Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА 10
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ
ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ РАБОТ
ПО ИСПЫТАНИЮ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПРИЗАБОЙНЫЕ ЗОНЫ СКВАЖИН
10.1. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ АДРЕСНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРИ ВЫБОРЕ СКВАЖИН ДЛЯ ОБРАБОТОК ПЗС
При выборе скважины для обработки призабойной зоны по технологии управляемого воздействия рекомендуется широко использовать адресные геологические модели, так как структура текущих запасов нефти на месторождениях после их длительной эксплуатации претерпевает серьезные изменения в сторону ухудшения качества остаточных запасов.
Запасы нефти, залегающие первоначально в коллекторах простого строения, в настоящее время в определенной степени истощены. Остаточные запасы сосредоточены в слабо дренируемых зонах с коллекторами сложного строения. Основная задача состоит в том, чтобы в результате комплексной оценки геолого-промысловых показателей выбрать такие скважины, которые после воздействия на ПЗС по предлагаемой технологии могут "ответить" рентабельным дебитом. Подбор таких скважин возможен только в случае определения адресности остаточных запасов, находящихся в невыработанных зонах. Слабо дренируемые зоны определяются путем оценки трехмерной геологической неоднородности с помощью специально разработанного метода палеотомографического сканирования залежи. Суть метода заключается в латеральном сканировании изучаемого пласта и построении карт литологической изменчивости для каждого слоя. Затем эти карты сравниваются с картами промысловых параметров, например обводненности продукции, суточных дебитов нефти, отборов жидкости. В результате появляется возможность выделять участки с ухудшенными коллекторскими свойствами, причем в трехмерном представлении. В качестве основной исходной промысловой информации используются месячные технологические режимы работы скважин, а также результаты интерпретации ГИС. После палеотомографического сканирования строятся карты обводненности, текущих дебитов, текущих отборов жидкости, эффективных толщин пласта, песчанистости и др.
По результатам анализа полученных материалов строится адресная геологическая модель, на основании которой выбирается скважина для управляемого воздействия на призабойную зону с целью интенсификации добычи нефти.
368
10.2. ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЯЕМОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА ПРИЗАБОЙНЫЕ ЗОНЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОМЫСЛОВЫХ НАБЛЮДЕНИЙ*
Предварительную качественную оценку эффективности применения технологии можно получить уже по результатам месячного эксплуатационного рапорта для единичной скважины, призабойная зона которой обработана по заданной технологии. Так, на рис. 10.1, / приведена динамика изменения добычи нефти, воды и жидкости до и после обработки призабойной зоны скв. 16561 Самотлорского месторождения. После управляемого воздействия на ПЗС добыча нефти существен-
Таблица 10.1
Технологические характеристики работы скважин до и после проведения ОПЗ по технологии управляемого воздействия
№п/п Куст № скв. Пласт До обработки Дата об- После обработки
работки
ПЗС
Ож 0„ % Ож 0„ %
1 1653 16561 А13 90 18 79 10.95 96 19 77
2 2137 25662 АВ 14 6 46 10.95 20 13 25
3 1593 25910 АВ 10.95 56 3 94
4 1593 25916 АО 54 1,8 96 10.95 93 н 96
5 2407 26604 АВ 87 40,4 45 10.95 110 56 41
6 1536 16104 А13 75 25,3 60 11.95 82 28 55
7 2143 26720 АВ 126 7,5 91 11.95 76 9,5 85
8 1650 50559 Ю 11.95 40 17 50
9 1577 5718 АВ 54 24 47 12.95 55 30 35
10 1578 5940 Б8 7 5,3 10 12.95 78 58 11
11 2414 25896 АВ 8 3,4 50 12.95 7 5,2 12
12 2414 26512 АВ 10 4,6 45 12.95 9 6,3 15
13 307 5655 АВ 2.96 53 13 71
14 1535 16129 АВ 02.96 96 14 90
15 1570 16193 АВ 142 54 55 02.96 155 53 60
16 2144 25809 АВ 50 11 72 02.96 94 34 57
17 2417 25849 АВ 79 3,4 94 02.96 12 5 50
18 1577 50581 А13+А23 85 24,5 66 02.96 80 32 52
19 1577 50582 А,з 48 34 16 02.96 60 45 11
20 1585 16263 А13+А23 03.96 90 52 30
21 2407 29953 АВ 23 2 90 03.96 50 4,2 90

Разделы 10.2-10.5 написаны совместно с А. А. Ситниковым.
369
11
1989г.
1990г.
Я
1990г.
Рис. 10.1. Динамика изменения добычи нефти 2н>в°Ды 2„ и жидкости <2Ж до и после управляемого воздействия на приза-бойную зону скв. 16561 (/) и скв. 32062 (//) Самотлорского месторождения (дата - месяц, год)
1 - 2Ж> м3/сут; 2 - QH, т/сут; 3 - QB, м3/сут; стрелки - обработка пульсатором
но возросла при некотором (менее значительном) росте обводненности продукции. В некоторых случаях рост обводненности был достаточно большим (см. рис. 10.1, //), но в целом наблюдалось снижение доли воды в продукции в результате обработки. Так, по данным табл. 10.1, при
370
в ч S 3 V» о о ^ *Я 1 После обр! истки у

\
До обработки ^
в "1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994
1989 1990
1991 1992 Годы
1993 1994
Рис. 10.2. Динамика изменения продуктивности скважин по нефти
а - скв. 55 Лор-Еганского месторождения; 6 — скв. 16146 Самот-лорского месторождения, в - скв. 16259 Самотлорского месторождения; стрелки — даты обработки
среднесуточном приросте дебита нефти, приходящегося на 1 скважину, в 7 т/сут обводненность, приходящаяся на 1 скважину, снижается в среднем на 7,4%. Продуктивность скважин также существенно возрастает (рис. 10.2).
На рис. 10.3 приведены результаты исследования технологической эффективности новых методов ОПЗ (по данным Самотлорского УДНГ АО "Черногорнефть" за 1995 г.): солянокислотная обработка; двухрядный лифт; поршневание с применением устройств, существенно снижающих забойные давления (ГОП-1 и ГОП-2); свабирование; акустическое воздействие; управляемое волновое воздействие (УВВ); воздействие устройством для геофизических исследований скважин (УГИС); закачка реагента АДС.
Из рис. 10.3 следует, что УВВ относится к разряду высокоэффективных технологий воздействия на ПЗС. Кроме того, с переходом к рыночным отношениям наиболее широкое применение получают методы ОПЗ без использования реагентов.
К настоящему времени отсутствуют четкие рекомендации по опре-
371
Рис. 10.3 Технологическая эффективность новых методов ОПЗ, по данным Самотлорского УДНГ за 1995 г
а - коэффициент успешности применения (в %) методов интенсификации добычи нефти, б - среднесуточный прирост добычи нефти (в т/сут), приходящийся на 1 скважину, за счет внедрения методов интенсификации добычи нефти
делению эффективности технологий воздействия на ПЗС, что в значительной степени осложняет единый подход к оценке того или иного метода. Ниже рассматривается один из возможных методов оценки эффективности воздействия на ПЗС.
372
10.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
КАВИТАЦИОННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗС С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДА ДЕТЕРМИНИРОВАННЫХ МОМЕНТОВ ДАВЛЕНИЙ
Наблюдая за изменением давления или дебита скважины во времени, вызванным изменением режима ее работы, можно получить достаточно полную информацию о гидродинамических свойствах изучаемой системы Наиболее распространенным и простым является метод снятия кривой восстановления давления (КВД). Он предполагает остановку скважины и контроль за восстановлением забойного (устьевого) давления во времени. Результаты подобных гидродинамических исследований интерпретируются на основе различных математических моделей. Выбор конкретной математической модели и оценка соответствующих ей параметров изучаемой системы производятся в зависимости от типа коллектора и реологических свойств пластовой нефти, а реально - на основе данных гидродинамических исследований. Неправильный выбор модели фильтрации может привести к ошибочным выводам и рекомендациям, поэтому необходима диагностическая процедура, позволяющая с определенной степенью достоверности выбрать правильную математическую модель для интерпретации КВД [45].
Традиционным методом обработки КВД является графический способ выделения прямолинейных участков на КВД, перестроенной в полулогарифмических координатах. Однако применение этого метода ограничено характером фильтрации жидкости, его точность при использовании метода наименьших квадратов для выделения прямолинейного участка невысока, и им невозможно пользоваться при небольших размерах ПЗС ухудшенной проницаемости [141].
Более эффективен метод детерминированных моментов давления (ДМД). Он лишен указанных недостатков и основан на формализованном математическом анализе интегральных характеристик КВД Его использование позволяет ввести диагностический признак для выбора математической модели интерпретации КВД непосредственно по данным гидродинамического исследования и оценить эффективность того или иного геолого-технического мероприятия.
10.3.1. МЕТОД ДЕТЕРМИНИРОВАННЫХ МОМЕНТОВ ДАВЛЕНИЙ
Детерминированным методом и-го порядка (п = 1, 2, 3,...) Мп называют интеграл по времени от текущей депрессии весом Р:
Мп=] (Pm-P(t))t"dt, (10.1)
о
где Рпп - пластовое давление; P(t) - забойное (устьевое) давление. Депрессия (Рпл - P(t)) имеет экспоненциальный характер затухания в бесконечности, и поэтому интегралы в правой части (10.1) сходятся достаточно быстро [23].
373
Зафиксируем продолжительность t обрабатываемого временного интервала КВД; интеграл (10.1) разобьем на сумму двух интегралов:
(Рпл - Р(т))т"Л = (10.2)
где
АМ„ (О = I (^пл - Дт))т"Л. (10.3)
t
Как правило, замеры давления на КВД дискретны и производятся через определенные интервалы времени. Поэтому конечный интеграл в правой части (10.2) целесообразно вычислить численно методом трапеций. Для равноотстоящих узлов с шагом А? имеем
' tn+l [ P(t)tn tf('> 1
J (Рга-Р(т))т\*г = Рш1— -Дг -^- + I Р(т,)< , (10.4)
о л + 1 [ 2 ,=i J
где
tf(/) = -f--l (Ю.5)
A?
- число интервалов разбиения т,: Т0 = О, T,+ I = т, + Af.
Недовосстановленную часть КВД для вычисления АМ„(?) аппроксимируют экспонентой вида
= Рпл - Р0 exp-. (10.6)
в которой РО = ^"пл - ^(0> а Для определения Рпл принимают, что производная линейно зависит от значения функции в точке
а^ + Р = Рпл. (10.7)
Производную функцию давления по времени вычисляют методом конечных разностей (численно):
dP_ dt
AQ-P(T,-AQ 2At
(10.8)
Выписывая (10.8) для двух последних точек 1N(T) = Г-А? и %(7>i = T-2At, где Т - время последнего замера на КВД, получим систему линейных алгебраических уравнений относительно неизвестных
374
параметров а и Рпл, решением которой будут P(T-2At)-P(T-At)
: = 2At-
Р(Г) - P(T -At)-P(T- 2At) + P(T -P(T)-P(T-2At)
(Ю.9)
2At
P(T-Al)-P(T-3At)
2At
+ P(T-At) =
P(T-2At).
(10.10)
Учитывая (10.6) и (10.7), перепишем (10.2) для первых трех моментов (и =0, 1, 2):
0 (О = J
ПЛ - P(t)}
I (0 = (РПЛ - Р(т)) тЛ + а2 (1 + f / а) [Рпл -
о
.(10.11)
С учетом (10.4) получим расчетные формулы для указанных моментов:
t+ I Р(т,)т, 1
t2+
1=1
(10.12)
При решении уравнения пьезопроводности получена связь между тремя первыми детерминированными моментами давления и характеристиками пласта [45]:
е"-
к
256л
(10.13)
* 3456л
ГД? G - дебит скважины до момента f; R - радиус контура питания
375
скважины; х - пьезопроводность; е = kh/\iH - гидропроводность; Цн — вязкость нефти; h - эффективная толщина пласта; k — проницаемость.
Используя л-теорему, нетрудно получить безразмерный диагностический признак d(t):
который не зависит от фильтрационных свойств коллектора, вязкости нефти, толщины продуктивного пласта, радиусов скважины и контура питания. Следовательно, его можно применять в качестве диагностического признака при интерпретации КВД [45, 180].
Согласно [180], обработка части КВД методом ДМД соответствует введению фиктивного контура питания скважины:
Ям(0 = л/2>5хг, (10.15)
а определенные фильтрационные характеристики соответствуют характеристикам возмущенной зоны пласта того же радиуса. Диагностический параметр а при наличии в окрестности скважины при-забойной зоны ухудшенной проницаемости существенно зависит от t и относительных размеров зоны неоднородности ц:
T)(f) = — , (10.16)
R(t)
где г0 - радиус призабойной зоны скважины измененной проницаемости; R(t) - отношение коэффициентов проницаемости в удаленной зоне пласта и в окрестностях скважины.
Гипотеза о наличии в ПЗС зоны с ухудшенной проницаемостью (неоднородности) принимается при d(f) > 2,18. Для других значений d(t) модели фильтрации выбираются следующим образом:
при d(i) =? 1,9 принимается модель фильтрации ньютоновской жидкости в трещинно-пористом пласте или вязкоупругой жидкости в однородном пласте;
при 1,9 < d(t) =? 2,18 принимается модель фильтрации ньютоновской жидкости в однородном пласте.
Анализ функции d(t) для различных временных интервалов обработки (уменьшая количество обрабатываемых точек) вместо использования одного значения d(T) может значительно повысить надежность выбора модели фильтрации и точность определения необходимых параметров [141]. Кроме того, для повышения надежности рекомендуется уточнять значения d(t) по результатам исследования группы скважин анализируемого месторождения.
После принятия гипотезы о неоднородности пласта перейдем к оценке его фильтрационных характеристик.
376
Согласно [141], наибольшее значение d(i) определяется только коэффициентом неоднородности а; следовательно, зная dmax, можно определить а:
,), (10.17)

a=
8; 2,60[;
^?[2,60; 3,00[; (10.18)
7,27 + 13,89(4^-3,0), Связь времени прохождения фронта возмущения через призабой-ную зону t0 с tmax имеет вид [180]
tn=t -?—. (10.19)
и тах 100
Определяя коэффициент гидропроводности удаленной части пласта ?.2 по тангенсу угла наклона перестроенной в полулогарифмических координатах кривой P(lnt), можно определить гидропроводность приза-бойной зоны 8i:
?,=—. (10.20)
а
Размер зоны загрязнения можно определить по следующей формуле В.Н. Щелкачева:
r = ^/2,5x2fmax, (10.21)
где к2 = ^2 /Ц Р* - пьезопроводность удаленной части пласта; k^ — проницаемость удаленной части пласта, Р* - коэффициент упругоемкости пласта.
Если метод ДМД используется для оценки эффективности геолого-технического мероприятия в скважине, эксплуатирующей гранулярные коллекторы, то сравнивают численные значения dmax, полученные по КВД, снятым до и после воздействия. Если мероприятие выполняется для образования каверн или трещин в трещинно-пористых коллекторах (кислотные обработки, гидроразрыв пласта), то в качестве диагностического показателя нужно использовать EI [141].
При принятии гипотезы о фильтрации ньютоновской нефти в однородном пласте гидропроводность и пьезопроводность определяются по формулам
? = ^=4 М.
И„ 5 М02
?2 (Ю.23)
к
где /?к - радиус контура питания.
377
Для КВД в трещинно-пористом пласте параметры пласта определяются по формулам
kh _ Q
0,18М02
.._ р
х - i - , ^к • (10.25)
Если была принята гипотеза о течении вязкоупругой жидкости в однородном пласте, то параметры вычисляются по формулам

5м0-едр
M0 l + 2Vl-0,5d '
• 1
:-26|, (10.27)
(10.28)
x = ^, (10.29)
где 0 - время релаксации; ДР - депрессия на пласт до остановки скважины.
10.3.2. МЕТОД ОБРАБОТКИ КВД
1. Последовательное вычисление детерминированных моментов Л/о, М\ иМ2 по формулам (10.12) с использованием формул (10.5), (10.9), (10.10) для различных временных интервалов обработки и уменьшением количества обрабатываемых точек.
2. Вычисление значений функций d(f) по рассчитанным значениям М°, М1, М2 по формуле (10.14).
3. Анализ функции d(f) на экстремум, т.е. определение dmm по формуле (10.17), и выбор модели фильтрации жидкости.
4. Расчет фильтрационных характеристик в зависимости от выбранной модели фильтрации жидкости по одному из вариантов, т.е. по формулам (10.18НЮ.21), (10.22), (10.23), либо (10.24), (10.25), либо (10.26НЮ.29).
5. Уточнение значений по результатам исследования группы скважин месторождения, если это необходимо и возможно.
378
P(f), МПа
1000 2000 3000 4000 5000
500 1000
t, с
1500
Рис. 10.4. Кривая восстановления давления до (а) и после (б) обработки ПЗС
0,1
100 200 300
Число импульсов
400
Рис. 10.5. Характер изменения проницаемости обр. 1-3 в зависимости от числа и амплитуды импульсов давления У - А = 83 МПа, 2 - А = 66 МПа; 3 - Л = 34 МПа
379
Таблица 10.2 Сводная таблица результатов расчетов
Расчетные параметры До обработки ПЗС кавита-тором После обработки ПЗС ка-витатором
е1?м3/Па с 1,64 КГ11 2,29 КГ11
Е2, м3/Па с 6,7 10~12 9,4 Ю-'2
fc,,M2 2,01 1(Г14 2,80 Ю-14
k2, м2 8,24 Ю-15 1,15 10~14
И 2, М2/С 0,05 0,08
Пример. В качестве примера использования метода детерминированных моментов давления приведены результаты обработки КВД (рис. 10.4, а, б), снятых на скв. 15939/1543, эксплуатирующей пласт ABj Самотлорского нефтяного месторождения, до и после обработки ее призабойной зоны с применением кавитационной технологии. Результаты расчетов до обработки ПЗС:
Q = 25 м3/сут = 2,89 • 1Q-4 м3/с; At = 2500 с; h = 3,5 м; р = = Ю-10 Па-1; ДРПЛ = 4,46 МПа; Р0 = 0,33 МПа; е, = 1,64-1 (И1 м3/Па • с; ?2 = 6,7 • Ю-12 м3/Па • с; ^ = 2,01 • 1Q-15 м2; k2 = 8,24 • 10'15 м2; к2 = 0,05 м2/с; dmax = 2,00; а = 2,44; fmax = 2500 с, т.е. фильтрация ньютоновской жидкости в однородном пласте;
Q = 25 м3/сут = 2,89 • 10^* м3/с; At = 3600 с; Рпл = 6,37 МПа; /»„ = = 4,99 МПа; 8j = 2,29 • Ю~п м3/Па • с; е2 = 9,4 • 1(Н2 м3/Па • с; fe, = = 2,8 • Ю-14 м2; k2 = 1,15 • 1Q-14 м2; х 2 = 0,08м2/с; dmax = 2,00; fmax = = 10800 с; а = 2,44, т.е. фильтрация ньютоновской жидкости в однородном пласте.
Аналогичные расчеты проведены по КВД, снятой на этой же скважине после обработки ПЗС с применением кавитатора.
Сравнивая результаты расчетов по КВД, полученным до и после обработки ПЗС (табл. 10.2), можно сделать вывод, что гидро-проводность и проницаемость пород увеличились на 28%, а пьезо-проводность — на 63%, следовательно, проведенный метод воздействия на ПЗС кавитатором можно считать успешным [132].
Полученные данные хорошо согласуются с результатами экспериментальных исследований зависимости изменения проницаемости образцов породы от числа импульсов и амплитуды А импульсов давления [233], приведенных на рис. 10.5.
10.4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЯЕМОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНЫЕ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН
Для определения эффективности технологии УВВ на нагнетательной скв. 16153 Самотлорского месторождения проведены специальные геофизические исследования, результаты которых обработаны по
380
Расходограмма
Истинный расход Дебаты пластов
0,1805
0,1810
0,1815
0,1820
0,1825
0,1830
Рис. 10.6. Результаты определения интервальных расходов воды в скв. 16153 Самотлорского месторождения до обработки ПЗС
Расходограмма
Истинный расход Дебиты пластов
ШХШ-Ljl,
400,0 299,587
ТТТГ Средний расход
0,1810
0,1815
0,1820 -
0,1825 -
0,1830-
Рис. 10.7. Результаты определения интервальных расходов воды в скв. 16153 Самотлорского месторождения после воздействия на ПЗС по технологии УВВ
381
Результаты расчетов дополнительной добычи нефти за счет технологии УВЕЗ на ПЗС нагнетательных скважин (1996 г.)
Таблица 10 3 внедрения
№ реаги- Дата Добыча нефти, т/сут Учитываемая Дополнитель-
рующей внедрения продолжитель- ная добыча за
скважины ность эффекта учитываемый
(пласт (даты) период, т
ЗА1)
до внедре- после внед-
ния рения
16149 Ячейка с нагнетательной скв. 23.03 9,6 32,9 16127 в центре 01.04-30.06 695
16125 Ячейка с нагнетательной скв. 12.04 5,4 11,3 16147 в центре 20.04-30.06 556
16551 16553 16559 Ячейка с нагнетательной скв. 12.03 1,8 10,3 18,6 39,2 33,4 67,6 16153 в центре 01 04-30.06 119 1096 1298
16576 Ячейка с нагнетательной скв. 25.04 12 17,5 16198 в центре 01 05-30 06 304
16244 16245 16289 Ячейка с нагнетательной скв. 23.03 12,3 27,5 14,9 23,4 46,9 70,9 16267 в центре 01.05-3006 530 240 1270
16308 18694 16265Б Ячейка с нагнетательной скв. 07.04 22,2 44,7 6,9 9,3 22,6 31,3 16287 в центре 01.06-30.06 657 89 270
Итого 7124
системе Геккон в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (рис. 10.6 и 10.7). Произошло выравнивание профиля приемистости. Кроме того, начали принимать пропластки в интервале 1820,85-1821,89 и 1830,58-1834,27м. Приемистость скважины в интервале 1814,48-1816,3 м уменьшилась в 10 раз.
В табл. 10.3 приведены результаты расчетов дополнительной добычи нефти за счет внедрения технологии УВВ на ПЗС нагнетательных скважин, анализ которых позволяет сделать вывод о целесообразности использования рекомендуемой технологии для выравнивания профиля приемистости и увеличения темпов закачки воды в пласт.
382
10.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ДОБЫЧИ ПО ХАРАКТЕРИСТИКАМ ВЫТЕСНЕНИЯ
Большинство известных методик основаны на определении характеристик вытеснения по известным фактическим данным о добыче нефти и жидкости, используемых затем при построении базового варианта (без ГТМ), для последующего сравнения его показателей с фактическими данными (после ГТМ). Основные принципы определения дополнительной добычи нефти с применением новой технологии [250] сводятся к следующему:
а) сопоставляется базовая и фактическая добыча нефти;
б) расчет базовой добычи нефти производится по фактическим данным периода эксплуатации, предшествующего внедрению мероприятия, либо она может быть принята по скважинам-аналогам;
в) базовая добыча нефти на прогнозный период определяется по расчетным данным по каждой скважине участка;
г) прирост добычи нефти от внедрения новых методов определяется суммированием расчетных эффектов (как со знаком "+", так и со знаком "-") по каждой скважине, находящейся в зоне влияния производства работ;
д) технологическая эффективность применения новых технологий характеризуется:
дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи
пласта, т.е. добычей от дополнительно вовлеченных в разработку
ранее не дренируемых запасов нефти;
текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации
отбора жидкости из пласта;
сокращением объема попутно-добываемой воды.
Если для экстраполяции фактических данных методикой ВНИИнефть рекомендуются восемь наиболее распространенных характеристик вытеснения, то в методике [250] при использовании функциональных зависимостей весьма общего вида удалось снизить количество рассматриваемых зависимостей до двух. Преимущество методики ВНИИнефть заключается в большей объективности результатов расчета. Однако из-за ограниченного числа рассматриваемых зависимостей нередко выбираются характеристики вытеснения со сравнительно низким коэффициентом корреляции.
Методика [250] только начинает применяться. О ее достоинствах и недостатках можно будет судить после выполнения значительного количества расчетов.
Для оценки эффективности технологии воздействия на ПЗС разработан численный алгоритм статистического анализа характеристик вытеснения с целью выбора лучших из них. Кроме того, разработан численный алгоритм вычисления радиуса загрязненной зоны ПЗС методом детерминированных моментов давлений. По этим алгоритмам написана программа SAIL 1.0 для расчетов на ПК ЭВМ. Программа работает в двух режимах.
1. В режиме статистического анализа характеристик вытеснения
383
Таблица 10.4
Результаты выбора наилучших характеристик вытеснения для скважин Самотлорского месторождения, обработанных по технологии УВВ
Скв. 6600
Наилучшая ХВ QB * ?>ж = А + в * Q в
Начало воздействия: 04.88 Окончание воздействия: 10.89
Корреляция: 0.9999 Коэффициенты: А = -9.31Е05 В = 1.64Е05_____________________
Скв. 5650
Наилучшая ХВ QH- А + В * Qx
Начало воздействия: 07.89 Окончание воздействия: 10.90
Корреляция: 0.9975 Коэффициенты: А = 1.22Е02 В = 0.63Е-1______________________
Скв. 20139 АВ2-3
Наилучшая ХВ <2„ =A + B*QX
Начало воздействия: 01,93 Окончание воздействия: 12.93
Корреляция: 0.9995 Коэффициенты: А = 2.13Е01 В = 0.72ЕОО______________________
Скв. 20139 АВ1(3)
Наилучшая ХВ QH = А + В * Q ж
Начало воздействия: 01,93 Окончание воздействия: 12.93
Корреляция: 1.0000 Коэффициенты: А = 2.66Е01 В = 0.96ЕОО______________________
Скв. 16125
Наилучшая ХВ QH = А + В * Q ж
Начало воздействия: 05,93 Окончание воздействия: 12.94
Корреляция: 0.9993 Коэффициенты: А = 1.45Е02 В = 0.87ЕОО
(ХВ) с помощью метода наименьших квадратов по экспериментальным (промысловым) значениям ежемесячного отбора воды и нефти из скважины (группы скважин) рассчитываются параметры 35 ХВ (т.е. коэффициенты, среднеквадратичное отклонение и корреляция). Результаты расчетов выводятся в файл, на печать или экран в виде списка ХВ с их параметрами, упорядоченного по мере убывания корреляции. Для каждого конкретного расчета программа автоматически определяет, какие из видов ХВ нельзя использовать с расчетными данными для предотвращения сбоев ЭВМ и ошибок в их выборе.
2. В режиме вычисления радиуса загрязненной зоны с помощью методов детерминированных моментов и наименьших квадратов по экспериментальным (промысловым) значениям восстановления давления рассчитываются гидропроводности призабойной и удаленной зон пласта, а также 1-й, 2-й и 3-й детерминированные моменты давления, на основе которых рассчитываются диагностический критерий и радиус загрязненной зоны ПЗС. Результаты выводятся в файл, на экран или на печать.
Программа написана в полном соответствии с международным стандартом оформления интерфейса программ SAA/CUI на языке программирования Borland Pascal 7.01 фирмы "Borland International Inc." с использованием объектно-ориентированной библиотеки Object Professional 2.0 фирмы "Turbo Power Software Inc." подпрограмм.
384
Программа может работать на IBM совместимых ПК в среде MS-DOS или Windows.
Заложенные в программе характеристики вытеснения наиболее широко используются на практике. Они являются различными комбинациями зависимостей (степенных и логарифмических) ежемесячных и накопленных отборов воды и нефти. В виде функциональной зависимости все они могут быть представлены следующим образом:
V, [0,]V2 = А + Bf(V3 [02]У4), (10.30)
где V], V1, УЗ , V4 - переменные, которые заменяются единицей, ежемесячными и накопленными отборами воды и нефти; О], О2 — бинарная математическая операция (* или /); А,В- параметры (коэффициенты) ХВ;/- математическая функция (например, логарифм). В табл. 10.4 приведена распечатка результатов расчетов, выполненных с помощью этой программы.
13. Л.Х. Ибрагимов
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Решение важнейшей проблемы повышения эффективности разработки новых и особенно доразработки длительно разрабатываемых нефтяных месторождений возможно только при широком промышленном использовании искусственных методов управления продуктивностью скважин. Особого внимания при этом заслуживают малодебитные скважины, количество которых, к сожалению, неуклонно возрастает, а от эффективности работы с таким фондом зависит общая добыча нефти в стране.
Ежегодно фонд малодебитных скважин увеличивается не только вследствие снижения продуктивности высоко- и среднедебитных скважин по целому ряду объективных причин, но и из-за совершенно недостаточного финансирования фундаментальных и поисковых исследований в области интенсификации выработки запасов углеводородного сырья. При этом ставка многих нефтяных компаний России на использование зарубежных технологий и техники должна рассматриваться только как мера временная, и необходимо продолжать отечественные исследования в этой важнейшей для страны области. Конечно, колеблющиеся на мировом рынке цены на нефть и нефтепродукты определенным образом влияют на эффективность деятельности российских нефтяных компаний, но отнюдь не являются единственной причиной простоя большого количества добывающих скважин (более 20%) вследствие якобы нерентабельности их эксплуатации. Такое положение в значительной степени сложилось не только из-за сложности условий разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин, но и вследствие существующей системы налогообложения, не учитывающей специфики, уникальности и сложности каждого нефтяного месторождения (отсутствие кадастровой оценки месторождений углеводородов).
Проблема рациональной разработки нефтяных месторождений возникла еще в 30-е годы, и за последующие более полувека многие задачи в этой области решены. В представленной читателю монографии интегрированно рассмотрены некоторые результаты работ в области интенсификации добычи нефти, некоторые из них по-новому освещены и развиты, значительная же часть посвящена новым направлениям в этой области.
Моделируя приток жидкости и газа к гидродинамически несовершенным скважинам, авторы не только рассматривают известную плоскорадиальную фильтрацию, а разбивают поток на две области: внешнюю по отношению к скважине (в которой имеет место плоскорадиальный поток) и внутреннюю (около стенок скважины) при подходе к перфорационным каналам, в которой приток аналогичен притоку к
386
горизонтальным цилиндрическим трубкам с проницаемой стенкой. Такой подход впервые позволил сделать принципиальный вывод о целесообразности адресного воздействия на перфорационные каналы с целью существенного повышения эффективности искусственного воздействия на призабойные зоны скважин (ПЗС). Разработанное новое направление в области интенсификации добычи нефти названо управляемым волновым воздействием. При этом одним из важнейших условий является свободная подвеска и перемещение вдоль интервала перфорации применяемых технических средств, из вихревых камер которых струи рабочего агента попадают в перфорационные каналы. В этом случае возникает эффект турбулентной струи, бьющей в тупик (перфорационный канал), и тем самым создаются наиболее благоприятные условия для очистки перфорационных каналов и различных трещин.
Теоретические и методические основы новых методов и технологий управляемого кавитационно-волнового воздействия на ПЗС базируются на классической теории затопленных скоростных турбулентных струй, бьющих в тупик. Выполненные обширные теоретические и экспериментальные исследования позволили создать и запатентовать новые способы воздействия на ПЗС и устройства для их осуществления. С помощью этих устройств удалось добиться возбуждения в призабойной зоне скважин различных по величине ударных импульсов и колебаний давлений в широком диапазоне частот. Авторами раскрыто влияние скоростного напора вытекающих из вихревой камеры струй рабочей жидкости на эффективность очистки ПЗС; рассчитаны величины давления гидравлического удара струи и его зависимость от конструктивных особенностей применяемых технических средств. При этом, используя фундаментальную теорию течения двухфазных адиабатных потоков, удалось установить возможность провокации при работе пульсаторов кавитационных процессов, что позволило разработать основы кавитационного волнового воздействия.
По мнению авторов, интерес представляет механизм кавитационно-волнового воздействия с последовательным созданием постоянной или циклической депрессии на пласт с помощью разработанных источников гидродинамических колебаний или забойных насосно-эжекторных систем.
Результаты промышленного использования разработанных технологий и технических устройств на ряде нефтяных месторождений Западной Сибири свидетельствуют об их безусловной конкурентоспособности и высокой технико-экономической эффективности.
Значительное место в монографии уделено новым технологическим решениям, использование которых приводит к существенному расширению арсенала средств при решении проблем интенсификации добычи нефти.
На базе обширных исследований структуры, состава, свойств и механизма формирования осадков в ПЗС и скважинах обоснованы возможности регулирования процессов зарождения и роста кристаллов неорганических солей путем использования высокоэффективных соста-
13*
387
BOB для предотвращения солеотложений. При этом установлена зависимость критической концентрации мицеллообразования водного раствора ингибитора от доли комплексона в его составе, позволившая объяснить проявление синергетического эффекта при применении ингибиторов комплексного действия.
На основании известной теории математического моделирования разработана методика закачки и продавки ингибиторов солеотложений в ПЗС с учетом многовариантности влияния регулируемых технологических параметров процесса.
В монографии обоснован принцип повышения охвата пласта воздействием путем поэтапной закачки водоизолирующих материалов с целью органичения движения вод по каналам низкого фильтрационного сопротивления, а также показано влияние концевого капиллярного эффекта на продуктивность скважин.
Оценка технологической эффективности обработок призабойных зон скважин выполнена на основе теории детерминированных моментов давлений, а также руководящих документов Минтопэнерго РФ.
Естественно, авторы затронули только небольшую часть вопросов из этой важной области нефтедобычи и надеются, что изложенный в монографии материал окажется полезным инженерно-техническим и научным работникам нефтегазового комплекса.
ЛИТЕРАТУРА
1 Ac 1239275 СССР, МКИ Е 21 В 43/00 Устройство для дозированной подачи химических реагентов в скважину / X М Батыров, Р К Валь-шин, Б Е Доброскок и др , ТатНИПИнефть № 3788216/22-03, Заявл 08 09 84, Опубл 23 06 86, Бюл № 23
2 Ас 1406138 СССР, МКИ С 09 К 3/100 Состав для предотвращения солеотложений в скважине и промысловом оборудовании / В Н Ах-метов, А В Шматков, Ю А Дашков и др , Волго-УралНИПИгаз №4037193/22-03, Заявл 291285, Опубл 300688, Бюл №24
3 Ас 1511374 СССР, МКИ Е 21 В 43/00 Способ внутрискважинной де-эмульсации нефти / Ю В Антипин, В Г Карамышев, Р 3 Ахмадишин и др , ВНИИСПТнефть № 4336478/23-03, Заявл 02 12 87, Опубл 30 09 89, Бюл №36
4 Ас 1544957 СССР, МКИ Е 21 В 43/00 Устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину / Ю В Антипин, А М Валеев, ИИ Белозеров, Уфим нефт ин-т № 4409321/22-03, Заявл 100488, Опубл 23 02 90, Бюл № 7
5 Ас 1583653 СССР, МКИ 04 В 47/02 Устройство для предупреждения солеотложений в приемной части скважинного штангового насоса / АШ Янтурин, ЮВ Антипин, МД Валеев и др , БашНИПИнефть № 4320334/25-29, Заявл 01 09 87, Опубл 07 08 90, Бюл № 29
6 Ас 1713899 СССР, МКИ Е 21 В 43/00 Состав для предотвращения солеотложений / Ю В Антипин, III А Гафаров, Г А Шамаев, Н Л Виноградова Опубл 1992, Бюл №7
7 А с 1680956 СССР Устройство против солеотложения / В Я Неврюев, В К Адов, Л X Ибрагимов Опубл 1991, Бюл №36
8 Ас 1154222 СССР Состав для предотвращения солеотложений / А И Гужов, Л X Ибрагимов и др Заявл 051084, Опубл 1985, Бюл № 17
9 А с 582380 СССР Способ обработки призабойной зоны карбонатного пласта / Г Ф Еремеев, Ю А Швачкин и др Опубл 1977 44 с
10 А с 956767 СССР Состав для удаления отложений гипса / Л Т Дытюк, Н М Дятлова и др Опубл 1982 33 с
11 А с 977734 СССР Способ обработки призабойной зоны карбонатного пласта / Л Т Дытюк, А В Барсуков, РХ Самакаев и др Опубл 1982 33с
12 Абрамович Г Н Турбулентные свободные струи жидкостей и газов М , Л Госэнергоиздат, 1948 288 с
13 Абрамович ГН Теория турбулентных струй М Физматгиз, 1960 715с
14 Абызбаев ИИ Юсупов РГ Изучение влияния основных технологических факторов на обводненность продукции девонских пластов Шкаповского и Серафимовского месторождений М Недра, 1994 370 с (Тр БашНИПИнефть, Вып 87)
15 Агроскин ИИ Дмитриев Г Т Пикалов Ф И Гидравлика М,Л Энергия, 1964 341 с
16 Алекперов ВТ Никишин В А Кольматация проницаемых пластов в
389
процессе бурения и ее последствия // Нефт. хоз-во. 1972. № 8. С. 21-24.
17. Алекперов В.Т., Никишин В.А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин // Бурение. 1972. № 2. С. 36-38.
18. Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России: Методология формирования и реализации. М., 1996. 294 с.
19. Алексеев П.Д. Повышение эффективности изоляционных работ на основе геолого-математического обоснования выбора скважин. М., 1982. 64 с. (Обзор информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 23).
20. Алексеев П.Д., Храмов Р.А., Дытюк Л.Т. и др. Особенности задавки в пласт ингибиторов отложения солей, несовместимых с пластовыми водами // Нефт. хоз-во. 1981. № 5. С. 42-44.
21. Алмаев Р.Х., Девятое В.В. Влияние щелочных осадкообразующих составов на изменение проницаемости нефтенасыщенных пород / Геология, геофизика и разраб. нефт. месторождений. 1995. № 3. С. 49-52.
22. Аметов ИМ., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. 213 с.
23. Аметов ИМ., Басович И.Б., Бакарджиева В.И., Капцанов Б.С. Применение метода детерминированных моментов для обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов // Добыча нефти. М.: ВНИИ, 1977. Вып. 61. С. 174-182.
24. Амикс Д., Баас Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоп-техиздат, 1962. 572 с.
25. Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский ВЛ. и др. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1979. 309 с.
26. Амиян А.В., Амиян В.А. Ограничение водопритока и изоляция вод с применением пенных систем. М., 1984. 54 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтпромысл. дело; Вып. 8(80)).
27. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтяного пласта. М.: Недра, 1972. 336 с.
28. Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. 280 с.
29. Амиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян А.А. Повышение нефтегазо-отдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. М., 1997. 80 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело).
30. Ангелопуло O.K., Подгорное В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.: Недра, 1988. 135 с.
31. Антипин Ю.В. Результаты продолжительных исследований выпадения гипса в пласте // Физикохимия и разработка нефтегазовых месторождений; Межвуз. науч.-темат. сб. Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 1989. С. 30-39.
32. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. 168с.
33. Антипин Ю.В., Целиковский О.И., Виноградова Н.Л. Особенности адсорбции ингибиторов отложения солей на твердых адсорбентах // Применение реагентов в процессах добычи нефти и газа и их получение на базе нефтехимического сырья: Тез. докл. респ. науч.-техн. конф. Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 1989. С. 32-33.
34. Ахметшина И.З. Влияние поверхностного натяжения и температуры на
390
отложение солей в нефтепромысловом оборудовании // Нефт. хоз-во. 1979. № 3. С. 12-14.
35. Ахметшина И.З., Максимов В.П., Маринин Н.С. Механизм образования отложений солей в нефтяном оборудовании // Нефтепромысл. дело.
1982. №1.
36. Аширов К.Б., Данилова Н.И., Кащавцев В.Е. Борьба с отложением гипса в скважинах при разработке нефтяных залежей // Нефт. хоз-во. 1971. №11. С. 48-50.
37. Аширов К.Б., Палий П.А., Кащавцев В.Е. и др. Опыт борьбы с отложением гипса в скважинах на Якушкинском нефтяном месторождении // Разработка нефтяных месторождений. М.: Гипровостокнефть, 1973. Вып. 18. С. 225-232.
38. Ашрафъян М.О., Лебедев О.А., Саркисов Н.М. Напряженное состояние слабосцементированных пород в призабойной зоне скважины // Там же.
1983. № 3. С. 35-38.
39. Ащенков Ю.С., Ряшенцев Н.П., Чередников Е.Н. Управляемое вибровоздействие - новый метод интенсификации нефтедобычи // Численные методы решения задач фильтрации: Динамика многофазных сред: IX Всесоюз. семинар. Новосибирск, 1989. С. 8—22.
40. Баишев Б.Т. Функции распределения проницаемости и учет неоднородности при проектировании разработки нефтяных месторождений // Тр. ВНИИ. 1960. Вып. 28. С. 39-66.
41. Байков У.М., Валеев Ш.И., Наумов В.П. и др. Совершенствование техники и технологии глушения скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов //Тр. БашНИПИнефть. 1980. № 59. С. 119-125.
42. Баландин В.И., Савич А.И. Технология глушения скважин при проведении ремонтных работ в пластах с низкопроницаемыми коллекторами // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Пермского Приуралья. М.: Недра, 1988. С. 78-79.
43. Балщкчй П.В. Взаимодействие бурильной колонны с забоем скважины. М.: Недра, 1975. 294 с.
44. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.
45. Басович И.Б., Капцанов Б.С. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин // Нефт. хоз-во. 1980. № 3. С. 44-47.
46. Белов В.П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирую-щих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин // Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи. Куйбышев, 1984. С. 8-24.
47. Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики. М.: Недра, 1972. 216 с.
48. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин. 1972. 64 с. (Обзор зарубеж. лит. Сер. Добыча).
49. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974. 168 с.
50. Борисов Ю.П. Учет неоднородности при проектировании разработки нефтяных залежей //Тр. ВНИИ. 1959. Вып. 21. С. 245-260.
51. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М.: Недра, 1970. 288 с.
391
52. Борисов Ю.П., Рябиншш З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.: Недра, 1976. 286 с.
53. Бочко Р.А., Ибрагимов Л.Х. О механизме образования солеотложений // Нефтепромысл. дело. 1981. № 1. С. 26-28.
54. Бочко Р.А., Дмитриевский А.Н., Кузьмин В.А. Изучение распределения нефти в породах с помощью РЭМ // Органическое вещество в современных ископаемых осадках: Тез. докл. II Всесоюз. семинара. М., 1979. С. 29-31.
55. Бузинов С.Н. К вопросу об определении остаточной нефтенасыщен-ности //Докл. АН СССР. 1957. Т. 116, № 1. С. 28-31.
56. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. 264 с.
57. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г. и др. Ограничение притока вод в нефтяные скважины. М.: Недра, 1976. 175 с.
58. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. М.: Недра, 1975. 215 с.
59. Вагнер М.А. Нормирование качества воды, закачиваемой в продуктивные пласты // Нефт. хоз-во. 1989. № 9. С. 52-55.
60. Валимова P.P., Антипин Ю.В. Эффективность предотвращения отложения гипса в скважинах Арланского месторождения // Вклад ученых Башкирии в решение комплексных проблем нефти и газа: Тез. докл. респ. науч.-техн. конф. Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 1990. С. 13.
61. Вахитов Г.Г. Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтеводонасыщенных пластов. М.: Гостоптехиздат, 1963. 216 с.
62. Вахитов Г.Г., Валиханов А.В., Муслимое Р.Х. и др. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенных давлений. Казань: Таткнигоиздат, 1971. 233 с.
63. Верес С.П., Ибрагимов Л.Х., Турчин И.В. Фильтрационные свойства юрских продуктивных отложений и эффективность ОПЗ // Нефтепромысл. дело. 1996. № 5. С. 7-12.
64. Вещезеров В.И. Прогнозирование отложений неорганических солей при добыче нефти // Там же. 1981. № 7. С. 15-17.
65. Видовский Л.А., Цуприков А. Исследование гидродинамических давлений в скважинах при спускоподъемных операциях // Бурение. 1979. № 7. С. 14-16.
66. Витвицкий В.В. Исследование сульфатно-кальциевого и карбонатного равновесия в подземных водах палеозойских отложений Куйбышевского Поволжья и Башкирского Приуралья: Дис.... канд. техн. наук. М., 1976. 192 с.
67. Вопросы физики кипения / Под ред. И.Г. Аладьева. М.: Мир, 1964. 560 с.
68. Воропаев В.Н., Габалов О.С., Каныгин Р.Б. Влияние упругих колебаний звуковых частот на процесс фильтрации // Природа геофизических полей Северо-Востока СССР. Магадан, 1988. С. 95-100.
69. Вскипающие адиабатные потоки / Под ред. В.А. Зысина. М.: Атом-издат, 1976. 152 с.
70. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин: Тез. докл. Всесоюз. науч.-техн. конф. Ивано-Франковск, 1982. 237 с.
71. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на продуктивность // Нефт. хоз-во. 1985. № 5. С. 45-49.
72. Газизов А.Ш. Разработка технологии воздействия на нефтенасыщенные
392
пласты водоизолирующими химическими реагентами: Дис.... д-ра техн. наук. Казань, 1988. 44 с.
73. Газизов А.Ш., Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины. М., 1982. 35 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНТ. Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 20).
74. Газимов М.Г., Махъянова К.И. Проблемы глушения скважин при ремонтных и аварийных работах // Нефтепромысл. дело. 1981. № 6. С. 8-10.
75. Галеев Р.Г., Муслимое Р.Х., Юсупов И.Г. Состояние и перспективы вскрытия и освоения низкопродуктивных коллекторов на месторождениях АО "Татнефть" // Тез. докл. на семинаре "Проблемы первичного и вторичного вскрытия при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин". Уфа: УГНТУ, 1997. С. 7-12.
76. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. М.: Недра, 1978. 207 с.
77. Галян Д.А., Чуприна Г.А. Гидрогелевые растворы на основе пластовых рассолов - жидкости для глушения скважин при капитальном ремонте. М., 1982. 19 с. (Экспресс-информ. / ВНИИЭгазпром. Сер. Геология, бурение и разраб. газовых месторождений; Вып. 24).
78. Ганиев Р.Ф. Проблемы и перспективы волнового машиностроения и волновой технологии в топливно-энергетическом комплексе // Передовые технологии на пороге XXI века. М.: НИЦ Инженер, 1998. С. 732.
79. Ганиев Р.Ф., Борткевич С.В., Костров С.А. Влияние вибрационного воздействия на состояние многокомпонентных жидких сред // Журн. физ. химии. 1987. Т. 61, № 8. С. 2277-2279.
80. Гарвей Э., Мак-Элрой У., Уайтли А. Об образовании полостей в воде // Вопросы физики кипения. М.: Мир, 1964.
81. Геофизические методы исследования скважин: Справ, геофизика / Под ред. В.М. Запорожца. М.: Недра, 1983. 530 с.
82. ГиббсДж.В. Термодинамические работы / Пер. с англ, под ред. В.К. Се-менченко. М.; Л.: Гостехиздат, 1950. 492 с.
83. Гиматудинов Ш.К. Проектирование моделей неоднородных пористых сред // Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. 1965. Вып. 55. С. 168-176.
84. Гиматудинов Ш.К. Нефтеотдача коллекторов. М.: Недра, 1970. 120 с.
85. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. 392 с.
86. Гиматудинов Ш.К., Ибрагимов Л.Х., Гаттенбергер Ю.А. и др. Соле-отложения при разработке нефтяных месторождений, прогнозирование и борьба с ними: Учеб. пособие для вузов. Грозный, 1985. 87 с.
87. Гиматудинов Ш.К., Ибрагимов Л.Х., Сюняев З.И. Развитие методов борьбы с образованием солевых осадков в нефтепромысловом оборудовании // XII Менделеев, съезд по общ. и прикл. химии: Реф. докл. и сообщ. М., 1981. № 4. С. 136-137.
88. Глазова В.М. Основные достижения при применении полимеров в нефтедобыче. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. 68 с.
89. Глембоцкий В.А. Основы физикохимии флотационных процессов. М.: Недра, 1980. 465 с.
90. Горшков А.К., Ковалко М.П., Пыж В.П. Опыт глушения скважин при ремонтных работах на Машевском месторождении // Нефт. и газовая пром-сть. 1986. № 4. С. 36-37.
393
91. Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов. М.: Недра,
1985. 510 с.
92. Григорян Н.Г., Ахметшин М.А., Гайворонский И.Н., Нургелъдыев Х.К. Эффективность вскрытия пласта перфорацией в зависимости от типа бурового раствора // Нефт. хоз-во. 1973. № 11. С. 15-19.
93. Гриценко А.И., Ремизов В.В., Тер-Саркисов P.M. и др. Руководство по восстановлению продуктивности газоконденсатных скважин. М.: ВНИИгаз, 1995. 65 с.
94. Гришин А.П., Вишняков С.А. Предотвращение солеотложений в нефтепромысловом оборудовании // Нефт. хоз-во. 1971. № 10. С. 15-16.
95. Губанов Б.Ф. Исследование и разработка методов и технических средств увеличения нефтеотдачи путем повышения охвата пластов воздействием: Автореф. дис.... д-ра техн. наук. М., 1982. 36 с.
96. Джеффрей Д., Пирсон К. Движение частиц в ламинарном потоке в вертикальной трубе // Механика. 1966. № 1. С. 115-129.
97. Дин Р. Образование пузырей // Вопросы физики кипения. М.: Мир, 1964.
98. Дмитриева Т.Ф. Фильтрация вязких суспензий // Хим. пром-сть. 1951. Т. 20, №11. С. 5-10.
99. Дорофеева Т.Е. Тектоническая трещиноватость горных пород и условия формирования трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра,
1986. 224 с.
100. Дрягин В.Д., Ефремова С.А., Макарова Б.Н. к др. Об исследовании ультразвукового метода для борьбы с отложением солей на Самотлор-ском месторождении // Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефте-промысл. дело. 1960. Вып. 4. С. 28-30.
101. Дунаев Н.П., Маринин Н.С., Ярышев Г.М. и др. Ликвидация отложений солей при эксплуатации скважин // Нефт. хоз-во. 1979. № 10. С. 51-54.
102. Дыбленко В.П., Туфанов И.А., Сулейманов Г.А., Лысенко А.П. Фильтрационные явления и процессы в насыщенных пористых средах при вибро-волновом воздействии // Пути интенсификации добычи нефти. Уфа: БашНИПИнефть, 1989, С. 45-51.
103. ДытюкЛ.Т., Самакаев Р.Х. Ингибиторы отложений гипса при добыче и подготовке нефти. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 42 с.
104. Дятлова Н.М., Дытюк Л.Т., Самакаев Р.Х. и др. Применение комплек-сонов в нефтедобывающей промышленности. М.: НИИТЭХИМ, 1983. 47с.
105. Дятлова Н.М., Ластовский Р.П., Темкина В.Я. Ассортимент органических комплексонов для обеспечения научных исследований в области координационной химии. М.: НИИТЭХИМ, 1961. 48 с. (Обзор, информ. Сер. Реактивы и особо чистые вещества).
106. Дятлова Н.М., Темкина В.Я., Колпакова И.Д. Комплексоны. М.: Химия, 1970. 417 с.
107. Дятлова Н.М., Темкина В.Я., Попов К.И. Комплексоны и комплексо-наты металлов. М.: Химия, 1988. 544 с.
108. Желтое Ю.П. Деформации горных пород. М.: Недра, 1966. 250 с.
109. Желтое Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985. 390с.
110. Желтое Ю.П., Стрижов И.Н., Золотухин А.Б., Зайцев В.М. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985. 26 с.
111. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллек-
394
торские свойства пласта. М.: 1989. 43 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ.
Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 19). 112. Жужиков В.А. Фильтрование: Теория и практика разделения суспензий.
М.: Химия, 1980. 400 с. ИЗ. Закиров С.Н. Особенности разработки месторождений углеводородов с
низкопроницаемыми коллекторами // Актуальные проблемы состояния
и развитя нефтегазового комплекса России: Тез. докл. II науч.-техн.
конф., посвящ. 850-летию г. Москвы. М., 1997. С. 65-66.
114. Замахаев B.C. Рациональная методика вскрытия нефтегазовых пластов стреляющими перфорациями: Дис.... канд. техн. наук. М., 1987. 120 с.
115. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин: Учеб. пособие. Уфа: УГНТУ, 1996. 78 с.
116. Зуев Ю.В., Воронцов В.М., Корженевский А.Г. и др. Обработка ПЗП депрессией в импульсном режиме // Нефт. хоз-во. 1983. № 9. С. 42-50.
117. Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А. Справочник рабочего: Химические реагенты для добычи нефти. М.: Недра, 1986. 240 с.
118. Ибрагимов Л.Х. Борьба с солеотложениями при нефтедобыче // Химия и химическая технология и геология: Материалы III регион, науч.-практ. конф. "Молодые ученые и специалисты народному хозяйству". Томск, 1980. С. 41-42.
119. Ибрагимов Л.Х. Механизм образования солеотложений и совершенствование борьбы с ним: Дис.... канд. техн. наук. М., 1982. 276 с.
120. Ибрагимов Л.Х. Решение проблем разработки и эксплуатации уникальных нефтяных месторождений // Нефть и газ Чечни и Ингушетии: К 100-летию Грозненской нефтяной промышленности / Под ред. Л.Х. Ибрагимова. М.: Недра, 1993. С. 103-126.
121. Ибрагимов Л.Х. Анализ процессов ухудшения состояния призабойной зоны пласта для выбора и обоснования технологии интенсификации добычи нефти. М.: ГАНГ, 1996. 50 с.
122. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти с применением генераторов турбулентных струй и адиабатных двухфазных потоков // Нефтепромысл. дело. 1996. № 6. С. 8-13.
123. Ибрагимов Л.Х., Ахметшина И.З. Закономерности формирования сложных солевых осадков // Нефтепромысл. дело. 1981. № 7. С. 13-15.
124. Ибрагимов Л.X., Василихин Н.И. Выпадение труднорастворимых соединений из пластовых вод нефтяных месторождений // Там же. 1982. № 12. С. 10-15.
125. Ибрагимов Л.Х., Васильев В.А. Выпадение неорганических солей в нефтяном пласте. М., 1988. Деп. во ВНИИОЭНГ 22.12.88, № 1665-нг88.
126. Ибрагимов Л.Х., Видовский Л.А. Проникновение глинистых и солевых частиц в призабойную зону при вскрытии продуктивного пласта // Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. 1982. Вып. 165. С. 36-42.
127. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. М.: Нефть и газ, 1996. 478 с.
128. Ибрагимов Л.Х., Ачкасова Л.Г., Криницкая Н.Ф. Применение ПАВ, полученных методом сульфоокисления // Тез. докл. VI Всесоюз. конф. по поверхностно-активным веществам и сырью для их производства. Волгодонск, 1984. С. 103-104.
129. Ибрагимов Л.Х., Ачкасова Л.Г., Криницкая Н.Ф., Моллаев Р.Х. Влияние химических реагентов на отложение неорганических солей в нефте-
395
промысловом оборудовании // Повышение эффективности добычи нефти. Грозный: СевКавНИПИнефть, 1986. Вып. 44. С. 45-52.
130. Ибрагимов Л.Х., Верес С.П., Пузанов О.В. Лабораторные исследования процесса обработки призабойной зоны пласта растворителями // Геология, геофизика и разраб. нефт. месторождений. 1995. № 3. С. 56-59.
131. Ибрагимов Л.X., Гиматудинов Ш.К., Протасов В.Н. Исследование возможности применения полимерных покрытий для борьбы с солеотложе-ниями в электроцентробежных насосах // Тез. докл. Всесоюз. науч.-техн. совещ. "Борьба с солевыми и асфальто-смоло-парафиновыми отложениями в нефтепромысловом оборудовании". Казань, 1982. С. 42-43.
132. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Ситников А.А. Определение эффективности кавитационной технологии воздействия на ПЗС с применением метода детерминированных моментов давления // Нефтепромысл. дело. 1996. № 2. С. 12-16.
133. Ибрагимов Л.Х., Константинов М.Ю., Курбанов А.К., Цыкин И.В. Влияние концевого эффекта на продуктивность скважин // Наука и технология углеводородов. 1998. № 1. С. 7-13.
134. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Мухин М.Ю. и др. Управляемое воздействие на призабойные зоны скважин Самотлорского месторождения с целью интенсификаци добычи нефти // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999. С. 4-5.
135. Иванов В.А., Храмова В.Г., Дияров Д.О. Структура перового пространства коллекторов нефти и газа. Казань, 1974. 96 с. (Тр. Казан, научно-исслед. геол.-развед. нефт. ин-та; Вып. 9).
136. Иванова М.М., Михайлов Н.Н., Яремийчук Р.С. Регулирование фильтрационных свойств пласта в околоскважинных зонах. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 56 с.
137. Интяшин А.Д., Городнов В.П., Андриянов В.Н. Результаты промысловых испытаний мицеллярных растворов для вскрытия и глушения скважин // Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. Сер. нефтепромысл. дело. 1983. Вып. 4. С. 8-9.
138. Исаев М.Г., Гнеев И.М., Лялина Л.Б. и др. Опыт борьбы с отложениями гипса при добыче нефти в объединении Пермнефть // Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело. 1981. Вып. 2. С. 2-4.
139. Исследование влияния упругих возмущений на фильтрацию флюидов через пористые среды / П.Э. Аллакулов, В.Н. Белоненко, С.Н. Закиров и др. М., 1991. 64 с. (Препр. / ИПНГ АН СССР; № 8).
140. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. М.: Гостоптехиздат, 1963. 130 с.
141. Капцанов Б.С., Фогелъсон В.Б. Обработка кривых восстановления давления в неоднородных пластах // Нефт. хоз-во. 1984. № 2. С. 39—43.
142. Кащавцев В.Е. Исследование условий выпадения гипса и способов борьбы с его отложениями в процессе разработки нефтяных месторождений: Автореф. дис.... канд. техн. наук. Уфа, 1974. 9 с.
143. Кащавцев В.Е., Маслянцев Ю.В. Особенности гипсообразования при заводнении нефтяных пластов // Нефтепромысл. дело. 1977. № 6. С. 17— 20.
144. Кащавцев В.Е., Гаттенберг Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение соле-образования при добыче нефти. М.: Недра, 1985. 215 с.
145. Кинжалов А.А. К вопросу управления процессом массовой кристал-
396
лизации солей из пересыщенных растворов: Дис. ... канд. техн. наук. Свердловск, 1972. 160 с.
146. Киреев В.А., Середа Н.Е., Рылов Е.Н., Саущин А.З. Результаты скоростных кислотных обработок и гидроразрыва пласта на Астраханском газоконденсатном месторождении // Опытно-промышленная эксплуатация Астраханского и Карачагакского месторождений. М.: ВНИИгаз, 1989.С. 117-121.
147. Колесников Н.А. Влияние дифференциального и угнетающего давления на разрушение горных пород. М., 1986. 41 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение; Вып. 5(105)).
148. Кондратюк А.Т. Внедрение системной технологии воздействия на нефтяные пласты на Талинском месторождении: Дис.... канд. техн. наук. 1987. 112с.
149. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва за рубежом. М., 1985. 60 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело).
150. Корженевский А.Г., Воронцов В.М., Шакиров А.Ф. Применение пласто-испытателя в качестве средства воздействия на продуктивные пласты. М., 1987. 27 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Техника и технология добычи нефти; Вып. 4).
151. Корнфельд Д. Упругость и прочность жидкостей. М.; Л.: Гостехтеорет-издат, 1951. 107 с.
152. Коротаев Ю.П., Швидлер М.И. Расчет проникновения глинистого раствора в пласт // Газовая пром-сть. 1971. № 8. С. 3-5.
153. Корценштейн В.Н. Гидрогеология нефтегазовых месторождений и разведочных площадей Южного Мангышлака и сопредельных районов Устюрта. М.: Недра, 1972. 230 с.
154. Коцеруба Н.И. Методы насыщения пород-коллекторов окрашенными смолами. М.: Недра, 1977. 95 с.
155. Кравченко И.И., Иманаев А.Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1960. 187 с.
156. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. М.: Недра, 1985. 185 с.
157. Кротова В.А. Волго-Уральская нефтегазоносная область. М., 1956. 120с. (Тр. ВНИГРИ; Вып. 94).
158. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1994. 229 с.
159. Левин В.Г. Физико-химическая термодинамика. М.: Физматгиз, 1959. 699с.
160. Леонидова А.И. Влияние водоотдачи цементных и промывочных растворов на проницаемость песчаников // Технология и техника бурения скважин. М.: Недра, 1965. С. 106-113.
161. Лехницкий С.Г. Определение напряжений в упругом изотопном массиве вблизи вертикальной цилиндрической выработки круглого сечения // Изв. АН СССР. ОТН. 1938. № 7. С. 69-76.
162. Лысенко В.Д. Зависимость коэффициента продуктивности скважины от ее забойного давления // Разработка нефтегазовых месторождений: Науч.-техн. сб. КазНИПИнефть. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. Вып. 1. С. 24-31.
163. Люшин С.Ф. Изучение некоторых факторов, влияющих на интенсивность парафинизации лифтовых труб, и разработка мероприятий по
397
предупреждению отложений парафина: Дис. ... канд. техн. наук. Уфа, 1965. 163 с.
164. Люшин С.Ф. О причинах отложения гипса в скважинах НГДУ "Чек-магушнефть" // Вопросы интенсификаци добычи нефти на месторождениях Башкирии. Уфа, 1973. С. 79-90. (Тр. БашНИПИнефть; Вып. 34).
165. Люшин С.Ф., Хабибулин P.M. О возможности отложения неорганических солей в пластовых условиях // Тр. БашНИПИнефть. 1975. Вып. 45. С. 28-32.
166. Люшин С.Ф., Галеева Г.В., Рудомино М.В. Отложение неорганических солей в скважинах, призабойных зонах пласта и методы их предотвращения // Там же. 1983. Вып. 66. С. 168.
167. Люшин С.Ф., Глазков А.А., Галеева Г.В. и др. Отложения неорганических солей в скважинах, призабойной зоне пласта и методы их предотвращения. М„ 1983. 100 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефте-промысл. дело; Вып. 11(29)).
168. Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки. Л.: Машиностроение, 1988. 250 с.
169. Максименко А.Ф., Елисеев Н.Ю., Шахиджанов Ю.С. Использование энергии ударных, сейсмических и акустических волн для интенсификации процессов разработки нефтегазоконденсатных месторождений // Передовые технологии на пороге XXI века. М.: НИЦ Инженер, 1998. С. 732.
170. Малеев И.И. Свойства и генезис природных нитевидных кристаллов и их агрегатов. М.: Наука, 1971. 81 с.
171. Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водо-притоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири. М., 1987. 33 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 1).
172. Мамаджанов У.Д. Динамическая характеристика промывочных растворов и осложнений в бурении. Л.: Недра, 1972. 191 с.
173. Мамаджанов У.Д., Рахимкулов Г.А., Поляков Г.А., Стрелка И.Ш. За-канчивание газовых скважин. М.: Недра, 1974. 174 с.
174. Маринин Н.С., Ярышев Г.М., Ершов В.А. Отложение солей и борьба с ними на месторождениях Западной Сибири // Нефт. хоз-во. 1978. № 5. С. 53-54.
175. Маринин Н.С., Ярышев Г.М., Михайлов С.А. Методы борьбы с отложением солей. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 55 с.
176. Маричев Ф.М., Глазков А.А., Ким В.К. и др. Опыт применения ингибиторов отложения солей задавливанием их в призабойную зону пласта // Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело. 1980. Вып. 5. С. 30-33.
177. Маркова Е.В. Некоторые вопросы комбинаторного анализа в планировании эксперимента // II Всесоюз. конф. по планированию эксперимента: Тез. докл. М.: МЭИ, 1968. С. 54.
178. Мирзаджанзаде А.Х., Караев А.К., Ширинзаде С.А. Гидравлика в бурении и цементировании нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1977. 229с.
179. Мирзаджанзаде А.Х., Мищевич В.И., Титков Н.И. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1975. 232 с.
180. Мирзаджанзаде А.Х., Аметов ИМ., Хасаев A.M., Гусев В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1986. 381 с.
398
181. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в около-скважинных зонах. М.: Недра, 1987. 152 с.
182. Михайлов Н.Н. Основы комплексного изучения околоскважинных зон для повышения эффективности процессов нефтеизвлечения: Дис. ... д-ра техн. наук. М., 1994. 370 с.
183. Михайлов С.А., Хмелева Е.П., Моисеева Е.В. к др. Определение оптимальных дозировок ингибиторов солеотложения // Нефт. хоз-во. 1987. №7. С. 43^5.
184. Михеев В Л. Технологические свойства буровых растворов. М.: Недра, 1979. 239 с.
185. Мищенко ИЛ. Теоретические основы подъема жидкости из скважин. Ч. 2. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1977. 80 с.
186. Мищенко И.Т., Ибрагимов Л.Х. Расчет обводненности продукции скважины после проведения изоляционных работ. М., 1993. 10 с. (Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 12).
187. Мищенко И.Т., Ибрагимов Л.Х. Разработка и внедрение технологии управляемого воздействия на призабойную зону пласта // Нефтепромысл. дело. 1995. № 4/5. С. 15.
188. Мищенко И.Т., Медведев В.Ф., Ибрагимов Л.Х. Влияние условий движения потока на процесс солеотложений в добывающих скважинах // Там же. 1982. № 5. С. 22-23.
189. Могилевский Г.А., Оборонин А.А. Микробиологическое воздействие на нефтяной пласт. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. 44 с.
190. Морозова С.С. Исследование возможности применения нитрилотриме-тилфосфоновой кислоты в качестве аналитического реагента: Дис.... канд. хим. наук. М., 1975. 165 с.
191. Муслимое Р.Х., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленной зон карбонатных пластов // Нефт. хоз-во. 1995. № 3. С. 47-51.
192. Муслимое Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения: В 2 т. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. Т. 1. 492 с.; Т. 2. 286 с.
193. Назыров Р.П. Разработка технологии кислотных обработок призабойной зоны скважин с применением комплексонов: Дис. ... канд. техн. наук. М., 1991. 242с.
194. Назыров P.P., Саушин А.З., Самакаев Р.Х. и др. М.: ВНИЭгазпром, 1989. 31 с. (Обзор, информ. Сер. Разраб. и эксплуатация газовых и газоконденсат, месторождений; Вып. 11).
195. Никаноров A.M., Мирошников М.В. Справочник по подземным видам нефтяных и газовых месторождений Северного Кавказа. Орджоникидзе: Ир, 1970. 123 с.
196. Никитина Л.В. Комплексные соединения алюминия и элементов второй группы с НТФ: Дис.... канд. хим. наук. М., 1976. 221 с.
197. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. М.: Недра, 1970. 312с.
198. Однорог Д.С., Пагуба А.И. Применение ингибиторов отложения солей на нефтяных месторождениях Мангышлака // Нефт. хоз-во. 1980. № 3. С. 67-68.
199. Однорог Д.С., Пагуба А.И., Смольников Н.В. Причины и характер отложения солей на объектах месторожений Мангышлака // Там же. № 8. С. 49-53.
399
200 Олифер СЛ Некоторые особенности разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления//Там же 1972 №11 С 36-39
201 Орлинский Б М Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами М Недра, 1977 239 с
202 Орлинский Б М Контроль за разработкой многопластовых залежей нефти геофизическими методами Дис д-ра геол -минерал наук Бугульма, 1979 406 с
203 Орлов ГА , Кендис М Ш, Глущенко В Н Применение обратных эмульсий в добыче нефти М Недра, 1991 224 с
204 Орлов ГА, Рылов НИ, Давыдова АИ Разработка и совершенствование жидкостей глушения на углеводородной основе // Тр ТатНИПИнефть 1980 № 43 С 61-69
205 Орлов Л И , Ручкин А В , Свихнушин Н М Влияние промывочной жидкости на физические свойства коллекторов нефти и газа М Недра, 1976 88с
206 Пагуба А И Оценка технологической эффективности применения ингибиторов солеотложений // Добыча и подготовка нефти / КазНИПИнефть 1985 Вып 12 С 47-50
207 Панов В А , Комлева Л А Определение растворимости сульфата кальция в пластовых водах // Реф науч -техн сб / ВНИИОЭНГ Сер Нефтепромысл дело 1980 Вып 11 С 17-19
208 Панов В А , Емкое А А , Позднышев Г Н Прогнозирование выпадения гипса из пластовых вод в нефтепромысловом оборудовании // Нефтепромысл дело 1978 № 10 С 9
209 Панов В А , Емкое А А , Позднышев Г Н Оценка склонности пластовых вод к отложению гипса в нефтепромысловом оборудовании // Нефт хоз-во 1980 №2 С 39-41
210 Пантелеев А С О возможных путях предотвращения отложения гипса в эксплуатационных скважинах // Там же 1972 № 2 С 46-48
211 Пат 2793209 США, МКИ Е 21 В 43/00, НКИ 252-87 Заявл 090871, Опубл 190274
212 Пат 4209398 США, МКИ С 02 В 5/02, 5/06, НКИ 210-58
213 Пат 4741400 США, МКИ Е 21 В 41/02, НКИ 166-279 Заявл 070286, Опубл 030588
214 Пат 2047729 РФ Способ воздействия на призабойную зону скважин и устройство для его осуществления / Л X Ибрагимов, В Я Неврюев, В И Безе Заявл 05 06 92, Опубл 1995, Бюл № 31
215 Пат 2047740 РФ Устройство для промывки скважин / В Я Неврюев, В И Безе Заявл 05 06 92, Опубл 1995, Бюл №31
216 Пат РФ по заявке № 95114846 от 08 09 95 Устройство для воздействия на призабойную зону скважины / Л X Ибрагимов
217 Пат РФ по заявке № 95118117/03 от 02 11 95 Устройство для обработки призабойной зоны пласта / Л X Ибрагимов, И Т Мищенко
218 Пат РФ по заявке № 96105829/06 от 220396 Струйный вихревой аппарат / Л X Ибрагимов, X И Ибрагимов
219 Пат РФ по заявке № 96118855 от 270996 Тандемная скважинная струйная установка / Л X Ибрагимов, И Т Мищенко, Р Г Ямлиханов, В И Игревский
220 Пат РФ по заявке № 96118856/06 от 27 09 96 Кавитатор Ибрагимова / Л X Ибрагимов
400
221 Пат РФ по заявке № 96118992 от 02 10 96 Двухкаскадный пульсатор для обработки призабойной зоны пласта / Л X Ибрагимов
222 Пат РФ по заявке № 96118993 от 021096 Способ воздействия на призабойную зону скважины / Л X Ибрагимов
223 Пат РФ по заявке № 94041289 от 30 11 94 Способ разработки нефтяной залежи /АС Трофимов, Ю А Селезнев, Л X Ибрагимов, С Ю Се лезнев
224 Пенъковский В И Концевой эффект капиллярного запирания вытесняемой фазы при фильтрации несмешивающихся жидкостей // Изв АН СССР МЖГ 1983 №5 С 184-187
225 Пестриков А С О характере фильтрации промывочной жидкости в проницаемые пласты при проводке скважин // Тр Волгогр ВНИИНГП 1969 Вып 14 С 307-318
226 Петухов В К , Газизов А Ш Состояние и перспективы применения химических реагентов для ограничения притока вод в скважины М ВНИИОЭНГ, 1983 Вып 25 26с
227 Пирсон С Д Учение о нефтяном пласте М Гостоптехиздат, 1961 570с
228 Пискунов Н С, Теслюк Е В О скорости образования водяного конуса при различном характере вскрытия водонефтяного пласта // Тр ВНИИнефть 1959 Вып 19 С 35^40
229 Поверхностно-активные явления и поверхностно-активные вещества Справочник / Сост А А Абрамзон, А Е Боброва, Л П Зайченко и др Л Химия, 1984 392с
230 Подгорное В М Формирование призабойной зоны с целью повышения продуктивности нефтегазодобывающих скважин Дис д-ра техн наук М, 1995 192с
231 Поляков ГГ, Ибрагимов ЛX Особенности термодинамического состояния и физических свойств углеводородных смесей и систем // Нефт хоз-во 1993 №9 С 38-40
232 Поляков Г Г, Ибрагимов Л X, Газиев К Ю Установка для визуального наблюдения (регистрации) термодинамического состояния и определения физических свойств углеводородных смесей и систем при давлении до 60 МПа и температуре 420 К (УВ-НТС-1-60/240) // Современные проблемы добычи и нефтеотдачи пластов Грозный СевКавНИПИнефть, 1993 Вып 56 С 36-^6
233 Попов А А , Ахметов И Т, Петров В А Эффективность методов воздействия на призабойную зону скважин М ВНИИОЭНГ, 1979 28 с (Обзор информ Сер Нефтепромысл дело)
234 Попов И П Анализ и совершенствование разработки месторождений Западной Сибири // Геология, геофизика и разраб нефт месторождений 1995 №3 С 8-12
235 Посташ М Ф Обводнение скважин и залежей, приуроченных к трещиноватому типу коллектора // Разработка нефтяных месторождений и физика пласта Грозный СевКавНИПИнефть, 1973 Вып 15 С 247-253
236 Посташ С А , Ибрагимов Л X Эффективность применения ОЖК при вскрытии продуктивных пластов // Нефтепромысл дело 1980 №11 С 10-12
237 Посташ С А , Ибрагимов Л X, Ялунин МД Повышение эффективности вскрытия продуктивных пластов // Механика горных пород при бурении Тез докл Всесоюз конф / ГНИ Грозный, 1988 С 8-14
238 Посташ С А, Ибрагимов ЛХ, Ялунин МД Смазочные добавки
401
многофункционального принципа действия // Нефть и газ Западной Сибири: Тез. докл. II Всесоюз. науч. конф.: В 2 т. Тюмень, 1989. Т. 1. С. 12-13.
239. Посташ С.А., Ибрагимов Л.Х., Ялунин М.Д. Возможность повышения качества вскрытия продуктивных пластов газоконденсатных месторождений // Разработка газоконденсатных месторождений: Докл. Меж-дунар. конф. Секция 2. Вскрытие и крепление газоконденсатных скважин. Краснодар, 1990. С. 8-11.
240. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий: Тр. науч.-практ. конф., посвящ. 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения. Казань: Новое знание, 1998. 50с.
241. Просвиров С.Г. Повышение эффективности соляно-кислотного воздействия на призабойные зоны трещиноватого карбонатного пласта. Грозный, 1988. 145 с.
242. Протодьяков М.М., Тедер Р.И. Методика рационального планирования экспериментов. М.: Наука, 1970. 76с.
243. Путилов М.Ф. Взаимодействие соляной кислоты с карбонатной породой при движении в капиллярах // Тр. ВНИГНИ. 1970. Вып. 22. С. 322-350.
244. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1961. 359с.
245. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1979. 333 с.
246. Рахимкулов Р.Ш., Шахмаев З.М., Афридонов Р.Т. Технология крепления эксплуатационных колонн, исключающая проникновение тампо-нажного раствора в продуктивный пласт // Тр. БашНИПИнефть. 1990. Вып. 82. С. 35-42.
247. Ревизский Я.В., Карев С.М., Саяхов ФЛ. и др. Опыт очистки скважин от отложений парафина и гипса на месторождениях Кушкуль // Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело. 1980. Вып. 7. С. 35-38.
248. Роджерс В.Ф. Промывочная жидкость для бурения скважин. М.: Гостоптехиздат, 1960. 399 с.
249. Руководство по гидродинамическим методам контроля текущей неф-тенасыщенности продуктивных пластов, разрабатываемых при режиме вытеснения нефти водой. М.: ВНИИ, 1969. 129 с.
250. Руководство пользователя к программе "Эффект-прогноз" / Информ. центр СибИНКор. Тюмень, 1996. 38 с.
251. Рябоконь С.А. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Нефт. хоз-во. 1989. № 4. С. 47-53.
252. Саберский Р., Гейтс К. О возникновении зародышей кипения // Вопросы физики кипения. М.: Мир, 1964.
253. Cammapoe M.M. О функциях распределения коэффициента проницаемости нефтеносного пласта // Изв. вузов. Нефть и газ. 1962. № 6. С. 55-60.
254. Сафронов С.В., Иванова М.М. Особенности эксплуатации водонеф-тяных зон месторождений платформенного типа // Тр. ВНИИнефтегаз. 1957. Вып. 10. С. 131-140.
255. Саяхов ФЛ., Антипин Ю.В., Целиковский О.И., Имашев Н.Ш. Определение содержания ингибиторов отложения солей и фосфороорга-
402
нических химреагентов в воде // Информ. листок / БашЦНТИ. 1987. № 275-87. С. 1-3.
256. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологиям ОПЗ пластов и стимуляции работы скважин. Альметьевск: АО "Татнефть", 1998. 346 с.
257. Сеид-Рза Мер Керим. Устойчивость стенок скважины. М.: Недра, 1981. 175с.
258. Сейсмическое вибровоздействие на нефтяную залежь. М.: Ин-т физики Земли РАН, 1993. 239 с.
259. Семенченко В.К. Избранные главы теоретической физики. М.: Учпедгиз, 1960. 396 с.
260. Серебряков Ю.А. Некоторые закономерности кристаллизации труднорастворимых соединений из водных растворов: Дис. ... канд. хим. наук. Апатиты, 1979. 150с.
261. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Г. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. 263 с.
262. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. 256с.
263. Симкин Э М., Лопухов Г.П. Виброволновые и вибросейсмические методы воздействия на нефтяные пласты. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. 33с.
264. Сиротин К.М. Определители минералов. М.: Высш. шк., 1970. 190с.
265. Скрипов В.П. Метастабильная жидкость. М.: Наука, 1972.
266. Скрипов В.П., Синицин ЕМ., Павлов П.А. и др. Теплофизические свойства жидкостей в метастабильном состоянии. М.: Атомиздат, 1980. 208с.
267. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1974. 703 с.
268. Справочник машиностроителя. М.: Машгиз, 1960. Т. 2. 740с.
269. Стрилецкий И.В., Сонник В.Р. Разработка рациональной технологии применения ингибиторов солеотложения // Нефт. хоз-во. 1988. №5. С. 43-45.
270. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. М.: Недра, 1974. 233 с.
271. Сургучев МЛ. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1968. 300 с.
272. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. 308 с.
273. Сыртланов А.Ш. Методы борьбы с отложением гипса в нефтяных скважинах и пути их совершенствования: Дис. ... канд. техн. наук. Уфа, 1983. 201 с.
274. Сыртланов А.Ш., Антипин Ю.В. Оптимизация технологии продавки ингибитора отложения солей в призабойную зону пласта // Нефт. хоз-во. 1985. №9. С. 45-47.
275. Сюняев З.И. Физико-химическая механика нефтей и основы интенсификации процессов их переработки: Учеб. пособие. М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1979. 84 с.
276. Телков А.П., Габдуллин Р.Г. Особенности эксплуатации нефтяных залежей с подошвенной водой. М., 1972. 134 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело; Вып. 3).
277. Телков А.П., Стеклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1965. 112 с.
403
278. Тер-Саркисов P.M., Гриценко А.И., Шандрыгин А.Н. Разработка га-зоконденсатных месторождений с воздействием на пласт. М.: Недра 1996. 239 с.
279. Тер-Саркисов P.M., Пешкин М.А., Бикман Е.С. Обработка призабойной зоны газоконденсатной скважины диоксидом углерода // Нефт. и газовая пром-сть. 1989. № 1. С. 14-16.
280. Тер-Саркисов P.M., Шандрыгин А.И., Гужов А.Н. Повышение продуктивности газоконденсатных скважин обработкой их призабойной зоны сухим газом // Газовая пром-сть. 1994. № 12. С. 26-28.
281. Тер-Саркисов P.M., Шандрыгин А.Н., Киреев С.В. Влияние неоднородности коллектора в призабойной зоне скважины на приток к ней газоконденсатной смеси // Там же. 1997. № 2. С. 21-24.
282. Технология добычи природных газов / Под ред. А.Х. Мирзаджанзаде. М.: Недра, 1987. 356 с.
283. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Под ред. Э.М. Халимова, В.И. Дзюбы. М.: Недра, 1984. 270с.
284. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними. М.: Недра, 1970. 190с.
285. Тронов В.П., Голиков А.Д. О механизме образования солевого камня на поверхности оборудования // Нефт. хоз-во. 1971. № 9. С. 57-60.
286. Трофимов А.С., Ибрагимов Л.Х., Ситников А.А. Ограничение водо-притоков скважин по каналам низкого фильтрационного сопротивления // Нефтепромысл. дело. 1996. № 6. С. 13-19.
287. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986. 165 с.
288. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979. 254с.
289. Фасхутдинов Р.А., Давлетшин З.Ш., Антипин Ю.В. и др. Оптимизация расхода ингибитора отложения солей ИСБ-1. Уфа, 1989. 4с. (Информ. листок / БашЦНТИ; № 34-89).
290. Фергюссон С.К., Клотц Д.А. Водоотдача из глинистых растворов в процессе бурения: Пер. с англ. // Практика обработки глинистых растворов в США. М.: Гос. ин-т науч.-техн. информ., 1958. 201 с.
291. Физико-геологические факторы при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1969. 267 с.
292. Филиппов В.Н., Жданов С.А., Хавкин А.Я. Современные технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти // Передовые технологии на пороге XXI века. М.: НИЦ Инженер, 1998.
293. Френкель Я.И. Статистическая теория конденсации, ассоциации и полимеризации // ЖЭТФ. 1939. Т. 9, № 2. С. 199.
294. Френкель Я.И. Кинетическая теория жидкостей: Сб. избр. тр. Т. 3. М.; Л.: Изд-во АН СССР, 1959. 359 с.
295. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. Л.: Химия, 1984. 368 с.
296. Хамраев С.С. Влияние состава ПАВ на прочность контакта минеральных частиц и пути его регулирования // Узб. хим. журн. 1978. №4. С. 24-29.
297. Хамский Е.В. Кристаллизация из растворов. Л.: Наука, 1967. 150с.
298. Хамский Е.В. Кристаллизация в химической промышленности. М.: Химия, 1979. 343 с.
299. Харин В.М., Косовцева А.В. О влиянии температуры на кинетику кристаллизации и характеристики осадка карбоната кальция // Изв. вузов. Химия и хим. технология. 1974. № 2. С. 197-201.
404
300. Харьков В.А., Сурков В.Т., Емельянова Е.Е. О предотвращении обводнения скважин подошвенной водой // Татар, нефть. 1962. № 9. С. 5-10.
301. Симкин Э.М. Геолого-промысловые исследования механизма вибросейсмического воздействия для повышения продуктивности нефтяных пластов и извлекаемых запасов // Геология и разраб. нефт. месторождений. 1998. № 7. С. 24-26.
302. Хлесткий Д.А. Определение расходов метастабильной жидкости // Теплоэнергетика. 1978. № 1. С. 78-80.
303. Хоминец З.Д., Косаняк И.Н., Лисовский З.С. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений // Нефт. хоз-во. 1997. № 5. С. 32.
304. Хуснуллин М.Х., Саттарова Ф.М., Зайцев В.И. и др. Отложение радиоактивных солей в нефтяных скважинах // Реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысл. дело. 1973. Вып. 1. С. 64-67.
305. Циклаури Г.В., Данилин B.C., Селезнев Л.И. Адиабатные двухфазные течения. М.: Атомиздат, 1973. 447 с.
306. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 250с.
307. Черепанов Г.П. Механика разрушения горных пород в процессе бурения. М.: Недра, 1987. 308 с.
308. Черский Н.В. К вопросу выпадения сульфатов кальция из пластовых вод // Геологическое строение, перспективы нефтегазоносности Якутской АССР и направление дальнейших работ на нефть и газ. Якутск, 1972. С. 115-123.
309. Шагиев Р.Г., Гарипов Ф.Н., Антипин Ю.В. и др. О возможном отложении неорганических солей в пласте при разработке Манчаровского месторождения // Материалы респ. науч.-техн. конф. по пробл. нефт. и газовой пром-сти: Тез. докл. Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 1973. С. 78-80.
310. Шарапов A.M., Нургалиева И.З. Применение комплексонов при кислотных обработках скважин // Газовая пром-сть. 1989. № 9. С. 34-35.
311. Шерстнев Н.М., Расизаде Я.М., Шаринзаде С.Н. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М.: Недра, 1984. 270с.
312. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. М.: Изд-во АН СССР, 1961. 211 с.
313. Шумилов В.А. О задачах и возможностях селективной изоляции // Нефтепромысл. дело. 1977. № 10. С. 36-39.
314. Щелкачев В.Н. Анализ отечественной нефтедобычи в сравнении с зарубежной // Нефт. хоз-во. 1990. № 10. С. 32-39.
315. Щелкачев В.Н. Анализ разработки крупнейших нефтяных месторождений СНГ и США. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 76 с.
316. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. 75 с.
317. Эйгелес P.M., Элькинд А.Ф. Динамическая фильтрация бурового раствора на забое бурящейся скважины // Нефт. хоз-во. 1984. № 1. С. 12-16.
318. Юрчук A.M., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1979. 271с.
319. Яремийчук Р.С., Качмар Ю.Д. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов: Виша шк., 1982. 150с.
320. Яремийчук Р.С., Семак Г.Г. Обеспечение надежности и качества стволов глубоких скважин. М.: Недра, 1982. 257 с.
405
321. Abrams A. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion // T. Petrol. Technol. 1977. Vol. 29, N 5. P. 586-592.
322. Allen Т.О., Roberts A.P. Production operations. Tulsa, 1982. Vol. 2. 232 p.
323. Bennion D.B., Bietz R.F., Thomas F.B., Cimolai M.P. Reduction in the productivity of oil and low permeability gas reservoirs due to aqueous phase trapping // J. Chem. Petrol. Technol. 1994. Vol. 33, N 9. P. 45-54.
324. Doty P.A. Clear brine drilling fluids: A study of penetration rates, formation damage and wellbore stability in full-schale drilling tests // SPE Drill. Eng. Febr. P. 17-30.
325. Engelhardt W.V. von. Filterkuchenbildung und Wasserabgabe von Tiefbohr-Spulunger // Erdol und Kohle. 1953. Jg. 6, N 7. S. 191-192.
326. Engelhardt W.V. von, Schindewolf E. Wur Filtration von Tonsuspensionen // Kolloid. Ztschr. 1953. Bd. 127, H. 2/3. S. 150-164.
327. Crowe C.W. Evaluation of agents for preventing precipitation of berric hydroxide from spent treating asid // J. Petrol. Technol. 1985. Vol. 37, N 4. P. 691-695.
328. Honarpour M., Koederitz L., Harvey A.M. Relative permeability of petroleum reservoirs. L.: CRC press, 1986. 108 p.
329. Hong S.A., Shuler P.J. A mathematical model for the scale-inhibitor squeere process // SPE Prod. Eng. 1988. Nov.
330. Ibraguimov L.Kh. Oil recovery intensification with submerged turbulent jets and adiabatic two-phases flows generators applied // II Intern, non-renewable energy sourses congr. "INRESC'98". Tehran, 1998. P. 133-142.
331. Krueger R.F., Vogel L.C. Damage to sandstone gores by paritcles from drilling // Fluids Drill, and Prod. Prac. API. 1954. N 158. P. 158-166.
332. Marretel A.E., Smith R.M. Citical stability constans. N.Y.; L.: Plenum press, 1974. Vol. 1.
333. Roberts L.D., Guin J.A. The effect of surface kinetics in fracture acidizing // Soc. Petrol. Eng. J. Trans. AIME. 1974. Vol. 257. P. 385-395.
334. Schwarrenbach G., Achermann H., Rucksuhl P. Komplexone XV // Helv. chim. acta. 1949. Vol. 32. P. 1175-1186.
335. Templeton Ch.C. Solubility of barium sulphate in sodium chloride solution from 25 to 95°C // J. Chem. Eng. Data. 1960. Vol. 3, N 4. P. 579-582.
336. Volmer M. Kinetik der Phasenbildung. Dresden; Leipzig, 1939.
337. Williams B.B., Gidley J.L., Guin J.A., Sohechtrer R.S. Characterization of liquid -solid reactions // Industr. Eng. Chem. Fundam. 1970. Vol. 9, N 14. 585 p.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие............................................................................................ 5
Введение................................................................................................... 9
Глава 1
Анализ процессов ухудшения состояния призабойных зон скважин для выбора и обоснования технологии интенсификации добычи нефти.............................................................................. 12
1.1. Анализ причин ухудшения проницаемости ПЗС .............................. 13-
1.1.1. Поражение коллектора твердой фазой....................................... 16
1.1.2. Поражение коллектора жидкой фазой....................................... 20
1.1.3. Влияние капиллярного концевого эффекта на продуктивность скважины...................................................................................... 23
1.2. Исследование кольматации околоскважинной зоны для обоснования технологий повышения продуктивности скважин.............. 32
1.2.1. Кинетика накопления кольматанта............................................ 38
1.2.2. Изменение свойств образцов пород в процессе кольматации ... 40
1.3. Расчет радиуса проникновения бурового раствора в пласт.............. 42
Глава 2
Современное состояние воздействия на призабойные зоны
скважин..................................................................................................... 43
2.1. Основы искусственного воздействия на пласт и ПЗС....................... 43
2.2. Классификация методов воздействия................................................ 44
2.3. Физические процессы в ПЗС в периоды вскрытия, освоения и эксплуатации ............................................................................................ 46
2.4. Размеры ПЗС. Оценка эффективности работ, следующих за первичным вскрытием............................................................................... 52
2.5. Краткий анализ существующих технологий воздействия на ПЗС.... 55
2.5.1. Кислотные методы очистки ПЗС................................................ 55
2.5.2. Гидроразрыв и гидрокислотный разрыв пласта......................... 57
2.5.3. Вибропроцессы............................................................................. 59
2.5.4. Обработка ПЗС депрессиями-репрессиями............................... 60
2.5.5. Акустическое воздействие на ПЗС............................................. 62
2.5.6. Краткий анализ результатов применения основных методов воздействия на ПЗС..................................................................... 63
2.5.7. Системный подход к обработкам ПЗС. Основные принципы ... 69
2.6. Учет особенностей термодинамического состояния и физических свойств углеводородных смесей и систем......................................... 71
2.7. Причины отложения солей в ПЗС при вскрытии продуктивного пласта................................................................................................... 76
2.8. Причины обводнения скважин............................................................ 77
2.9. Выбор скважин для обработки ПЗС. Гидродинамические методы оценки остаточной нефтенасыщенности в ПЗС................................ 83
2.10. Схематизация строения и моделирование неоднородных коллекторов нефти и газа............................................................................. 90
2.11. Схематизация строения околоскважинной зоны пласта................. 97
407
Глава 3
Основы кавитационно-волновой технологии воздействия на
призабойные зоны скважин................................................................. 102
3.1. Основы применения турбулентных затопленных струй и адиабатных двухфазных потоков для интенсификации добычи нефти... 102
3.1.1. Кавитационные процессы в жидкостях или газожидкостных системах....................................................................................... 103
3.1.2. Возбуждение ударных импульсов давления............................... 106
3.1.3. Строение и характеристика турбулентных затопленных струй, бьющих в тупик. Гидравлический расчет импульсов давления, генерируемых устройством......................................................... 107
3.2. Характеристика и строение свободных турбулентных затопленных струй.................................................................................................... 114
3.3. Расчет импульсов давления, генерируемых в перфорационных каналах начальным и основным участками свободной затопленной турбулентной струи............................................................................ 120
3.4. Свойства вскипающих адиабатных потоков...................................... 123
3.5. Кавитационные процессы, возбуждаемые пульсатором................... 129
Глава 4
Разработка новых технических средств управляемого воздействия на забой и призабойные зоны скважин............................ 131
4.1. Схемы устройств для возбуждения ударных импульсов давления.... 131
4.1.1. Схема устройства для промывки и очистки забоя и ПЗС. Принцип действия устройства.................................................... 131
4.1.2. Схема однокаскадного устройства для возбуждения ударных импульсов давления в ПЗС......................................................... 133
4.1.3. Схема струйного вихревого аппарата........................................ 138
4.1.4. Схема однокаскадного пульсатора с насадками......................... 140
4.2. Схема устройства двухкаскадного пульсатора.................................. 142
4.3. Схема тандемной скважинной струйной установки........................... 146
4.4. Схема ротационного пульсатора......................................................... 151
4.5. Насосно-эжекторная скважинная импульсная установка для управляемого волнового воздействия на ПЗС (УВВ-ЗЭ)................. 153
4.6. Результаты расчета параметров пульсаторов и тандемной установки .................................................................................................... 155
4.7. Схема ротационного очистителя скважины со струйным аппаратом (РОС) ..................................................................................... 160
Глава 5
Стендовые испытания пульсаторов (кавитаторов)......................... 161
5.1. Схема скважинного испытательного стенда и методика испытаний однокаскадного пульсатора............................................................... 161
5.1.1. Анализ результатов испытаний однокаскадного пульсатора.... 167
5.2. Стендовые испытания двухкаскадного пульсатора........................... 172
5.2.1. Анализ результатов испытаний двухкаскадного пульсатора.... 175
5.3. Стендовые испытания ротационного пульсатора.............................. 176
5.4. Стендовые испытания ротационного очистителя скважин.............. 180
408
Глава б
Развитие и совершенствование теоретических основ воздействия на призабойные зоны скважин.......................................... 186
6.1. Проникновение бурового раствора в призабойную зону за счет гидродинамического давления при спуске бурильной колонны....... 186
6.2. Разработка композиционных составов для обработки приза-бойных зон солеобразующих скважин.............................................. 190
6.3. Лабораторные исследования процесса обработки ПЗС растворителями .............................................................................................. 200
6.4. Основы математического моделирования взаимодействия соляной кислоты с горной породой в динамических условиях...................... 204
Глава 7
Основы совершенствования методов борьбы с солеотло-
жениями.................................................................................................... 210
7.1. Физико-химические основы выпадения неорганических солей из попутно-добываемых вод................................................................... 210
7.1.1. Причины пересыщения вод неорганическими солями............... 210
7.1.2. Влияние нефтяных компонентов на процесс солеотложений ... 219
7.1.3. Влияние условий движения потока............................................. 225
7.1.4. Механизм образования солеотложений..................................... 232
7.1.5. Выпадение солей в пласте........................................................... 233
7. 1 .6. Оценка влияния толщины солеотложений на пропускную
способность поровых каналов, трещин и трубопроводов......... 235
7.2. Исследование состава и строения отложений солей......................... 238
7.2.1. Методики исследования.............................................................. 238
7.2.2. Состав и микростроение солеотложений................................... 241
7.3. Математическое моделирование процесса предотвращения отложений солей в ПЗС путем ингибирования......................................... 254
7.4. Экспериментальное исследование адсорбционно-десорбционных характеристик ингибиторов отложения солей и разработка новых ингибирующих композиций................................................................ 259
7.4.1. Методика экспериментального изучения адсорбции и десорбции ингибиторов отложения солей на различных адсорбентах........................................................................................... 259
7.4.2. К вопросу об адсорбции и десорбции ингибиторов отложения солей на различных твердых адсорбентах.................................. 262
7.4.3. Разработка композиций для предотвращения отложения солей с улучшенной адсорбционно-десорбционной характеристикой ....................................................................................... 276
7.5. Основные направления развития методов предотвращения образования отложений солей при добыче нефти................................... 287
7.5.1. Оптимизация процесса продавки ингибитора отложения солей
в ПЗС............................................................................................ 287
7.5.2. Методика статистического анализа и оптимизация параметров продавки ингибитора отложения солей для Арлан-ского месторождения................................................................... 288
7.5.3. Глубинный насос специальной конструкции с периодическим удалением отложений солей из всасывающего клапана............ 296
7.5.4. Повышение эффективности предотвращения отложения солей вибрацией хвостовика........................................................... 298
7.5.5. Глубинный дозатор с принудительной подачей жидкого реагента.............................................................................................. 301
409
Глава 8
Ограничение водопритоков в скважины........................................... 303
8.1. Ограничение притока вод к скважинам регулированием разработки залежи....................................................................................... 303
8.2. Классификация водоизолирующих составов и их физико-химические свойства................................................................................... 304
8.3. Расчет обводненности продукции скважины после проведения изоляционных работ........................................................................... 309
8.4. Ограничение водопритоков в скважинах Покачевского месторождения с применением системной технологии..................................... 318
8.5. Повышение эффективности методов ограничения водопритоков скважин................................................................................................ 321
8.6. Увеличение охвата высокотемпературных неоднородных пластов заводнением с использованием силикатно-полимерных гелей........ 329
8.6.1. Обоснование требований к технологии повышения охвата заводнением высокотемпературных пластов............................ 329
8.6.2. Лабораторные исследования свойств растворов силикатно-полимерного геля........................................................................ 330
8.6.3. Механизм повышения охвата пласта заводнением при закачке силикатно-полимерных растворов............................................. 335
8.6.4. Схема приготовления силикатно-полимерных растворов........ 337
8.7. Анализ результатов опытно-промышленных испытаний технологии повышения охвата заводнением неоднородных высокопроницаемых пластов в промысловых условиях........................................ 338
Глава 9
Разработка технических средств и технологии эксплуатации
скважин струйными насосами............................................................. 357
9.1. Тандемная установка "ЭЦН-струйный насос" с вставным струйным
насосом................................................................................................. 357
9.2. Струйная насосная установка с наземным приводом......................... 362
Глава 10
Анализ результатов опытно-промышленных работ по испытанию новых технологий воздействия на призабойные зоны скважин..................................................................................................... 368
10.1. Использование адресных геологических моделей при выборе скважин для обработок ПЗС............................................................ 368
10.2. Оценка технологической эффективности управляемого воздействия на призабойные зоны добывающих скважин по результатам промысловых наблюдений................................................................ 369
10.3. Определение эффективности кавитационной технологии воздействия на ПЗС с применением метода детерминированных моментов давлений............................................................................ 373
10.3.1. Метод детерминированных моментов давлений....................... 373
10.3.2. Методика обработки КВД.......................................................... 378
10.4. Оценка эффективности управляемого воздействия на призабойные зоны нагнетательных скважин........................................... 380
10.5. Определение дополнительной добычи по характеристикам вытеснения........................................................................................ 383
Заключение............................................................................................... 386
Литература................................................................................................ 389
CONTENTS
Foreword.................................................................................................... 5
Introduction................................................................................................ 9
Chapter 1
Analysis of the near-well bottom-hole zone impairment processes for
the well stimulation technology justification.......................................... 12
1.1. Analysis of causes of the well permeability impairment.............................. 13
1.1.1. Alteration of the rock properties by a solid phase precipitation............. 16
1.1.2. Alteration of the rock properties by a liquid phase.............................. 20
1.1.3. Analysis of the capillary-end effect influence on the well productivity 23
1.2. Analysis of impurity of the near-well bottom-hole zone for justification of
the well productivity enhancement............................................................ 32
1.2.1. Kinetics of up-building pollution...................................................... 38
1.2.2. Alteration of the formation properties during precipitation^................. 40
1.3. Calculation of the drilling fluid infiltration radius....................................... 42
Chapter 2
State of the art of the well stimulation technology................................. 43
2.1. Fundamentals of the pay/well stimulation treatment.................................... 43
2.2. Classification of stimulation treatment....................................................... 44
2.3. Physical processes in the near-well bottom-hole zone during drilling, completion and production....................................................................... 46
2.4. The bottom-hole zone area. Estimating the effectiveness of operations required after the drilling......................................................................... 52
2.5. Brief analysis of the existing well stimulation technologies........................ 55
2.5.1. Acid washing methods...................................................................... 55
2.5.2. Hydraulic fracturing and acid fracturing............................................. 57
2.5.3. Vibro-seismic processes.................................................................... 59
2.5.4. Drawdown-repression types of stimulation......................................... 60
2.5.5. Acoustic methods of stimulation........................................................ 62
2.5.6. Brief analysis of the results of the well stimulation treatment.............. 63
2.5.7. Systems approach to t he near-well bottom-hole zone stimulation treatment.................................................................................................. 69
2.6. Thermodynamic state and physical characteristics of hydrocarbon mixtures
and systems.......................................................................................... 71
2.7. Salt deposition in the near-well zone during drilling of productive formations............................................................................................ 76
2.8. Causes of the water cutting of well production........................................ 77
2.9. Selecting wells for the stimulation treatment. Hydrodynamic methods of
the near-well zone residual oil saturation evaluation................................ 83
2.10. Reservoir characterization. Effect of heterogeneity................................... 90
2.11. Modeling the near well zone properties.................................................... 97
411
Chapter 3
A fundamentals of cavitational-undular technology of the well
stimulation................................................................................................. 102
3.1. Fundamentals of the turbulent immersed jets and adiabatic two-phase flow technology for the well stimulation treatment............................................ 102
3.1.1. Cavitation processes in fluids and gas-liquid systems.......................... 103
3.1.2. Stimulating the pressure percussion impulses..................................... 106
3.1.3. Properties and performance of the immersed jets in blind passes. Calculation of the hydraulic pressure impulses generated by the device............................................................................................. 107
3.2. Characteristics and performance of free turbulent immersed jets................. 114
3.3. Calculating the pressure impulses generated in perforation channels by the original andmainparts of a free immersed jets........................................... 120
3.4. Properties of "boiling adiabatic jets"......................................................... 123
3.5. Cavitation processes raised by a pulsar...................................................... 129
Chapter 4
Development of tools and equipment for a controlled well
stimulation treatment................................................................................. 131
4.1. Layout of the devices for stimulation percussion pressure impulses............. 131
4.1.1. The near-well bottom-hole zone washing and cleaning device schematics. Operating principles of the device................................... 131
4.1.2. Layout of a single-stage device for stimulation of percussion impulses
of stress in the near-well zone....................................................... 133
4.1.3. Scheme of the jet eddy vehicle.......................................................... 138
4.1.4. Scheme of a single-stage pulsator with nozzles................................... 140
4.2. Scheme of a two-stage pulsator device....................................................... 142
4.3. Tandem jet device scheme....................................................................... 146
4.4. Scheme of a rotational pulsator................................................................ 151
4.5. Well's pump-ejector impulse device for the controlled near-well zone undular (CVA-BE).................................................................................. 153
4.6. Calculating characteristics of pulsators and tandem devices........................ 155
4.7. Scheme of a rotation purifier of a well with the jet device........................... 160
Chapter 5
Bench tests of pulsators (cavitators)...................................................... 161
5.1. The well test stand diagram and testing technique for a single-stage pulsator.................................................................................................. 161
5.1.1. Analysis of the test data of a single-stage pulsator............................... 167
5.2. Bench tests of a two-stage pulsator............................................................ 172
5.2.1. Analysis of the test data of a two-stage pulsator.................................. 175
5.3. Bench tests of a rotation pulsator............................................................... 176
5.4. Bench tests of a well's rotation purifier...................................................... 180
Chapter 6
The well stimulation treatment theory development.............................. 186
6.1. Infiltration of drilling fluid into the near-well zone due to the elevated pressure during the drill string ranning-in.................................................. 186
6.2. Development of compositions for the near-well zone treatment of salt-depositing wells...................................................................................... 190
6.3. Laboratory studies of the well stimulation with solvents............................. 200
6.4. Fundamentals of mathematical simulation of a dynamic interaction of HC1 acid with rock........................................................................................ 204
412
Chapter 7
Fundamentals of the enhancement of stimulation methods against
salt depositions.......................................................................................... 210
7.1. Physicochemical fundamentals of a deposition of inorganic salts from produced water....................................................................................... 210
7.1.1. Reasons of super-saturation of waters by inorganic salts...................... 210
7.1.2. Effect of oil components on a process of the salt deposition................. 219
7.1.3. Effect of the conditions of flow........................................................ 225
7.1.4. Salt deposition mechanism............................................................... 232
7.1.5. Deposition of salts in formations....................................................... 233
7.1.6. Estimating effect of the salts deposition thickness on the deliverability
of pore channels, fractures and pipelines........................................... 235
7.2. Study of composition and structure of salt depositions................................ 238
7.2.1. Method of study............................................................................... 238
7.2.2. Composition and microscopic structure of salt depositions................... 241
7.3. Mathematical simulation of the process of preventing the salt depostions in
a near-well zone by inhibition.................................................................. 254
7.4. Experimental study of the adsorptive-desorptive characteristics of inhibitors of the salt deposition and development of new inhibiting compositions....................................................................................................... 259
7.4.1. Experimental study of adsorption and desorption of inhibitors of salts deposition on different adsorbents..................................................... 259
7.4.2. On adsorption and desorption of inhibitors of salts deposition on different solid adsorbents...............,................................................. 262
7.4.3. Developing compositions for prevention of salts deposition with improved adsorptive-desorptive performance..................................... 276
7.5. Main trends in the development of methods for preventing salts deposits formation during oil production............................................................... 287
7.5.1. Salts deposition inhibitor injection process optimization..................... 287
7.5.2. Statistical analysis and optimization of parameters of the salt deposition inhibitor injection for the Arlanskoe field.......................... 288
7.5.3. Bottom pump of special construction with periodic removal of salts depositions from an intake valve....................................................... 296
7.5.4. Enhancing the salt deposition prevention by chattering of a liner......... 298
7.5.5. Bottom-hole batcher for a forced feed of liquid reagent....................... 301
Chapter 8
Water production control in wells............................................................ 303
8.1. Reduction of water production by controlling the reservoir performance...... 303
8.2. Classification of compositions for the water production control and their properties............................................................................................... 304
8.3. Calculating the well water cut after water shutoff operations...................... 309
8.4. Controlling the water production in wells of the Pokachevskoye field by using a systems technology...................................................................... 318
8.5. Improving the water shutoff methods......................................................... 321
8.6. Enhancing sweep efficiency of inhomogeneous reservoirs with abnormally high temperature using water based silicate-polymeric gels......................... 329
8.6.1. Justification of the requirments for enhancing the sweep efficiency of reservoirs with abnormally high temperature...................................... 329
8.6.2. Laboratory study of the silicate-polymer gel composition properties.... 330
8.6.3. Mechanism of the sweep efficiency enhancement during the injection
of silicate-polymeric solutions.......................................................... 335
413
8.6.4. Silicate-polymer solution mixing diagram.......................................... 337
8.7. Heterogeneous high permeability reservoir's sweep efficiency enhancement
pilot data analysis.................................................................................... 338
Chapter 9
Designing the tools and production technology of wells equipped
with jet pumps........................................................................................... 357
9.1. Tandem installation "electro-centrifugal pump-jet pump" with a plug-in jet pump...................................................................................................... 357
9.2. Jet pumping device with a ground actuator................................................. 362
Chapter 10
Analysis of pilot data on testing new stimulation treatment
technologies............................................................................................... 368
10.1. Using the reservoir characterization results for selecting the wells for the
near-well zone stimulation treatment...................................................... 368
10.2. Estimating the effectiveness of a controlled stimulation treatment on the pilot data basis...................................................................................... 369
10.3. Estimating the effectiveness of cavitation technology based on method of
the determined moments of pressure...................................................... 373
10.3.1. Method of the determined moments of pressure................................ 373
10.3.2. Method of the build-up pressure analysis.......................................... 378
10.4. Estimating the effectiveness of a controlled stimulation treatment in injection wells...................................................................................... 380
10.5. Incremental oil production calculation based on the well performance characteristics........................................................................................ 383
Conclusion................................................................................................. 386
References.................................................................................................. 389
Научное издание
Ибрагимов Лечи Хамзатович
Мищенко Игорь Тихонович
Челоянц Джеван Крикорович
ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Зав. редакцией АЛ. Фролова
Редактор Т.А. Николаева
Художник В.Ю. Яковлев
Художественный редактор Г.М. Коровина
Технический редактор О.В. Аредова
Корректоры Г.В. Дубовицкая, Н.П. Круглова,
Р.В. Молоканова, Т.Н. Шеповалова
На главную страницу