Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Повышение продуктивности добывающих скважин с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии

Диссертация: Повышение продуктивности добывающих скважин с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Исследовано влияние ингредиентов КОГЭ после её разложения на свойства и параметры пластовой нефти. Установлено: а) обогащение нефти жидкими углеводородами «пентаны+высшие», например, с 86,2 до 93,2% масс, приводит к снижению давления насыщения в зависимости от состава нефти в 2,0 — 7,5 раз. При этом отмечается уменьшение плотности, вязкости и относительного газосодержания нефтиб) гидрофобная… Читать ещё >

Повышение продуктивности добывающих скважин с применением кислотообразующей гидрофобной эмульсии (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ
  • 1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ КИСЛОТНЫХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА С КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ 1О
    • 1. 1. Причины ухудшающие фильтрационные свойства призабойной зоны скважин
    • 1. 2. Анализ эффективности соляно-кислотных воздействий на призабойную зону скважин в залежах с карбонатными коллекторами
  • 2. ХАРАКТЕРИСТИКА КИСЛОТООБРАЗУЮЩЕЙ ГИДРОФОБНОЙ ЭМУЛЬСИИ И ВЛИЯНИЕ ЕЁ СОСТАВЛЯЮЩИХ НА СВОЙСТВА И ПАРАМЕТРЫ НЕФТИ
    • 2. 1. Получение кислотообразующей гидрофобной эмульсии и её физико-химическая характеристика
    • 2. 2. Исследование растворимости асфальтосмолистых веществ и парафинов в жидких углеводородах «пентаны+высшие»
    • 2. 3. Динамика изменения давления насыщения нефти газом при обогащении её жидкими углеводородами «пентаны+высшие»
  • Выводы
  • 3. ЛАБОРАТОРНО-ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ УСТАНОВЛЕНИЕ ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС КИСЛОТООБРАЗУЮЩЕЙ ГИДРОФОБНОЙ ЭМУЛЬСИЕЙ
    • 3. 1. Установление «времени жизни» кислотообразующей гидрофобной эмульсии в пористой среде
    • 3. 2. Экспериментальное исследование характера взаимодействия кислотообразующей эмульсии с породой коллектора
    • 3. 3. Исследование изменения фазовой проницаемости породы по нефти при искусственном обогащении её жидкими углеводородами «пентаны+высшие»
    • 3. 4. Обоснование эффективности использования кислотообразующей гидрофобной эмульсии в двухрастворных технологиях обработки ПЗП в неоднородных коллекторах
  • Выводы
  • 4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПЗС УГЛЕВОДОРОДАМИ ПЕНТАНЫ+ВЫСШИЕ" В СОСТАВЕ И БЕЗ КИСЛОТООБРАЗУЮЩЕЙ ГИДРОФОБНОЙ ЭМУЛЬСИИ
    • 4. 1. Краткое геолого-физическое строение и характеристика объектов внедрения технологий интенсификации скважин
    • 4. 2. Приготовление и закачка в ПЗС технологических жидкостей на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие»
    • 4. 3. Анализ результатов промышленного внедрения технологий на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие»
  • Выводы 133 ОСНОВНЫЕ
  • ВЫВОДЫ
  • СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
  • ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплутационных скважин кислотообразующей эмульсией на основе жидких углеводородов «петаны+высшие»
  • ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Справка по технико-экономической эффективности применения жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии в ГПУ ООО «Оренбурггазпром»
  • СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ АСПК — асфальтосмолистые и парафиновые компоненты
  • АСПО — асфальтосмолистые и парафиновые отложения
  • ВНК — водонефтяной контакт
  • ГИС — геофизические исследования
  • ГНК — газонефтяной контакт
  • ГПЗ — газоперерабатывающий завод
  • ЖУ — жидкие углеводороды
  • КВД — кривая восстановления давления
  • КОГЭ — кислотообразующая гидрофобная эмульсия
  • КУС — кислотно-углеводородный состав
  • НГДУ — нефтегазодобывающее управление
  • НКТ — насосно-компрессорная труба
  • НКЭ — нефтекислотная эмульсия
  • ОАО — открытое акционерное общество
  • ОКЭ — обратная кислотная эмульсия
  • ОНГКМ — Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение
  • ООО — общество с ограниченной ответственностью
  • ОПЗ — обработка призабойной зоны
  • ПАВ — поверхностно-активное вещество
  • ПЗП — призабойная зона пласта
  • ПЗС — призабойная зона скважины
  • ПКО — пенокислотная обработка
  • ПСКО — пеносолянокислотная обработка
  • Рпл — пластовое давление
  • Рн — давление насыщения нефти газом
  • СВБ — сульфатвосстанавливающие бактерии
  • СЖК — синтетическая жирная кислота
  • СКО — соляно-кислотная обработка
  • СКМД — смесь кислотная медленного действия
  • СНГ — содружество независимых государств
  • ТГХВ — термогазохимическое воздействие
  • УВ — углеводороды
  • УДЭС — углеводородная эмульсионно-дисперсная система

В общем балансе разведанных и находящихся в разработке нефтяных и нефтегазовых залежей России карбонатные коллектора содержат значительные запасы нефти.

Разработка месторождений приуроченных к карбонатным коллекторам характеризуется низкими темпами отбора нефти, невысокими значениями коэффициента извлечения нефти. Это связано со сложностью геологического строения, неоднородностью и низкими коллекторскими свойствами пластов, высокой вязкостью нефти и др. Отсюда, повышение эффективности разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах имеет важное народнохозяйственное значение и в последние годы является приоритетной задачей научно-практической деятельности многих коллективов: Научно-исследовательские и опытно-промышленные работы в этом направлении связаны прежде всего с' разработкой и внедрением новых технологий обработки призабойной и удаленной зоны пласта.

В настоящее время существует большое количество методов воздействия на призабойную зону скважин в карбонатных коллекторах.

Среди многообразия методов воздействия на призабойную зону скважин наибольшее применение нашли солянокислотные технологии. Способность к растворению нефтесодержащих пород, возможность использования в различных геологофизических условиях и на разных стадиях разработки месторождения, технологичность и доступность реагента — соляной кислоты — делает этот вид обработки в карбонатных пластах более выгодным и распространенным по сравнению с другими.

В то же время технологии с использованием соляной кислоты обладают существенными недостатками, снижающими эффективность их использования, а именно:

1. Низким охватом воздействия по толщине и глубине пласта растворами соляной кислоты. Добавки замедлителей и загустителей в состав кислотных растворов осложняют и удорожают кислотные технологии, несущественно уменьшая скорость их взаимодействия с породой коллектора;

2. Высокой коррозионной активностью кислотных растворов по отношению к металлическому оборудованию, требующее использования дорогостоящих ингибиторов;

3. Рост обводненности продукции скважин свыше 30−40% характеризуется снижением эффективности обработок ПЗС соляной кислотой в два и более раз;

4. В залежах, работающих на режиме истощения при пластовом давлении ниже давления насыщения, эффективность соляно-кислотных обработок недостаточно высока, так как низкие пластовые давления не способны обеспечить качественное удаление продуктов реакции из ПЗП, а наличие свободной газовой фазы в жидкости, поступающей в скважину, снижает фазовую проницаемость по нефти.

Исходя из сказанного, дальнейшее повышение эффективности соляно-кислотных методов воздействия на карбонатный пласт, особенно в осложненных условиях — в условиях высокой обводненности продукции скважин, наличия свободной газовой фазы в отбираемой продукции, отложений АСПО в ПЗС, требует совершенствования и создания новых технологий. При этом наилучшими технологиями будут те, которые обеспечат комплексное воздействие на пласт.

Цель диссертационной работы — разработка технологий повышения производительности нефтяных скважин при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом на основе использования жидких углеводородов «пентаны+высшие».

Основные задачи исследований:

1. Установление «времени жизни» кислотообразующей гидрофобной эмульсии и характера её взаимодействия с породой коллектора;

2. Исследование влияния ингредиентов кислотообразующей гидрофобной эмульсии на свойства и параметры пластовой нефти: на давление насыщения нефти газом, на растворимость асфальтосмолистых и парафиновых компонентов нефти, на фазовую проницаемость породы по о нефти;

3. Экспериментальное изучение эффективности использования КОГЭ для двухрастворной обработки неоднородных карбонатных коллекторов;

4. Установление оптимальных геолого-физических условий для использования КОГЭ, написание временной инструкции по обработке ПЗС кислотообразующей эмульсией и проведение опытно-промышленного внедрения предложенных технологий.

Методы исследований.

Поставленные задачи решались с использованием современных стандартных физических и физико-химических лабораторных и промысловых методов исследований. При анализе результатов исследований применялись методы математической статистики с привлечением современных программных продуктов.

Научная новизна.

1. На основе статистической обработки экспериментальных данных выведены аналитические зависимости, позволяющие получать составы кислотообразующей гидрофобной эмульсии с заданными значениями вязкости и объёмного содержания образуемой соляной кислоты;

2. Уточнен механизм взаимодействия кислотообразующей гидрофобной эмульсии с породой коллектора: образуемая после распада эмульсии соляная кислота будет расширять не только поровые каналы и их проходные сечения, но и образовывать новые каверны;

3. Показано, что искусственное обогащение пластовой нефти жидкими углеводородами «пентаны+высшие» приводит к снижению давления насыщения нефти газом и повышает фазовую проницаемость породы по нефти;

4. Предложены технологии обработок ПЗС в условиях пластовых давлений ниже давления насыщения нефти газом на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие»;

5. Установлены геолого-физические характеристики продуктивных пластов — тип коллектора, характер неоднородности, соотношение проницаемостей в различных слоях коллектора, температура пласта, вязкость нефти для эффективного использования кислотообразующей гидрофобной эмульсии.

Практическая ценность.

Разработаны и внедрены:

1. Технологии повышения продуктивности малодебитных скважин при пластовых давлениях ниже давления насыщения нефти газом на основе использования жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии;

2. Временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей гидрофобной эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на VI Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Уфа, 2005 г.) — международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (Уфа, 2008 г.) — на 59-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов, молодых ученых, УГНТУ (Уфа, 2008 г.).

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 7 печатных работах, в том числе: в 4 статьях и тезисах 3 докладов на научных конференциях.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов. Изложена на 147 страницах.

Основные выводы.

1. Предложены составы и технологии с использованием жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии для стабилизации и увеличения коэффициента продуктивности низкодебитных скважин в карбонатных залежах, разрабатываемых на режиме истощения при Рпл < Рнас;

2. На основе статистической обработки экспериментально-лабораторных данных выявлены аналитические зависимости, позволяющие получать составы кислотообразующей эмульсии с заданными значениями вязкости и объемного содержания образуемой соляной кислоты;

3. Установлены «время жизни» КОГЭ в пласте и характер ее взаимодействия с породой. Показано, что в структуре пористой среды интенсивное разложение эмульсии с образованием соляной кислоты начинается с 18-ого часа после ее изготовления и завершается через 4 суток;

4. Исследовано влияние ингредиентов КОГЭ после её разложения на свойства и параметры пластовой нефти. Установлено: а) обогащение нефти жидкими углеводородами «пентаны+высшие», например, с 86,2 до 93,2% масс, приводит к снижению давления насыщения в зависимости от состава нефти в 2,0 — 7,5 раз. При этом отмечается уменьшение плотности, вязкости и относительного газосодержания нефтиб) гидрофобная составляющая КОГЭ, обладая свойствами растворителя, достаточно динамично растворяет асфальтосмолистые и парафиновые отложения. Так, 76,7% масс. АСПО Ассельской залежи растворяется в течении 5 час. Полное растворение компонентов происходит за 30 час.

5. Искусственное увеличение жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе фильтрующейся в модели пласта двухфазной системы «нефть+газ» приводит к монофазной фильтрации нефти. При этом расход пластовой нефти увеличивается в 2 раза, фазовая проницаемость по нефти-на 73%.

6. На базе теоретических, лабораторно-экспериментальных и промысловых исследований: а) определены оптимальные геолого-физические условия для применения рекомендованных технологийб) разработана временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей гидрофобной эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие».

7. Внедрение технологий на девяти добывающих нефтяных скважинах залежей Оренбургской области повысило в среднем на 50,1% дебиты скважин по нефти, позволило получить 8166,54 т дополнительно добытой нефти, увеличить чистую прибыль предприятия на 10 046,5 тыс. руб.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.А., Васильева Н. П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972. — 336с.
  2. Г. Т. Вскрытие и обработка пластов. М.: Недра, 1964. -266с.
  3. В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. — М.: Недра, 1978. 256с.
  4. Ф.С. Повышение производительности скважин. — М.: Недра, 1975.-264с.
  5. М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2000. — 653с.
  6. H.A. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных пластов /Под редакцией Конесева Г. В.: Петров H.A., Султанов В. Г., Давыдова И. Н., Конесев В. Г. Санкт-Петербург.: Недра, 2007. — 539с.
  7. Ю.В. Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений. — Уфа, Издательство УГНТУ, 2007. 232с.
  8. Ш. А. Использование продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья для стабилизации и подавления набухания глин //НТЖ «Нефтегазовое дело». Том 1 2003, http:/ www.ogbus.ru.
  9. В.Е., Гатенбергер Ю. П., Люшин С. Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. — М.: Недра, 1985. -215с.
  10. Солеотложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними /Ш.К. Гиматудинов, Л. Х. Ибрагимов, Ю. П. Гатенбергер и др. Грозный: Издательство Чечено-Ингушского государственного университета. — 1985. — 88с.
  11. Ю.В., Валеев М. Д., Сыртланов А. Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. — Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. — 168с.
  12. Л.Б., Исаев М. Г. Формирование состава попутно— добываемых вод и их влияние на гипсоотложение при эксплуатации нефтяных скважин //Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. — 1983.-43с.
  13. Meyers К.О. Conrol of Formation Damage at Prudhoe Bay, Alaska by Inhibitor Squeeze Teatment /К.О. Meyers, H.L. Skilman, G.D. Herring. -Copyright 1985 Society of Petrolium Enginers, 1996. p. 42−46.
  14. B.E. Повышение эффективности глинокислотного воздействия на призабойную зону скважин терригенных коллекторов /В.Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Н. В. Щербинина Уфа 2005. — 138с.
  15. Morgenthaler L.N. Formation Damage Tests of High Density Brine Completion Fluids /L.N. Morgenthaler, N. Mungan SPE 432 436, Nov. 1986.-p. 31−34.
  16. Wojtanowice A.K. Study on the Effect of Pore Blocking Mechanism on Formation Damage /А.К. Wojtanowice, Z. Krilov, J.P. Langlinais SPE 16 233, Mar. 1987. — p. 8−10.
  17. И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. — М.: Недра, 1977.-214с.
  18. Э.А. Исследование граничных слоев нефти на твердой поверхности //Дис. канд. техн. наук — Уфа, УГНТУ, 1972. — 147с.
  19. В.В., Хабибуллин З. А., Кабиров М. М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975. — 168с.
  20. М.К., Стрижнев К. В. Борьба с осложнениями при добыче нефти. М.: ООО «Недра — Бизнесцентр», 2006. — 295с.
  21. В.В., Хабибуллин З. А. Физика пласта: Учебное пособие. Уфа: Издательство УНИ, 1986. — 82с.
  22. Ш. А., Дьячук И. А. Исследование тиксотропных свойств аномальных нефтей при фильтрации в карбонатных пористых средах //Деп. в ВИНИТИ, М.: 1993. № 1291 — 1993
  23. З.И., Сюняев Р. З., Сафиева P.C. Нефтяные дисперсные системы. — М.: Химия, 1990. 224с.
  24. А.Х., Ковалев А. Г., Зайцев Ю. В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. — М.: Недра, 1972. -200с.
  25. З.А. Оптимизация режима работы малодебитных скважин на залежах аномальных нефтей /З.А. Хабибуллин, P.A. Фасхутдинов, Э. М. Хусаинов Уфа: Изда-во УНИ. — 1989. — 70с.
  26. В.И., Сучков Б. М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Кн. Издательство, 1996. — 440с.
  27. Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. — 311с.
  28. И.И. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана /Абызбаев И.И., Сыртланов А. Ш., Викторов П. Ф., Лозин Е. В. Уфа: Башкирское издательство «Китап», 1994. — 180с.
  29. И.И., Сатаров М. М., Карцева A.B. Разработка нефтяных месторождений при режиме растворенного газа. М.: Гостоптехиздат, 1962.— 190с.
  30. И.Ш. Исследование гидрофобных эмульсий. /И.Ш. Кувандыков, И. Я. Клюшин, Р. Г. Насырова, Е. П. Назарова //Нефтепромысловое дело, 1978. № 3. — С. 13−15
  31. В.А., Васильева Н. П., Джавадян A.A. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. -М.: ВНИОЭНГ, 1977. 79с.
  32. М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. — М.: Недра, 1985. 184с.
  33. В.Д. Физические основы выбора агента для заводнения нефтяных пластов карбонатного типа //Дис. канд. техн. наук- Уфа, фонды УГНТУ. — 1975. — 150с.
  34. A.A., Кусаков М. М., Лубман Н. М. Механизм капиллярной пропитки и капиллярного вытеснения в пористых средах //Изв. ВУЗов, серия «Нефть и газ», 1958. № 11. С. 59 — 64.
  35. H.H. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987. — 152с.
  36. Обобщение опыта разработки нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами в АНК «Башнефть» /Лозин Е.В., Федорако А. Б., Родионов В. П. и др. //отчет о НИР Уфа: фонды «БашНИПИнефть» — 1998. — 198с.
  37. Г. А., Мусабиров М. Х., Галеев Р. Г. Комплекс технологий для стимуляции и повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов. /Сб. тр. Междун. конф. «Нефть и битумы». Казань, октябрь 1994 г.
  38. Р.Г., Юсупов И. Г. Совершенствование вскрытия неоднородных пластов на залежах с отличающейся вязкостью нефти.
  39. Докл. на семнн. «Проблема первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин». Уфа: Изд-во УГНТУ — 1996. — с. 48.
  40. В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. — 280с.
  41. К.Б., Выжигин Г. Б. Оценка эффективности соляно-кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах //Нефтяное хозяйство, 1992. № 7. — С. 28−31
  42. В.П., Южанинов П. М., Азаматов В. И. и др. Состояние работ по воздействию на призабойную зону пласта и перспективы их развития //Нефтяное хозяйство, 1986. № 6. — С. 35−37
  43. Ю.В., Карпов A.A., Тухтеев P.M. Влияние обработок призабойных зон скважин на показатели разработки карбонатных коллекторов //Интервал, 2003. — № 8. С. 39−42
  44. Г. А., Мусабиров М. Х., Денисов Д. Г. Системное применение технологий кислотной стимуляции скважин и повышения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах //Интервал, 2003. № 9. (56) -С. 27−31
  45. .Г., Малышев А. Г., Гарифуллин Ш. С. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1996. — 219с.
  46. В.М., Трахтман Г. И. Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 59с.
  47. Пат. № 2 159 846, Российская Федерация. Способ разработки нефтяной залежи / Гафаров H.A., Кувандыков И. Ш., Вдовин A.A., Исхаков P.M., Карнаухов В.М.- опубл. 27.11.2000. Бюл. № 33.
  48. Н.М., Рамазанов Р. В. Эффективность создания забойных каверно-накопителей //РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1982. № 6. — С. 22−24
  49. В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. — 202с.
  50. А.Д., Камарницкий Н. В. Опыт обработки скважин соляной кислотой на промыслах НГДУ «Речицанефть» //РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1968. С. 20−24
  51. М.Н., Рахимкулов Р. Ш. Повышение эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений -М.: Недра, 1978. -207с.
  52. .М. Причины снижения производительности скважин //Нефтяное хозяйство, 1988. № 5. — С. 52−54
  53. Результаты пенокислотных обработок нефтяных скважин Леляковского месторождения. //РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1970. № 2. — С. 15−16
  54. Р.Х., Орлов Г. А., Мусабиров М. Х. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленной зон карбонатных пластов /Нефтяное хозяйство, 1994. № 3. — С. 47−49
  55. Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: Изд-во «КУбк-а» — 351с.
  56. Н.Я. Анализ эффективности и перспективы применения методов воздействия на пласты /Н.Я. Медведев, В. П. Сонич, В. А. Мишарин, А. Г. Малышев, В. М. Исаченко и др. //Нефтяное хозяйство, 2001.-№ 9.-С. 69−75
  57. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ.ред. Ш. К. Гиматудинова /P.C. Андриасов, И. Т. Мищенко, А. И. Петров и др. М.: Недра, 1983. — 455с.
  58. B.C. Влияние скорости движения кислотных пен на эффективность обработок скважин //Нефтяное хозяйство, 1982. — № 6. -С. 39−42
  59. В.М., Корженовский А. Г. Об эффективности обработки призабойной зоны скважин //Нефтяное хозяйство, 1985. — № 7. С. 34−36
  60. Г. А., Васюшина JI.H. Экономическая эффективность использования гидрофобных кислотных эмульсий для обработки карбонатных пластов в глубоких скважинах //РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1981. — № 8. С. 6−8
  61. Р.З., Кандаурова Г. Ф., Мигович О. П. Создание эффективных систем разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах //Нефтяное хозяйство, 1987. № 2. — С. 37−42
  62. В.А. Обработка скважин нефтекислотными эмульсиями. /В.А. Илюков, Х. Ш. Сабиров, B.C. Уголев, Д. Ш. Лукманов //ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1977. 38с.
  63. Г. Н. Новые технологии добычи нефти с применением углеводородных эмульсионно-дисперсных систем (технологии УЭДС) /НТЖ Интервал, 2000. № 11 (22). — С. 3,8−9
  64. В.Н., Поздеев О. В. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. -51с.
  65. Г. А., Кендис М. Ш., Глущенко В. Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. — 224с.
  66. Ю.Е. Новый подход к увеличению продуктивности и снижению обводненности скважин в карбонатных коллекторах. /Нефтяное хозяйство, 1998. № 7. — С. 26−27
  67. Я.М. О повышении успешности кислотных обработок скважин с помощью метода распознования образа /Росизаде Я.М., Кагарманов А. П., Литвинов В. П., Нагиев Т. М. //ВНИИОЭНГГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1970. № 7. — С. 40−42
  68. А.Г. Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах /А.Г. Телин, Т. А. Исмагилов, Н. З. Ахметов, В. В. Смыков, А. И. Хисамутдинов //Нефтяное хозяйство, 2001. — № 8. — С. 69−74
  69. Ю.Л. Увеличение продуктивности скважин в карбонатных коллекторах составами на основе соляной кислоты /Ю.Л. Вердеревский, Ю. Н. Арефьев, М. С. Чаганов, B.C. Асмоловский, Ф. Х. Сайфутдинов //Нефтяное хозяйство, 2000. № 1. — С. 39−40
  70. .Д. Многофункциональные кислотно-углеводородные составы: опыт разработки и применения в Казахстане //Нефтяное хозяйство, 2002. № 6. — С. 100−103
  71. Л.В. Результаты интенсификации добычи нефти новыми кислотными составами серии КСПЭО /Л.В. Казакова, П. М. Южанинов, Т. В. Чабина, А. И. Миков и др. //НТЖ Интервал, 2003. — № 1 (48).-С. 55−57
  72. Ш. С., Галлямов И. М., Аптикаев P.C., Асмоловский B.C. Результаты применения комплексной технологии обработки призабойной зоны скважин. — Уфа, Тр. БашНИПИнефть, вып. 80, 1989.-С. 24−30
  73. Патент РФ № 2 106 488 МПК6 Е21В43/27 Способ обработки призабойной зоны пласта./Глумов И.Ф., Ибатуллин K.P., Ибатуллин P.P., Сергеев С. С., Фассахов Р. Х. Опубл. 10.03.1998, Бюл. № 6
  74. Sjoblom J., Soderlund Н., Warnheim Т. Chemical Reactins in Organic and Inorganic constrained systems, NATO Asi. Series, v. 165, Series C, 1985, p.305−313
  75. Патент РФ № 2 059 804 МПК6 Е21В43/27 Состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта./Кошторев Н. И. Опубл. 10.05.1996, Бюл. № 6.
  76. Патент США № 3 962 101 НКИ 252−8.55с. Способ кислотной обработки пластов и состав для этой цели.
  77. Патент РФ №> 2 061 860 МПК6 Е21В43/27 Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине./ Петров H.A., Есипенко А. И., Ветланд M.JI. Опубл. 10.06.1996, Бюл. № 6.
  78. P.M., Антипин Ю. В., Карпов A.A. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов /Нефтяное хозяйство, 2002. — № 4. С. 68−70
  79. Ю.В., Карпов A.A., Тухтеев P.M. Влияние обработок призабойных зон скважин на показатели разработки карбонатных коллекторов /НТЖ «Интервал», 2003. № 8 (55). — С. 39−42
  80. К.Б., Муслимов Р. Х., Полуян И. Г. О результатах эксплуатации скважин с искусственными кавернами //ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело 1979 — № 9. — С. 21−23
  81. Обобщение опыта разработки нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами в АНК «Башнефть» /Е.В. Лозин, А. Б. Федорако, В. П. Родионов и др. //Отчет о НИР Уфа: фонды «БашНИПИнефть» — 1998. — 198с.
  82. .М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М. Гостоптехиздат -1962. -287с.
  83. Стандарт предприятия. СТП 03 153. Методика лабораторная по определению растворяющей и удаляющей способности растворителей АСПО — 2001. — 9с.
  84. В.Е., Гафаров А. Ш., Кувандыков И. Ш. Повышение продуктивности скважин, эксплуатирующихся при пластовыхдавлениях ниже давления насыщения нефти газом /НТЖ Нефтегазовое дело, 2008. Т6. — № 1. С. 51−53
  85. А.Х., Аметов И. М., Ковалев А. Г. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов. М.: Недра, 1992. — 270с.
  86. К.Г., Кучинский П. К. Лабораторные работы по курсу «Физика нефтяного и газового пласта». — Гостоптехиздат, 1953. 209с.
  87. Ш. А., Харин А. Ю., Шамаев Г. А. Физика нефтяного пласта: (Учебн. пособие). Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. — 75с.
  88. Коррективы проекта разработки Ассельской газонефтяной залежи. — Оренбург: ВолгоУралНИПИгаз 2002. — 197с.
  89. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области //Пантелеев A.C., Козлов Н. Ф., Постоенко П. И., Кирсанов М. К. и др. — Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1977 272с.
  90. И.Ш., Гафаров А. Ш. Временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин кислотообразующей эмульсией на основе жидких углеводородов «пентаны+высшие» Оренбург, 2007 — 14с.
  91. Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. -304с.
  92. Н.Г. Интенсификация разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами путем оптимизации забойных давлений /Н.Г. Зайнуллин, И. Х. Зиннатов, Р. Г. Фархуллин, Е. Ю. Мочалов, О. П. Мигович, Л. И. Зайцева //Нефтяное хоз-во, 1992 — № 1 С.29−32
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!