Физико-химические основы создания модифицированных кислотных растворов и их фильтрация в терригенных породах: пласт ЮС2 тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.04, кандидат химических наук Липчинский, Константин Николаевич

• Липчинский, Константин Николаевич
• кандидат химических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат химических наук Липчинский, Константин Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. Составы и характеристики кислотных растворов. Фильтрация кислотных растворов в терригенных и карбонатных породах-коллекторах, их взаимодействие с минералами. Литературный обзор.

1.1. Составы кислотных растворов и их применение для повышения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

1.1.1. Кислотные обработки с применением растворов поверхностно-активных веществ.

1.1.2. Кислотные обработки с применением углеводородных растворителей.

1.1.3. Кислотные обработки с применением кислородсодержащих органических растворителей.

1.1.4. Кислотные обработки с применением эмульсионных составов и растворов полимеров.

1.2. Минеральный состав и гранулометрическое строение терригенных пород тюменской свиты (пласт ЮС2).'.

1.3. Взаимодействие кислотных растворов с минералами терригенных и карбонатных пород.

1.4. Процессы формирования каналов фильтрации в карбонатных породах.

1.5. Кинетические уравнения гетерогенных процессов.

1.6. Распределение спиртов и эфиров между водной и углеводородной фазами.

1.7. Совершенствование рецептур кислотных растворов и технологии их применения для обработки призабойной зоны пласта.

1.7.1 Увеличение скорости охвата растворами кислот порового пространства низкопроницаемых пород-коллекторов.

1.7.2. Предупреждение интенсивного осадкообразования из продуктов реакций кислотных составов и минералов породы пласта.

1.8. Выводы по литературному обзору.

ГЛАВА 2. Методики и лабораторное оборудование, использованные в экспериментальных исследованиях.

2.1. Методики подготовки образцов горной породы и проведения фильтрационных испытаний кислотных составов на моделях пласта.

2.1.1. Методика отбора и экстрагирования нефти из образцов керна перед определением фильтрационно-емкостных свойств.

2.1.2. Методика выполнения измерений коэффициентов абсолютной газовой проницаемости и открытой пористости образцов керна (пермеаметр-порозиметр АР-608).

2.1.3. Методика выполнения измерений коэффициентов водоудерживающей способности образцов керна центрифугированием (ультрацентрифуга Весктап).

2.1.4. Методика выполнения измерений коэффициентов проницаемости моделей пласта, подвергшихся кислотной обработке (фильтрационная система АСЯ8-83\Х).

2.2. Методики проведения физико-химического анализа компонентов испытуемых растворов кислотных композиций и продуктов их взаимодействия с минералами горной породы пласта, выполнения измерений констант скорости убыли массы образцов керна в кислотных растворах.

2.2.1. Методика определения плотности компонентов и испытуемых кислотных растворов (плотномер БЕ40).

2.2.2. Методика определения динамической вязкости компонентов и испытуемых кислотных растворов (ротационный вискозиметр НРНТ

5550).

2.2.3. Методика выполнения измерений межфазного натяжения несмешивающихся жидкостей на границе раздела систем нефть-вода и нефть-кислотный раствор (тензиометр IFT-820-P).

2.2.4. Методика выполнения измерений соотношения минералов в образцах керна рентгенофазовым анализом (дифрактометр Дрон-6).

2.2.5. Методика съемки микрофотографий сколов образцов породы растровой электронной микроскопией керна (Topcon SM-150).

2.2.6. Методика выполнения измерений констант скорости убыли массы образцов керна в кислотных растворах.

2.3. Обработка экспериментальных данных и их достоверность.

ГЛАВА 3. Физико-химические основы создания модифицированных кислотных растворов и их фильтрация в терригенных породах (пласт

ЮС2).

3.1. Физико-химические свойства модифицирующих компонентов кислотных растворов.

3.2. Кинетика деструкции терригенных пород (пласт ЮС2) в базовых и модифицированных растворах кислот, константы скорости убыли масс.

3.3. Физико-химические характеристики растворов кислот. Фильтрация базовых и модифицированных растворов кислот в терригенных породах (пласт ЮС2).

3.4. Взаимодействие модифицированных кислотных растворов с минералами терригенной породы пласта ЮС2 в зоне фильтрации.

3.5. Обсуждение результатов исследований.

ГЛАВА 4. Практическое применение результатов исследований и перспективы применения модифицированных растворов кислот для интенсификации добычи нефти.

4.1. Разработка технологии воздействия на призабойную зону скважин модифицированным кислотным раствором.

4.2. Промысловые испытания кислотной технологии повышения производительности работы скважин и анализ эффективности работ от проведения геолого-технических мероприятий.

4.3. Выводы.

ВЫВОДЫ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Физико-химические основы создания модифицированных кислотных растворов и их фильтрация в терригенных породах: пласт ЮС2»

Актуальность работы. Неизбежное истощение ресурсной базы месторождений Западной Сибири и лишь частичное ее восполнение за счет ввода в разработку новых лицензионных участков требует обращения все большего внимания на промышленное освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. В настоящее время к их числу на территориях деятельности нефтедобывающих компании Российской Федерации (ОАО «Лукойл», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «НК «Роснефть» и др.) приоритетно относится регионально выдержанный и практически повсеместно нефтенасыщенный пласт ЮС2 тюменской свиты, потенциал геологических запасов которого оценивается от 3 до 4,5 млрд. тонн.

Несмотря на высокие запасы углеводородов, пласт ЮС2 не относят к разряду высокорентабельных объектов для разработки, т.к. при эксплуатации скважин получают низкие приросты дебита (добычи) нефти. Отсутствие получения высоких объемов добычи нефти связано с нерешенностью проблемы по поддержанию пластового давления во всем объеме разрабатываемой части пласта. Основной причиной сложившемуся положению являются особенности геологического строения горизонта ЮС2, когда в основном низкопроницаемом объеме пород (<0,01 мкм2) залегают тонкие (0,01-0,3 м) прерывистые прослои г) относительно высокопроницаемых (>0,1 мкм") пород-коллекторов. Высокая послойная неоднородность по глубине залегания и низкие коллекторские свойства горной породы в общем объеме эффективной мощности пласта приводят к потере основной доли пластовой энергии (от 40 до 60 %) закачиваемой водой, затрачиваемой на преодоление фильтрационных сопротивлений в области ближней от скважины зоны пласта.

Для повышения производительности работы скважин на месторождениях Западной Сибири используют различные технологии базовых кислотных обработок призабойной зоны пласта, критерии применимости которых соответствуют текущему состоянию разработки залежей и позволяют приращивать высокие объемы дополнительной добычи нефти. Однако у применяемых базовых составов технологий кислотного воздействия имеется ряд недостатков, препятствующих получению высокой эффективности на низкопродуктивных залежах терригенных пород пласта ЮС2: повышенная скорость химического взаимодействия кислот с породой при пластовых температурах (от 80 °С и выше), вызывающая потерю кислотности раствора вблизи от стенки скважины; осадкообразование из продуктов реакции кислотного раствора с минералами породы-коллектора; низкая проницаемость терригенных пород высокой водоудерживающей способностью и содержанием минералов глин (более 30%).

Наиболее эффективным результатом применения кислотных растворов для обработки ПЗП является создание системы каналов фильтрации, увеличивающих проницаемость породы для пластовых флюидов. Имеется большое количество работ, посвященное описанию процессов формирования каналов фильтрации в карбонатных породах. Нет опыта по физико-химическим основам создания каналов фильтрации в терригенных породах и, в частности, формирования каналов фильтрации в условиях залегания терригенных пород тюменской свиты (пласт ЮС2).

Цель работы состоит в установлении физико-химических характеристик компонентов и модифицированных кислотных растворов, кинетике их взаимодействия с терригенной породой пласта ЮС2, в определении количественных характеристик фильтрации кислотных растворов через составные колонки кернов пласта ЮС2 в термобарических условиях залегания пласта, в промысловом испытании разработанных кислотных растворов.

Задачами исследования.

1. Определить направление изменения рецептур кислотных растворов. Измерить значения плотности спиртов и эфиров при Р = 0,1 МПа в стандартных и пластовых значениях температур, а также определить значения их динамической вязкости в интервале 20-85 °С при Рпл = 27 МПа. Для разрабатываемых кислотных растворов определить плотность, динамическую вязкость, межфазное натяжение с пластовой нефтью.

2. Установить кинетические закономерности растворения образцов терригенных пород пласта ЮС2 насыщенных моделью пластовой воды (Снас1 = 18 г/л) и моделью нефти (керосином, с остаточной водой в порах) в базовых и модифицированных кислотных растворах. Экспериментальные зависимости аппроксимировать, используя уравнение химической кинетики Аврами-Колмогорова-Ерофеева и поправку Саковича.

3. Провести фильтрационные испытания базовых и модифицированных кислотных растворов содержащих спирты и эфиры на составных колонках из образцов керна в термобарических условиях залегания пласта. Установить значения проницаемости горной породы для модельной нефти до и после кислотной обработки кернового материала. Установить зависимость между свойствами кислотных растворов и объемами их закачки до образования сквозных каналов.

4. Определить изменения минерального состава терригенной породы по фронту образования сквозных каналов фильтрации. Высказать предположения о процессах вызывающих образование сквозных каналов (червоточин).

5. Разработать новые кислотные составы и технологию их применения при воздействии на призабойную зону пласта ЮС2. Провести промысловые испытания на опытных участках нефтяных месторождений.

Научная новизна выполненных исследований заключается в том, что впервые:

1. Определены физико-химические характеристики компонентов модифицированных кислотных растворов в условиях залегания терригенных пород пласта ЮС2 (РцЛ = 27 МПа, 1;пл = 82 °С, 1;пл = 85 °С). Установлены значения плотности, динамической вязкости спиртов (изопропилового, изобутилового, н-бутилового, диэтиленгликоля), эфиров (метицеллозольв, бутилцеллозольв), пластовой нефти Федоровского месторождения (пласт ЮС2) в интервале температур 20 - 85 °С. Значения аппроксимированы полиномами второй степени. Для базовых и разработанных кислотных растворов установлены закономерности изменения значений плотности, динамической вязкости, межфазного натяжения с пластовой нефтью Федоровского месторождения пласт ЮС2. Выявлена тенденция понижения значений характеристик кислотных растворов с уменьшением масс молей спиртов, эфиров в ряду н-спирт-изо-спирт.

2. Кинетические зависимости убыли массы образцов терригенных пород, находящихся в базовых и модифицированных кислотных растворах аппроксимированы уравнением Аврами-Колмогорова-Ерофеева с использованием поправки Саковича. Константы растворения кернов терригенных пород в модифицированных кислотных растворах в 1,4 раза больше, чем в базовых. В процессе фильтрации через керновые модели в пластовых условиях (Рпл = 27 МПа, Ргор=49 МПа, 1:пл = 82 °С) модифицированные кислотные растворы преимущественно взаимодействуют с глинистыми минералами и снижают их содержание в зонах фильтрации реагентов от 3.6 до 5.5 раз, что приводит к растворению частиц глинистых минералов размером 1-38 мкм разрушению структуры породы и высвобождению частиц породообразующих минералов размером 5-143 мкм. Снижение массовой доли минералов глинистого цемента в среднем составляет для хлорита - 100 %, каолинита - 91 %, гидрослюды - 78 %;

3. Определены характеристики фильтрации кислотных растворов в колонках кернов пласта ЮС2 в условиях залегания (Рпл = 27 МПа, Ргор=49 МПа,

1:1Ш = 82°С). Взаимодействие модифицированных кислотных растворов с терригенной породой приводит к повышению проницаемости модели пласта

2 <) для нефти от 0,002-0,007 мкм до 4-60 мкм" ( >1000 раз). С понижением значений характеристик кислотных растворов - межфазного натяжения с пластовой нефтью, динамической вязкости, плотности, уменьшается закачиваемый объём раствора (по отношению к объёму пор породы-коллектора) до образования сквозных каналов, проявляется тенденция понижения максимального градиента давлений на торцах керновой модели пласта. Обработка кернов базовыми растворами кислот, приводит к снижению проницаемости горной породы в 2-4 раза.

Практическая значимость.

Разработаны новые композиции, содержащие кислоты С (нсо = 16 мае. %, С (ни) = 3 мае. %, спирты или эфиры С = 20 мае. %, поверхностно-активные вещества С = 3 мае. %, остальное Н20, для воздействия на терригенную породу низкопродуктивных залежей нефти тюменской свиты (пласт ЮС2), позволяющие за счет кислотной обработки призабойной зоны пласта многократно повысить приемистость нагнетательных и приток добывающих скважин.

Разработана и утверждена для практического использования на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» временная инструкция на проведение работ по применению технологии кислотной обработки призабойной зоны пласта.

Внедрение результатов работы.

Проведены опытно-промысловые испытания кислотного состава технологии ГКО+ПАВ+ОР (ГКО-смесь соляной и плавиковой кислот, ПАВ -Неонол БС-1, ОР — органический растворитель) при воздействии на призабойную зону пласта ЮС2 Восточно-Сургутского и Русскинского месторождений ОАО «Сургутнефтегаз», что подтверждено актом проведения обработок и их результатами.

На защиту выносятся:

1. Физико-химические основы использования органического растворителя в качестве составной части кислотного раствора: значения плотности спиртов и эфиров при 82 °С и 85 °С; динамическая вязкость спиртов и эфиров в интервале температур 20-85 °С при Рпл = 27 МПа; межфазное натяжение на границе водной фазы с модельной нефтью и разработанным кислотным раствором с модельной нефтью.

2. Кинетические зависимости убыли массы образцов терригенных пород, находящихся в базовых и модифицированных кислотных растворах.

Аппроксимация кинетических зависимостей уравнением Аврами-Колмогорова-Ерофеева (а = 1-ехр(-^г")) с использованием поправки Саковича ( К = пхки")•

3. Изменение минерального состава породы по фронту образования сквозных каналов при фильтрации модифицированных кислотных растворов через керновые модели в термобарических условиях залегания пласта ЮС2. Химические взаимодействия разработанных кислотных растворов с глинистыми и породообразующими минералами терригенной породы.

4. Результаты фильтрации разработанных кислотных растворов и базовых на составных колонках из образцов кернов в термобарических условиях залегания терригенных пород (Рпл = 27 МПа, Ргор=49 МПа, 1 = 82°С).

5. Опытно-промысловые испытания разработанных кислотных растворов при воздействии на терригенную породу призабойной зоны пласта ЮС2.

Достоверность и обоснованность результатов. Проведенные исследования выполнены на современном метрологически аттестованном оборудовании, количество параллельных измерений в каждом эксперименте составляло от 2 до 6 раз. Результаты проведенных опытных работ обрабатывались методами математической статистики. Математическая аппроксимация полученных данных проведена с коэффициентом корреляции не ниже 0,95-0,98.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на V Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи» (РАГС ИНГБ, г. Москва, 2006 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2007 г.); VI Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи» (РАГС ИНГБ, г. Москва, 2007 г); VII конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа — Югры (ЮНИИИТ, г. Ханты-Мансийск, 2007 г.); VIII конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа — Югры (ЮНИИИТ, г. Ханты-Мансийск, 2008 г.).

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 9 печатных работ, в том числе 3 статьи в изданиях рекомендованных ВАК.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 172 страницах, включая 27 рисунков, 25 таблиц и 42 приложения. Список литературы насчитывает 132 наименования.

Заключение диссертации по теме «Физическая химия», Липчинский, Константин Николаевич

выводы

1. Определены физико-химические характеристики компонентов модифицированных кислотных растворов в стандартных условиях, а также в условиях залегания терригенных пород пласта ЮС2 (Рпл = 27 МПа, I = 82 °С, I = 85 °С). Установлены значения плотности, динамической вязкости четырех спиртов, двух эфиров, пластовой нефти Федоровского месторождения (пласт ЮС2) в интервале температур 20 — 85 °С, которые аппроксимированы полиномами второй степени. Для базовых и разработанных кислотных растворов установлены закономерности изменения значений плотности, динамической вязкости, межфазного натяжения с пластовой нефтью. Выявлена тенденция понижения значений характеристик кислотных растворов с уменьшением масс молей спиртов, эфиров в ряду н-спирт-изо-спирт.

2. Установлены кинетические зависимости убыли массы образцов терригенных пород насыщенных моделью пластовой нефти с остаточной водой в порах 20%, находящихся в базовых и модифицированных кислотных растворах. Зависимости аппроксимированы уравнением Аврами-Колмогорова-Ерофеева с использованием поправки Саковича. Константы растворения кернов терригенных пород в модифицированных кислотных растворах в 1,4 раза больше, чем в базовых.

3. Определены характеристики фильтрации базовых и разработанных кислотных растворов на составных колонках из образцов кернов при термобарических условиях залегания терригенных пород-коллекторов пласта ЮС2 (Рпл = 27 МПа, Ргор=49 МПа, 1=82°С). Взаимодействие модифицированных кислотных растворов с породой пласта приводит к образованию сквозных каналов и повышению проницаемости керновых

О О моделей для нефти от 0,002-0,007 мкм" до 4-60 мкм" ( >1000 раз). Симбатно с уменьшением значений характеристик кислотного раствора: плотности, вязкости, поверхностного натяжения закономерно уменьшается объем кислотного раствора (по отношению к объему пор), закачка которого приводит к образованию флюидопроводящего канала; проявляется тенденция снижения максимального градиента давления на торцах колонки. Обработка моделей пласта базовыми растворами кислот, приводит к снижению проницаемости горной породы в 2 - 4 раза.

4. При фильтрации модифицированные кислотные составы взаимодействуют преимущественно с минералами цементирующих глин и уменьшают их содержание в зоне фильтрации реагентов в 3.6-5.5 раз, что приводит к растворению частиц глинистых минералов размером 1-38 мкм разрушению структуры породы и высвобождению частиц породообразующих минералов размером 5-143 мкм. Снижение массовой доли минералов глинистого цемента в среднем составляет для хлорита — 100 %, каолинита -91 %, гидрослюды — 78 %.

5. Разработаны кислотные растворы, содержащие кислоты С (нс1) = 16 мае. %, С (нб) = 3 мае. %, спирты или эфиры С = 20 мае. %, поверхностно-активные вещества С = 3 мае. % (остальное Н20), которые использованы в опытно-промысловых испытаниях при воздействии на терригенную породу пласта ЮС2. Обработка привела к увеличению дополнительной добычи нефти до 919 тонн/скважинооперацию и средней продолжительности эффекта от воздействия 5,4 месяца.

Список литературы диссертационного исследования кандидат химических наук Липчинский, Константин Николаевич, 2010 год

1. Разработка физико-химических основ применения ПАВ и композиций на их основе для увеличения нефтеотдачи пластов: Отчет о НИР (заключительный.) / Уфимский нефт. ин-т. Уфа, 1984. - 82 с.

2. Отчет об анализе эффективности и разработке рекомендации по оптимизации применяемых методов обработки призабойной зоны пласта в нефтедобывающих скважинах Тевлинско-Русскинского месторождения. / Фонды ОАО «Тюменнефтегеофизика». — Тюмень, 1994. 112 с.

3. Верес С.П. Фильтрационные свойства юрских продуктивных отложений и эффективность ОПЗ / С.П. Верес, Л.Х. Ибрагимов, И.В. Турчин // Нефтепромысловое дело. 1996. - №5. — С. 7-12.

4. Липчинский К.Н. Критерии применимости закачек составов, содержащих ПАВ, на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / К.Н. Липчинский, К.В. Киселев // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 4. - С.44-48.

5. Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. -М: Недра, 1985. 184 с.

6. Гарафуллин Ш.С. Кислотная обработка скважин с использованием временно закупоривающих материалов / Ш.С. Гарафуллин, P.C. Аптикаев // Нефтяное дело. Экспресс информация. 1986. - № 3. - С. 12-14.

7. Балакиров Ю.А. Повышение производительности нефтяных пластов / Ю.А. Балакиров, С.П. Маряк. М.: Недра, 1975. - 267 с.

8. Ягафаров А.К. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири / А.К. Ягафаров, Н.Р. Курамшин, С.С. Демичев. Тюмень.: Слово, 2000. - 224 с.

9. Липчинский К.Н. Необходимость разработки новых технологий кислотных обработок применительно к условиям месторождений Республики

10. Ибрагимов Г.З. Химические реагенты для добычи нефти / Г.З. Ибрагимов, В.А. Сорокин, Н.И. Хисамутдинов. М.: Недра, 1986: - 240 с.

11. Ибрагимов ЛХ. Интенсификация добычи нефти / Л.Х. Ибрагимов, И.Т. Мищенко, Д.К. Челоянц. -М.: Наука, 2000.-414 с.

12. Ибрагимов Г.З. Химические реагенты в нефтяной промышленности / Г.З. Ибрагимов, В.А. Сорокин. М.: Недра, 1978. — 263 с.

13. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М.: Недра, 1974.-200 с.

14. Бабалян Г. А. Физико-химические основы применения ПАВ при разработке нефтяных пластов / Г.А. Бабалян, И.Л. Мархасин, Г.В. Рудаков. — М.: Недра, 1962.-311 с.

15. Шерстнев Н.М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин / Н.М. Шерстнев, Л.М. Гурвич, ИГ. Булина. М.: Недра, 1988. - 184 с.

16. Киселев К.В. Взаимодействие на ПЗП кислотными составами на основе взаимных растворителей // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири: Межвуз. сб. научн. тр. Тюмень, изд-во ТюмГНГУ, 2002. С.142-147.

17. Липчинский К.Н. Взаимодействие спиртокислотных составов с горной породой месторождений со сложным геологическим строением / О.В. Андреев, К.В. Киселев // Известия вузов. Нефть и газ. 2007. - № 6. — С. 4855.

18. Липчинский К.Н. Изменение структуры залегания остаточных запасов нефти под действием естественных и техногенных факторов / К.Н. Липчинский, К.В. Киселев, О.В. Андреев // Вестник Тюменского государственного университета. 2007. - № 3. - С. 3-10.

19. A.c. № 1571224 SU, Кл44. Е 21 В 43/27. Опубл. 15.06.90.

20. A.c. № 1770556 SU, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 23.10.92.

21. Ибрагимов Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов. — М.: Недра, 1983.-312 с.

22. Ефименко Н.И. Промысловые испытания комплексной технологии кислотных воздействий на месторождениях АО «Ноябрьскнефтегаз» / Н.И. Ефименко, В.В. Калашнев, H.A. Петров, М.Л.Ветланд // Нефтепромысловое дело. 1996. - № 5. - С.46-55.

23. Городнов В.П. Физико-химическое воздействие на нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи / Сб. науч. тр. — Куйбышев.: Гипровостокнефть, 1987. 206 с.

24. A.c. № 1661383 SU, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 07.07.91.

25. Пат. № 2077666 РФ, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 20.04.97.

26. Инструкция по применению технологии регулирования заводнения неоднородных пластов коллекторов залежей месторождений ОАО «ЛУКойлКогалымнефтегаз» с помощью ПАВ-кислотного воздействия (ПКВ). разработчики: А.Ю. Рыскин, Н.З. Рыскина. Когалым, 1996. - 35 с.

27. Киселев К.В. Кислотные обработки с применением ПАВ // Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр. -Тюмень: изд-во «Вектор бук», 2002. Вып. 3. - ч. 2. - С. 101-105.

28. Fried N.N. The foam-drive process increasing the recovery of oil. Bureau of Mines Reports of investigation. № 5966. — 1961.

29. Лютин Л.В. Исследование пен в пористой среде и определение путей их использования для увеличения нефтеотдачи // Вопросы интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений СССР. — М.: ЦНИИТЭнефтегаз. 1964. - С.25-28.

30. Повышение эффективности кислотных обработок призабойной зоны скважины за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - С. 1-4.

31. Амиян В.А. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. / В.А. Амиян, A.B. Амиян, Л.В. Казакевич, E.H. Бекиш. М.: Недра, 1987. - 229 с.

32. A.c. № 1319660 SU, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 20.05.90.

33. A.c. № 870681 СССР, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 07.10.81.

34. Сафонова Н.И. Моделирование кинетики разложения АСПО в органических растворителях // Нефть и газ: Межвуз. сб. науч. статей. Уфа, изд-во УГНТУ, 1997. № 1. - С. 47-49.

35. Попов A.A. Эффективность методов воздействия на призабойную зону скважин / A.A. Попов, И.Г.Ахметов, В.А. Петров // М.: ВНИИОЭНГ, 1979. -С. 5-8.

36. Кудинов N В.И. Повышение эффективности кислотной обработки призабойной зоны пласта осложненного отложениями парафина / В.И. Кудинов, Б.М. Сучков, Ф.А. Каменщиков, Е.И. Богомольный // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 1. - С. 46-49.

37. Комисаров А.И. Методы воздействия на призабойную зону пласта / А.И. Комисаров, В.А. Яровой // Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений. М. — 1988. — № 4. — С. 1-3.

38. Введение в нефтегазодобычу: осн. текст, пер. с англ. / Оксфорд: Оксфордский нефтяной и энергетический колледж, 1995. — 224 с.

39. Телков А.П. Повышение эффективности кислотных обработок малопроницаемых пластов / А.П. Телков, К.В. Киселев // Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых местрождений Западной Сибири: Межвуз. сб. науч. тр. Тюмень, изд-во ТюмГНГУ, 2002. С.62-69.

40. Некозырева Т.Н. Применение тяжелой смолы пиролиза для интенсификации работы нефтяных скажин / Т.Н. Некозырева, P.A. Булатов // Проблемы освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири: Межвуз. сб. науч. тр. Тюмень, 1989. С. 204-206.

41. A.c. № 1808854 SU, Кл. С 09 К 3/00. Опубл. 15.04.93.

42. Пат. № 2013528 РФ, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 30.05.94.

43. A.c. № 1740642 SU, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 15.06.92.

44. A.c. № 1689595 СССР, Кл. E 21 В 43/22. Опубл. 12.11.89.

45. Физико-химическое воздействие на нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи: Сб. науч. тр. Гипровостокнефть. — Куйбышев, 1987. 109 с.

46. A.c. № 981595 СССР, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 15.12.84

47. A.c. № 1625220 СССР, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 20.10.89.

48. Пат. № 1838597 РФ, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 10.06.95.

49. Шумилов В.А. Пути улучшения использования фонда скважин на месторождениях Западной Сибири / В.А. Шумилов, H.A. Сельцова, Г.И. Махиня, JI.B. Осинцева // М.: ВНИИОЭНГ, Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1989. - Вып. 18.-28 с.

50. Киселев К.В. Совершенствование обработок ПЗП кислотными составами

51. Моделирование технологических процессов нефтедобычи: Сб. науч. тр. — Тюмень: изд-во «Вектор Бук», 2002. Вып.З. — ч. 2. — С.105-113.

52. Гусеев C.B. Промысловые испытания технологии повышения нефтеотдачи на основе закачки продуктов отечественных химических производств / C.B. Гусев, Я.Г. Коваль, В.В. Мозаев, Н.Е. Полтарин // Нефтяное хозяйство. — 1995. № 5. - С.52-56.

53. Даровских С. В. Разработка и совершенствование технологии кислотных обработок призабойной зоны скважин для условий месторождений Западной Сибири: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Тюмень. - 1987.

54. A.c. № 1320399 СССР, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 30.06.87. '

55. Шарипов А. М. Применение спиртов при физико-химических обработках скважин / A.M. Шарипов, И.З. Нургалиева, A.B. Абдрахманова, А.П. Алясова // Газовая промышленность. 1989. - № 8. — С. 57-59.

56. Солянов 3.3. Повышение эффективности физико-химического воздействия на призабойную зону пласта / 3.3. Солянов, И.М. Галямов, P.C. Антикаев // Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1993. — № 1. — С.39-42.

57. Сулейманов А.Б. К вопросу кислотных обработок призабойной зоны / А.Б. Сулейманов, Н.Г. Момедов, P.M. Алберов и др. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1991. — № 12. — С. 41-43.

58. A.c. № 1677280 SU, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 15.09.91.

59. A.c. № 1833459 SU, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 07.08.93.

60. Блажевич В.А. Методы изоляции пластов при бурении и эксплуатации скважин / В.А. Блажевич, E.H. Умрихина // М.: ВНИИОЭНГ, Обзор иностранных патентов. 1972. - 167 с.

61. Клещенко И. И. Гелеобразующие составы на основе силиката щелочного металла // Нефтепромысловое дело. № 8-9. - 1997. - С. 15-17.

62. Клещенко И. И. Гелеобразующие составы на основе силиката щелочного металла // Нефтепромысловое дело. №10-11. - 1997. - С. 18-19.

63. Пат. №2061856 RU / JI.K. Алтунина , В.А. Кувшинов и др.; Опубл. 10.06.96, Бюл. №16.

64. Пат. № 2084622 РФ, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 20.07.97.

65. Пат. №2065945 БШ / А.Ш. Газизов, Р.Х. Муслимов; Опубл. 27.08.96, Бюл. №24.

66. Пат. №1755611 БШ / А.Ш. Газизов, И.Г. Нигматуллин; Опубл. 10.06.96, Бюл. № 1-6.

67. Рахимкулов Р.Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратного тампонирования призабойной зоны скважин // Нефтяное хозяйство. 1991. — № 2. — С. 41-45.

68. Манырин В.Н., Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении: Монография. Самара.: Самар. Дом печати, 2002. - 392 с.

69. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1987. - 235 с.

70. Логинов Б.Г. Интенсификация добычи нефти методом кислотной обработки. -М.: Гостоптехиздат, 1951. 156 с.

71. Dowell Shlumberger. Stimulation and Fracturing in Oil and Gas Wells // Technical information sheets and brochures. Dowell Division of the Dow Chemical Company. Tulsa, U.S.A. - March. - 1979.

72. Halliburton Services. Stimulation and Fracturing in Oil, Gas and Water Wells // Technical data sheets and brochures. And Halliburton Company. — Duncan. — U.S.A.

73. Williams B.B., Gidley J.L., Shtechter R.S. Asidizing Fundamentals. // S.P.E. of A.I.M.E. New-York. - 1979.

74. Амиян B.A. Физико-химические методы продуктивности скважин / В.А. Амиян, B.C. Уголев. М.: Недра, 1970. - 205 с.

75. Hendrickson A.R. Engineering guide for planning acidizing treatments based on specitic reservoir characteristics // In: Petrol Techn. vol. - 12. — № 2. - 1960.

76. Smith C.F., Hendrickson A.R. Stimulare cu acid fluorhidric a sondelor сe deschid strate din gresie // In: Journal of Petr. Technol. № 2. — 1965.

77. Gidley J.L., Ryan I.C., Mayhill T.D. Study of the Field Application of Sandstone Acidizing // In: Journal Petrolleum Technology. — № 11. 1976.

78. Jasti J.K., Fogler H.S. Application of Neutron Radiography to Image Flow Phenomena in Porous Media. AIChE. J. - April, 1992. - 38. - № 4. - 48.

79. Fredd, C.N. The Influence of Transport and Reaction on Wormhole Formation in Carbonate Porous Media: A Study of Alternative Stimulation Fluids Ph.D. thesis. University of Michigan, Ann Arbor. - 1998.

80. Moore R.E., Bischof A.E., Robins J.D., Brenneman D.R. One-Step Anhydrite Scale Removal // Mater. Prot. Performance. March 1972. -11.-№3.-41.

81. Williams B.B., Gidley J.L., Guin J.A., Schechter R.S. Characterization of Liquid-Solid Reactions // Ind. Eng. Chem. Fundam. — 1970. — № 4. -9.

82. Murphy W.M., Oelkers E.H., Lichtner P.C. Surface Reaction Versus Diffusion Control of Mineral Dissolution and Growth Rates in Geochemical Processes Chem. Geol 357. 1989. - 78.

83. Rege S.D., Fogler H.S. Competition Among Flow, Dissolution, and Precipitation in Porous Media. AIChE. J. - July, 1989. - 35. - № 7. - 11.

84. Daccord G., Touboul E., Lenormand R. Carbonate Acidising: Toward a Quantitative Model of Wormholing Phenomena. SPEPF.- Trans. AIME. -February, 1989.-63.

85. Mostoflzadeh В., Leoben M.U., Economides M.J. Optimum Injection Rate From Radial Acidizing Experiments. // paper SPE 28547 presented at the 1994 SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana. -25-28 September.

86. Кнотько A.B. Химия твердого тела: Учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений / А.В. Кнотько, И. А. Пресняков, Ю.Д. Третьяков. М.: Издательский центр «Академия», 2006. — 304 с.

87. Томчук Н. Н. Распределение спиртов CpCs в системе вода-до декан и адсорбция их на кремнеземе и природных носителях: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата химических наук: -Тюмень. 2007. - 22 с.

88. Мазаев В.В. Влияние межфазного натяжения и константы распределения в системе вода-углеводород на нефтевытесняющие свойства спиртов / В.В.

89. Мазаев, Н.Ю. Третьяков, H.A. Лавренова, H.H. Томчук // Вестник Тюменского государственного университета. — 2004. — № 3. С. 55-59.

90. A.c. № 1682543 СССР, Е 21 В 43/27. Способ обработки ПЗП.

91. Пат № 4696752 США, МКИ Е 21 В 43/27. 0публ.29.09.89.

92. Пат № 4919827 США, МКИ Е 21 В 43/27. Опубл.24.04.90.

93. Пат. № 1834459 РФ, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 07.04.95.

94. Пат. № 1834460, Е21В 43/27. Опубл. 07.08.93

95. A.c. № 1758218 SU, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 30.08.92.

96. Артемьев В.Н. Восстановление продуктивности добывающих скважин воздействием на ПЗ нефтяными растворителями / В.Н. Артемьев, В.Р. Госсман, A.M. Потапов и др. // Нефтяное хозяйство. — 1994. № 2. — С.56-60.

97. Горбунов А.Т. Применение катионоактивных ПАВ для повышения продуктивности скважин / А.Т. Горбунов, В.А. Широков // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 9. - С.20-22.

98. Harri О.Мс Leod Jr. Matrix acidizing. "J. of Petrol. Technol.", 1984. XII. vol. 36. № 13. pp. 2055-2069. Перевод статьи в Экспресс-информации серии «Бурение», 1985. -№ 19.-С. 8-11.

99. Абрамзон A.A. Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение. Л.: Химия, 1975. - 246 с.

100. Пат. № 2023143 РФ, Кл. Е 21 В 43/22, 43/27. Опубл. 15.11.94.

101. Пат. № 2100585 РФ, Е 21В 43/27. Опубл. 27.12.97.

102. Шерстнев Н.М. Многофункциональный ПАВ для нефтедобычи / Н.М. Шерстнев, С.И. Толоконский, Л.М. Гурвич // Российский химический журнал. 1995. - Т. 39. - № 7. - С.53-58.

103. Пат № 4696752 США, МКИ Е 21 В 43/27. 0публ.29.09.89.

104. Логинов Б.Г. Руководство по кислотным обработкам скважин. — М.: Недра, 1966.-219 с.

105. Пат. № 1834459 РФ, Кл. Е 21 В 43/27. Опубл. 07.04.95.

106. Анализ применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи Когалымской группы месторождений Западной Сибири: Отчет о НИР (заключительный) / Уфимский нефт ин-т, Уфа. 1997. - 92 с.

107. Пат. № 2023102 РФ, Кл. Е 21 В 43/22, 43/27. Опубл. 25.01.92.

108. Пат. № 4919827 США, МКИ Е 21 В 43/27. 0публ.24.04.90.

109. Обобщение опыта применения кислотных обработок ПЗП на месторождениях Главтюменьнефтегаза и определение область их применения: Отчет о НИР (заключительный). — Тюмень, 1986. 128 с.

110. Стрелко В.В. Механизм полимеризации кремниевых кислот // Коллоидный журнал. 1970. - Т. 32. - № 3. - С.68-74.

111. Саутин С.Н. Мир компьютеров и химическая технология / С.Н. Саутин, А.Е. Пунин. Л.: Изд-во Химия, 1991. - 144 с.

112. Еремин E.H. Основы химической кинетики. — М.: Высшая школа, 1976. -375 с.

113. Булгакова Т.И. Реакции в твердых фазах. — М.: изд-во Мое. гос. ун-та, 1972.-55 с.

114. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М.: Недра, 1971 - 312 с.

115. Харламов К.Н. Изучение химизма взаимодействия кислотных растворов с горной породой низкопродуктивных залежей нефти / К.Н. Харламов, О.В. Андреев, К.В. Киселев // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. - № 2. — С. 4348.

116. Данные отбора образцов керна

117. Месторождение Пласт С кв. № образца Интервал отбора керна, м Литология

118. Федоровское ЮС2 4282 1895-01 2859,0 2871,0 Песчаник м/з

119. Федоровское ЮС2 4205 3870-97 2802,0 2811,0 Песчаник м/з

120. Федоровское ЮС2 4205 3866-97 2802,0 2811,0 Песчаник м/з1. Условия испытания1. Температура, °С 82

121. Всестороннее давление обжима, МПа 45

122. Внутрипоровое давление, МПа 10

123. Расход закачки флюида, см /ч 3

124. Вязкость модели пластовой нефти, мПа-с 0,82

125. Данные отбора образцов керна

126. Месторождение Пласт Скв. № образца Интервал отбора керна, м Литология

127. Федоровское юс2 4753 3404-01 2945,0 2958,0 Песчаник м/з

128. Федоровское юс2 4272 7193-00 2774,0 2787,0 Песчаник м/з

129. Федоровское юс2 4210 7193-99 2809,0 2821,0 Песчаник м/з1. Условия испытания1. Температура, °С 82

130. Всестороннее давление обжима, МПа 43

131. Внутрипоровое давление, МПа 10

132. Расход закачки флюида, см /ч 3

133. Вязкость модели пластовой нефти, мПа-с 0,82

134. Фильтрация через составную колонку модели пластовой нефти

135. Фильтрация через модель пласта состава технологии ГКО+ПАВ0,0 0,3 0,7 1,0 1,3 1,7 2,0 2,3 2,7 3,0 3,3 3,7 4,0 4,3 4,7 5,0 5,3 5,7 6,0 6,3 6,7

136. Узак/Упор (1 дел.=8.98 см3)

137. Фильтрация через составную колонку модели пластовой нефтиI