Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана

Диссертация: Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Выведены аналитические зависимости для определения параметров устройства для очистки оборудования от твердых отложений методом ударно-волнового воздействия (УВВ) на основе известных результатов математического моделирования процесса распространения ударных волн в сферически симметричных средах. Их справедливость подтверждена успешной эксплуатацией установки БКН-1, которая производит одновременную… Читать ещё >

Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Глава 1. Размещение остаточных запасов, изменение коллекторских и фильтрационных свойств породы, состава пластовых флюидов месторождений Узень, Карамандыбас, Жетыбай
    • 1. 1. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Узень
      • 1. 1. 1. Геолого-физическая характеристика месторождения Узень
      • 1. 1. 2. Физико-химические свойства пластовых флюидов
      • 1. 1. 3. Особенности разработки месторождения
      • 1. 1. 4. Особенности выработки запасов нефти из пластов
    • 1. 2. Геолого-физическая характеристика и особенности разработки месторождения Жетыбай
      • 1. 2. 1. Структурные особенности нефтегазовых и нефтяных залежей
      • 1. 2. 2. Физико-химические свойства пластовых флюидов
      • 1. 2. 3. Особенности разработки месторождения
    • 1. 3. Реологические особенности нефтей месторождений Узень, Карамандыбас и
  • Жетыбай
    • 1. 4. Изменение свойств нефти и состава газа в процессе разработки месторождений
    • 1. 5. Изменение коллекторских и фильтрационных свойств нефтенасыщенных пород в процессе эксплуатации месторождений
  • Изменение естественных и техногенных электрических полей
    • 1. 6. Термодинамическая неустойчивость пластовых флюидов
  • Выводы и основные задачи исследований
  • Глава 2. Совершенствование технологических процессов разработки нефтяных залежей
    • 2. 1. Анализ процесса закачки в нефтяные залежи холодной и горячей воды. 80 v
    • 2. 2. Ступенчатое термальное заводнение
    • 2. 3. Фигурное заводнение
    • 2. 4. Энерго- и ресурсосберегающая технология термозаводнения
    • 2. 5. Раздельная разработка высоко- и низкопродуктивных зон
    • 2. 6. Нестационарное (циклическое) заводнение
    • 2. 7. Применение водорастворимых поверхностно-активных веществ
  • Основные заключения
  • Глава 3. Повышение эффективности использования многофункциональных ПАВ в технологических процессах добычи нефти и при обработке призабойной зоны пластов
    • 3. 1. Обоснование применения многофункциональных (МФК) ПАВ
      • 3. 1. 1. Применение МФК ПАВ в качестве ингибиторов при обработках ПЗП
      • 3. 1. 2. Профилактические обработки скважин и ПЗП
      • 3. 1. 3. Особенности профилактических обработок газлифтных и глубинно-насосных скважин
      • 3. 1. 4. Применение технологических растворов при глушении скважин
      • 3. 1. 5. Применение МФК ПАВ для снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефтей и эмульсий. 127 Обоснование направления исследований
    • 3. 2. Разработка оптимальных рецептур смесей на основе многофункциональных водорастворимых композиций ПАВ
      • 3. 2. 1. Исследования реологических характеристик нефти с добавками
  • ПВМК ПАВ
    • 3. 3. 2. Поверхностное натяжение и критическая концентрация мицеллообразования
  • ПВМК ПАВ
    • 3. 2. 3. Исследования моющих и ингибирующих свойств
  • ПВМК ПАВ
    • 3. 2. 3. 1. Экспериментальные исследования по отмыву АСПО
      • 3. 2. 3. 2. Ингибирование асфальтосмолопарафиновых отложений
      • 3. 2. 4. Изменение значения коэффициента светопоглощения нефти и АСПО при использовании
  • ПВМК ПАВ в качестве отмывающего и ингибирующего средства
    • 3. 2. 5. Влияние
  • ПВМК ПАВ на гидравлический режим транспорта нефти
    • 3. 2. 6. Экспериментальная оценка эффективности применения
  • ПВМК ПАВ при воздействии на ПЗП
    • 3. 2. 7. Взаимодействие водных растворов
  • ПВМК ПАВ с глинистой фазой, содержащейся в пласте
    • 3. 2. 8. Приготовление
  • ПВМК ПАВ
  • Заключение
    • Глава 4. Интенсификация работы скважин на поздней стадии разработки
    • 4. 1. Краткий аналитический обзор методов, применяемых для восстановления продуктивности и приемистости скважин и повышения эксплуатационной надежности оборудования
    • 4. 2. Разработка новых составов и технологий для защиты нефтепромыслового оборудования
    • 4. 2. 1. Ингибиторы АСПО, солеосаждений, коррозии и комплексного действия
    • 4. 2. 2. Способы обработки скважин ингибиторами комплексного действия
    • 4. 3. Усовершенствование технологии электроразрядного воздействия
    • 4. 3. 1. Исследование электрического разряда в водных растворах многофункциональных композиций ПАВ
    • 4. 3. 2. Влияние электрических импульсов на характеристики водных растворов композиций ПАВ
    • 4. 3. 3. Экспериментальные исследования реологических характеристик нефтей, обработанных композициями ПАВ, подвергнутых ЭРВ
    • 4. 3. 4. Совместное использование ЭРВ и композиций ПАВ при обработке ПЗП
    • 4. 3. 5. Совместное использование ВУС и ЭРВ
    • 4. 4. Методы очистки нефтепромыслового оборудования от твердых отложений
    • 4. 4. 1. Вибро-акустические методы очистки труб от твердых отложений
    • 4. 4. 2. Ударно-волновой способ очистки оборудования от твердых накоплений
    • 4. 5. Повышение эффективности методов интенсификации работы скважин воздействием физических полей
    • 4. 5. 1. Воздействие на пластовый флюид магнитным полем
    • 4. 5. 2. Исследование влияния электромагнитных полей на процесс нефтедобычи
      • 4. 5. 2. 1. Воздействие электромагнитным полем на ПЗП
      • 4. 5. 2. 2. Исследование влияния электрических полей на фильтрацию жидкости в пористых средах
    • 4. 6. Усовершенствование процессов цементирования и ремонта скважин
      • 4. 6. 1. Влияние геолого-технологических факторов на качество крепления 234 скважин
      • 4. 6. 2. Влияние электрических полей на прочность скважины в процессе ее строительства и эксплуатации. 235 Основные результаты исследований
  • Глава 5. Интенсификация добычи нефти поинтервальными обработками добывающих и нагнетательных скважин
    • 5. 1. Разработка и обоснование метода выбора скважин для осуществления поинтервальных обработок
      • 5. 1. 1. Оценка реологических характеристик нефти месторождения Узень
      • 5. 1. 2. Способ определения предельного напряжения сдвига в промысловых 248 условиях
      • 5. 1. 3. Выбор скважин, участков для осуществления поинтервальных обработок скважин
    • 5. 2. Разработка и оценка эффективности применения композиционных составов на основе полимерных для ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти
      • 5. 2. 1. Исследование и разработка рецептур гелеобразующих составов на основе полиакриламида и хромокалиевых квасцов
      • 5. 2. 2. Исследование и разработка рецептур гелеобразующих составов на основе лигносульфонатов
    • 5. 3. Технология воздействия на призабойную зону скважин с применением временноблокирующих составов
  • Заключение
  • Глава 6. Критерии применимости и оценка технологической и экономической эффективности разработанных мероприятий по результатам их применения
    • 6. 1. Промысловые испытания и внедрение МФК ПАВ в технологических операциях добычи нефти
      • 6. 1. 1. Методы оценки технологической эффективности применения композиций
      • 6. 1. 2. Дозирование
  • ПВМК ПАВ в затрубное пространство глубиннонасосных скважин
    • 6. 1. 3. Применение
  • ПВМК ПАВ для снижения гидравлических сопротивлений при транспорте нефтей
    • 6. 1. 4. Обработка призабойной зоны пласта
  • ПВМК ПАВ
    • 6. 2. Технология импульсного воздействия на призабойную зону пласта и ствол скважины на основе комплексного применения вязко-упругих составов и ПАВ
    • 6. 3. Композиционные составы для ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти
    • 6. 3. 1. Опыт применения вязко-упругих составов на основе полиакриламида
    • 6. 3. 2. Композиционный состав на основе полиакриламида и калийхромовых 310 квасцов
    • 6. 3. 3. Композиционный состав на основе лигносульфонатов
    • 6. 4. Применение физических полей для повышения эксплуатационной надежности скважин
    • 6. 4. 1. Промысловые исследования факторов, влияющих на электрический потенциал скважины
    • 6. 4. 2. Исследование межколонных перетоков и разработка методов их 319 ликвидации
  • Выводы

Актуальность проблемы.

Продвижение Казахстана к статусу нефтяной державы началось чугь более 100 лет назад. В 1899 году из скважины, пробуренной известным изобретателем и промышленником Альфредом Нобелем в урочище Карачунгул, забил мощный фонтан нефти. Сегодня политическое и экономическое значение нефтегазового комплекса для страны трудно переоценить. Республика обладает значительными разведанными запасами нефти и газа промышленных категорий, а также перспективными и прогнозными ресурсами, являющимися надежной основой для дальнейшего развития нефтегазового комплекса.

Рис. I, Основные месторождения углеводородов.

Среди них такие гиганты, как 'Генгиз с извлекаемыми запасами нефти свыше 1 млрд, тонн и нефтегазоконденсатное месторождение Карачаганак с извлекаемыми запасами нефти.

Доказанные запасы страны, без учета шельфа Каспийского моря, составляют 2,9 млрд. тонн нефти и газового конденсата и 1,8 трлн. м3 газа. Более 200 месторождений нефти и газа открыто на территории страны, при этом основные запасы углеводородного сырья сосредоточены преимущественно в 14-ти крупных месторождениях Западного Казахстана {Рис.1). и конденсата около 700 млн. тонн и 1.3 трлн. м3 газа {Рис. 2).

4,30% 6.48%.

Тенпв.

Узенъ.

Карачаганак.

Жанажол I Кумколъ друше.

Рис. 2. Распределение запасов по месторождениям.

Добыча жидких углеводородов в 2001 году составила 39 млн. тонн и газа — 12,8 млрд. м3. Рост добычи обусловлен освоением месторождений Тенгиз, Карачаганак, Кумколь и др. По оценкам, в 2002 году добыча нефти и конденсата составит 45 млн. тонн, газа-14 млрд. м3.

К 2005 году нефтяники Казахстана планируют добыть 60 млн. тонн жидких углеводородов, а в качестве рубежа 2010 года называется 100 млн. тонн нефти и конденсата.

Основные приросты извлекаемых запасов и добычи углеводородов следует ожидать за счет новых месторождений казахстанского сектора Каспийского моря. Однако при этом одной из главных задач нефтедобывающей промышленности Казахстана на современном этапе ее развития остается интенсификация добычи углеводородов на освоенных и обустроенных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки и содержащих значительные остаточные запасы нефти.

Продукцией большинства месторождений Западного Казахстана (более 30) являются высокопарафинистые и вязкие нефти. К их числу относятся известные всему миру Узень, Жетыбай, Карамандыбас, нефти которых предельно насыщены растворенным в них парафином (до 26%), смолами и асфальтенами (до 20%) и содержат коррозионноактивные газы (H2S, СОг). Эксплуатация таких месторождений изначально затруднена крайне сложными геолого-физическими условиями: большим количеством (до 20) неоднородных по площади и разрезу многопластовых (до 10. 12) горизонтов, близостью начального пластового давления к давлению насыщения нефти газом и пластовой температуры, — к температуре начала кристаллизации парафина (Узень).

На поздней стадии разработки в результате несовершенства методов поддержания пластового давления и температуры, а также низкой эффективности применяемых технологий и реагентов проблемы существенно обостряются: не обеспечивается необходимая полнота охвата пластов заводнением;

— осложняется извлечение оставшихся извлекаемых запасов из-за снижения проницаемости коллекторов и ухудшения свойств нефти;

— снижается эксплуатационная надежность нефтепромыслового оборудования в результате негативного воздействия коррозии и интенсивного осаждения на его поверхности солепарафиновых отложений.

В этих условиях применение общепринятых технологий воздействия на продуктивный пласт и использование традиционных методов нефтедобычи может привести к необратимым процессам ухудшения фильтрационно-емкостных свойств коллектора в пласте и призабойной зоне и, как следствие, к снижению показателей разработки. Поэтому возникает необходимость поиска принципиально новых технических решений для интенсификации нефтедобычи на поздней стадии эксплуатации месторождений со сложными геолого-физическими условиями и аномальными свойствами нефтей.

Этими вопросами занимались многие крупные ученые: Аметов И. М., Баренблатт Г. М., Басниев К. С., Боксерман А. А., Вахитов Г. Г., Горбунов А. Т., Девликамов В. В., Ентов В. М., Желтов Ю. В., Жданов С. А., Крылов А. П., Максутов Р. А., Малофеев Г. Е., Мирзаджанзаде А. Х., Сафронов С. В., Сургучев M. JL, Шерстнев Н. М., Швецов И. А., Щелкачев В. Н. и др., благодаря трудам которых были сформулированы основные направления теоретических и экспериментальных исследований, позволивших в некоторой степени снять остроту данной проблемы, но тем не менее, и в настоящее время она остается актуальной.

Решению именно этих задач посвящена настоящая работа, в которой приводятся результаты многолетних теоретических и экспериментальных исследований, включающие как решения отдельных конкретных задач по разработке новых и усовершенствованию известных технологий, подбору оптимальных реагентов и промышленному их освоению, так и создание научно-технического задела в вопросах изыскания принципиальной возможности использования нетрадиционных методов воздействия на пласт, ПЗП, скважину, флюид для интенсификации добычи нефти и защиты нефтепромыслового оборудования.

Тема диссертации входила в планы научно-исследовательских работ ЗАО «НИПИнефтегаз»: департаментов геологии и разработки, проектирования обустройства, лабораторий техники и технологии добычи, антикоррозионных технологий, гидрохимии и подготовки воды, секции борьбы с отложениями АСПО и повышения нефтеотдачи пласта, которые выполнялись в рамках отраслевых программ МИНнефтепрома СССР и Министерств нефтяной и газовой промышленности, энергетики и минеральных ресурсов республики Казахстан.

Цель работы.

Интенсификация добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана.

Задачи исследований.

1. На основе анализа эксплуатации многопластовых месторождений Казахстана с высокопарафинистой нефтью выявить основные факторы, осложняющие их разработку и негативно влияющие на эффективность применяемых технологических процессов.

2. Исследовать возможности усовершенствования традиционных или разработки новых технологических процессов, технических средств и реагентов с учетом особенностей реологических свойств нефтей и геолого-физических условий месторождений на основе регулирования и интенсификации работы скважин, воздействия на пласт и ПЗП, применения многофункциональных композиций ПАВ.

3. По результатам лабораторных и промысловых исследований выработать критерии применимости и технико-экономической целесообразности использования усовершенствованных методов и средств нефтедобычи на месторождениях в осложненных геолого-физических условиях.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались на основании современных представлений о строении сложнопостроенных залежей и модельных расчетов с использованием теорий упругости и пластичности, теории подобия, результатов математического моделирования процесса распространения ударных волн в сферически симметричных средах, методами статистики, экспериментальными исследованиями в лабораторных и промысловых условиях.

Научная новизна и достоверность полученных результатов.

1. Применительно к конкретным условиям разработана методика определения оптимальных составов неионогенных и анионактивных ПАВ с различными добавками, снижающими их адсорбцию и деструкцию в пласте (Патенты №№: РФ 2 007 550, 2 012 788, 2 041 346 и РК 4730).

2. Разработана новая методика исследования реологических особенностей нефтей, включающая определение предельного напряжения сдвига нефти в промысловых условиях (Патент РФ № 1 104 253).

3. Разработаны оптимальные составы полимерсодержащих водорастворимых многофункциональных композиций направленного воздействия на реологические характеристики нефтей с целью повышения эффективности ингибирования отложений и снижения сопротивлений при транспорте.

4. Научно обоснован метод расчета показателей выработки слоисто-неоднородных пластов с парафинистой нефтью при смене температурных режимов нагнетания для оптимизации условий разработки нефтегазовых месторождений (Патент РФ № 2 034 136).

5. На примере месторождения Узень показана тенденция развития методов заводнения, включая циклическое (Патент РК № 12 459). Установлена возможность создания горячей оторочки при периодической закачке холодной воды и ее геотермального нагрева в стволе скважины (Патенты РФ №№: 2 034 137,2038468, 2 119 046).

6. Определена временная кинетика процессов электроосмотической фильтрации водных растворов ПАВ (ОП-Ю, сульфонол, сульфонат, MJI-80, ДС-РАС, дисолван и КМЦ) в пористой среде. Обоснована необходимость тестирования материалов при проведении геолого-технических мероприятий на электроосмотическую активность, используя в качестве критерия коэффициент электроосмотической проницаемости (РД39−3-1273−85).

7. Научно обоснована и экспериментально подтверждена возможность использования геолого-физической и гидрогеологической среды для получения сшитого полимера в пористой среде (Патент РФ № 1 627 678).

8. Разработаны методики подбора и составления оптимальных рецептур ингибиторов комплексного действия, гелеобразующих и временно блокирующих композиций на основе ВУС и ПАВ для воздействия на ПЗП и ствол скважины (Патенты РК №№: 3330, 4673, 5985, 6888, 7531, 7641, 11 520, 12 454, 12 455, 12 673- Патенты РФ №№: 1 694 859, 1 822 862).

9. Выведены аналитические зависимости для определения технологических и конструктивных параметров установки очистки труб от твердых отложений методом ударно-волнового воздействия (Патент РФ № 1 463 356).

10. Изучено влияние физических полей на процессы нефтедобычи и эксплуатационную надежность оборудования. Выявлены закономерности изменения свойств цементного камня и интенсивности отложения АСПО и солей под их действием, разработаны новые технологии и устройства для обработки ПЗП, технологического оборудования и добываемого флюида (Патенты РК №№: 5254, 5255, 7201, 7642, 7643, 7644, 11 190, 11 216, 12 456).

11. Установлено синергическое действие на ПЗП и характеристики нефтей совместного электроразрядного воздействия и растворов ПАВ.

12. Разработаны оригинальные методики проведения ингибиторной обработки ПЗП с промежуточным осаждением реагента в пласте и с применением ВУСов (Патент РФ № 1 694 859) и ограничения водопритоков лигносульфонатными гелями и временноблокирующими составами (Патенты РК 7640, 8975, 12 402).

Основные защищаемые положения.

1. Методика исследования реологических особенностей флюида с определением предельного напряжения сдвига нефти в промысловых условиях.

2. Метод расчета показателей выработки слоисто-неоднородных пластов с парафинистой нефтью при смене температурных режимов нагнетания.

3. Усовершенствование методов заводнения регулированием интенсивности нагнетания и отбора жидкости.

4. Система тестирования материалов на электроосмотическую активность с использованием в качестве критерия коэффициента электроосмотической проницаемости.

5. Использование геолого-физической и гидрогеологической среды для получения сшитого полимера в пористой среде.

6. Методика расчета параметров установки для очистки оборудования от твердых отложений ударно-волновым воздействием.

7. Методика подбора и составления оптимальных рецептур ингибиторов, гелеобразующих и временно блокирующих композиций на основе ВУС и ПАВ.

8. Усовершенствование электроразрядного воздействия (ЭРВ) путем совместного использования его с обработками скважин ПАВами и полимерами.

9. Закономерности изменения свойств цементного камня и снижения интенсивности солепарафиновых отложений под действием электрических полей.

10. Технологии и реагенты для интенсификации работы скважин:

— технология импульсного воздействия на ПЗП ПАВами и ВУСами;

— составы и эмульсии для восстановления проницаемости ПЗП;

— поинтервальная обработка скважин лигносульфонатными гелями и временно блокирующими составами и реагенты для ограничения водопритоков;

— совместное использование полимеров и многофункциональных ПАВ;

— направленное кислотное воздействие с применением ВУСов;

— технологии ингибиторной защиты ПЗП и оборудования с промежуточным осаждением реагента в пласте и с применением ВУСов;

— способы магнитной и электромагнитной обработки ПЗП и флюида.

Практическая ценность и реализация результатов работы в промышленности.

Практическая ценность научных исследований заключается в их реализации при разработке конкретных технологий, технических средств и реагентов. Их промышленное внедрение позволило существенно повысить показатели освоения залежей и надежности оборудования и, тем самым, снизить остроту проблемы разработки многопластовых месторождений с аномальными свойствами флюидов.

Разработанный метод исследования реологических особенностей нефтей успешно применяется на промыслах Казахстана и существенно повысил оперативность сбора исходных данных для выбора оптимальных технологий и реагентов.

Широкомасштабное внедрение «Программы перехода на энергосберегающую технологию заводнения .» на Узенском месторождении позволило сэкономить значительные средства и упростить процесс разработки.

Явные преимущества разработанной модификации циклического заводнения отражены в результатах ее внедрения на месторождении Узень.

Внедрен целый ряд новых высокоэффективных технологий и реагентов для интенсификации нефтедобычи и повышения эксплуатационной надежности нефтепромыслового оборудования:

— технология импульсного воздействия на ПЗП с применением ПАВ и ВУСов (по результатам обработки 59 добывающих и 119 нагнетательных скважин дополнительная добыча нефти составила 20,3 тыс. т., объемы ограничения отбора воды — 161,1 тыс. м3, сокращения непроизводительной закачки — 1036 тыс. м3);

— составы для восстановления проницаемости ПЗП;

— поинтервальная обработка скважин лигносульфонатными гелями и временно блокирующими составами и рецептуры составов, позволяющие увеличить дебит в 3.20 раз и снизить обводненность с 96 до 50%;

— технология направленного кислотного воздействия (зафиксировано увеличение приемистости нагнетательных скважин с 80 до 350 м3/сутки, дебит добывающих — в 1,2. .2,0 раза, снижение обводненности на 10%);

— вибро-акустический и ударно-волновой методы очистки оборудования;

— ингибиторная защита оборудования и ПЗП с промежуточным осаждением реагента в пласте и с применением ВУСов (эффект последействия увеличивается в 1,6.8 раз, расход ингибитора снижается на 15%);

— магнитная и электромагнитная обработки ПЗП и флюида, увеличивающие межремонтный период работы скважин с 30.50 суток до 6.9 месяцев;

— усовершенствование технологии строительства и ремонта скважин, включая нетрадиционные методы воздействия физическими полями.

Апробация работы и публикации.

Основные положения диссертационной работы докладывались: на Ученом совете ОАО «ВНИИнефть» (Москва, 1992 г.), на Международной научно-технической конференции, г. Актау, 22−24 мая 1996 г., на III Международном семинаре «Нефтегазоносные резервуары Северного и Восточного побережья Каспийского моря», г. Алматы, 12−14 июня 1996 г., на XIV Губкинских чтениях «Развитие идей Губкина в теории и практике нефтегазового дела», г. Москва, 15−17 октября 1996 г., на 5-ой научно-технической конференции, г. Москва, РГУ, 23−24 января, 2003 г.

Основное содержание диссертации отражено в 95 опубликованных работах, в том числе, 4 монографиях и 66 патентах.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, шести глав, заключения, списка использованных источников и приложения с актами внедрения результатов исследований. Общий объем работы 353 страницы текста, в том числе 164 рисунка и 103 таблицы.

Список литературы

в объеме 21 страница включает 286 наименований.

Выводы.

На основании проведенных исследований уточнены критерии применимости и подтверждена технологическая и экономическая целесообразность использования следующих технологий, технических средств н реагентов:

1. ПВМК ПАВ:

— для удаления АСПО с поверхности насосно-компрессорных труб, оборудования и промысловых коммуникаций. При дозировании в затрубное пространство глубиннонасосных скважин средний межочистной период увеличился с 55 до 71 суток, нагрузки на головку балансира снизились на 13%;

— для снижения гидравлических сопротивлений при трубопроводном транспорте высоковязкой обводненной нефти. Зафиксировано снижение давления в трубопроводах на 23%;

— для ингибирования АСПО и солеотложений. Применение ПВМК ПАВ на узле замера ГУ-100, на которой до воздействия наблюдался следующий состав солевых отложений: сульфат бария — 49%, сульфат и карбонат кальция — 44%, прочие (целестин, галит, сидерит, органика и т. д.) — 7%, позволило полностью предотвратить выпадение солей на поверхности промысловых коммуникаций;

— для улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта при обработке скважин. В результате обработки наблюдается увеличение: дебита нефти — в 1,4 разакоэффициента продуктивности — в 1,3 разакоэффициента охвата — на 14%.

2. Технология импульсного воздействия на призабойную зону пласта и ствол скважины на основе комплексного применения вязко-упругих составов и ПАВ. Эффект носит комплексный характер: интенсифицирует добычу нефти, уменьшает отбор попутно добываемой воды и, в конечном счете, увеличивает выработку запасов нефти за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых пропластков.

3. Композиционные составы для ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти.

3.1. Опыт применения на месторождении Узень вязко-упругих составов на основе полиакриламида (ПАА) и проведенные исследования позволили:

— установить влияние на эффективность их применения в конкретных геолого-физических условиях реологических характеристик изолирующих составов.

— выявить влияние соотношения реологических параметров композиционного состава и пластовых жидкостей на эффективность проводимых операций.

— оценить влияние времени релаксации (Т) состава на результаты проводимых работ, заключающееся в выборе скорости проведения закачки.

— выявить необходимость подбора и регулирования реологических свойств для конкретных геолого-физических условий.

— разработать экспресс-методику оценки реологических свойств состава в промысловых условиях.

В результате проведенных в НГДУ «Узеннефть» обработок 15 скважин по технологии направленного кислотного воздействия с использованием ферромагнитных ВУСов на основе (ПАА) их среднесуточная приемистость возросла от 2 до 5 раз, с 80 до 350 м3/сут. Давление нагнетания снизилось в среднем на 0,3−1,0 МПа, что свидетельствует о улучшении гидродинамической связи призабойной зоны обработанных скважин с поглощающими, а также подключенными в работу ранее не принимавшими пластами. Коэффициент охвата пласта воздействием в среднем увеличился в 2.5 раз, дополнительная закачка составила за 14 месяцев — более 375 тыс. м3.

3.2. При обработке девяти добывающих скважин композиционным составом на основе полиакриламида и калийхромовых квасцов успешность проведенных мероприятий составила 66,6% и дополнительно добыто 11 882 т нефти. Экономический эффект от использования состава составляет 560 410 руб.

3.3. Комплекс работ по воздействию на призабойную зону добывающих (№ 219, 669, 4159) и нагнетательной (4100) скважин поинтервальными обработками на основе лигносульфонатов позволил получить годовой технологический эффект в виде 18 703 тонн дополнительной добычи нефти и экономический эффект — 322 600 рублей.

4. Подтверждены полученные в лабораторных условиях основные закономерности изменения служебных характеристик цементного камня при воздействии электрическими полями. Намечены направления практического использования результатов исследований для ликвидации межколонных перетоков.

Заключение

.

Получены новые знания о процессах добычи высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений, усовершенствованы и разработаны новые технологии, реагенты, устройства и методики расчета их параметров:

1. Установлены закономерности изменения фильтрационных свойств нефтей при добавлении в их состав НПАВ (ОП-Ю, АФд-12 и др.) в зависимости от концентрации растворов и температуры среды. Выявлено, что при добавлении НПАВ наблюдается значительное (на 10.20%) снижение градиента динамического давления сдвига и аномалии подвижности.

2. Определены закономерности изменения электрокинетического потенциала пористых образцов из бентонитовой глины с добавками ПАВ: MJI-80, ОП-Ю, дисолван, КМЦ, сульфонат, сульфонол, ДС-РАС при концентрациях 0,1.5%, на основании которых разработана система тестирования материалов, применяемых при обработках и ремонтах скважин, на электроосмотическую активность по коэффициенту электроосмотической проницаемости.

3. Изучены закономерности изменения реологических характеристик нефти при введении в их состав полимерсодержащих водорастворимых многофункциональных композиций (ПВМК) в виде 0,1. 1% водного раствора НМК (ВРК) с добавками: ПАА, КМЦ, ПЭО и ДМДАХ в концентрациях, близких к ККМ:

— наблюдается дополнительное снижение предельного и динамического напряжения сдвига и, соответственно, эффективной вязкости нефти. Наиболее эффективным в этом отношении является ПЭО. В области ККМ эффект практически не зависит от концентрации композиции в нефти;

— эффект отмыва 0,1% водного раствора смеси, состоящей из НМК с добавкой 0,1. .0,5%) КМЦ выше, чем у водного раствора НМК той же концентрации на 50%;

— при добавлении ПВМК ПАВ в нефть в количестве 50 г на 1 м³ жидкости наблюдается избирательный эффект, зависящий от концентрации раствора. В частности, эффективность ингибирования повышается почти на 30% смесью НМК + 0,05% ПЭО при концентрации водного раствора 0,1%, смесью НМК + 0,5% КМЦ — 0,2 и 0,3%, в остальных случаях она снижается;

— по эффективности нефтевытеснения растворы ПВМК ПАВ располагаются в следующий ряд: НМК < (НМК+0,050%ДМДАХ) < (НМК+0,05%ПАА) < (НМК+0,05%ПЭО) < [НМК+0,1%(0,5%)КМЦ]. Аналогичная закономерность справедлива и для растворов ВРК.

— пропускная способность трубопровода повышается почти в 2 раза, процесс набухания глин замедляется на 14%.

4. Разработана методика расчета показателей выработки слоисто-неоднородных пластов с парафинистой нефтью при смене температурных режимов нагнетания. На ее основе для месторождения Узень был определен оптимальный момент перехода с термального заводнения на нагнетание холодной воды для продвижения ранее закачанной оторочки (энергосберегающий вариант заводнения), что позволило сэкономить значительные средства и повысить эффективность разработки. Установлена возможность создания горячей оторочки при периодической закачке холодной воды и ее геотермального нагрева в стволе скважины.

5. Применительно к условиям месторождения Узень показана современная тенденция развития методов заводнения, включающая регулирование интенсивности нагнетания и отбора жидкости. Циклическое заводнение, при котором закачку агента осуществляют увеличивая давление нагнетания до величины 90% от давления гидроразрыва пласта, в период закачки останавливают добывающие скважины с обводненностью более 90%, а отбор флюида производят до снижения забойного давления на 20.25% ниже давления насыщения (патент РК № 12 459), обеспечило снижение обводненности на 20.30%> и увеличение коэффициента нефтеизвлечения на 10. 12%.

6. Разработана новая методика исследования реологических особенностей нефтей в промысловых условиях, которая нашла широкое применение на промыслах за счет высокой оперативности сбора необходимых исходных данных для выбора оптимальной технологии или реагента и повышения информативности этих данных.

7. Выявлены граничные условия образования «псевдогелей» фосфорсодержащих ингибиторов солеотложений в пластовой воде. В растворах солей с содержанием ионов кальция свыше 2,0 г/л при рН 2 ингибиторы солеотложений полностью растворимы. Выпадение осадка начинается при повышении рН > 2. Способ ингибиторной защиты ПЗП с осаждением реагента в пласте, разработанный на данном принципе, позволил существенно снизить расход реагента. Его концентрация снижается до предельно эффективной (5 мг/л) за 160. 180 суток, что почти вдвое дольше обычного.

8. При совмещении обработок скважин ПАВами и ВУСами с электроразрядным воздействием (ЭРВ) достигается синергетический эффект. Установлено, что электрический разряд в среде водных растворов (НМК+КМЦ) в сравнении с водой сопровождается меньшими в 1,2 раза потерями при пробое и более высокими, в 1,15 раза, значениями амплитуд импульса сжатия. В свою очередь ЭРВ улучшает отмывающие и ингибирующие свойства композиций в 1,3. 1,7 раза при числе импульсов на 1 м мощности: в породах с пористостью m > 10% - 50. 100 и 100. 300 в породах с пористостью ш < 10%. При ЭРВ на ВУСы увеличение числа импульсов обработки приводит к увеличению радиуса растекаемости и резкому падению предельного напряжения сдвига. Полное разрушение структуры происходит при числе импульсов 200. 300.

9. Выведены аналитические зависимости для определения параметров устройства для очистки оборудования от твердых отложений методом ударно-волнового воздействия (УВВ) на основе известных результатов математического моделирования процесса распространения ударных волн в сферически симметричных средах. Их справедливость подтверждена успешной эксплуатацией установки БКН-1, которая производит одновременную очистку 3-х труб НКТ за 15 мин независимо от толщины и вида отложений, конфигурации труб, исключая при этом их деформацию и сохраняя, практически, неизменными механические и структурные свойства материала. Срок окупаемости оборудования — 39 дней.

10. Обоснована возможность использования геолого-физической и гидрогеологической среды, сложившейся на поздней стадии разработки месторождений, для сшивки полимера (0,01. 1,0% водного раствора ПАА с рН 1,0.4,0, содержащего 0,005.0,05% хромата или бихроматаодновалентного катиона) в пористой среде.

11. Разработаны методики подбора и составления оптимальных рецептур ингибиторов и эмульсий комплексного действия, гелеобразующих и временно блокирующих композиций на основе ВУСов и ПАВов для воздействия на ПЗП и ствол скважины, а также технологии их применения:

— импульсное воздействие на ПЗП с применением ПАВ и ВУСов (по результатам обработки 59 добывающих и 119 нагнетательных скважин на месторождении Узень дополнительная добыча нефти составила 20,3 тыс. т., объемы ограничения отбора воды 161,1 тыс. м, сокращения непроизводительной закачки — 1036 тыс. м);

— поинтервальная обработка скважин лигносульфонатными гелями и временно блокирующими составами, позволяющая увеличить дебит в 3.20 раз и снизить обводненность с 96 до 50%.

— направленное кислотное воздействие с использованием ферромагнитных ВУСов (зафиксировано увеличение приемистости нагнетательных скважин с 80 до 350 м3/сутки, дебита добывающих — в 1,2. .2,0 раза при снижении обводненности на 10%);

— ингибиторная защита ПЗП и оборудования с применением ВУСов. Наблюдается увеличение эффекта последействия в 1,6.8 раз при сокращении расхода реагента на 15%.

12. Выявлены закономерности изменения интенсивности солепарафиновых отложений и свойств цементного камня под действием физических полей. Экспериментально установлена принципиальная возможность управления процессом формирования цементного камня и снижения интенсивности солепарафиновых отложений путем наведения искусственных электрических полей. Разработанные на основе результатов исследований технологии магнитной и электромагнитной обработки ПЗП и флюида позволили увеличить межремонтный период работы скважин с 30.50 суток до 6.9 месяцев.

В результате использования рассмотренных технологий и реагентов на объектах Казахстана получено несколько миллионов тонн дополнительной нефти, что позволяет рекомендовать их для широкого внедрения и в других регионах с многопластовыми месторождениями с высокопарафинистой нефтью на поздней стадии их эксплуатации.

Некоторые проведенные в диссертации исследования уже имеют свое продолжение:

Утвержденным проектом разработки предусмотрено применение циклического заводнения на всех объектах месторождения Кумколь.

В настоящее время все исследования межколонных давлений на Карачаганакском месторождении выполняются при помощи лабораторной установки ЗАО «НИПИнефтегаз», которая выгодно отличается от ранее применяемых установок «Бреда» высокой оперативностью и надежностью. Дальнейшее развитие этого направления предусматривается в выполняемом проекте разработки установки для ликвидации межколонных перетоков (предпатент РК №. 14 212 по заявке № 2002 /0038.1 — 3765/2).

Показать весь текст

Список литературы

  1. А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. -М.:Недра,-1981.
  2. О.С., Дмитриев Л. П., Коростышевский М. Н. Характеристика нефтегазоносных резервуаров Южного Мангышлака. //Тезисы Ш Международного семинара: Нефтегазоносные резервуары Северного и Восточного побережья Каспийского моря. Алматы, 1996. — С. 23.
  3. О.С. Схема геолого-промыслового изучения крупного многопластового сложнопостроенного нефтегазового месторождения. // Тезисы XIV Губкинских чтений: Развитие идей Губкина в теории и практике нефтегазового дела. М., 1996.-С. 36.
  4. К.В. Элементы гидравлики релаксирующих аномальных систем.- Ташкент: ФАН, 1980.- 115с.
  5. З.П. Конвективный тепломассоперенос реологически сложных жидкостей. -Минск, 1978.
  6. М. Деформация и течение. -М.: Гостоптехиздат, 1963. -381с.
  7. Н.М., Гурвич Л. М., Булина И. Г. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988.-184С.
  8. О.С., Шерстнев Н. М., Киинов Л. К. и др. Полимерсодержащие композиции ПАВ в нефтедобыче. М.: ВНИОЭНГ, 1997. — 95 с.
  9. А.В. Свойства и структура полимеров. М.:Химия, 1964.
  10. И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. //Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. — 1980. -49с.
  11. Шейх-Али Д. М. Определение свойств пластовой нефти при заводнении. //Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело.- М.: ВНИИОЭНГ.- 1985.- вып. 7 (96). -44 с.
  12. Шейх-Али Д.М., Галеева Р. К., Патосина Н. И. и др. Рекомендации по оценке свойств пластовой нефти Туймазинского месторождения на ранней и поздней стадиях разработки. -Уфа: БашНИПИнефть. 1984. — 28 с.
  13. Шейх-Али Д.М., Галеева Р. К., Леванов Ю. Б. Прогнозирование изменений свойств пластовой нефти, происходящих в процессе разработки нефтяных месторождений. //Тез. докл. Всерос. совещ. по разработке в г. Альметьевске. -Альметьевск. 1995.
  14. И.М. Пластовые нефти Татарской АССР и изменения параметров в зависимости от различных факторов. Бугульма, 1975. — 483с.
  15. А.Г., Ковалева О. В. Окислительные процессы в нефтях различных месторождений // Сб. науч. трудов ВНИИ. 1988. — Вып. 102. — С.88−93.
  16. M.JI., Симкин Э. М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // Нефт. хоз-во. 1988. — № 9. -С.31−36.
  17. О.В. Влияние различных факторов на изменение состава остаточной нефти // Сб. науч. тр. Гипровостокнефть. Научно-технические проблемы разработки и обустройства нефтяных месторождений. Куйбышев. — 1990. -С.103−114.
  18. В.И., Жданов С. А. Особенности состава и свойств остаточных нефтей. //Нефт. хоз-во. 1989. — № 4, — С. 28−32.
  19. В.Ф., Лейбин Э. Л., Малышев Н. А. и др. Влияние изменения свойств нефтей на установление забойного давления. //Нефт. хоз-во. 1982. — № 7. — С.46−48.
  20. В.Д. Проблемы оптимизации разработки нефтяных месторождений. //Нефт. хоз-во, 2003. — № 4. — С.88−91.
  21. Борьба с отложениями парафина. Под ред. Г. А. Бабаляна. М.: Недра, 1965. -340с.
  22. A.M., Лейбин Э. Л. Некоторые особенности изменения свойств нефтей месторожд. Узень в процессе разработки.// Тр. КазНИПИнефть. -1986. вып.13. — С.31−36.
  23. С.А., Аллахвердиева Р. Г., Борисов Ю. П. Экспериментальное исследование фильтрации парафинистой нефти при температурах ниже температуры ее насыщения парафином. // Труды ВНИИ. 1973.- вып.45. — С.40−52.
  24. А.Х., Сайфуллин З. Г. Экспериментальное изучение вытеснения нефти из охлажденного слоистого пласта.// Труды ТатНИПИнефть.- 1974. вып.20. — С.285−291.
  25. С.У., Смольников Н. В., Юферов Ю. К. Состояние изученности температурного режима месторождения Узень и влияние закачки холодной воды при внутриконтурном заводнении на процесс разработки и нефтеотдачу пластов.//Нефт. хоз-во, -1968. № 11. — С.38−42.
  26. В.И. Особенности разработки месторождений вязкопластичных нефтей (на примере месторождения Узень). // Обзор.инф. Сер. Нефтепромысл. дело. — М.: ВНИИОЭНГ. — 1980.-72 с.
  27. Ю.К., Ильяева В. И., и др. Влияние кратности промывки на охлаждение пластов при нагнетании холодной воды. // Тр. КазНИПИнефть.-1976.-№ 3.- С. 17−18.
  28. Е.К., Лысенко З. В. Температурные изменения при закачке холодной воды на месторождении Узень.//Обзор. инф. Сер. Нефтепромысл. дело. М.: ВНИИОЭНГ.-1982.-№ 9.-С.11−13.
  29. С.А., Алдахвердиев Р. Г., Борисов Б. П. и др. Экспериментальное исследование неизотермической фильтрации узенской нефти ,-1969.-№ 1064, -69деп.-15с.
  30. З.Г. Экспериментальное исследование факторов, влияющих на нефтеотдачу неоднородных пластов: Автореф. дис. канд. техн. наук. М., 1971. — 20 с.
  31. Г. Ф., Капырин Ю. В., Савинихина А. В. Неизотермическая фильтрация высокопарафинистой нефти в пористой среде //Теория и практика добычи нефти: Тр. ВНИИ. 1971.-С. 150−158.
  32. В.И., Дорофеев В. И. Влияние геолого-промысловых факторов на охват мощности продуктивных пластов при заводнении./Юбзор.инф. Сер. Нефтепром. дело. М: ВНИИОЭНГ.-1977. — № 5.- С.8−10.
  33. Ю.П. Оценка потерь нефти на месторождении Узень при закачке холодной воды//Тр. КазНИПИнефть. 1984. -Вып. П. — С.43−44.
  34. А.Г., Покровский В. В. Экспериментальная оценка застойных зон при заводнении пластов, насыщенных нефтями, обладающими структурно-механическими свойствами //Нефт. хоз-во. 1972. — № 10. — С.43−48.
  35. Н.А. Исследование процесса разработки XIII и XIV горизонтов месторождения Узень с интенсивной системой заводнения: Автореферат дис. канд. техн. наук.-Уфа, 1983.- 23с.
  36. З.Ф., Мехтиева Э. Н., Доголаков Р. К. Особенности развития биогенных процессов на месторождениях Мангышлака. //Материалы Всесоюзного научно-технического семинара. -М: ВНИИОЭНГ, 1980, -С.38−45.
  37. В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. — 239 с.
  38. М.К. Геология и геохимия нафтидов. М.: Недра, 1987.
  39. Р.Х. Изменение геолого-физических условий выработки пластов при длительном заводнении залежей, пути их изучения и повышения эффективности разработки на поздней стадии. Проблемы и их решение, //vir@tatnipi.ru. 29.05.2003.
  40. Р.Н., Иктисанов В. А. Определение оптимальных значений забойных и пластовых давлений для основных объектов разработки ОАО «Татнефть» с учётом дифференцированного подхода к выработанности пластов. //Тр. ТатНИПИнефть. Бугульма. 2002-№ 2451. 108 с.
  41. Дж. и др. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. — 572 с
  42. О.С., Шерстнев Н. М., Крылов Д. А. и др. Влияние физических полей на технологические процессы нефтедобычи. -М.: ВНИИОЭНГ. 2001. 235с.
  43. JI.X., Василихин Н. И. Выпадение труднорастворимых соединений из пластовых вод нефтяных месторождений.// Нефтепромысловое дело.- 1982. -№ 12.
  44. JI.X. Теория и практика управляемого воздействия на призабойные зоны скважин с целью интенсификации добычи нефти.: Автореферат дис. д-ра тех. наук. -М., 1996. -37с.
  45. И.З., Максимов В. П., Маринин С. Н. Механизм образования отложений солей в нефтяном оборудовании // Нефтепромысл. дело. -1982. -№ 1. -С. 18−19.
  46. .Д. Основные проблемы разработки нефтяных месторождений, осложненной коррозией, отложениями парафина и солей.: Автореферат дис. д-ра. тех. наук. -М., 2003. 41с.
  47. О.С. Добыча высокопарафинистой нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений Казахстана.-М.: Нефтяное хозяйство, 2004,-№ 8.-С.110−113
  48. О.С., Сафронов С. В., Батырбаев М. Л. и др. Критерии размещения скважин и направления повышения эффективности разработки многопластовых месторождений на примере месторождения Узень.//Нефтяная и газовая промышленность. -1990. Вып. 9.
  49. С.В., Кильдибекова Л. И., Герштанский О. С. Критерии размещения скважин и направления повышения эффективности разработки многопластовых месторождений на примере месторождения Узень.//Обз. Инф. Сер. Нефтепром. дело. М.:ВНИИОЭНГ. — 1990. -№ 9.
  50. М.Д., Теслюк Е. В., Сафронов С. В., Герштанский О. С. и др. Использование энергетического принципа при создании энерго- и ресурсосберегающих технологий разработки месторождений парафинистых нефтей. //Тр. ВНИИнефть. 1993. — Вып.117. — С. 246−262
  51. М.Д., Теслкж Е. В., Сафронов С. В., Герштанский О. С. и др. Способ разработки месторождений высокопарафинистых и вязких нефтей. // Патент РФ № 2 034 136. -Б.И., 1995.-№ 12.
  52. С.В., Маслянцев Ю. В., Зайцев С. И., Герштанский О. С. и др. Способ разработки залежи парафинистой нефти. // Патент РФ № 2 034 137.- Б.И., 1995. № 12.
  53. С.В., Зайцев С. И., Герштанский О. С. и др. Способ разработки нефтяной залежи. //Патент РФ № 2 038 468. Б.И., 1995. — № 18.
  54. С.В., Зайцев С. И., Степанова Г. С., Жданов С. А., Герштанский О. С. Способ разработки нефтяной залежи.// Патент РФ № 2 119 046. Б.И., 1998. — № 26.
  55. Д.А., Герштанский О. С. Способ циклического заводнения в поздней стадии разработки нефтяного месторождения. // Патент РК № 12 459 Б.И., 2002. — № 12.
  56. P.P., Шавалиев A.M., Ахметов Н. З. Применение нестационарного заводнения на нефтяных месторождениях Татарстана. //Нефт. хоз-во. 2003. — № 8. — С. 54−57.
  57. Р.Х. Основные направления совершенствования системы разработкисупергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения. //Нефт. хоз-во. 2003. — № 8. — С. 100−103.
  58. Г. А. Леви Б.И., Тумасян А. Б. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. М.: Недра, 1983. -216с
  59. П.А. Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных средах. Коллоидная химия. М.: Наука, 1978. — 368с.
  60. Физико-химическая механика природных дисперсных систем // Под ред. Щукина Е. Д., Перцова Н. В. и др. М.: МГУ, 1985. — 266с.
  61. А.И. Фазовые равновесия и поверхностные явления. Л.: Химия, 1967. -388с.
  62. .В., Чураев Н. В., Муллер В. М. Поверхностные силы. М.: Наука, 1985. — 396с.
  63. Н.В. Физико-химия процессов массопереноса в пористых средах. М.: Химия, 1990. — 272с.
  64. А.Ф., Колосанова В. А., Корецкая Т. А. Механическая работа очистки и моющее действие растворов ПАВ // Колл. журнал, 1983. № 1.- С.74−80.
  65. А.Ф. Физикохимия моющего действия и стабилизация эмульсий твердыми эмульгаторами. Автореф. дисс. докт. хим. наук.- МГУ, 1978. 46с.
  66. Сургучев M. JL, Горбунов А. Т., Забродин Д. П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. — 347с.
  67. А.Т., Забродин Д. П., Петраков A.M., Корецкий А. Ф. Возможность вытеснения нефти мицеллярными системами на основе неионогенных ПАВ.// Нефт. хоз-во. -1984. № 5. — С.33−37.
  68. Р.Т., Муслимов Р. Х., Хаммадеев Ф. М. и др. Повышение нефтеотдачи пластов. Казань: Таткнигоиздат, 1978. — 20с.
  69. Ю.Л., Гусев В. И. Коллоидно-химические аспекты подбора и применения композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов //Тр. ВНИИ Достижения в области получ. и прим. ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. 1987. — С.30−39.
  70. О.Б., Фридман Г. Б., Брагина Н. Н. и др. Водные дисперсии ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. //Тр. ВНИИ Состояние и перспективы развития работ в области создания композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов, — 1987.-С.154−166.
  71. Р.А., Фридман Г. Б., Собанова Г. Б. и др. Создание композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. // Тр. ВНИИПАВ, Достижения в области получения и применения ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. 1989.- С. 114−119.
  72. Л.К., Кувшинов В. А., Стасьева Л. А. и др. Увеличение нефтеотдачи пластов Западной Сибири композициями ИХН СО АН СССР. /В кн. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Наука, 1992. -С. 121−124
  73. Алтунина J1.K., Кувшинов В. А. Заводнение с химреагентами «по-русски». // Нефть и газ. Евразия, 2002. № 3. — С.26−36.
  74. И.М., Шерстнев Н. М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. — 213с.
  75. К.С., Власов A.M., Кочина И. Н. и др. Подземная гидравлика. М. :Недра, 1986.-303с.
  76. Р.И. Динамика многофазных сред. -М.: Наука, 1987. -360 с.
  77. А.Х., Багирзаде Ф. М., Степанова Г. С. и др. Прикладная геохимия нефти и газа. Баку: Азернешр, 1985. — 291с.
  78. Э.М., Леви Б. И., Дзюба В. И. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1984. — 271с.
  79. С.Н., Сомов Б. Е., Гордон В. Я. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. Справочное пособие. М.: Недра, 1988. — 335 с.
  80. М.Д., Кундин С. А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. — 335с.
  81. В.В., Хабибуллин З. А. Физика пласта. Учебное пособие. Уфа: УФНИ, 1986. — 83с.
  82. В.В., Зейгман Ю. В. Влияние диффузии ПАВ в нефть на вытеснение ее из пористой среды. // Изв.вузов. Нефть и газ, 1984. № 9. — С.91−93.
  83. В.В., Семенова Л. В. Диффузия неиногенных ПАВ из водных растворов в нефть. // Изв.вузов. Нефть и газ, 1985.- № 12. С.33−36.
  84. Т.Н., Штангеев А. Л., Андреева А. А. Распределение неионогенных ПАВ между нефтями и пластовыми водами различных месторождений. //Тр. БашНИПИнефть, 1985. Вып. 83. — С. 61−68.
  85. P.P. Автореф. дис. док-pa тех.наук. Бугульма, 1995. — 25с.
  86. Э.Л. Составление технологической схемы закачки поверхностно-активных веществ на опытном участке месторождения Узень. //Тр. Казнипинефть. Отчет НИР, № 119/9878.-Шевченко, 1977.
  87. А.В., Ганиев P.P. Внедрение промышленной технологии применения ПАВ на Узенском месторождении. //Тр. БашНИПИнефть. Отчет НИР, № 83.2261. — Уфа, 1985.
  88. Р.Х., Ганиев P.P., Игнатьева В. Е., Герштанский О. С., Кисляков Ю. П. Применение неогенных ПАВ с добавкой понизителя адсорбции и биодеструкции для повышения нефтеизвлечения. // Нефт. хоз-во. 1990 — № 12. — С. 46−49.
  89. Дердуга В, С., Кисляков Ю. П., Ганиев Р. Р. Анализ применения ПАВ на опытном участке месторождения Узень // РНТС Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1984. -№ 10. — С. 19−23.
  90. Инструкция по применению НПАВ с добавкой реагента для снижения адсорбции и биоповреждения. // РД 39−5 794 688−253−88р. Уфа: НПО «Союзнефтеотдача», 1988. — 9 с.
  91. В.Е., Силищев Н. Н., Нигматуллина Р. Ф., Герштанский О. С. и др. Совершенствование технологии применения НПАВ для увеличения нефтеотдачи. //Нефт. хоз-во. 1992.- № 6, — С. 49−50.
  92. Инструкция по технологии применения высококонцентрированных растворов НПАВ для условий полимиктовых коллекторов месторождения Карамандыбас. // РД 395 794 688 269−88р. Уфа, 1988.
  93. В.Г., Дмитриев М. А. Полищук A.M. Суркова Е. М. Изучение адсорбции реагента ОП-Ю на поверхности полимиктового песка. //Нефт. хоз-во. 1984. — № 4. — С.52−55.
  94. Статическая и динамическая адсорбция анионных и неионных ПАВ. //J. Soc. Petr. Eng. I. -1977.-№ 5. -C.8.
  95. Заводнение с применением ПАВ: влияние добавок щелочей на межфазное натяжение, адсорбция ПАВ и эффективность нефтеизвлечения. //J. Soc. Petr. Eng. I 1982. -№ 4. -С. 10.
  96. О.С., Игнатьева В. Е., Алмаев Р. Х. и др. Состав для вытеснения нефти. //Патент РФ 2 041 346. Б.И., 1995. — № 22.
  97. В.Е., Киинов J1.K., Герштанский О. С. и др. Состав для вытеснения нефти. //Патент РК № 4730. Б.И., 1997. — № 2.
  98. Д.А., Герштанский О. С. Способ вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов. // Патент РК № 12 457 Б.И., 2002. — № 12.
  99. О.С., Крылов Д. А. Способ вытеснения нефти из низкопроницаемых коллекторов. // Патент РК № 7645. Б.И., 1999.- № 6.
  100. В.Е., Батырбаев М. Д., Герштанский О. С. и др. Состав для вытеснения нефти. // Патент РФ № 2 007 550. Б.И., 1992. — № 2
  101. В.Е., Герштанский О. С., Курбанбаев М. И. и др. Состав для заводнения нефтяных пластов. // Патент РФ № 2 012 788. -Б.И., 1994. № 9.
  102. Р.Г., Хисамов Р. С. Ромашкинское месторождение. Технология освоения. // Нефть и капитал, 1998, — № 6−7. С.40−42.
  103. Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Мониторинг, 1996. — 286с.
  104. В.Н., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949.
  105. Г. Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1961.
  106. Руководство по применению системной технологии воздействия на нефтяные пласты месторождений Главтюменнефтегаза. //РД 39−147 035−254−888. -Москва-Тюмень-Нижневартовск, 1988.
  107. Н.М., Дытюк Л. Т., Самакаев Р. Х., и др. Применение комплексонов в нефтедобывающей промышленности. -М.: НИИТЭХИМ, 1983.-47с.
  108. А.З. Развитие научных основ и создание новых технологий повышения эффективности эксплуатации крупных месторождений сероводородсодержащих природных газов. Автореф. дис. док. техн. наук. М., 2001. — 23с.
  109. Д.С., Пагуба А. И. Применение ингибиторов отложения солей на нефтяных месторождениях Мангышлака. //Нефт. хоз-во, 1980.-№ 3.-с.67−68.
  110. В.Н., Хадыкин В., Дытюк Л. Т., Самакаев Р. Х. Предотвращение солеотложения на установках регенерации метанола ОГКМ. // Газовая промышленность, 1981.-№ 12.
  111. Р.Г., Дияшев Р. Н. О долгосрочной перспективе развития нефтяной отрасли Республики Татарстан //Мат. семинара-дискуссии. Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения. -Бугульма (27−28.05.1996), Казань.: Новое знание.-1997.-С.24−40.
  112. Н.М., Ишкаев Р. К., Шарифуллин А. В., Козин В. Г. Эффективность воздействия на асфальтосмолопарафиновые отложения различных углеводородных композитов. //Нефт. хоз-во. 2002. -№ 2. — С.68.70.
  113. Д.А., Герштанский О. С., Елеманов Б. Д., Курбанбаев М. И. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений и способ его получения. // Патент РК № 12 455. Б.И., 2002. — № 12.
  114. О.С., Крылов Д. А., Курбанбаев М. И. Способ удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений из скважины. // Патент РК № 12 110. Б.И., 2002. -№ 10.
  115. Д.А., Герштанский О. С., Курбанбаев М. И. Эмульсия для удаления -асфальтено-смоло-парафиновых отложений. // Патент РК № 12 454 Б.И., 2002. — № 12.
  116. О.С., Крылов Д. А., Цой В.Я. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений. // Патент РК № 7531.- Б.И., 1999. № 5.
  117. Д.А., Герштанский О. С., Цой В.Я., Тимохин В. И. Состав для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений и способ его получения. // Патент РК № 7641 -Б.И., 1999.-№ 6.
  118. О.С., Елеманов Б. Д., Рудская Л. П., Терина Л. А., Сизиумова В. Н. Эмульсия для восстановления продуктивности нефтяных скважин. //Патент РК № 11 520. -Б.И., 2002. № 5.
  119. В.П. Химизация технологических процессов разработки месторождений и добычи нефти и их взаимное влияние. //Интервал.-2002.-№ 7(42). -с. 14−18.
  120. В.И., Сучков Б.М." Каменщиков Ф. А., Богомольный Е. И. Повышение эффективности кислотных обработок призабойной зоны пласта, осложненного отложениями парафина // Нефт. хоз-во. 1994. — № 1.- с.46−49.
  121. И. М., Байдиков Ю. Н., Рузин Л. М., Спиридонов Ю. А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей. М.: Недра, 1985. — 205с.
  122. А.И. Влияние добавок неонола АФ9−12 на степень растворения забойных отложений и керна продуктивных горизонтов композиционными кислотными растворами //Нефтепром. дело.- 1996. № 2. — с.20−24.
  123. В.Н., Чапланов П. Е., Поздеев О. В. Поверхностно-активный стабилизированный кислотный состав //Нефтяное хозяйство.-1994, — № 1.- с.27−30.
  124. В.Н., Поздеев О. В. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. М: ВНИИ орг., управл. и экономики нефтегазовой промышленности. — 1992. — с.52.
  125. Ю.Л., Арефьев Ю. Н., Галимов P.P. Технология обработки призабойной зоны и освоения горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах с применением кислотной композиции // РНТС. Нефтепром. дело. М.: ВНИИОЭНГ. -1966. -№ 7. -с.14−17.
  126. Е.Ж., Герштанский О. С., Крикунов Н. В. и др. Сравнительные результаты профилактических обработок скважин месторождения Узень.// Труды КазНИПИнефть. Грозный, 1985. — Вып. 12. — С. 36−38.
  127. Ш. К. Нефтеотдача коллекторов. М.: Недра, 1970 -120с.
  128. Руководство по применению методов вскрытия пласта, освоения, восстановления и повышения продуктивности скважин. СТП39−5 753 484−066−88. Нижневартовск -20с.
  129. Г. А., Кендис М. Ш., Глущенко В. М. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче М.: Недра. — 1991. — 250 с.
  130. И.Г. Разработка составов гидрофобных эмульсий и их применение в условиях сероводородной агрессии. Автореферат дис. канд. техн. наук, — Ставрополь. 1999 г.
  131. А. X., Аметов И. М., Ентов В. М., Рыжик В. М. Реологические проблемы нефтегазодобычи . // РНТС. Сер. Нефтепром. дело. М.: ВНИИОЭНГ. — 1986. — №. 10. -С.30−43.
  132. В.Д., Блейхер Э. М., Немудров А. Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. -М.: Недра, 1978, -407с.
  133. .Н. История применения химических реагентов и технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов. Автореф. дис. докт. техн. н. Уфа. 2003.-27С.
  134. М.И., Герштанский О. С., Булина И. Г. Исследование реологических характеристик нефти с добавками полимерсодержащих многофункциональных водорастворимых композиций ПАВ. // Труды КазНИПИнефть, 1993. Вып. 1. — С. 63−67.
  135. Н.М., Толоконский С. И., Булина И. Г. и др. Руководство по применению низкотемпературной, многофункциональной, водорастворимой композиции ПАВ в технологических операциях нефтедобычи. РД-39−0002−90. М.: ВНИИ, 1990.
  136. М.М. и др. Снижение турбулентного трения в водных растворах смесей полимеров и ПАВ. // Инженерно-физический журнал. 1988. — № 5.
  137. В.Ф. Лабораторные изучения реологических и фильтрационных свойств нефтей месторождения Узень. Исследования эффективности вытеснения нефти водой с добавлением химреагентов //Тр. КазНИПИ, Шевченко. 1978. — Отчет НИР № 116.
  138. А.А. Поверхностно-активные вещества. — Л.: Химия, 1981.
  139. К., Нокатава Т., Тамамуси Б., Исемура Т. Коллоидные поверхностно-активные вещества. М: Мир, 1966. — 319 с.
  140. Я.П., Булина И. Г., Караев О. А. Применение ЯМР и ЭПР для контроля структурных изменений при баро- и термо-обработке. //Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. 1983. — № 7. — С51−55.
  141. Л.В., Ананьев В. П. Набухание и усадка глинистых грунтов. Ростов -на Дону, 1973. —56 с.
  142. В.И. и др. Идентификация моделей набухания глин. // Изв. ВУЗов Сер. Нефть и газ. 1985- № 2.
  143. О.С., Крылов Д. А. Способ эксплуатации пород с высоким содержанием монтмориллонитовых глин. // Патент РК № 6883. Б.И., 1999. — № 1.
  144. Д.А., Герштанский О. С., Елеманов Б. Д. Способ эксплуатации залежей с высоким содержанием монтмориллонитовых глин. // Патент РК № 11 335. -Б.И., 2002. № 3.
  145. О.С. Интенсификация работы скважин при добыче высокопарафинистой нефти из многопластовых залежей на поздней стадии разработки: Автореферат дис. канд. техн. наук. М., 1992. — 30 с.
  146. Д.А., Герштанский О. С. Установка для очистки скважин. // Патент РК № 12 631.-Б.И., 2003.-№ 1.
  147. О.С., Крылов Д. А., Абдуллаев Н. Я.-О. Установка для сбора отложений из скважин. // Патент РК № 6877.- Б.И., 1999, — № 1.
  148. О.С., Крылов Д. А., Абдуллаев Н. Я.-О. Установка для сбора отложений из нефтяных скважин. // Патент РК № 12 453.— Б.И., 2002. № 12.
  149. О.С., Троицкий В. Ф., Крылов Д. А., Пузырин В. В. Газопесочный скважинный сепаратор. // Патент РК № 7647. Б.И., 1999. — № 6.
  150. Д.А., Герштанский О. С., Пузырин В. В. Установка для очистки скважин. //Патент РК № 7323. Б.И., 1999. — № 3.
  151. О.С., Куличевский В. И. Способ определения уровня жидкости в скважине и устройство для его осуществления.// Патент РК № 5324. Б.И., 1997.- № 4.
  152. В.Ф., Герштанский О. С. Скважинный штанговый насос для высоковязкой жидкости. // Патент РК№ 7218. Б.И., 1999.- № 2.
  153. П.И., Богуслаев В. А., Квитчук К. К. Способ обработки призабойной зоны пласта. //Патент РФ № 2 103 477. Б.И., 1998. — № 3.
  154. В.А. Совершенствование методов химического воздействия на пласт при интенсификации притоков и освоении глубоких скважин. -М.:ВНИИГАЗ, 1993. С. 134.137.
  155. Т.В. Тектоническая трещиноватость горных пород и условия формирования трещинных коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1986. — 224 с.
  156. С.В., Гусев В. И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва за рубежом. // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.
  157. А.З., Герштанский О. С. Способ проведения гидроразрыва низкопроницаемого коллектора нефти, разрабатываемого поддержанием пластового давления. // Патент РК № 9455. Б.И., 2000. — № 9.
  158. В., Михайлов А., Азаматова В. и др. С «трудными» пластами работать можно и нужно. //Нефть России. 1999. — № 2. С. 12−14.
  159. Инструкция по применению бескорпусных генераторов давления ПГД БК. /Под ред. Беляева Б. М. — М.: Недра, 1979. 34 с.
  160. Я.А., Филончев А. И. Термогазохимичекий способ интенсификации добычи нефти на месторождениях Башкирии. // РНТС. Сер. Нефтепром. дело. М.: ВНИИОЭНГ. 1977.-№ 2.-С. 18−19.
  161. М.К., Алекперзаде М. А., Рагимова Н. З. Применение термогазохИмического воздействия на призабойную зону скважины месторождений Азербайджана. //РНТС. Сер. Нефтепром. дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. — Вып. 5. — С. 3−4.
  162. О.С. Опыт применения акустического воздействия на призабойную зону проницаемых пород на месторождениях Западного Казахстана //НТВ: Каротажник, Тверь, 1998.-Вып. 48.
  163. Кузнецов O. JL, Симкин Э. М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействий на нефтегазовые пласты. М.: Мир, 2001. — 260 с.
  164. .Ф., Сердюков С. В. и др. Результаты опытно-промысловых работ по повышению нефтеотдачи вибросейсмическим методом. //Нефт. хоз-во. -1996. -№ 5. -С. 48−52.
  165. Ю.И., Иванова Н. И., Никитин А.А и др. Акустические методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. //Нефт. хоз-во. 2002. -№ 5.-С. 87−91.
  166. В.П., Дзюбенко А. И., Нечаева Н. Ю., Дрягин В. В. Результаты промысловых испытаний акустического воздействия на призабойную зону пласта. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. — № 10 — С.36−42.
  167. Продукция ЗАО «Интенсоник & К» // НТВ: Каротажник. 1998−1999. — №№ 45, 46, 55, 64.
  168. Э., Митрофанов В. П., Сафин Д., Возможности ультразвука в нефтедобыче. //Нефть России. 1999 г. — № 1.
  169. В.Ф., Белоконь Д. В., Козяр Н. В., Смирнов Н. А. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах: состояние и направления развития. //НТВ: Каротажник.-1999. -№ 63.
  170. В.Н. Механизм акустической интенсификации притоков нефти из продуктивных пластов.// НТВ: Каротажник.-1997.- № 42.
  171. И. Интенсификация добычи нефти на месторождениях ОАО «ЛУКОЙЛ» // Инфойл Нефтеотдача. 2002, — № 5.
  172. В.И., Кадет В. В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. М.: Недра, 1995. — 222 с.
  173. Е.А., Селяков В. И. Изменение проводимости неоднородной среды при пропускании через нее электрического тока// ДАН. 1990. — т. 310. — № 1. С. 83−86.
  174. М.Д., Булавин В. Д., Марданов И. А. и др. Результаты применения технологии электровоздействия на месторождениях «КАЗАХОЙЛЭМБА». //Нефт. хоз-во. -2000.-№ 10.
  175. М.Д., Булавин В. Д., Селяков В. И., Савченко А. Ф. Применение технологии электровоздействия для интенсификации добычи нефти. //Нефт. хоз-во. 2002. -№ 11.
  176. О.Н., Швец И. С. Технология электроразрядного воздействия на призабойную зону скважин. Николаев, 1991.
  177. О.Н., Ляпис Д. Н., Буряк В. Н., Банько В. Н. О возможностях электрического пробоя жидкости в прискважинной зоне. /В кн. Физика импульсных разрядов в конденсированных средах. Киев: Наукова думка, 1991. — С. 22−24.
  178. С.Г., Глушенко В. Ж., Трофимова Л. П. и др. Эффективность электрического разряда для условий нефтяной скважины. // Нефт. хоз-во. 1992. — № 8. — С. 43−44.
  179. З.И., Герштанский О. С., Рогоза М. М. Способ защиты поверхности подземного оборудования скважин от коррозии и составы для его осуществления. // Патент РК № 3330. Б.И., 1996. — № 2.
  180. А.И., Кулиджанов Ю. Я., Тернопольский А.Н, Герштанский О. С. и др. Композиция для повышения продуктивности скважин. //Патент РФ № 1 822 862. Б.И., 1993. -№ 23.
  181. А.И., Кулиджанов Ю. Я., Богородский В. М., -Герштанский О.С. и др. Эмульсия для комплексного воздействия на призабойную зону пласта. //Патент РК № 5985.— Б.И., 1998.-№ 2.
  182. О.С., Рудская Л. П., Чуприна С. И. и др. Эмульсия комплексного воздействия на призабойную зону пласта. // Патент РК № 4673 Б.И., 1997. — № 2.
  183. Д.А., Герштанский О. С. Состав для восстановления проницаемости призабойной зоны. // Патент РК № 12 673 Б.И., 2003. — № 2.
  184. О.С., Крылов Д. А., Цой В.Я. Состав для восстановления проницаемости призабойной зоны нефтенасыщенных пород.// Патент РК № 6888 Б.И., 1999.-№ 1.
  185. О.С., Крылов Д. А. Способ восстановления фильтрационных свойств призабойной зоны продуктивного пласта и устройство для его осуществления. // Патент РК № 7642- Б.И., 1999.-№ 6.
  186. Д.А., Герштанский О. С., Абдуллаев Н. Я.-О. Способ термомеханического удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений из скважины и устройство для его осуществления. // Патент РК № 6887 Б.И., 1999.- № 1.
  187. Я.В., Крикунов Н. В., Герштанский О. С. и др. Вязкоупругий состав многоцелевого значения. //Патент РФ № 1 694 859.-Б.И., 1991. № 44.
  188. О.Н., Любимов А. Д., Денисюк О. Н., Хвощан О. В. Исследование зависимости фильтрационных характеристик коллекторов от воздействия электрического разряда в водонефтяной эмульсии. // Нефт. хоз-во. 2002. — № 1.
  189. Исследования технологий повышения нефтеотдачи пластов. // Сб. науч. тр. ВНИИнефть. // Под ред. Шахвердиева А. Х.,.Жданова С. А. М.: ОАО «ВНИИнефть», 2001. -Вып. 126.
  190. О.Н., Шерстнев Н. М. Особенности изменения фильтрационных характеристик пород-коллекторов при реагентно-импульсном воздействии. // Нефт. хоз-во. -2002. № 4.
  191. О.Н., Швец И. С., Кучернюк А. В. Применение электроразрядного воздействия для обработки добывающих и нагнетательных скважин. // Нефт. хоз-во. 2002. -№ 2.
  192. М.Л., Желтов Ю. В., Симкин Э. М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра, 1984.
  193. О.С., Крылов Д. А. Способ борьбы с солепарафиновыми отложениями в нефтяных трубах наземных коммуникаций и установка для его осуществления. // Патент РК № 7201. Б.И., 2002. — № 2.
  194. О.С., Крылов Д. А., Курбанбаев М. И. Способ борьбы с солепарафиновыми отложениями в нефтяных трубах наземных коммуникаций и установка для его осуществления. // Патент РК № 12 074. Б.И., 2002. — № 10.
  195. Ахмедов М.Щ.Д. О применении акустического способа для предотвращения солеотложений // Нефтепромысловое дело. 1977. — № 9. — С. 40−42.
  196. О.С., Крылов Д. А. Способ определения участков солепарафиновых отложений в трубах и определения направления движения жидкости и устройство для его реализации.// Патент РК № 764 В.- Б.И., 1999.- № 6.
  197. О.С., Шерстнев Н. М., Киинов Л. К. и др. Ударно-волновой способ очистки нефтепромыслового оборудования от твердых осадков. М.: ВНИОЭНГ, 1997. — 92с.
  198. М.Е., Герштанский О. С., Мишин В. Н. и др. Технологические средства для взрывной очистки и расклинивания нефтепромыслового оборудования. //НТЖ:
  199. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. -Вып. 6−7. — с. 30.
  200. М.Е., Герштанский О. С., Мишин В. Н. и др. Применение ударно-волнового воздействия для очистки насосно-компрессорных труб от твердых отложений.//НТЖ: Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: ВНИИОЭНГ, 1995. — Вып. 1−2.
  201. , Э.О., Кусов Н. Ф., Корнеев А. А., Марцинкевич Г. И. Исследование волн напряжений при взрыве в горных породах. М.: Наука, 1978. — 112 с.
  202. Г. И. О расчете параметров ударной волны в различных средах. — М.: СО АН СССР, 1960.
  203. В.А., Конон Ю. А., Гурков В. В. Оценка влияния масштабного фактора на напряженно-деформированное состояние оболочечных конструкций взрывных камер // 7-ой Межд. симпозиум. Использование энергии взрыва. Пардубице, 1988. — Т. 3. — С. 517−521.
  204. А.И. О физической сущности процессов разрушения горных пород взрывом. /В кн. Вопросы теории разрушения горных пород взрывом. М.: АН СССР, 1953.
  205. И.Г., Козорезов К. И., Крикунов Н. В., Шерстнев Н. М., Герштанский О. С. и др. Способ очистки внутренней поверхности труб от твердых накоплений. // Патент РФ № 1 463 356.-Б.И., 1989.-№ 9.
  206. Д.А., Герштанский О. С. Устройство для защиты нефтяного оборудования от отложений минеральных солей при транспортировке пластового флюида. // Патент РК № 12 587.- Б.И., 2003. -№ 1.
  207. Д. А., Герштанский О. С. Устройство для адсорбции кристаллов минеральных солей при транспортировке пластового флюида. // Патент РК № 6880 — Б.И., 1999.-№ 1.
  208. Д.А., Герштанский О. С., Елеманов Б. Д. Способ подготовки нефти и установка для его осуществления. // Патент РК № 11 522.- Б.И., 2002. № 5.
  209. О.С., Салихов М. Х., Крылов Д. А. Способ подготовки нефти и устройство для его осуществления. // Патент РК № 7643. — Б.И., 1999. № 6.
  210. А.З., Герштанский О. С. Гидродинамический диспергатор раствора. // Патент РК № 5223, — Б.И., 1997. № 4.
  211. М.Г., Лавров И. С., Смирнов О. В. Электрообработка жидкостей. Л.: Химия, 1976.-216 с.
  212. З.Р., Михиевич Т. Г., Кузьмин С. И. и др. Магнитная защита от парафиноотложений на месторождениях нефти Пермской области. // Нефт. хоз-во. 2000. -№ 212.-С. 72−75.
  213. Я. М. и др. Исследование влияния магнитного поля на отложения парафина. //НТС, Сер. Нефтепромысловое дело, М.: ВНИИОЭНГ. 1963. — № 7.
  214. Я. Г. Кинетическая теория жидкостей. Собрание избранных трудов, т.З. М.: АН СССР, 1959.
  215. Н.В., Ишемгужин Е. И., Каштанова Л. Е. и др. Аппараты для магнитной обработки жидкостей. М.: Недра-Бизнесцентр, 2001 144 с.
  216. О.С., Крылов Д. А., Саркисов А. С. Способ облучения пластового флюида магнитным полем и источник магнитного поля.//Патент РК № 5255.-Б.И., 1997. № 4.
  217. О.С., Крылов Д. А., Елеманов Б. Д. Устройство для облучения пластового флюида постоянным магнитным полем. // Патент РК № 11 190. Б.И., 2002. -№ 2.
  218. О.С., Крылов Д. А., Елеманов Б. Д. Способ облучения пластового флюида магнитным полем и источник магнитного поля.//Патент РК № 11 216.-Б.И., 2002.-№ 2.
  219. О.С., Крылов Д. А., Саркисов А. С. Устройство для облучения пластового флюида постоянным магнитным полем. // Патент РК № 5254 Б.И., 1997. — № 4.
  220. М.Г. Исследование электризации газонефтяного потока, /сб. Борьба с отложениями парафина. -М.: Недра, 1965. -с. 154. 157.
  221. В.И., Лыкин М. С., Хавкин А. Я. Особенности зарядовых взаимодействий при многофазовой фильтрации в нефтяных пластах. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995.- № 10. — С.37.39.
  222. О.С. Применение электромагнитных полей в процессе эксплуатации добывающих скважин. // Тезисы докл. Межд. науч.-техн. конф.,. Актау, 1996. — С. 250.
  223. О.С., Крылов Д. А. Способ обработки скважин электромагнитным полем и установка для его осуществления. // Патент РК № 7644 Б.И., 1999. — № 6.
  224. Д.А., Герштанский О. С. Способ обработки скважин электромагнитным полем. // Патент РК № 12 456.- Б.И., 2002. № 12.
  225. О.С. О некоторых путях решения проблемы подготовки нефти. //Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф. Актау, 1996. — С. 250.
  226. Д.А. Курс коллоидной химии. Ленинград: Химия, 1984. — 368с.
  227. М., Герштанский О. С., Уголева А. В., Шерстнев Н. М. Фильтрация водных растворов полимерсодержащих многофункциональных водорастворимых композиций ПАВ в пористой среде. // Труды КазНИПИнефть, 1993. Вып. 2. — С. 47−61
  228. А.А. Роль электрокинетических явлений в процессе извлечения нефти из пласта. // Нефт. хоз-во. 1983. — № 5.
  229. О.С., Крылов Д. А., Курбанбаев М. И., Елеманов Б. Д. Влияние геолого-технологических факторов на качество крепления скважин.-М.: ОАО ВНИОЭНГ, 2001.-68 с.
  230. А.З., Герштанский О. С., Кульсариев К. У. Способ вскрытия продуктивных горизонтов, разрабатываемых поддержанием пластовых давлений. // Патент РК № 5791. -Б.И., 1998.-№ 1.
  231. Эфендиев А.З.-О., Герштанский О. С. Способ разработки залежи нефти. // Патент РК № 9454, — Б.И., 2000. № 9.
  232. А.З., Герштанский О. С., Кульсариев К. У. Способ вскрытия продуктивных горизонтов, разрабатываемых поддержанием пластовых давлений. // Патент РК№ 9921.-Бюл. № 2.- 15.02.01.
  233. А.З., Герштанский О. С. Способ эксплуатации пескопроявляющих скважин. // Патент РК № 6094. Бюл. № 3. — 15.04.98.
  234. А.З., Герштанский О. С. Способ определения объема каверн в приствольной зоне пласта, образованных при эксплуатации скважин. // Патент РК № 9451. -Б.И., 2000. № 9.
  235. Д.А., Герштанский О. С., Пустобаев А. Н. Способ цементирования скважин. // Патент РК № 6879. Б.И., 1999. — № 1.
  236. А.З., Герштанский О. С., Пустобаев А. Н., Чагай В. Г. Гидравлический пакер для нагнетательной скважины. // Патент РК № 6886.— Б.И., 1999. № 1.
  237. О.С., Крылов Д. А. Влияние потенциала колонны в период ОЗЦ на контакт цементного камня с обсадными трубами. //Тезисы Межд. науч.-техн. конф. Актау, 1996.-С. 281.
  238. Е.Е., Тастанов К. Х., Герштанский О. С. и др. Тампонажный раствор. // Патент РК № 4723. Бюл. № 9. — 15.09.00.
  239. С.В., Кильдибекова Л. И., Федорова Н. Д., Герштанский О. С. и др. Физические основы и способы разработки месторождений парафинистых нефтей. // Тр. ВНИИ. 1993. — С. 134−151.
  240. Д.А., Герштанский О. С., Волошко Г. Н. Проблемы межколонных давлений на нефтегазовых и газоконденсатных месторождениях. //Тез. докладов. 5-ой науч.-техн. конф. М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. — С. 88.
  241. Cross М. Rheology of viscoelastic Fluids: Elasticity Determination from Tangentional stress measurement. //Journal of Colloid and Interface Science, v.21, n.l. 1968.
  242. В.И. и др. Определение начального градиента давления при движении нефтей в пластовых условиях. //Нефтяное хозяйство. -1971.-№ 9.-С.53−55.
  243. В.И., Кисляков Ю. П., Герштанский О. С. Способ определения предельного напряжения сдвига нефти. // Патент РФ № 1 104 253. Б.И., 1984.- № 27.
  244. А.З., Герштанский О. С., Сабугалиев М. Х., Ускумбаев К. Р. Способ проведения водоизоляционных работ при отборе нефти из продуктивного пласта поддержанием пластового давления. // Патент РК № 8975. Б.И., 2000. — № 5.
  245. О.С., Крылов Д. А. Способ селективной изоляции водопритока в нефтяной скважине. // Патент РК № 7640.- Б.И., 1999. № 6.
  246. М.Н., Рахимкулов Р. Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. -М.: Недра, 1978. -207с.
  247. С.А. и др. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Нефт. хоз-во. -1989. -№ 4. -с.47−53.
  248. А.Х. и др. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1975. -232с.
  249. И.А., Сидоров Н. А., Кошелев А. Г. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988. -263с.
  250. Ю.А. и др. Эффективность применения водоизолирующих материалов в нефтяных скважинах. //Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1985.
  251. Инструкция по промышленному внедрению регулирования разработки и повышения нефтеотдачи месторождений путем воздействия на призабойную зону пласта вязкоупругими составами. РД 39−148 331−209−96. М.: ВНИИнефть, Гипровостокнефть.-1996.
  252. Комплексная технология изоляции водопритоков и повышения нефтеотдачи пластов в условиях многопластовых залежей с малой толщиной разобщающих слабопроницаемых пород. РД-39−147 009−729−88Р. Краснодар.: ВНИИКРнефть. -1988.
  253. Полакриламид / Под. Ред. В. Ф. Куренкова. М.:Химия, 1992.- 192с.
  254. Л.П., Терина Л. А., Сизиумова В. Н., Герштанский О. С. Состав для изоляции водопритока в скважину. // Патент РК № 12 402.- Б.И., 2002. № 12.
  255. В.П., Рыскин А. Ю., Герштанский О. С. и др. Способ разработки нефтяных месторождений с химически восстанавливающей пластовой средой. // Патент РФ № 1 627 678.- Б.И., 1991.- № 6.
  256. С. А. Использование сульфитных щелоков. М.: Лесн. пром., 1986.
  257. М.И. Промышленное использование лигника. М.: Недра, 1983.
  258. С. А. Чалакова В.Е. Эдолина А. К. Лигносульфонатхромовые. // Тр. НИИТС. М.: Гослесбумиздат, — T.IX. -1961.
  259. Е. Таирян X. Ограничение водопритоков с использованием растворов латекса. // Нефтяник. 1977.-№ 7. -7с.
  260. О.С. Интенсификация добычи нефти на поздней стадии разработки многопластовых месторождений путем применения временноблокирующих. М.: Нефтяное хозяйство, 2004. — № 9. — С. 96−98.
  261. П.М., Крикунов Н. В., Сидоров И. А. Изучение и испытание методов поинтервальной обработки добывающих и нагнетательных скважин применительно к многопластовым залежам нефти месторождения Узень. // Отчет НИР. ВНИИ, х/д 02.89. -Москва, 1989.
  262. Н.В., Бальдеков А. У. Усовершенствование и развитие методов повышения продуктивности скважин органическими растворителями и ограничение водопритоков полимерами. //Отчет НИР. КазНИПИнефть. Тема № 336−81. Шевченко. 1982. -77с.
  263. В.П. и др. Разработка и внедрение методов селективной изоляции обводненных пластов на месторождениях Куйбышевской и Оренбургской областей. //Отчет НИР. ГипроВостокнефть. Тем 16−79. Куйбышев. 1980. 151 с.
  264. О.С., Дябин А. Г. Повышение эффективности работы нагнетательных скважин в НГДУ «Узеннефть». //Тр. ВНИИ.-М., 1991.-Вып. 108.-С. 106−113.
  265. О.С. Анализ эффективности работ по повышению коэффициента продуктивности в НГДУ «Узеннефть». // Нефтяное хозяйство. 1991. — № 7. — С. 43
  266. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39−147 035−209−87. М.:ВНИИ. 1987.
  267. В.А., Цветков А. Н. Справочник по прикладным программам для микрокалькуляторов. -М: Финансы и статистика, 1988.
  268. К.М. Методы повышения эффективности эксплуатации скважин .: Автореферат дис. канд. техн. наук. — Бугульма., 2001, -40 с.
  269. О.С., Крылов Д. А. Устройство для ликвидации микроканалов в цементном кольце скважины. // Предпатент РК №. 14 212 по заявке № 2002 /0038.1 3765/2 -Опубл. 15.04.04.
  270. О.С., Волошко Г. Н., Геймаш Г. И. и др. Способ строительства эксплуатационной скважины. // Патент РК № 5325. Б.И., 1997. — № 4.
  271. Регламент по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн диаметром 168 мм на скважинах. //Руководящие документы ГАЗПРОМ. РД 51−4 803 457−184−96. М.: ВНИИГАЗ. 1996.
  272. Д.Н. Технология диагностики и ликвидации межколонных газопроявлений в скважинах.: Автореферат дис. канд. техн. наук. Уфа, 2002, -38 с.
  273. Принятые сокращения и обозначения.
  274. АВ — акустическое воздействие.
  275. АСПО асфальтосмолопарафинистые отложения.1. БХК -бихромат калия.1. БХН бихромат натрия.
  276. ВУС вязко — упругий состав.1. ВВН высоковязкая нефть.
  277. ГОС горюче-окислительные составы.
  278. ГРП гидравлический разрыв пласта.
  279. ГДРП гидродинамический разрыв пласта.
  280. ДМАБАХ диметилалкилбензил-аммонийхлорид.
  281. ДТПА диэтилентриаминпентауксусная кислота.
  282. ДПФ 2-оксипропилен-1.3-диаминотетраметилен-фосфоновая кислота.
  283. ККМ критическая концентрация мицеллообразования.
  284. КМЦ карбоксилметилцеллюлоза.1. ЛС лигносульфонат.1. ММ молекулярная масса.
  285. МФК многофункциональная композиция.
  286. НМК низкотемпературная многофункциональная композиция.1. НПАВ неионогенные ПАВ.
  287. НТА нитрилотриуксусная кислота.
  288. НТФ нитрилотриметилфосфоновая кислота.
  289. ОПЗ -обработка призабойной зоны.
  290. ОЦГ облегченный цемент для «горячих» скважин.
  291. ОЭДФ оксиэтилендифосфоновая кислота.1. ПАА полиакриламид.
  292. ПАВ поверхностно-активное вещество.
  293. ПВМК полимерсодержащая водорастворимая многофункциональная композиция.
  294. ПГД пороховой генератор давления. ПЗП — призабойная зона пласта. ПКО — пенокислотные обработки. ПЦТ — портландцемент. ПЭО — полиэтиленоксид.
  295. СКО соляно-кислотная обработка.1. СПАВ синтетическое ПАВ.
  296. ТГХВ термогазохимическое воздействие.1. ХК хромат калия.1. ХКК хромокалиевые квасцы.
  297. ЦА цементировочный агрегат.
  298. ШПЦС шлакопортландцементная смесь.
  299. ЭДТА этилендиаминтетрауксусная кислота.1. АКТо внедрении результатов диссертационной работы Герштанского Олега Сергеевича
  300. Внедрение технологии осуществлялось на добывающих и нагнетательных скважинах различных участков месторождения.
  301. Внедрение разработок позволило получить значительный экономический эффект в виде дополнительной добычи нефти за счет повышения показателей разработки, снижения затрат, интенсификации работы скважин.
  302. Филиала «Узенмунайгаз» АО «Разведка-Добыча «КазМунайгаз"1. Курбанбаев М.И.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!