200 от 0,2 % до 0,3 % об.

2 Экспериментальными исследованиями растворов и гелевых систем гуаровой камеди на образцах естественного терригенного керна установлено, что значениям фактора сопротивления (ФС), остаточного фактора сопротивления (ОФС) и фактора кольматации, обеспечивающим увеличение охвата неоднородных пластов заводнением, соответствует диапазон проницаемости керна по воздуху от 0,07 до 0,950 мкм2. Показано, что при тестировании гелеобразующих композиций в диапазоне проницаемости кернов по воздуху от 0,27 до 0,950 мкм2 ФС достигает величины - 51,8, а ОФС - 217.

3 Экспериментально установлены пределы агрегативной устойчивости гидрофобных эмульсионных композиций, предназначенных для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением в зависимости от концентрации ПАВ - эмульгатора "Атрен" в нефтяной дисперсионной среде (девонской нефти) и плотности водной дисперсной фазы. Показано, что с увеличением плотности дисперсной фазы - воды хлоркальциевого типа с 1070 до 1185 кг/м3 или при увеличении концентрации ПАВ - эмульгатора в нефтяной фазе с 2,5 % до 10 % об., агрегативная устойчивость гидрофобной эмульсии монотонно увеличивается до критического водосодержания 90,9 % - 95,2 % об.

4 Установлены закономерности изменения ФС и ОФС от проницаемости пористой среды для эмульсии состава: минерализованная вода хлоркальциевого типа / девонская нефть при концентрации дисперсной фазы 33,3 % об. и ПАВ -эмульгатора в нефтяной фазе 7,5 % об. Выявлено, что в диапазоне абсолютной проницаемости керна от 0,43 до 1,86 мкм2 значения ФС и ОФС достигают величин 15 и 20 соответственно.

Основные защищаемые положения:

1 Результаты исследований реологических, гелеообразующих (для гуаровой камеди), фильтрационных и нефтевытесняющих свойств разработанных составов; их оптимальные рецептуры и технологические параметры.

2 Составы на основе гуаровой камеди и ПАВ - эмульгатора "Атрен", предназначенные для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.

3 Критерии применения новых составов на основе экспериментальных исследований на терригенных кернах и насыпных моделях пласта.

4 Способ применения полимерных систем на основе гуаровой камеди и гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.

Практическая значимость работы:

1 Разработаны новые составы для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.

2 Разработаны технологические процессы увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов на основе новых реагентов:

- "Инструкция на технологию применения гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов (ГЭС-М)" РД 153-39.0-598-08.

3 Определены критерии применимости новых технологических процессов с использованием композиций на основе гуаровой камеди и ПАВ - эмульгатора "Атрен" для различных геолого-физических условий разработки месторождений Татарстана.

4 Технические решения, лежащие в основе новых технологических процессов, защищены патентами на изобретения № 2346151 "Способ

регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты)" и № 2379326 "Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов".

5 Промысловые испытания и промышленное внедрение новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений Татарстана к настоящему моменту позволили дополнительно добыть по технологии с использованием гуаровой камеди более 59 тыс. т. нефти, по технологии с использованием эмульгатора "Атрен" более 84 тыс. т. нефти; суммарный экономический эффект в ценах 2010 г. составил более 380 млн. руб.

Апробация работы. Основные материалы и результаты диссертационной работы докладывались на: Международной научно-практической конференции "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов",- Казань, 04-06.09.2007; Научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского месторождения, г. Лениногорск, 2008; Семинаре главных инженеров и специалистов ОАО "Татнефть" по вопросу "УК ООО "Татнефть-МехСервис: анализ работы и перспективы развития", г. Альметьевск, апрель 2009 г.; Международной научно-практической конференции "Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов". - 9-11 сентября 2009, Казань - 2009; II Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов".- Москва, 15-16 сентября 2009 г.

Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в 12 публикациях, в том числе в 2 статьях из списка научных журналов, рекомендованных ВАК РФ, и в 2 патентах на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, содержащего основные результаты и выводы, библиографического списка из 150 наименований, приложения и содержит 150 страниц машинописного текста, 42 рисунка и 26 таблиц.

Содержание работы

Во введении содержится общая характеристика работы, обоснована её актуальность, указаны цели диссертационной работы, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе приводится обзор химических методов, направленных на увеличение нефтеотдачи заводненных пластов. Большой вклад в развитие технологий увеличения нефтеизвлечения внесли Алмаев P. X., Алтунина JI. К., Андреев В. Е., Баранов Ю. В., Газизов А. Ш., Газизов А. А., Глумов И. Ф., Горбунов А. Т., Губанов В. Б., Жданов С. А., Золотухин А. Б., Ибатуллин Р. Р., Кабо В. Я., Кадыров P.P., Корецкий А. Ф., Котенев Ю.А., Кочетков В. Д., Крянев Д. Ю., Кукин В. В., Ленченкова Л. Е, Магадова Л. А., Муслимов P. X., Романов Г. В., Силин М. А., Собанова О. Б., Сургучев М. Л., Телин А. Г., Фридман Г. Б., Хлебников В. Н., Хисамов Р. С., Швецов И. А. и др. Обзор отечественной и зарубежной научно-технической и патентной литературы показал следующее:

1 По функциональным, технологическим, экономическим характеристикам наиболее перспективным решением задачи увеличения охвата пласта заводнением является развитие методов, основанных на использовании гелей и гидрофобных эмульсий.

2 Перспективным реагентом для совершенствования свойств полимерных композиций с целью применения в методах увеличения нефтеизвлечения представляется использование полисахарида растительного происхождения -гуаровой камеди.

3 Перспективным направлением совершенствования методов увеличения нефтеизвлечения на основе использования эмульсионных композиций является создание устойчивых гидрофобных эмульсий с широким спектром структурно-реологических, фильтрационных и технологических свойств при минимизации компонентного состава исходных реагентов с учетом их доступности при промышленной реализации технологии.

На основе анализа литературных и патентных источников, выявленных перспективных направлений исследований, сформулированы цель и основные задачи исследований данной диссертационной работы.

Во второй главе представлены результаты исследований реологических свойств растворов гуаровой камеди и водоуглеводородных эмульсий, стабилизированных эмульгатором инвертных эмульсий "Атрен", а также результаты исследований гелеобразующих свойств гуаровой камеди при использовании новых сшивателей.

Проведена оценка влияния на технологические свойства растворов гуаровой камеди (в присутствии бактерицида - формалина) следующих физико-химических факторов:

- температуры (в диапазоне от 5 °С до 25 °С) и минерализации (плотности в диапазоне от 1000 до 1190 кг/м ) воды, используемои для приготовления растворов, на время растворения гуаровой камеди;

- водородного показателя (рН) среды в диапазоне от 2 до 12 (влияние кислых и щелочных сред, которые могут быть в пласте после применения соответственно - кислотных или щелочных композиций);

- механической деструкции, возникающей при перемешивании (приготовлении) и закачке растворов и композиций гуаровой камеди;

-термоокислительной деструкции (влияние кислорода, света и температуры), при соответствующих величинах концентрации и пластовой температуре девонских отложений;

- солевой деструкции (в диапазоне плотностей воды, используемой для поддержания пластового давления в ОАО "Татнефть", от 1030 до 1190 кг/м3);

- сероводородсодержащей воды, свойственной отложениям карбона.

По результатам исследований установлено, что: время приготовления растворов гуаровой камеди концентрацией 0,1 % - 1 % масс, в условиях проведения экспериментов не превышает 20 мин; растворы гуаровой камеди обладают высокой устойчивостью к механической, термоокислительной и солевой деструкциям; не отмечается негативное влияние величины рН и

сероводорода на вязкостные свойства растворов полисахарида. Полученные результаты позволили сделать вывод, что растворы и композиции гуаровой камеди можно применять в широком спектре геолого-промьтсловых условий месторождений Татарстана. В то же время, установлено, что растворы гуаровой камеди в высокой степени подвержены биологической деструкции и требуют обязательного использования бактерицида.

По результатам реологических исследований были определены концентрации гуаровой камеди - от 0,2 % до 0,5 % масс, далее использованные для изучения процессов гелеобразования.

Разработаны новые гелеобразующие композиции на основе гуаровой камеди, предложены и испытаны в качестве индукторов гелеобразования ранее неприменяемые сшиватели - оксиды цинка и магния в сочетании с ацетатом хрома, в качестве бактерицида использован формалин. Выявлен оптимальный диапазон концентраций реагентов для получения прочных гелей: гуаровая камедь (Г) от 0,3 % до 0,5 % масс., оксида цинка (ОЦ) от 0,03 % до 0,06 % масс., оксида магния (ОМ) от 0,02 % до 0,05 % масс., ацетат хрома (АХ) от 0,04 % до 0,1 % об., формалин или СНПХ - 1200 от 0,2 % до 0,25 % об.

Установлено, что при использовании в качестве сшивающих агентов оксида магния и ацетата хрома прочные гели образуются во всем диапазоне плотности воды от 1000 до 1190 кг/м3, используемой для поддержания пластового давления на месторождениях Татарстана. При использовании в качестве сшивателей оксида цинка и ацетата хрома прочные гели образуются в диапазоне плотности воды от 1050 до 1190 кг/м3.

В работе выявлено, что управление временем гелеобразования (от нескольких часов до пяти суток) и прочностными характеристиками гелей достигается изменением концентраций реагентов в композициях.

Из рисунка 1 видно, что величины сдвиговой прочности гелеобразующих композиций гуаровой камеди, определенные на вискозиметре Полимер "РПЭ-1М" при скорости сдвига 1,4 с'1, сопоставимы или превосходят значения сдвиговой прочности сшитых полимерных систем на основе ПАА.

Рисунок 1 - Сдвиговая прочность полимерных композиций

Изучение реологических свойств эмульсий минерализованная вода / углеводород, стабилизированных эмульгатором "Атрен"

Эмульгатор "Атрен" представляет собой углеводородный раствор сложных алканоламиновых эфиров, амидов олеиновой кислоты и неионогенных поверхностно-активных веществ.

В работе изучено влияние типа углеводорода на свойства эмульсий. Из рисунка 2 видно, что наиболее вязкие эмульсии на основе эмульгатора "Атрен" концентрацией в углеводородной фазе 10 % об. и модели сточной воды хлоркальциевого типа плотностью 1070 кг/м3 при объемном водосодержании 80 % образуются при использовании углеводорода, характеризующегося большей вязкостью и плотностью, т.е. с нефтью.

Скорость сдвига, 1>, с"1

Рисунок 2 - Зависимость динамической вязкости водоуглеводородных эмульсий от скорости сдвига

В работе изучено влияние концентрации эмульгатора и минерализации воды на реологические свойства эмульсий сточная (пластовая) вода девонских отложений / девонская нефть, стабилизированных эмульгатором инвертных эмульсий "Атрен". Выявлено, что с увеличением концентрации эмульгатора в нефтяной фазе с 2,5 % до 10 % об. и плотности (минерализации) воды с 1070 до 1185 кг/м3 вязкости эмульсий значительно увеличиваются, изменения наиболее заметно проявляются при увеличении водосодержания в эмульсии (рисунки 3,4) и при малых скоростях сдвига.

Установлено, что с увеличением концентрации эмульгатора и плотности (минерализации) воды, увеличиваются не только значения динамической вязкости эмульсий, но и максимальное водосодержание, при котором эмульсии сохраняют агрегативную устойчивость (рисунки 3,4).

Водосодержание в эмульсии, %

Рисунок 3 - Изменения динамической вязкости эмульсий от водосодержания при скорости сдвига 5,4 с"1

Водонефтяная эмульсия, стабилизированная эмульгатором "Атрен" концентрацией в нефтяной фазе 10 % об., при использовании воды хлоркальциевого типа плотностью 1185 кг/м3, сохраняет агрегативную устойчивость до достижения водосодержания 95,2 % об. При использовании воды плотностью 1070 кг/м3, при прочих равных условиях, эмульсия сохраняет свою устойчивость только до водосодержания 90,9 % об. (рисунок 4).

„ 45000

40000 -

н 35000 ■

* 30000 ■

й о я 25000 ■

С 20000 ■

15000 -

10000 ■

5000 -

ч 0-

KoniKirrpamia эмульгатора "Лтрсн" в девонской нефти 10 %

- плотность воды 1185 кг/мЗ

— — — плотность воды 1160 кг/мЗ

......11Л01Н0СП. ВОДЫ I 120к|/мЗ

— - — - плотность вилы 1070 кг/мЗ

30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 Водосодержание эмульсии, %

Рисунок 4 - Изменения динамической вязкости эмульсий от водосодержания при скорости сдвига 5,4 с"1 Использование для приготовления эмульсий сточной (пластовой) воды девонских отложений позволило отказаться от дополнительного стабилизатора эмульсий - хлористого кальция, применяемого в большинстве известных составов, сократив количество компонентов эмульсии до трех.

По результатам проведенных исследований разработан трехкомпонентный состав гидрофобной эмульсии водосодержанием от 33 % до 50 % об. Выявлены оптимальный диапазон концентраций эмульгатора "Атрен" в нефтяной фазе (5 - 10 % об.) и диапазон минерализации (плотности от 1070 до 1190кг/м3) воды хлоркальциевого типа. Выявлены пределы агрегативной устойчивости эмульсий в зависимости от концентрации эмульгатора в нефтяной фазе и плотности воды, что позволяет теоретически обоснованно говорить о глубинности (протяженности) воздействия эмульсионными системами на продуктивные пласты в реальных условиях.

Третья глава посвящена изучению свойств композиций гуаровой камеди и эмульсионных систем методами физического моделирования.

Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств композиций проводились на образцах естественного терригенного керна с использованием установки фирмы Core Laboratories (США), обеспечивающей подачу жидкостей в режиме постоянного расхода, и физических моделях

слоисто-неоднородных пористых сред с непроницаемыми границами раздела (двухслойные модели пласта).

Исследование свойств растворов и гелеобразующих композиций гуаровой камеди на образцах естественного терригенного керна

По результатам исследований установлено, что применение растворов с массовым содержанием гуаровой камеди до 0,2 % перспективно в диапазоне проницаемостей кернов в пределах от 0,07 до 0,450 мкм2. При значениях проницаемости менее 0,07 мкм2 воздействие раствором гуаровой камеди массовым содержанием 0,2 % ограничивается входной частью керна; при этом фактор кольматации (глубинность воздействия) меньше или равен единице.

По результатам исследований гелеобразующих композиций установлено, что в условиях проведения экспериментов при проницаемости кернов по воздуху от 0,270 до 0,950 мкм2, получены высокие значения основных показателей тестирования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств на образцах естественного керна, так ФС достигает величины 51,8, а ОФС - 217.

Изучение свойств растворов и композиций гуаровой камеди на двухслойных насыпных моделях пласта

В результате исследований установлено, что применение растворов и гелеобразующих композиций на основе гуаровой камеди способствует выравниванию фильтрационной неоднородности пористых сред и увеличению коэффициента вытеснения в лабораторных условиях.

В таблице 1 приведены результаты тестирования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств гелеобразующих композиций на основе гуаровой камеди и полиакриламида (ПАА) - сшитой полимерной системы (СПС).

Для приготовления композиций использовалась естественная сточная вода плотностью 1120 кг/м3, процесс первичного вытеснения и довытеснения осуществлялся моделью сточной воды плотностью 1070 кг/м3. Из таблицы 1 видно, что по всем тестируемым показателям гелеобразующая композиция гуаровой камеди превосходит "классический" СПС, эффективно применяемый в различных геолого-промысловых условиях на месторождениях Татарстана.

Таблица 1 - Результаты тестирования гелеобразующих композиций на основе

гуаровой камеди и ПАА на двухслойных моделях пласта

Параметры 0,4% гуар+ 0,4% ОМ 0,4 % ОР9-8177 +

+ 0,05% АХ 0,05% АХ

Соотношение проницаемостей по нефти, д.ед. 2,63 2,33

Парциальный дебит по жидкости до

воздействия:

более проницаемой трубки q'+ 0,745 0,812

менее проницаемой трубки ц'-. д.ед. 0,255 0,187

Прирост коэффициента вытеснения нефти, % 16,0 10,9

Парциальный дебит по жидкости после

воздействия:

более проницаемой трубки 0,244 0,633

менее проницаемой трубки </ "_, д. ед. 0,756 0,366

Кратность увеличения парциального дебита

менее проницаемой трубки, б/р 2,96 1,95

Прирост парциального дебита

менее проницаемой трубки, д.ед 0,500 0,179

Кратность снижения парциального

дебита более проницаемой трубки, б/р 3,05 1,28

Исследование свойств гидрофобных эмульсий на образцах

естественного терригенного керна

Исследовались свойства базовой рецептуры эмульсии на основе девонской нефти (вязкость 19 мПа-с) и сточной воды хлоркальциевого типа плотностью 1120 кг/м3 (водосодержание 33,3 % об.), стабилизированной ПАВ -эмульгатором "Атрен" концентрацией в нефтяной фазе 7,5 % об.

Приготовление эмульсии осуществлялось путем перемешивания на электромешалке лопастного типа со скоростью 500 оборотов в минуту в течение пяти минут. Температура проведения экспериментов 22 °С - 27 °С.

С целью определения оптимального диапазона проницаемостей пород коллектора для эффективного применения разработанных составов обратных эмульсий, проведена серия из 30 опытов на образцах естественного терригенного керна. Результаты испытаний представлены на рисунках 5-6.

По результатам исследований выявлен оптимальный диапазон проницаемости керна по воздуху в пределах от 0,43 до 1,86 мкм2 для эффективного применения исследуемой эмульсии. Низкие значения ФС и ОФС при проведении экспериментов на кернах с меньшей проницаемостью,

объясняются разрушением исходной структуры эмульсии на входе в керн под действием механических напряжений (приложенной депрессии, достигающей во время проведения экспериментов 1,5 МПа).

Проницаемость керна 0,175 мкм"

2 4 6 8 Объем прокачки, Упор

Проницаемость керна 0,437 мкм"

о •

5 ■ 5 ■

и<1 О 4 .

« е

"3- о. / |~»-ФС -»-ОФС| О 3-о" „

1 1 1 •

0 о ■

2 4 6 8

Объем прокачки, Упор

Проницаемость керна 1,242 мкм

2 4 6 Объем прокачки, Упор

Проницаемость керна 1,826 мкм"

о 8 -

е 6 -

(1 4 -

2 ■

0 ■

-ОФС

2 4 6 8 Объем прокачки, Упор

Рисунок 5 - Изменения ФС и ОФС в зависимости от прокачанного объема эмульсии и воды для кернов с различной проницаемостью по воздуху

20 -

О о 15 ■

8 10 ■

5 ■

0 ■

1 ФС

□ ОФС

! й

ш а *В

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 Проницаемость, к, мкм"

1,8

Рисунок 6 - Изменения ФС и ОФС от проницаемости по воздуху естественного керна терригенных отложений при последовательной прокачке эмульсии и минерализованной воды

Исследование свойств разработанных составов эмульсий на физических моделях слоисто-неоднородных пористых сред с непроницаемыми границами раздела

Установлено, что в условиях проведения экспериментов прирост коэффициента вытеснения составил от 15,6 % до 18,5 %. Кратность увеличения парциального дебита менее проницаемой модели пласта после применения эмульсий составила от 2,5 до 5,5. Отличительной особенностью при тестировании фильтрационных и нефтевытесняющих свойств эмульсионных систем на двухслойных (разнопроницаемых) моделях пласта от исследуемых ранее полимерных композиций является 100 % успешность проведения экспериментов. Во всех без исключения случаях, после закачки оторочки эмульсии, парциальный дебит менее проницаемой трубки значительно вырос, что свидетельствует о высокой избирательности и высокой эффективности применения эмульсионных систем для блокирования высокопроницаемых пластов (моделей) и перераспределения закачиваемой вслед воды в зоны (модели) с меньшей проницаемостью.

Подтвердился известный из литературных источников эффект -"динамическое запирание", когда, несмотря на постоянно приложенную депрессию, движение жидкости после закачки эмульсии прекращалось. Возобновление фильтрации происходило после двух - пятикратного увеличения депрессии.

В четвертой главе представлены материалы по разработке технологических процессов увеличения нефтеизвлечения с использованием новых композиций и результаты промысловых испытаний

На основании проведенных исследований для проведения промысловых испытаний при разработке неоднородных заводненных терригенных коллекторов были обоснованно предложены рецептуры гидрофобных эмульсий следующих составов:

- эмульгатор "Атрен", объемная доля в нефтяной фазе от 5 % до 10 %;

- нефть девонская товарной формы;

- сточная (пластовая) вода, используемая в системе поддержания пластового давления, плотностью от 1070 до 1190 кг/м3.

- водосодержание в эмульсии от 33,3 % до 50 % об.

При разработке неоднородных терригенных и карбонатных коллекторов в зависимости от проницаемости коллектора и минерализации воды для промысловых испытаний композиций гуаровой камеди предложены следующие варианты реализации технологического процесса:

- закачка растворов гуаровой камеди массовой долей от 0,1 % до 0,2 % в пресной и сточной воде - технология полимерного заводнения для низкопроницаемых коллекторов;

- закачка гелеобразующих композиций на основе гуаровой камеди, оксидов металлов и ацетата хрома в пресной и минерализованной воде для блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и перераспределения закачиваемой с целью поддержания пластового давления воды в зоны, ранее менее охваченные или полностью неохваченные заводнением.

Гелеобразующие композиции гуаровой камеди испытывались в условиях высокой обводненности (до 98 %) продукции добывающих скважин. Базовый состав: гуаровая камедь массовой долей от 0,3 % до 0,5 %; оксиды магния или цинка массовой долей от 0,02 % до 0,06 %; ацетат хрома объемной долей от 0,04 % до 0,1 %; бактерицид - СНПХ -1004 или СНПХ - 1200 объемной долей в композиции от 0,2 % до 0,25 %.

Результаты промысловых испытаний и промышленного внедрения эмульсионных систем и композиций гуаровой камеди

На рисунке 7 и 8 показано распределение количества участков воздействия гидрофобными эмульсионными системами и композициями гуаровой камеди и величина дополнительной добычи нефти по горизонтам.

Рисунок 7 - Распределение количества участков воздействия обратными

эмульсиями (1) и дополнительной добычи по объектам разработки (2)

Ш Бобриковский горизонт Ш Бобриковский горизонт

И Тульский горизонт Ш Тульский горизонт

□ Кыновский и лашийский горизонты □ Кыновский и пашийский горизонты

38 уч 71%

62806 т 75%

890 г 1%

18 СКВ. Нбобриковский горизонт 64% Ш верейский и кизеловский горизонты □ кыновский и пашийский горизонты

2285 т 4%

15840 т 27%

41007 т

69%

Ш бобриковский горизонт Ш верейский и кизеловский горизонты □ кыновский и пашийский горизонты

Рисунок 8 - Распределение количества участков воздействия композициями гуаровой камеди (1) и дополнительной добычи нефти по объектам разработки (2)

В процессе проведения испытаний отмечено значительное увеличение давления закачки и снижение удельной приемистости нагнетательных скважин, указывающее на то, что в процессе закачки разработанных составов в пласте происходит постепенное увеличение фильтрационных сопротивлений в принимающем интервале и, как следствие, перераспределение фильтрационных потоков. Об этом свидетельствуют результаты определения профилей приемистости нагнетательных скважин до и после воздействий эмульсионными системами и композициями гуаровой камеди, представленные на рисунках 9 и 10.

80 * ч->

1616 ..

80 ч,

н-»

Рисунок 9 - Профиль приемистости нагнетательной скважины № 1382 НГДУ "Елховнефть" (до и после воздействия эмульсионной системой)

1640 1644 1646

1652

1640

^ 45 % 1644

1652 1656

400 600

| ' 20.1%

1 5,3 % => 9,6 %

Рисунок 10 - Профиль приемистости нагнетательной скважины № 14732 НГДУ "Альметьевнефть" до и после воздействия гелеобразующей композицией гуаровой камеди По результатам промысловых испытаний скорректированы оптимальные варианты реализации технологических процессов:

-при применении гелеобразующих композиций гуаровой камеди предусмотрено ступенчатое увеличение или снижение концентрации реагентов в процессе проведения работ в зависимости от приемистости нагнетательных скважин и давления закачки;

- при применении растворов гуаровой камеди предусмотрено увеличение концентрации гуаровой камеди до 0,3 % масс, и применение сшивающих агентов в концентрациях (ОЦ и ОМ до 0,2 % масс., АХ до 0,4 % об.),

обеспечивающих значительное увеличение вязкости растворов или локальную сшивку по объему (подвижная оторочка);

- при применении эмульсионных композиций на нагнетательных скважинах с приемистостью свыше 400 м3/сут предусмотрено увеличение водосодержания в эмульсии до 66,7 % об. с максимальным содержанием эмульгатора в нефтяной фазе 10 % об.

По результатам промысловых испытаний в 2006-2007 годах разработана и промышленно внедряется "Технология применения гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов (ГЭС-М)". По состоянию на 01.10.2010 г. на объектах ОАО "Татнефть" проведено 60 скважино-операций на 54 опытных участках. Дополнительная добыча нефти на 01.10.10 г. по данным ТатАСУнефть составляет более 84 тыс. тонн.

По результатам промысловых испытаний в 2007-2009 годах разработана и с 2011 года рекомендована к промышленному внедрению на объектах ОАО "Татнефть" "Технология применения композиционных систем на основе гуаровой камеди для увеличения нефтеотдачи заводненных неоднородных пластов (технология ГУ АР)". По состоянию на 01.10.10 г. на объектах ОАО "Татнефть" проведено 28 скважино-операций. Дополнительная добыча нефти на 01.10.10 по данным ТатАСУнефть составляет более 59 тыс. тонн.

Расчет технико-экономического эффекта от применения методов увеличения нефтеизвлечения пластов "ГЭС-М" и "ГУАР"

Оценка экономического эффекта проведена в налоговых условиях 2010 года в соответствии с действующим Налоговым Кодексом РФ при фактических ценах и условиях добычи нефти в ОАО "Татнефть" в 2010 году.

Чистая прибыль (экономический эффект) от применения технологии ГЭС-М составила - 224 млн. руб. Экономический эффект в расчете на одну скважино-операцию за срок проявления технологического эффекта оценивается в 8 млн. руб.

Чистая прибыль (экономический эффект) от применения технологии ГУ АР составила - 156 млн. руб. Экономический эффект в расчете на одну скважино-операцию за срок проявления технологического эффекта оценивается в 2,6 млн. руб.

Основные выводы и рекомендации

1 Проведен анализ результатов теоретических и экспериментальных исследований в области применения полимерных и эмульсионных композиций для увеличения нефтеизвлечения. Определены перспективные реагенты и направления для создания технологических процессов увеличения охвата пласта заводнением.

2 Впервые получены гели на основе гуаровой камеди с использованием в качестве индукторов гелеобразования оксидов цинка и магния в присутствии ацетата хрома, предназначенные для решения задач увеличения нефтеизвлечения.

3 Разработан трехкомпонентный состав эмульсии - минерализованная вода хлоркальциевого типа / девонская нефть (водосодержание от 33 % до 50 % об.), стабилизированной ПАВ - эмульгатором "Атрен", концентрацией в нефтяной фазе от 5 % до 10 % об., предназначенный для решения задач увеличения нефтеизвлечения. Экспериментально установлены пределы агрегативной устойчивости эмульсий в зависимости от концентрации ПАВ -эмульгатора в нефтяной дисперсионной среде (девонской нефти) и плотности (минерализации) водной дисперсной фазы.

4 Установлены зависимости изменения факторов сопротивления и остаточного фактора сопротивления новых полимерных и эмульсионных составов от проницаемости по воздуху естественного терригенного керна. Показана эффективность применения гелеобразующих композиций гуаровой камеди и эмульсий минерализованная вода хлоркальциевого типа / девонская нефть, стабилизированных ПАВ - эмульгатором "Атрен", для увеличения охвата неоднородных заводненных пластов (моделей).

5 Выработаны критерии применимости композиций на основе гуаровой камеди и ПАВ - эмульгатора "Атрен" для различных геолого-физических условий разработки месторождений Татарстана.

6 Разработаны и испытаны в промысловых условиях технологические процессы увеличения нефтеизвлечения на основе новых реагентов:

- "Технология применения композиционных систем на основе гуаровой камеди для увеличения нефтеотдачи заводненных неоднородных пластов (технология ГУ АР)" РД 153-39.0-667-10 (патент на изобретение РФ № 2346151 "Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты)").

- "Технология применения гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов (ГЭС-М)" РД 153-39.0-598-08 (патент на изобретение РФ № 2379326 "Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов").

7 Промысловые испытания и промышленное внедрение этих технологий в условиях разработки терригенных коллекторов месторождений Татарстана показали высокую эффективность. Суммарная дополнительная добыча нефти от применения технологий ГЭС-М и ГУАР на 01.10.2010 г. составляет более 143 тысяч тонн. Суммарный экономический эффект в ценах 2010 года составил более 380 млн. рублей от 88 скважино-операций.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях (в т.ч. в 2 изданиях, рекомендованных ВАК):

1 Береговой, А.Н. Применение композиций на основе полисахаридов растительного происхождения для увеличения охвата пластов заводнением [Текст] / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, B.C. Золотухина // Нефтяное хозяйство - 2010 - №3 - С. 86- 88.

2 Береговой, А. Н. Применение инвертных эмульсий для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением [Текст] / А. Н. Береговой, М. И. Амерханов, Ш. Г. Рахимова, Э. П. Васильев // Нефтяное хозяйство - 2010. -№8.-С. 116-118.

3 Береговой, А.Н. Первые результаты опытно-промышленных работ по испытанию композиционных составов на основе эмульгаторов обратных эмульсий для увеличения нефтеотдачи заводненных пластов [Текст] / А.Н. Береговой, И.Ф. Глумов, В.В. Слесарева, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, О.М. Андриянова, P.P. Латыпов // Материалы Международной научно-практической конференции "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов"/ изд. "Фэн",- Казань- 04-06 сентября 2007- С. 97-99.

4 Береговой, А.Н. Результаты опытно-промышленных работ по испытанию композиционных составов на основе эмульгаторов обратных эмульсий (технология ГЭС-М) [Текст] / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, О.М. Андриянова, О.И. Афанасьева // Сб. науч. тр. ТатНИПИнефть,- М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",- 2008.- С. 163 - 167

5 Ибатуллин, P.P., Амерханов, М.И., Хисаметдинов, М.Р., Береговой, А.Н. Новые технологии увеличения охвата пластов заводнением и ограничения водопритока для условий разработки Ромашкинского месторождения [Текст] / P.P. Ибатуллин, М.И. Амерханов, М.Р. Хисаметдинов, А.Н. Береговой, З.М. Танеева, Ш.Г. Рахимова, М.Н. Рахматуллина // Техника и технология разработки нефтяных месторождений / Сб. докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения - М.: Нефтяное хозяйство - 2008.- С. 41- 46.

6 Ибатуллин, P.P., Амерханов, М.И., Рахимова, Ш.Г., Береговой, А.Н. Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе полисахаридов растительного происхождения [Текст] / P.P. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, B.C. Золотухина, А.Н. Береговой, В.Н. Лакомкин // Материалы Международной научно-практической конференции "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов".-Казань: изд. "Фэн, 2007",- 04-06 сентября,- С. 284-288.

7 Рахимова, Ш.Г., Амерханов, М.И., Береговой, А.Н. Разработка технологии применения полисахаридов растительного происхождения для увеличения нефтеотдачи заводненных пластов [Текст] / Ш.Г. Рахимова, М.И. Амерханов, B.C. Золотухина, А.Н. Береговой, В.Н. Лакомкин, А.Р. Разумов // Сб. научн. тр. ТатНИПИнефть.-М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",- 2008,- С. 198 - 205.

8 Береговой, А.Н. Технология увеличения охвата пластов заводнением с использованием композиций на основе полисахаридов растительного происхождения [Текст] / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, B.C. Золотухина // Материалы II Международного научного симпозиума - М.: ОАО "Всероссийский нефтегазовый научный ин-т".-2009.-Т1. - С. 173 - 177.

9 Амерханов, М.И., Береговой, А.Н. Влияние нейтрализаторов сероводорода на технологические свойства растворов полимеров [Текст] / М.И. Амерханов, А.Н. Береговой, B.C. Золотухина, Ш.Г. Рахимова // Сб. научн. тр. ТатНИПИнефть /ОАО "Татнефть",-М.-.ОАО "ВНИИОЭНГ".-2009.-С. 140-146.

10 Береговой, А.Н. Новые технологии увеличения нефтеотдачи пластов заводнением на примере технологий ГЭС-М и ГУ АР [Текст] / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, B.C. Золотухина, Ш.Г. Рахимова, С.Г. Уваров // Материалы Международной научно-практической конференции "Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов /- Казань: Изд. НПО "Репер",- 2009,- 09-11 сентября 2009 - С. 37-41.

11 Пат. 2346151 Российская Федерация, МПК Е21В 43/22. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) [Текст] / Ибатуллин P.P., Амерханов М.И., Рахимова Ш.Г., Золотухина B.C., Береговой А.Н., Хисамов P.C.; опубл. 10.02.09, Бюл. № 4.

12 Пат. 2379326 Российская Федерация. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов [Текст] / Ибатуллин P.P., Амерханов М.И., Рахимова Ш.Г., Береговой А.Н., Андриянова О.М., Хисамов P.C.; опубл. 20.01.10-Бюл. № 2.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТэтНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на Xerox WCP 565S тел.: (85594) 78-656, 78-565 Подписано в печать 21.12.2010 г. Заказ №21121001 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Береговой, Антон Николаевич

ПРИНЯТЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ.

Введение.

ГЛАВА 1 - ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР. ПРИМЕНЕНИЕ ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ НА ОСНОВЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ И ПОЛИМЕРОВ.

1.1 Краткая характеристика геологического строения основных объектов разработки месторождений Татарстана.

1.2 Современное состояние химических методов увеличения нефтеотдачи пластов

ГЛАВА 2 - ИССЛЕДОВАНИЕ РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ РАСТВОРОВ ГУАРОВОЙ КАМЕДИ И ЭМУЛЬСИОННЫХ СОСТАВОВ, СТАБИЛИЗИРОВАННЫХ ЭМУЛЬГАТОРОМ ИНВЕРТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СВОЙСТВ РАСТВОРОВ ГУАРОВОЙ КАМЕДИ.

2.1 Методы изучения физико-химических, реологических и гелеобразующих свойств растворов гуаровой камеди.

2.2 Определение физико-химических и реологических свойств растворов образцов гуаровой камеди*.

2.3 Изучение реологических свойств эмульсий минерализованная вода / углеводород, стабилизированных ПАВ — эмульгатором "Атрсн".

ГЛАВА 3 - ИЗУЧЕНИЕ СВОЙСТВ КОМПОЗИЦИЙ ГУАРОВОЙ КАМЕДИ И ЭМУЛЬСИОННЫХ СИСТЕМ МЕТОДАМИ ФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ.

3.1 Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств композиций на образцах естественного керна и физических моделях слоисто-неоднородных пористых сред с непроницаемыми границами раздела.

3.2 Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств растворов гуаровой камеди.

3.3 Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств гелеобразующих композиций на основе гуаровой камеди.

3.4 Исследование фильтрационных и нефтевытесняющих свойств эмульсий «минерализованная вода / девонская нефть», стабилизированных эмульгатором Атрен

ГЛАВА 4 - РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НОВЫХ КОМПОЗИЦИЙ.

4.1 Результаты промысловых исследований и разработка технологии применения эмульсионных систем для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.

4.2 Результаты промысловых исследований и разработка технологии применения композиций гуаровой камеди для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.

4.3 Расчет технико-экономического эффекта от применения технологий увеличения нефтеизвлечения ГЭС-М и ГУ АР.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Увеличение степени нефтеизвлечения полимерными и эмульсионными составами при заводнении пластов"

Актуальность проблемы

Одним из основных способов повышения эффективности разработки нефтяных месторождений России является применение химических методов увеличения охвата пластов заводнением.

Каждый способ (состав) при применении наряду с достоинствами обладает и определёнными недостатками:

- составы на основе полиакриламидов: длительное растворение полимера в воде, высокая стоимость реагента, подверженность механической, термоокислительной и солевой деструкциям;

- составы на основе биополимеров: высокая стоимость реагента, низкая прочность гелей, сезонность реализации;

- эмульсионные системы: мпогокомпонентность. Кроме того, использование, как правило, в качестве дисперсионной среды - "легких" углеводородных растворителей, требует повышенных мер безопасности.

Цель работы Увеличение нефтеизвлечения из заводненных неоднородных пластов месторождений Татарстана путём создания технологических процессов повышения охвата пластов заводнением на основе использования новых полимерных и эмульсионных композиций.

Основные задачи исследований

1 Анализ- и обобщение результатов теоретических и экспериментальных исследований в области применения полимерных и эмульсионных композиций-для увеличения нефтеизвлечения; определение наиболее перспективных реагентов и возможностей их использования для создания технологических процессов увеличения,охвата пластов заводнением.

2 Разработка новых композиций химических реагентов, предназначенных для увеличения охвата пластов заводнением, оптимизация их физико-химических свойств и. параметров с учетом конкретных геолого-физических условий разработки месторождений.

4 Разработка и промысловые испытания технологических процессов увеличения нефтеотдачи заводненньгх пластов с использованием новых композиций химических реагентов.

Методика исследований

Решение поставленных задач основано на анализе и обобщении результатов теоретических и экспериментальных работ в области применения полимерных композиций и эмульсионных систем, а■ также путем проведения экспериментов на основе физического моделирования, лабораторных и промысловых исследований и использования статистических методов обработки данных.

Научная новизна диссертационной работы

1 Разработаны гелевые сшитые системы на основе гуаровой камеди (полисахарида растительного происхождения) для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением с научно обоснованными оптимальными концентрациями ингредиентов:

- гуаровой камеди от 0,3 % до 0,5 % масс.;

- индукторов гелеобразования: оксида цинка от 0,03 % до 0,06 % масс, в б з минерализованной воде плотностью от 1050 до 1190 кг/м или оксида магния от 0,02 % до 0,05 % масс, в воде плотностью от 1000 до 1190 кг/м3 и ацетата хрома от 0,04 % до 0,1 % об.;

- бактерицида - формалина или СНПХ-1200 от 0,2 % до 0,3 % об.

2 Экспериментальными исследованиями растворов и гелевых систем гуаровой камеди на образцах ее гественного терригенного керна установлено, что значениям фактора сопротивления (ФС), остаточного фактора сопротивления (ОФС) и фактора кольматации, обеспечивающим увеличение охвата неоднородных пластов заводнением, соответствует диапазон проницаемости керна по воздуху от 0,07 до 0,950 мкм2. Показано, что при тестировании гелеобразующих композиций в диапазоне проницаемости кернов по воздуху от 0,27 до 0,950 мкм2 ФС достигает величины - 51,8, а ОФС - 217.

3 Экспериментально установлены пределы агрегативной устойчивости гидрофобных эмульсионных композиций, предназначенных для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением в зависимости от концентрации ПАВ — эмульгатора "Атрен" в нефтяной дисперсионной среде (девонской нефти) и плотности водной дисперсной фазы. Показано, что с увеличением плотности дисперсной фазы - воды хлоркальциевого типа с 1070 до 1185 кг/м" или при увеличении концентрации ПАВ - эмульгатора в нефтяной фазе с 2,5 % до 10 % об., агрегативная устойчивость гидрофобной эмульсии монотонно увеличивается до критического водосодержания 90,9 % — 95,2 % об.

4 Установлены закономерности изменения ФС и ОФС от проницаемости пористой среды для эмульсии минерализованная вода хлоркальциевого типа / девонская нефть при концентрации дисперсной фазы 33,3 % об. и ПАВ-эмульгатора в нефтяной фазе 7,5 % об. Выявлено, что в диапазоне проницаемости керна по воздуху от 0,43 до 1,86 мкм значения ФС и ОФС достигают величин 15 и 20 соответственно.

Основные защищаемые положения

3 Критерии применения новых составов на основе экспериментальных исследований на естественных терригенных кернах и насыпных моделях пласта.

Практическая значимость работы

1 Разработаны новые составы для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.

3 Определены критерии применимости новых технологических процессов с использованием композиций на основе гуаровой камеди и ПАВ - эмульгатора "Атрен" для различных reo лого-физических условий разработки месторождений Татарстана.

4 Технические решения, лежащие в основе новых технологических процессов, защищены патентами на изобретения № 2346151 "Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты)" и № 2379326 "Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов".

5 Промысловые испытания и промышленное внедрение новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений Татарстана к настоящему моменту позволили дополнительно добыть по технологии с использованием гуаровой' камеди более 59 тыс. тонн нефти, по технологии с использованием эмульгатора "Атрен"" более 84 тыс. тонн нефти; суммарный экономический эффект в ценах 2010 г. составил более 380 млн. руб.

Апробация работы

Основные материалы и результаты диссертационной работы докладывались на: Международной научно-практической конференции "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов".- Казань, 04-06.09.2007; Научно-технической конференции, 1 посвященной 60-летию разработки Ромашкинского месторождения, г. Лениногорск, 2008; Семинаре главных инженеров и специалистов ОАО "Татнефть" по вопросу "УК ООО "Татнефть-МехСервис: анализ работы и перспективы развития", г. Альметьевск, апрель 2009 г.; Международной научно-практической конференции "Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов". - 9-11 сентября 2009, Казань -2009; II Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов".- Москва, 15-16 сентября 2009 г.

Публикации

Основные положения диссертационной работы изложены в 12 публикациях, в том числе 2 статьях из списка научных журналов, рекомендованных ВАК РФ, и в 2 патентах на изобретение.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, содержащего основные результаты и выводы, библиографического списка из 150 наименований, приложения и содержит 150 страниц машинописного текста, 42 рисунка и 26 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Береговой, Антон Николаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

2 Впервые получены гели на основе гуаровой камеди с использованием в качестве индукторов гелеобразования оксидов цинка и магния в присутствии ацетата*хрома, предназначенные для решения задач увеличения нефтеизвлечения.

3 Разработан трехкомпонентный состав эмульсии - минерализованная вода хлоркальциевого типа/девонская>нефть (водосодержание от 33 % до 50 % об.), стабилизированной ПАВ - эмульгатором "Атрен", концентрацией в нефтяной фазе от 5 % до 10 % по объему, предназначенный для решения задач увеличения нефтеизвлечения. Экспериментально установлены пределы агрегативной устойчивости эмульсий в зависимости от концентрации. ПАВ1 - эмульгатора в нефтяной дисперсионной среде (девонской нефти) и плотности (минерализации) водной дисперсной фазы.

- "Технология применения гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов (ГЭС-М)" РД 15339.0-598-08 (патент на изобретение РФ № 2379326 "Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов").

7 Промысловые испытания и промышленное внедрение этих технологий в условиях разработки терригенных коллекторов месторождений Татарстана показали высокую эффективность. Суммарная дополнительная добыча нефти от применения технологий ГЭС-М и ГУ АР на 01.10.2010 г. составляет более 143 тысяч тонн. Суммарный экономический эффект в ценах 2010 года составил более 380 млн. рублей от 88 скважино-операций.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Береговой, Антон Николаевич, Бугульма

1. Хисамов, P.C. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных залежей Текст. / P.C. Хисамов.- Изд. "МОНИТОРИНГ".-Казань, 1996.-288 с.

2. Сургучев, М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов Текст. / М.Л. Сургучев-М.: "Недра", 1985.

3. Муслимов, Р.Х. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения Текст. / Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалиев и др. М.: ВНИИОЭНГ.- 1995.- Т.2. -286с.

4. Муслимов, Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов Текст. / Р.Х. Муслимов-Изд. КГУ-Казань, 1999.

5. Аметов, И.М. Исследование особенностей вытеснения нефти растворами ПАВ Текст. / И.М. Аметов, В.Е. Гальцев, A.M. Кузнецов // Нефтяное хозяйство-1995.-№7.-С. 43-44.

6. Лозин, Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений Текст. / Е.В. Лозин-Уфа: Башкирское кн. изд.- 1987. -152 с.

7. A.c. 1667433 SU, МПК Е21В43/22. Состав для вытеснения нефти из пласта Текст.>/ В:А. Бреус, P.P. Ибатуллин, Ю.А. Волков, С.А. Неклюдов, В.Л. Коцюбинский, Р.Х. Муслимов, Б.Н. Соломонов.; опубл. 10.05.00.

8. Cambridge, V.J. An improved model for the interfacial behavior of caustic/crude oil systems Text. / V.J. Cambridge, W.D. Constant, C.A. Whitehurst, J.M. Wolcott// Chem. Eng. Com.- 1986. -V.46.- № 4 6.- P. 241-251.

9. Городнов, В.П. Нефтевытесняющие свойства поверхностно-активных составов Текст. / В.П. Городнов. Е.И. Лискевич, В.И. Щеленко и др. // Нефтяное хозяйство,- 1990-№1-С.45 48.

10. Алмаев, Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти Текст. / Р.Х. Алмаев //Нефтяное хозяйство,- 1993.- № 12.-С. 22-24.

11. Auslad, Т. Physicochemical Principles of Low Tension Polymer Flood Text. / T. Auslad, J. Fjelde, R. Yoggeland, K. Taugral // Proc. VH-th European Symposium on' Improved Oil Recovery. Moscow.- 27-29 October.- 1993.-P.145-157.

12. Kalpakci, B. The low tension polymer flood approach to cost-effective chemical EOR Text. / B. Kalpakci, T.G. Arf, J.W. Barker et al. // SPE/DOE 20220 presented at the 7th SPE/DOE Syrnp. on EOR.- Tulsa.- 22-25 April.- 1990.-P. 475-487.

13. Ганиев, P.P. Технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ, их композиций и других химреагентов Текст. / P.P. Ганиев // Нефтепромысловое дело. -1994. №5. -С. 8-10.

14. Вердеревский, Ю.Л. Углеводородные композиции ПАВ. для обработки призабойных зон нефтяных скважин Текст. / Ю.Л. Вердеревский, Ю.Л. Борисова, Г.Б. Фридман, О.Б. Собанова // Нефтепромысловое дело. — 1992 Вып. 1- С. 8-14.

15. Фридман, Г.Б. Разработка композиционных систем для химического воздействия на пласт Текст. / Г.Б. Фридман, О.Б. Собанова, И.Л. Федорова и др. // Нефтяное хозяйство 1994.-№ 9.-С. 42-43.

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

17. Пат. № 2135754 Российская Федерация, Е21В43/22. Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта и/или повышения нефтеотдачи пласта Текст. / Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Любимцева О.Г., Брагина Н.Н.; опубл. 27.08.99.

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

19. Собанова, О.Б. Применение углеводородных композиций ПАВ для увеличения добычи'нефти из обводнившихся пластов Текст. / О.Б. Собанова, Г.Б. Фридман, И.Л. Федорова // Нефтяное хозяйство 2000. - №11.- С. 20-23.

20. Собанова, О.Б. Углеводородные композиции ПАВ для повышения нефтеизвлечения Текст. / О.Б. Собанова, Г.Б. Фридман, Г.Ф. Кандаурова // Интервал.- 2004,- № 1С. 26 31.

21. Юсупова, Т.Н. Уточнение механизма действия реагента СНПХ-9633 при воздействии на пласт Текст. / Т.П. Юсупова, А.Г. Романов, Е.Е. Барская, О.Б. Собанова, Г.Б. Фридман, Т.А. Захарченко, И.Н. Файзуллин, P.C. Хисамов // Интервал,- 2006 № 3.- С. 4 - 12.

22. Орлов, Г.А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче Текст. / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко. М.: Недра - 1991- 224 с.

23. Глущенко, В.Н. Влияние вязкости углеводородной среды и объемного соотношения фаз на свойства обратных эмульсий Текст. / В.Н. Глущенко, М.Ш. Кендис, Т.Е. Вакуленко, Г.А. Орлов // Нефтяное хозяйство 1985-№ 7 - С. 45-48.

24. Глущенко, В.Н. Глушение скважин обратными эмульсиями Текст. / В.Н. Глущенко, Г.А. Орлов, И.П. Королев // Нефтяная, и газовая промышленность.—1985.-№4,-С. 33-36.

25. Орлов, Г.А. Исследование составов обратной эмульсии, обеспечивающей обработку призабойной зоны пласта в процессе глушения и текущего ремонта скважин Текст. / Г.А. Орлов, М.Х. Мусабиров, А.И. Давыдова и др. // Нефтяное хозяйство.- 1985,-№ 9.-С. 51-54.

26. Орлов, Г.А. Использование обратных эмульсий в добыче нефти Текст. / Г.А. Орлов. М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко, Б.А. Лерман. М.: изд. ВНИИОЭНГ,1986.

27. Королев. И.П. Опыт и перспективы-использования обратных эмульсий для глушения-скважин Текст. / И.П. Королев, В.Н. Глущенко, М.Ш. Кендис, Г.А. Орлов // Нефтяное хозяйство.- 1986.- № 10.- С. 59-62.

28. Ягодин, В.Д. Промышленные испытания инвертного эмульсионного бурового раствора эмульжел Текст. / В.Д. Ягодин, Н.М. Касьянов, Л.К. Мухин и др.- М.: ВНИИОЭНГ.- 1985.

29. Рылов, Н.И. Заканчивание скважин в терригепных отложениях Текст. / Н.И. Рылов, Г.И. Захарова.- М.: изд. ВНИИОЭНГ.- 1987.

30. Ахметов, А.Т. Физическое моделирование фильтрации водонефтяных эмульсий в пористой среде Текст. / А.Т. Ахметов, Т. Михальчук, А. Решетников, А. Хакимов. М. Хлебникова, А. Телин // Вестник инжинирингового центра ЮКОС.- № 4.- 2002.- с. 25 31.

31. Ахметов, А.Т. Движение эмульсий в щелевых и пористых структурах Текст. / А.Т. Ахметов, А.Г. Телин, В.В. Глухов, М.В. Мавлетов // Тр. 12-го Европейского симпозиума "Повышение нефтеотдачи пластов".- Казань.- 2003.-С. 212-217.

32. Ахметов, А. Особенности течения высококонцентрированных обратных водонефтяных эмульсий в трещинах и пористых средах Текст. / А. Ахметов, А.

33. Телин, В. Глухов, М. Мавлетов, М. Силин, Е. Гаевой, Р. Магадов, Д. Хлобыстов, Е. Байкова // "Технологии ТЭК", изд. "Нефть и Капитал".- Апрель, 2003.- С. 54-58.

34. Ахметов, А. Физическое моделирование и методы визуализации при разработке основ нетрадиционных технологий на базе инвертных дисперсий Текст. / А. Ахметов, А. Телин, В. Глухов, М. Силин // "Технологии ТЭК"/ "Нефть и капитал". Февраль, 2004.- С.33-36.

35. Телин, А. Тестирование обратных водонефтяных эмульсий с анолитом и сеноманской водой в качестве, блокирующих жидкостей для глушения скважин-. Текст. / А. Телин, А. Ахметов, Г. Калимуллина // Научно-технический вестник.-ЮКОС.- 2004.- № 10:- G.50-56.

36. Пат. № 2153576 Российская Федерация, МПК Е21В43/22. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов Текст. / Селезнев А.Г., Крянев Д.Ю., Макаршин C.B.; опубл. 27.07.00i

37. Пат. № 2110675 Российская Федерация, МПК Е21В43/22. Инвертная микроэмульсия для обработки нефтяных пластов Текст. / Акционерное общество закрытого типа "Химеко-Ганг"; опубл. 10.05.98.

38. Пат. № 2196224 Российская Федерация, МПК Е21В43/22. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов Текст. / Гаевой Е.Г., Магадов- P.C., Назаров A.B., Силин М.А., Хлобыстов Д.С., Рудь М.И.; опубл. 10.01.03.

39. Крянев, Д.Ю. Разработка и испытания обратных эмульсий на-основе эмульгатора ЭКС-ЭМ для обработки нагнетательных скважин Текст. / Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, Т.С. Рогова, A.B. Билинчук //Нефтепромысловое дело.-2006. №9.- С.26-31

40. Ибатуллин, P.P. Новые технологии увеличения охвата пластов заводнением и ограничения водопритока для условий разработки Ромашкинского месторождения Текст. / P.P. Ибатуллин, М.И. Амерханов, М.Р. Хисаметдинов,

41. Пат. 2379326 Российская Федерация. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов Текст. / Ибатуллин P.P., Амерханов М.И., Рахимова Ш.Г., Береговой А.Н., Андриянова О.М., Хисамов P.C.; опубл. 20.01.10.-Бюл. № 2.

42. Береговой, А. Н. Применение инвертных эмульсий для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением Текст. / А. Н. Береговой, М. И. Амерханов, Ш. Г. Рахимова, Э. П. Васильев // Нефтяное хозяйство,- 2010. № 8. -С. 116-118.

43. Швецов, И.А. Состояние и перспективы полимерного воздействия на пласт Текст. / И.А. Швецов, Г.Н. Бакаев и др. // Нефтяное хозяйство.-1994. № 4. -С. 37-41.

44. EOR Survey Text. / Oil & Gas Journal.- 2000. -March. 20. - P. 39 - 42, 44 -53, 56- 61.

45. Report: Enhanced Oil Recovery Text. / Oil & Gas Journal.- 2002.- April. -15.-P. 43 -47,71 -83.

46. Сургучев, M.JI. Методы извлечения остаточной нефти Текст. / М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин и др. М.: Недра, 1991.- 347 с.

47. Власов, С.А. Новые перспективы полимерного заводнения в России Текст. / С.А. Власов, Н.В. Краснопевцева, Я.М. Каган и др. // Нефтяное хозяйство,- 1998. № 5. - С. 46-49.

48. Хисамов, P.C. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. Текст. / P.C. Хисамов, A.A. Газизов, А.Ш. Газизов.- М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",-2003.

49. Швецов, И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения Текст. / И.А. Швецов // Обзорная информация / Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ,- 1989.- Вып.21.- 39 с.

50. Григоращенко, Г.И. Применение полимеров в добыче нефти Текст. / Г.И. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин и др.- М.: "Недра",- 1978.- 213 с.

51. Разработка нефтяных месторождений Текст. / под ред. Н.И. Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова // Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии.- М.: ВНИИОЭНГ.- 1994.- Т. 1.- С. 202 213.

52. Tielong, Chen Test of Polymer Flooding in Elevated-Temperature Reservoir Text. / C. Tielong, S. Zhengyu, Y. Fan, Hu. Chahgzhong, Ling Qiu and Jinxing Tang. A. Pilot // SPEJ Reservoir Evaluation and Engineering.- 1998.- Т.1.- № 1. P.24-29.

53. Pat. 4,925,578 United States, E21B 043/16. Polymer-thickened aqueous solutions containing a mercaptobenzothiazole Text. / Southwick; Jeffrey G. (Lexington,' MA), Nelson; Richard C. (Houston, TX). May 15, 1990.

54. Pat. 4,957,163 United States, E21B 043/16. Method of stabilizing polymer solutions in a subterranean formation Text. / Ward; Mark B. (Missouri City, TX). September 18.- 1990.

55. Pat. 4,632,185 United States, E21B 043/16. Polymerflood process Text. /Moradi-Araghi; Ahmad (Bartlesville, OK), Smith; Duane H. (Bartlesville, OK). December 30.- 1986.

56. Пат. 1750289 Российская Федерация, МПК Е21В43/22. Состав для вытеснения' нефти Текст. / Алмаев Р.Х., Фахретдинов Р.Н., Базекина JI.B., Молчанова А.С. Галимов И.М.; опубл. 30.06.94.

57. Пат. 2006572 Российская Федерация, МКИ Е21В43/22. Состав для вытеснения нефти Текст. / Алмаев Р.Х., Базекина Л.В., Фархиева И.Т., Сафонов Е.Н., Кашапов О.С.; опубл.30.01.94.

58. Гамзатов,- С.М: Эффективные технологии производства биополимеров- в промысловых условиях и воздействпя ими на пласты Текст. / С.М. Гамзатов, С.А. Власов, В.Д. Булавин // Нефтяное хозяйство.- 1998.- № 1.- С. 45- 46.

59. Лукьянов, Ю.В. Результаты воздействия на продуктивные пласты нефтяных месторождений Башкортостана композициями на основе продуктов биосинтеза Текст. / Ю.В. Лукьянов, Ю.М. Симаев, В.В. Кондров и др. // Нефтяное хозяйство.- 2007.- № 4,- С. 52 54.

60. Власов, С.А. Повышение нефтеотдачи с применением биополимеров Текст. / С.А. Власов, Н.В. Краснопевцева, Я.М. Каган, A.M. Полищук // Нефтяное хозяйство.- 2002,- №7.- С.104-109.

61. Каган, Я.М. Проблема интенсификации добычи нефти из коллекторов месторождений Западной Сибири (часть I) Текст. / Я.М. Каган, Б.М. Кудряшов, A.M. Полищук и др. // Бурение & Нефть,- 2003.- № 10. С. 30 - 35.

62. Каган, Я.М. Проблема интенсификации добычи нефти из коллекторов месторождений Западной Сибири (часть II) Текст. / Я.М. Каган, Б.М. Кудряшов, A.M. Полищук и др. // Бурение & Нефть.- 2003.- № 11.- С. 12-17.

63. Крянев, Д.Ю. Развитие методов увеличения нефтеотдачи в рамках федеральной целевой научно-технической программы Текст. / Д.Ю. Крянев, A.M. Петраков, Т.С. Рогова // Нефтяное хозяйство.- 2007.- № 8.- С.40 42.

64. Пат. 1501597 Российская Федерация, МПК Е21В43/22. Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта Текст. / Доброскок Б.Е., Кубарева H.H. и др.; опубл. 23.10.91.- Бюл. № 39.

65. Сулейманов, Э.И. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий Текст. / Э.И. Сулейманов, P.C. Хисамов, P.P. Ибатуллин, Ю.А. Волков, И.Н. Плотникова.- Казань: Новое издание.- 1998. 360 с.

66. Муслимов, Р.Х. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения Текст. / Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалиев, Р.Б. Хисанов, И.Т. Юсупов.- М.: ВНИИОЭНГ.- 1995.- Т.2.- 286 с.

67. Пат. 2244812 Российская Федерация, МПК Е21В43/22. Способ» разработки нефтяного пласта Текст. / Ибатуллин P.P., Слесарева В.В. Рахимова Ш.Г. и др.; опубл. 20.01.05.- Бюл. № 2.

68. Швецов, И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов Текст. / И.А. Швецову В.Н. Манырин // Анализ и проектирование.-Самара: изд. "Самарский Университет",- 2000. 336 с.

69. Манырин, В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении Текст. / В.Н. Манырин, И.А. Швецов:- Самара, Дом печати.- 2002. -336 с.

70. Телин, А.Г. Повышение эффективности воздействия на пласт сшитыми полимерными* системами- за счет оптимизации их фильтрационных и реологических параметров Текст. / А.Г. Телин // Интервал.- 2002.- № 12 (47).- С. 849.

71. Jordan, D.S. The effect of temperature on gelation time for polyacrylamide/chromium (III) systems Text. / D.S. Jordan, D.W. Green, R.E. Тепу, G.P. Willhite // Soc. Pet. Eng. J.- 1982. -V. 221.- № 4. P.981-987.

72. Mumallah, N.A. Chromium (III) propionate: a crosslinking agent for water-soluble polymers in hard oilfield brines Text. / N.A. Mumallah // SPEJ Reservoir engineering.- 1988. №2. - P. 243 - 250.

73. Kulicke, W.M. Structure and swelling of some synthetic, semisynthetic, and biopolymer hydrogels. Polimers in aqueous media Text. / W.M. Kulicke, H. Nöttelmann //American chemical society.- 1989 P. 15-44.

74. Allain, C. Gelation of semidilute polymer solutions by ion complexation: critical behavior of the rheological versus cross-link concentration Text. / C. Allain, L. Salome // Macro-molecules.- 1990. V.23.- №4. - P. 902 - 912.

75. Hejri, S. Permeability reduction by a xanthan/chromium (III) system in porous media Text. / S. Hejri, FJousset, D.W.Green, C.S. McCool, G.P. Willhite, // SPE Reservoir Engineering.- Vol/Issue: 8:4.-Nov. 1993.

76. Дедусенко, Г.Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы Текст. / Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванников, М.И. Липкес.- М.: Недра.- 1985. 160 с.

77. Телин, А. Физическое моделирование вытеснения- нефти водой и оторочками гелевых систем на простейших моделях пласта Текст. / А. Телин, А. Хакимов, А. Караваев, А. Пасынков // "Технологии ТЭК", изд. "Нефть и Капитал".-2005.-№ 6.- С. 52 55.

78. Ибатуллин, P.P. Производство и применение ксантанового экзополисахарида на месторождениях ОАО "Татнефть" Текст. / P.P. Ибатуллин,

79. И.А. Борзенков, М.Р. Хисаметдинов и др. // Биотехнология: состояние и перспективы развития / Материалы III Международного конгресса,- М.: ЗАО "ПИК "Максима", РХТУ им Д.И. Менделеева.- 2005,- ч. 2.- С. 250 251.

80. Ибатуллин, P.P. Биополимеры-полисахариды для увеличения нефтеотдачи пластов Текст. / P.P. Ибатуллин, И.Ф. Глумов, М. Р. Хисаметдинов // Нефтяное хозяйство. 2006.- № 3. - С. 46 - 47.

81. Ибатуллин, P.P. Новые технологии увеличения охвата пластов заводнением P.P. Ибатуллин, М.Р. Хисаметдинов, Ш.К. Гаффаров, Ш.Г. Рахимова, P.C. Хисамов, А.И. Фролов // Нефтяное хозяйство.- 2007.- №7. С.46 - 49.

82. Пат. 2127359 Российская. Федерация, МКИ Е21В' 43/22. Способ получения добавки к закачиваемой в пласт воде Текст. / Каушанский Д.А., Демьяновский В.Б.; опубл. 1999, Бюл. №7.

83. Каушанский, Д. А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с использованием реагента Темпоскрин Текст. / Д. А. Каушанский, В. Д. Демьяновский // Нефтепромысловое дело. 1995. - №4-5. С.7.

84. Каушанский, Д.А. Технология физико-химического воздействия на продуктивные пласты полимерно-гелевой системы Темпоскрин Текст. / Д.А. Каушанский // Нефтяное хозяйство. 1999.- № 7.- С. 28 - 31.

85. Пат. 2292450 Российская Федерация, МПК Е21В 43/22. Способ добычи нефти Текст. / Хисамов P.C., Ханнанов Р.Г., Файзуллин И.Н., Уваров С.Г., Гаффаров Ш.К. и др.; опубл. 27.01.07.

86. Nimerick, Kenneth H. New pH-Buffered Low Polymer Borate Crosslinked Fluids Text. / Kenneth H. Nimerick, L. Temple Harry and Roger J. Card, Schlumberger Dowell. // J. Socitty of Petroleum Engineers.- Vol 2.- Number 2, June.- 1997.

87. McDonald, C.E. The Application of a Reduced Polymer Borate System Text. / C.E. McDonald, BJ Services Co. // SPE Production Operations Symposium.- Oklahoma City, Oklahoma.- 16-19 April.

88. Pat. 7,036,590, United States E21B-43/267. Two stage subterranean zone-fracturing fluids and methods Text. / Harris; Phillip C.- 2006.- May 2, Appl. No.: 10/779,010.

89. Pat. 7,021,379, United States E21B 43/267. Methods and compositions for enhancing consolidation strength of proppant in subterranean fractures Text. / Nguyen; Philip D.- 2006.- April 4, Appl. No.: 10/614,627.

90. Pat. 7,001,872, United States E21B 43/26. Subterranean formation treating fluid and methods of fracturing subterranean formations Text. / Pyccroft; James Frederick, Weaver; Jim D.- 2006.- February 21, Appl. No.: 10/623,438.

91. Пат. 2139424 Российская Федерация; Е21В 43/26. Состав и способ-приготовления реагента для сшивки-растворов полисахаридов Текст. / Магадова Л.А. и др.; опубл. 10.10.99.

92. Пат. 2173772 Российская Федерация, Е21В 43/26. Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта Текст. / Магадова Л.А. и др.; опубл. 20.09.01.

93. Pat. 7,036,589, United States Е21В 43/267. Methods for fracturing stimulation Text. / Nguyen; Philip D.- 2006.- May 2, Appl. No.: 10/640,763/

94. Пат. 2246609 Российская Федерация. Состав полисахаридного геля для глушения скважин и способ его приготовления! Текст. / Магадова Л.А., Магадов Р.С., Мариненков В.Н. и др:; опубл. 20.02.05.

95. Опыт применения- комплекса "Химеко-В" в технологиях ГРП и глушения скважин Текст. / Курятников Е. и др.// Нефть и капитал,- 2004.- №2.- С. 2-3.

96. Хисметов, Т.В. Исследование воздействия жидкостей глушения и кислотных растворов на заглинизированные терригенные коллекторы Текст. / Т.В. Хисметов, A.M. Берштейн, Э.И. Криман и др. // Нефтяное хозяйство,- 2007.- № 3.-С. 92 95.

97. Пат. № 2330942 Российская Федерация. Способ- глушения скважин с аномально ■ низким пластовым давлением Текст. / Магадова. Л.А., Магадов Р.С., Силин М.А. и др.; опубл. 10.08.08.

98. Pat. 7,028,771, United States Е21В 21/06. Hydrocarbon recovery Text. / Smith; Kevin W., Mackey; Rusty R., Hallman; John H.- 2006.- April 18, Appl. No.: 10/159,176.

99. Pat. 7,007,754, United States E21B 33/138. Method of cementing an area of a borehole with aqueous cement spacer system Text. / Fanguy, Jr.; Charles Joseph, Sanchez; Jerry Patrick, Mitchell; Timothy Ivan.- 2006.- March 7.- Appl. No.: 10/448,576.

100. Pat. 7,032,669, United States E21B 43/27. Compositions and« methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids Text. / Chatterji; Jiten, King; Bobby J.- 2006,- April 25, Appl. No.: 10/631,248.

101. Пат. 2250361 Российская Федерация, E21B 43/22. Способ регулирования разработки нефтяной залежи Текст. / Гильмияров P.P., Абунагимов С.С.; опубл. 20.04.05, Бюл. № 11.

102. Пат. 2250362 Российская Федерация, Е21В 43/22. Способ вытеснения, нефти Текст. / Гильмияров P.P., Абунагимов С.С.; опубл. 20.04.05, Бюл. № 1Г.

103. Пат. 2250363 Российская Федерация, Е21В 43/22. Способ повышения нефтеотдачи нефтяной залежи Текст. / Гильмияров P.P., Абунагимов С.С.; опубл. 20.04.05, Бюл. № 11.

104. Пат. 2346151 Российская Федерация, МПК Е21В 43/22. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) Текст. / Ибатуллин P.P., Амерханов М.И., Рахимова Ш.Г., Золотухина B.C., Береговой А.Н., Хисамов P.C.; опубл. 10.02.09, Бюл. № 4.

105. Береговой, А.Н. Применение композиций на основе полисахаридов растительного происхождения для увеличения охвата пластов заводнением Текст. / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, B.C. Золотухина // Нефтяное хозяйство.- 2010.-№3.- С. 86 88.

106. Львовский, E.H. Статистические методы построения эмпирических формул Текст. / E.H. Львовский. М.: Высшая школа, 1988. - 239 с.

107. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтедобывающей промышленности. РД 39 -01/06-0001-89. М.: МНП, 1989. -124с.

108. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов: (Вторая редакция) / М-во экономики РФ, М-во фин. РФ, ГК по стр-ву, архит. и жил. политике. М.: Экономика, 2000. 421с.

109. Положение по определению экономической эффективности внедрения результатов интеллектуальной деятельности в ОАО "Татнефть" РД 153-39.0-62009, г. Альметьевск, 2008.

Информация о работе

Береговой, Антон Николаевич
кандидата технических наук
Бугульма, 2010
ВАК 25.00.17

Диссертация

Увеличение степени нефтеизвлечения полимерными и эмульсионными составами при заводнении пластов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы