Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Совершенствование технологии вскрытия пласта в нефтяных и водонефтяных зонах бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения

Диссертация: Совершенствование технологии вскрытия пласта в нефтяных и водонефтяных зонах бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Актуальность проблемы. Огромные запасы нефти на территории России, в том числе и на месторождениях Урало-Поволжья распространены в водонефтяных зонах. Одной из основных проблем при их разработке является вопрос об оптимальной степени вскрытия пласта. При наличии контакта между нефтеносной и водоносной зонами пласта в условиях незначительного влияния переходной зоны быстрое обводнение продукции… Читать ещё >

Совершенствование технологии вскрытия пласта в нефтяных и водонефтяных зонах бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПРОБЛЕМЕ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ
    • 1. 1. Общие положения
    • 1. 2. Основные теоретические исследования проблемы и результаты их реализации
    • 1. 3. Схематизация гидродинамических моделей фильтрации двухфазной жидкости в водонефтяных зонах
    • 1. 4. Основные технологии борьбы с подошвенными водами
      • 1. 4. 1. Изоляция притока подошвенных вод путем применения специальных составов и регулирования разработки
      • 1. 4. 2. Способы оптимизации разработки водонефтяных зон изменением интервалов перфорации флюидосодержащих коллекторов
      • 1. 4. 3. Повышение эффективности разработки ВНЗ технологией бурения и обустройства скважин
      • 1. 4. 4. Комплексные технологии водоизоляционных работ на обводненном фонде скважин
  • ГЛАВА 2. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ И
  • СОСТОЯНИЕ ЕГО РАЗРАБОТКИ
    • 2. 1. Краткая тектоника бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения
    • 2. 2. Структура тульского и бобриковсковского горизонта
    • 2. 3. Характеристика залежей бобриковского горизонта
    • 2. 4. Фильтрационно-емкостная характеристика бобриковского горизонта
    • 2. 5. Свойства и состав нефти, газа и воды бобриковского горизонта
      • 2. 5. 1. Физико-химическая характеристика нефти
    • 2. 6. Краткая характеристика состояния разработки объекта исследования
  • ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА СКВАЖИН С ВНЗ И РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ОГРАНИЧЕНИЮ ОТБОРА ВОДЫ
    • 3. 1. Оценка соотношения проводимостей водоносной и нефтеносной зон коллекторов по результатам эксплуатации скважин, расположенным в водонефтяной зоне
    • 3. 2. Исследование изменения текущей обводненности от геологических и технологических параметров пласта водоплавающей залежи
    • 3. 3. Определение оптимальных интервалов перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны нефтяных залежей
    • 3. 4. Исследование чувствительности изменения обводненности продукции от забойного давления и режима работы скважин
  • ГЛАВА 4. ПРИМЕРЫ РЕАЛИЗАЦИИ РАЗРАБОТАННЫХ РЕКОМЕНДАЦИЙ И
  • ИХ ВЛИЯНИЕ НА КОЭФФИЦИЕНТ НЕФТЕОТДАЧИ ОБЪЕКТА С
    • 4. 1. Пример моделирования процесса выработки запасов нефти бобриковско-тульского горизонта скважиной вновь пробуренной 850 р
    • 4. 2. Влияние интервалов перфорации нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта на коэффициент нефтеотдачи

Актуальность проблемы. Огромные запасы нефти на территории России, в том числе и на месторождениях Урало-Поволжья распространены в водонефтяных зонах. Одной из основных проблем при их разработке является вопрос об оптимальной степени вскрытия пласта. При наличии контакта между нефтеносной и водоносной зонами пласта в условиях незначительного влияния переходной зоны быстрое обводнение продукции скважин неизбежно, причиной обводнения которых в большинстве случаев подошвенной водой является конусообразование. Методы борьбы с конусообразованием связаны с установлением оптимальных депрессий на пласт и выбором интервалов перфорации. Однако эти меры в период перехода добывающих скважин из безводного в водный в сочетании с несовершенным вскрытием пласта с ВНЗ приводит к значительному снижению продуктивности скважины и прямым потерям отбираемой нефти. Поэтому вопросы совершенствования различных вариантов вскрытия пласта с ВНЗ перфорацией может дать значительное увеличение добывных возможностей скважин как для новых, так и находящихся в эксплуатации. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы и разработке рекомендаций по интенсификации притока нефти.

Цель работы. Совершенствование технологий вскрытия пластов в нефтяных водоносных зонах на основе уточнения оптимальности различных схем перфорации пласта.

Методы исследований. Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации о причинах преждевременного обводнения скважин по фактическим показателям эксплуатации на Муслюмовском месторождении с применением современных вычислительных методов и обобщения результатов численных исследований для создания методики расчета плотности и местоположения зон перфорации в нефтеносном и водоносном частях пласта. Научная новизна.

1. Численно исследована по данным фактической эксплуатации скважин аналитическая связь соотношения проводимостей водонасыщенной и нефтенасыщенной зон пласта и установлено, что при заводнении коллекторов по напластованию она в 4 — 5 раз выше, чем подошвенным способом.

2. В результате статистического моделирования связи текущей обводненности с геологическими параметрами и показателями разработки объекта установлены области оптимальных значений от накопленной жидкости, перфорированной мощности (Нперф) и доли перфорированной мощности в общей мощности (Нперф/Нн), при которых достигается минимум обводненности.

3. Разработана методика определения оптимального интервала перфорации, включающая численное моделирование процесса и исследование оптимальности вскрытия нефтеводонасыщенной части пласта перфорацией в различных вариантах их представления. Основные защищаемые положения.

1. Методика численного исследования изменения соотношения проводимостей при заводнении в нефтенасыщенную и водонасыщенную зоны.

2. Зависимость аналитической связи обводненности продукции от перфорированной мощности пласта (Нперф), доли перфорированной мощности в общей мощности пласта (НПерф/Нн) и накопленной жидкости (Жидк.нак.).

3. Методика численного моделирования процесса и исследование оптимальности вскрытия пласта перфорацией нефтеводонасыщенной части пласта, как совместно, так и раздельно.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и численного исследования на ПЭВМ, анализа и апробации результатов на промысловых объектах. Практическая ценность.

1. На основе проведенного анализа состояния выработки запасов притоком водонефтяной жидкости по перфорированным пластам бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения выявлены значительные резервы возможной интенсификации отборов за счет оптимального соотношения интервалов перфорации по 16 скважинам, проведенные мероприятия по которым позволили дополнительно добыть 12,0 тыс. т нефти с экономическим эффектом 10,8 млн.рублей.

2. Разработана и апробирована в промысловых условиях методика численного моделирования процесса вскрытия пласта перфорацией по данным ГИС при вводе новых скважин из бурения для массового внедрения.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на научно-технических совещаниях ЗАО «Нефтеконсорциум» (г.Альметьевск, 2000;2004 г. г.), на научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г.Альметьевск, 2000;2004 г. г.), на секции разработки нефтяных месторождений института «ТатНИПИнефть», на заседаниях ТРКР (г.Казань, 2002;2004 г. г.), на научно-технических советах НГДУ «Джалильнефть» (2002;2004 г. г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 статей в НТЖ «Нефтепромысловое дело», в том числе 11 статей написаны в соавторстве и I статья самостоятельно. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Нефтегазтехнология», НГДУ «Джалильнефть», ЗАО «Кара Алтын», ЗАО «АЛОЙЛ». В работах написанных в соавторстве соискателю принадлежат постановка задач, методы исследования и обобщения данных, апробация и авторский надзор за внедрением и оценкой эффективности.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 142 страницах машинописного текста и содержит 50 рисунков, 20 таблиц, список использованных источников из 104 наименований.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

Выполненная работа позволяет сделать следующие выводы и рекомендации:

1. На основе анализа геолого-промысловых данных эксплуатации скважин с водонефтяными зонами на бобриковском горизонте Муслюмовского месторождения выявлено, что при прочих равных условиях значительное влияние на текущий дебит скважин оказывает соотношение проводимостей водоносной и нефтеносной зон коллектора, причем для исследованных конкретных скважин соотношение гидропроводностей при заводнении коллекторов по напластованию в 4 — 5 раз выше, чем при заводнении коллекторов подошвенным способом.

2.Результатами статистического моделирования связи текущей обводненности с геологическими параметрами залежи и показателями ее разработки установлено, что:

Наиболее статистически устойчивыми являются взаимосвязями между обводненностью и параметрами участка, характеризующими степень выработки запасов (Жидкнак), начальную нефтенасыщенность коллектора (Кнн), перфорированную мощность пласта (Нперф), долю перфорированной мощности в общей мощности пласта (Нперф/Нн), проницаемостные свойства водонасьпценного интервала (Кпрон в). Чем выше накопленная добыча нефти (выработка запасов нефти) тем выше текущая обводненность. Чем выше начальная нефтенасыщенность пласта, тем ниже текущая обводненность. Чем выше проницаемость водоносного пласта, тем выше текущая обводненность. Чем больше перфорированная мощность пласта, тем выше текущая обводненность. С другой стороны, чем выше доля перфорированной части коллектора в общей мощности пласта, тем ниже текущая обводненность или имеются некоторые оптимальные значения Нперф и Нперф/Нн, при которых может быть достигнут минимум текущей обводненности. Установлено также, что существует устойчивая взаимосвязь между текущей обводненностью и наличием подошвенных вод. Текущая обводненность выше для пластов с подошвенной водой и при наличии водоносных пластов в рамках рассматриваемого горизонта и меньше, если ближайший водоносный пласт принадлежит иному горизонту. Данные зависимости подтверждают все приведенные выше модели.

3.Менее устойчивой является взаимосвязь между текущей обводненностью и забойным давлением. Однако, на 85%-ом уровне достоверности такая взаимосвязь существует. Чем выше забойное давление (меньше депрессия на пласт) — тем ниже текущая обводненность.

4. Для условий эксплуатационного фонда скважин бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения проведенный анализ не обнаружил значимой зависимости текущей обводненности от некоторых параметров (мощности и расчлененности непроницаемого раздела, влияния краевых вод). Одним из наиглавнейших параметров, влияющих на текущую обводненность являются степень выработки запасов (Жидкнак), начальная нефтенасыщенность коллектора (Анн), перфорированная мощность пласта (Нперф), доля перфорированной мощности в общей мощности пласта (Нперф/Нн), являющимися параметрами, подлежащими оптимизации при выборе режима эксплуатации скважины.

5. Создана методика определения оптимальных интервалов перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны и их влияния на КИН, которая может быть использована для расчета интервала перфорации для вновь пробуренных скважин и старого фонда.

6. Установлены пределы чувствительности изменения обводненности продукции от забойного давления и режима работы скважин для четырех групп вскрытия скважиной залежи с ВНЗ — водоплавающего, с наличием непроницаемого экрана, выдержанного непроницаемого раздела и с чисто нефтяной зоной с учетом которых корректируется режим эксплуатации скважин и величина забойных давлений.

7. Разработанные рекомендации реализованы на 16 скважинах Муслюмовского месторождения с дополнительной добычей нефти 12 тыс. т с экономическим эффектом 10,8 млн. руб (приложение — акт внедрения).

Показать весь текст

Список литературы

  1. А. с. 1 629 483 СССР, МКИ 5 Е21 В 33/138, Состав для изоляционных работ в скважине / В. А. Блажевич, В. Г. Уметбаев, И. В. Легостаева и др. БИ № 7. — 1991. — С. 91.
  2. А. с. 834 342 СССР, МКИ 3 Е21 В 43/132. Способ изоляции водопритоков и зон поглощений в скважинах / Е. Н. Умрихина, В. А. Блажевич, В. Г. Уметбаев. БИ № 20.1981.-С.156.
  3. Р.Г. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на основе изучения промыслово-геологических особенностей строения эксплуатационных объектов. Дисс. на соиск.уч.ст. докт. техн. наук. Бугульма: 2003. -268 с.
  4. Р.Г., Баймухаметов К. С., Викторин В. Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — Т. 1. — 280 с.
  5. Абызбаев И. И, Леви Б. И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1978. — 72 с.
  6. И.И. Группирование пластовых залежей нефти по основным геолого-промысловым параметрам / Геология нефти и газа. 1985. — № 3. — С. 54−56.
  7. И.И. Особенности и проблемы разработки девонских залежей нефти Башкирии, находящихся в поздней стадии эксплуатации // Тр. БашНИПИнефть. Вып. 51. -С. 3−15.
  8. И.И., Леви Б. И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Башкирское книжное издательство, Уфа, 1978,72 с.
  9. И.И., Насыров Г. Т. О факторах, влияющих на нефтеотдачу водонефтяных зон / Геология нефти и газа. 1975. — № 2. — С. 60−63.
  10. И.И., Сыртланов А. Ш., Викторов П. Ф. и др. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана.- Уфа: изд-во «Китап», 1994. 180с.
  11. X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982.-407 с.
  12. .Т., Исайчев В. В., Кожакин С. В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра.- 1978. — 197 с.
  13. .Т., Манаева Л. Б. О типизации нефтяных месторождений по характеру водонефтяных зон пластов / Тр. ВНИИ. Вып. № 54. — 1968. — С. 147−155.
  14. В.А., Умрихина Е. Н., Уметбаев В. Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра. — 1981.-232 с.
  15. Н.Н., Телков А. П. Расчет продвижения границы раздела и нефтеотдачи за безводный период по удельному объему дренирования / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. — № 2. — С. 42−45.
  16. В. Дюк, А. Самойленко. Data Mining. Учебный курс. СПб.: Питер, 2001, 366 с.
  17. И.В., Тазиев М. М., Чукашев В. Н., Мингазов P.P. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2005.-№ 1.-С. -.
  18. И.В., Казакова Т. Г., Вафин Р. В., Тазиев М. М., Чукашев В. Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2004.-№ 6, — С. 73 77.
  19. И.В., Казакова Т. Г., Вафин Р. В., Тазиев М. М., Чукашев В. Н. Особенности численного моделирования процессов нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С.50 -55.
  20. Н.С., Зейгман Ю. В., Рогачев М. К. и др. Выбор жидкости глушения скважин для условий нефтяных месторождений НГДУ «Аксаковнефть» / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб.науч.тр.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.-С.88−98.
  21. Н.С., Зейгман Ю. В., Рогачев М. К. и др. Испытания новых химических составов ЖГС на предприятиях АНК «Башнефть» / Межвузов, сб. статей «Нефть и газ». -Уфа: УГНТУ, 1997.-№ 1.-С.31−34.
  22. А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: Недра, 2002. 639 с.
  23. А.Ш., Газизов А. А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: Недра, 1999. 285 с.
  24. И.С. Анализ и обработка данных. Специальный справочник. СПб.: Питер.-2001.-751 с.
  25. Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997.-352 с.
  26. Р.Х., Мельников М. Н., Мустаева Э. Р., Гаева Н. В., Круглов М.П., Чукашев
  27. B.Н. Анализ точности сейсмических структурных карт на примере Тавельского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.1. C.8−13.
  28. В.Р., Малоярославцев А. А. О методике расчета текущей нефтеотдачи ВНЗ. -НТС «Нефтепромысловое дело». ВНИИОЭНГ, 1973. — № 4.
  29. Ф.М. Некоторые вопросы разработки водонефтяных зон Манчаровского месторождения. Тр. УфНИИ. — Вып. 27. — 1969. — С. 135−145.
  30. С.Н., Закиров Э. С., Закиров И. С., Баталова М. Н., Спиридонов А. В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.: — 2004.-520 е., илл.
  31. С.Н., Пискарев В. И., Юльметьев Т. И. Особенности разработки водоплавающей нефтяной залежи горизонтальными скважинами / Нефтепромысловое дело. 1997. — № 8−9. — С. 4−7.
  32. С.Н., Юльметьев Т. И. Относительно риска разработки тонких водонефтяных зон горизонтальными скважинами / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. — № 12. — С. 7−11.
  33. Закон Российской Федерации «О недрах» (с изменениями от 10 февраля 1999 г.).
  34. P.P., Тазиев М. М., Чукашев В. Н., Алексеев Д. Л., Буторин О. О., Сагитов Д. К. Анализ применяемых технологий ограничения водопритока на Тавельском есторождении. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 9.-С.51 54.
  35. Ю.В., Мавлютов М. Р., Муслимов Р. Х. и др. Новые химические составы жидкостей для глушения нефтяных скважин / Башкирский химический журнал.- Уфа: Изд-во «Реактив», 1995.-T.2, № 3−4.- С. 58.
  36. В.А., Абрамов Ю. С. Разработка нефтяных залежей с подошвенной водой. М.: Недра, 1978,192 с.
  37. И.И., Кузнецов Р. Ю., Сухачев Ю. В. Способ управления водяным конусом при добыче нефти в условиях двухфазной фильтрации / Нефть и газ. 1998. — № 6. — С. 25−27.
  38. И.И., Кустышев А. В., Телков А. П. Приближенный способ расчета времени безводной эксплуатации несовершенной скважины с экраном на забое в нефтяной залежи с подошвенной водой / Нефтепромысловое дело. 1998. — № 3. — С. 21−23.
  39. И.И., Ягафаров А. К., Гейхман М. Г. и др. Составы для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины / Нефть и газ. 2003. — № 3. — 33−37.
  40. И.И., Ягафаров А. К., Шарипов А. У., Телков А. П., Вылегжанина JI.A. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 59 с.
  41. С.В. Расчет характеристики вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта с подошвенной водой / Геология и разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта. Тр. ТатНИПИнефть. — № 26. — 1974. — С. 252−259.
  42. В.Н., Косков Б. В. О роли ВНК и переходной зоны при изучении гидродинамической связанности геологических тел / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2003. — № 10. — С. 44−45.
  43. И.И., Иманаев Н. Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1960. — 64 с.
  44. Краснова T. J1. Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1997, — № 4. С. 38−43.
  45. T.JI. Применение жидкостного барьера с целью ограничения прорыва верхнего газа и подошвенной воды в нефтяной пласт и увеличения предельного дебита / Нефть и газ. 1997. — № 6. — С. 27−31.
  46. Краснова T. JL, Телков А. П. Обоснование технологических режимов работы несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой / Нефтепромысловое дело. 1997. — № 4−5. — С. 2−9.
  47. Т.Н., Телков А. П. Расчет безводного периода работы несовершенной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования / Нефтепромысловое дело. -1997.- № 8−9.-С. 8−11.
  48. Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. — 152 с.
  49. В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1987.-247 с.
  50. М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат. -1963.
  51. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования (утв. 21.06.99, № ВК 477).
  52. Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: изд-во Казанского университета, 2003.-596 с.
  53. Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: изд-во Казанского университета, 2003. — 596 с.
  54. Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р. Б., Юсупов И. Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Издание в 2-х томах.-М.:ВНИИОЭНГ.- 1995.- т. 1.-492 с.
  55. Патент РФ № 2 146 760, Е21 В 43/20. Способ разработки водонефтяного пласта / Галеев Г. Г., Абдулмазитов Р. Г., Шаяхметов А. Ш. Заявл. 12.01.98. БИПМ № 8. — 2000. — 5 е., 1 л. ил.
  56. Патент РФ № 1 811 245, Е21 В 43/22, 43/20. Способ разработки залежей нефти в трещиноватых пластах с подошвенной водой / Зин|туллин И.С., Зинатуллин И. С. Заявл. 08.02.1989. — Опубл. 20.01.2000. — БИПМ № 2. — С. 320.
  57. Патент РФ № 2 136 858, Е21 В 43/16, 43/00. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Зайцев С. И., Крючков Б. Н. Заявл. 16.07.1998. — Опубл. 10.09.1999. -БИПМ № 25. — С. 427.
  58. Патент РФ № 2 138 625, Е21 В 43/20. Способ разработки водонефтяной залежи / Нурмухаметов Р. С., Кандаурова Г. Ф., Хасанов Я. З. и др. Заявл. 06.05.1997. — Опубл.2709.1999. БИПМ № 27. — С. 308.
  59. Патент РФ № 2 144 612, Е21 В 43/16, 43/00. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Крючков Б. Н., Зайцев С. И. Заявл. 16.07.1998. — Опубл. 20.01.2000. -БИПМ № 2. — С. 242.
  60. Патент РФ № 2 145 665, Е21 В 43/32. Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах / Грачев С. И., Сохошко С. К., Гаврилов Е. И. и др. Заявл. 10.04.98. — Опубл.2002.2000.-БИПМ № 5 С. 395.
  61. Патент РФ № 2 149 984, Е21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой / Хисамов Р. С., Юсупов И. Г., Сулейманов Э. И. и др. Заявл. 15.06.1998.-Опубл. 27.05.2000.-БИПМ № 15.-С. 365.
  62. Патент РФ № 2 151 860, Е21 В 43/20. Способ разработки залежи нефти с подошвенной водой / Абдулмазитов Р. Г., Хасанов Я. З., Галимов Р. Х. и др. Заявл. 03.12.1999. — Опубл. 27.06.2000. — БИПМ № 18. — С. 380.
  63. Патент РФ № 2 153 575, Е21 В 43/16. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Крючков Б. Н., Зайцев С. И. Заявл. 26.04.1999. — Опубл. 27.07.2000. — БИПМ № 21.-С. 500.
  64. Патент РФ № 2 174 595, Е21 В 43/32, 33/138. Способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин / Ишкаев Р. К., Поляков В. Н., Кузнецов B.C. и др. -Заявл. 29.03.2000. Опубл. 10.10.2001. — БИПМ. № 28. — С. 246.
  65. Патент РФ № 2 178 517, Е21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии / Гайнуллин К. Х., Разгоняев Н. Ф., Габдрахманов Н. Х. и др. Заявл. 31.03.2000. -Опубл. 20.01.2002. — БИПМ. № 2. — С. 261.
  66. Патент РФ № 2 182 965, Е21 В 43/32. Способ изоляции пластовых вод в горизонтальных нефтяных скважинах (варианты) / Медведский Р. И., Грачев С. И., Сохошко С. К. Заявл. 19.03.2000 — Опубл. 27.05.2002.-БИПМ № 15 — С. 266.
  67. Патент РФ № 2 206 733, Е21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод / Сохошко С. К., Штоль В. Ф. Заявл. 17.07.2000 — Опубл. 20.06.2003.-БИПМ.- № 17 — С. 733.
  68. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. / Н. Ш. Хайрединов, В. Е. Андреев, К. М. Федоров и др. Уфа: Гилем, 1997.-106 с.
  69. Разработка и внедрение технологии отключения обводненных пластов и ликвидации скважин в сложных геолого-технических условиях их эксплуатации: Отчет о НИР / БашНИПИнефть. Рук.В. Г. Уметбаев.-4145.-Уфа, 1994.-75 с.
  70. А.А., Мосунов А. Ю., Горбунова Е. И. и др. Особенности выработки запасов и методика планирования работ по ограничению притоков воды в массивной залежи пласта АВ4.5 на поздней стадии разработки / Нефтяное хозяйство. 1997. — № 10. — С. 58−61.
  71. Т.Ш., Сулейманов Б. А., Нуряев А. С. Селективная изоляция притока жидких пластовых вод в добывающих скважинах / Нефтяное хозяйство. — 2000. № 12. — С. 81−83.
  72. Р.Г., Гильманова Р. Х., Салихов М. М., Тазиев М. М., Чукашев В. Н. Определение начальных извлекаемых запасов нефти по данным истории разработки нефтяной залежи. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 7.-С.13−15.
  73. М.М. и др. Особенности разработки водонефтяных зон месторождений платформенного типа. Тр. УфНИИ. — Вып. 27. — 1969. — С. 117−133.
  74. В.И. Анализ возможностей и схем обводнения водоплавающих рифовых залежей по прикровельным интервалам / НТЖ Нефтепромысловое дело. 2000. — № 3. -С. 10−14.
  75. В.И. Использование двухфильтровой конструкции забоя для улучшения работы скважин, вскрывающие водоплавающие залежи / Нефтяное хозяйство. 1998. — № 9−10.-С. 43−45.
  76. Е.П., Клещенко И. И., Телков А. П. Технология направленного воздействия на прискважинную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти в условиях подтягивания конуса воды / Нефтепромысловое дело. 1996. — № 6. — С. 5−7.
  77. С.К., Грачев С. И. Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами / Нефть и газ. 1999. — № 1. — С. 21−24.
  78. С.К., Некозырева Т. Н. Изоляция подошвенной воды при разработке переходных зон вода-нефть и тонких нефтяных пластов / Нефть и газ. 1999. — № 2. — С. 62−66.
  79. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под ред. Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.-463 с.
  80. О.Е., Файзуллин Р. Н., Хаминов Н. И. и др. Оптимизация выработки запасов терригенных коллекторов водонефтяных залежей бобриковского горизонта Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения / Нефть Татарстана. 1998. — № 2.- С. 25−27.
  81. Технологическая схема разработки Муслюмовского месторождения./ ТатНИПИнефть, Бугульма.- 2004.- С. / Руков.отчета.
  82. А.П., Стклянин Ю. И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. -М.: Недра, 1965.-164 с.
  83. М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. -М.: Недра, 1990.-267 с.
  84. В.Г., Мерзляков В. Ф., Волочков Н. С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы.-Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000.-424 с.
  85. В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин.- М.: Недра, 1989.-215 с.
  86. В.Г., Мерзляков В. Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин.-Уфа: БашНИПИнефть, АНК «Башнефть», 1995. 251 с.
  87. Н.Ш., Андреев В. Е., Котенев Ю. А. и др. Критерии в применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкирии // Нефтепромысловое дело.-1996.-№ 5.-С.4−6.
  88. Н.Ш., Андреев В. Е., Котенев Ю. А. и др. Теоретическое обоснование параметров изотермического заводнения пластов // НТС ИПТЭР АН РБ.-Уфа, 1997.-С.46−49./.
  89. О.Э. О вытеснении нефти водой из двухслойного пласта / Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. Тр. ВНИИнефть. — № 40. — 1974. — С. 32−46.
  90. И. А. Подземная гидрогазодинамика. М.: ГТТН, 1963. — 380 с.
  91. В.Н. Особенности разработки водонефтяных зон Муслюмовского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2005.-№ 2.-С. -.
  92. И.В. Некоторые особенности выработки водонефтяных зон пласта АВ4.5 Самотлорского месторождения / Нефть и газ. 1998. — № 5. — С. 14−17.
  93. В.М., Муслимов Р. Х., Хаммадеев Ф. М. Разработка водонефтяных зон с разной характеристикой в условиях заводнения пластов (на примере Ромашкинского месторождения) / Нефтяное хозяйство. 1974. — № 5. — С. 32−36.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!