Интенсификация процессов добычи нефти с использованием сонохимической технологии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.08, кандидат наук Прокопцев, Владимир Олегович

• Прокопцев, Владимир Олегович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Прокопцев, Владимир Олегович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ. СУЩЕСТВУЮЩИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

1.1. Современное состояние проблемы извлечения нефти

1.2. Современные методы извлечения нефти: преимущества и недостатки

1.3. Механизмы влияние волнового воздействия на процессы, происходящие в призабойной зоне пласта

1.4. Выводы по состоянию вопроса и постановка задач исследования

ГЛАВА 2. ОБЪЕКТЫ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ. ХАРАКТЕРИСТИКИ ОБОРУДОВАНИЯ

2.1. Характеристика исходных веществ и применяемых реагентов

2.2.Методика стендовых экспериментов

2.3. Оборудование и методика измерения акустических характеристик

ГЛАВА 3. РАСЧЕТ И ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СОСТАВЛЯЮЩИХ УЛЬТРАЗВУКОВОГО СКВАЖИННОГО КОМПЛЕКСА

3.1. Разработка конструкции волноводной системы ультразвуковых скважинных аппаратов их лабораторные и ресурсные испытания

3.2. Расчет излучающей системы скважинного прибора ПСМС-42

3.3. Выбор конструкции шлангокабеля для комплекса

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА УЛЬТРАЗВУКОВОГО АВТОМАТИЗИРОВАННОГО СКВАЖИННОГО КОМПЛЕКСА

4.1. Разработка ультразвукового скважинного модуля на основе пьезокерамических излучателей МСУП и его стендовые испытания

4.2. Разработка ультразвуковых скважинных комплексов МСУМ на основе магнитострикционных излучателей и его стендовые испытания

4.3. Разработка автоматизированного рабочего места для эксплуатации ультразвукового скважинного комплекса в автоматическом режиме

ГЛАВА 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМНЫХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССОВ СОНОХИМИЧЕСКОЙ

ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

5.1. Разработка экспериментального стенда

5.2. План стендовых экспериментов

5.3. Результаты стендовых экспериментов

5.4. Масштабирование результатов стендовых испытаний

ГЛАВА 6. ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ СОНОХИМИЧЕСКОЙ ТЕХНОЛОГИИ И КОМПЛЕКСА

6.1. Критерии подбора скважин для сонохимической обработки

6.2. Компоновка оборудования и методика испытаний

6.3. Опытно-промышленные испытания технологии и комплекса

6.4. Технико-экономические показатели результата внедрения технологии и

комплекса

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ПРИЛОЖЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ А 1. Справка о личном участии соискателя в разработках

ПРИЛОЖЕНИЕ А 2. Акт о внедрении УЗ скважинного оборудования

ПРИЛОЖЕНИЕ А 3. Акт о внедрении комплекса КСУА

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 1. Паспорт ультразвукового генератора УЗГ-10 А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 2. Паспорт скважинного прибора ПСМС-42

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 3. Паспорт скважинного модуля МСУМ

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 4. Паспорт автоматизированного рабочего места «АРМ»

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 5. Паспорт скважинного комплекса «КСУА»

ПРИЛОЖЕНИЕ В 1. Сертификат соответствия модуля МСУМ

ПРИЛОЖЕНИЕ В 2. Сертификат соответствия скважинного прибора

ПРИЛОЖЕНИЕ Г 1. Акт полевых испытаний комплекса КСУА

ПРИЛОЖЕНИЕ Г 2. Протокол испытаний АРМ

ПРИЛОЖЕНИЕ Д 1. Руководство оператора АРМ

3

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

УЗ - ультразвук, ультразвуковой; ультразвуковая.

УЗГ - ультразвуковой генератор;

ЭАП - электроакустические преобразователи;

МСП - магнитострикционный преобразователь;

ПКП - пьезокерамический преобразователь;

ВС - волноводно-излучающая система;

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод;

НДС - нефтяные дисперсные системы;

ПЗП - призабойная зона пласта;

ПЗС - призабойная зона скважины;

ГРП - гидроразрыв пласта;

КИН - коэффициентом извлечения нефти;

КПД - коэффициент полезного действия;

НКТ - насосно-компрессорная труба;

САВ - смолисто-асфальтеновые вещества;

САК - смолисто-асфальтеновые компоненты;

АСПО — асфальтено-смолисто-парафиновые отложения;

ПАВ - поверхностно активные вещества;

НТС - научно-технический совет;

ОКР - опытно-конструкторские работы;

ТЗ - техническое задание;

ЭД - эксплуатационная документация;

АРМ - автоматизированное рабочее место;

БУ - блок управления;

МСУП - модуль скважинный ультразвуковой пьезокерамический;

МСУМ - модуль скважинный ультразвуковой магнитострикционный;

КСУА - комплекс скважинный ультразвуковой автоматизированный;

ПКС - подъёмник каротажный самоходный;

УДХ - устройство дозирования химических реагентов;

УКОС - установка кислотной обработки скважин;

БКР - блок каротажного регистратора;

КРС - капитальный ремонт скважин;

ПРС- периодический ремонт скважин;

ПК - промышленный компьютер;

ПМ - программа и методики испытаний;

ПО - программное обеспечение;

ОС - операционная система;

МКЭ - метод конечных элементов;

АЦП - аналого-цифровой преобразователь;

с - скорость звука в среде, м/с;

X — длина звуковой волны, м;

со - частота колебаний; рад/с;

N - мощность ультразвуковых колебаний, Вт;

I - интенсивность ультразвуковых колебаний, Вт/м ;

р - плотность, кг /м3;

V — кинематическая вязкость нефти, м /с;

[I - динамическая вязкость нефти, мПа-с;

М - молекулярная масса, а.е.м;

Кпрол - коэффициент продуктивности, м3/Па*с ;

Кпор - коэффициент пористости, %;

Кпр0ц - коэффициент проницаемости, м

С) ж - суточный дебит жидкости, м3/с;

<3 н - суточный дебит нефти, м/с;

% воды - процент воды в жидкости.

Ь - мощность пласта, м;

Р - пластовое давление, МПа;

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Интенсификация процессов добычи нефти с использованием сонохимической технологии»

ВВЕДЕНИЕ

Проблема наиболее полного извлечения нефти имеет практический интерес для всего нефтегазового комплекса, учитывая стратегическое значение этой отрасли для экономики нашей страны.

Анализ состояния сырьевой базы России показывает, что в последние десятилетия структура запасов нефти значительно ухудшилась по нескольким причинам:

• большинство открытых крупных нефтегазовых месторождений находятся на поздней стадии разработки;

• в России, как и во всем мире, выросла доля трудноизвлекаемых запасов, которая к настоящему времени уже превысила 65%. Прогнозы динамики структуры запасов не внушают оптимизма - к 2015 году доля трудноизвлекаемых запасов в РФ превысит 70%, а активные запасы будут выработаны на 80 % [1, 2].;

• особенно быстро происходит истощение разведанных запасов легкой и средней нефти;

• преобладает опережающий интенсивный отбор нефти в основном из активной части пластов.

При этом надо понимать, что технологии повышения нефтеотдачи пластов сырьевую базу не наращивают. Они только способствуют более полному использованию имеющегося в недрах сырья и могут частично компенсировать недостаток ввода новых мощностей за счет повышения отбора нефти на уже введенных месторождениях. Но добиться такого эффекта возможно только при правильном подборе соответствующих инновационных технологий.

Таким образом, разработка новых технологий и аппаратов для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН), а также применение комплексных физико-химических методов для интенсификации существующих технологий добычи нефти остаются на предприятиях нефтегазового комплекса актуальными проблемами.

Связь работы с научными программами и темами

Тема диссертационной работы посвящена проблеме восстановления дебита низкорентабельных скважин и представляет практический интерес для всего нефтегазового комплекса.

Диссертационная работа выполнялась в рамках:

• федеральной целевой программы «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2012 годы» (шифр «2011-2.7-527-004») ГК № 14.527.12.002 от 12.09. 2011:

• научно-исследовательских работ Амурского государственного университета и Института Общей и неорганической Химии им. Н.С. Курнакова РАН;

Цель работы:

Разработка ресурсо- и энергосберегающей сонохимической технологии и ультразвукового автоматизированного скважинного комплекса для интенсификации процесса добычи нефти.

Задачи исследований: • рассчитать, спроектировать и изготовить ультразвуковые скважинные модули на основе магнитострикционных (МСУМ) и пьезокерамических (МСУП) преобразователей, включающие новое поколение ультразвуковых генераторов, электроакустических преобразователей, волноводно-излучающих систем и экспериментально определить их рациональные эксплуатационные и ресурсные параметры;

• провести стендовые испытания по определению рациональных режимных и технологических параметров ультразвуковой и сонохимической обработки нефти;

• экспериментально определить продолжительность эффекта сонохимической обработки нефти на основе анализа изменения ее реологических характеристик.

• разработать ультразвуковой автоматизированный скважинный комплекс (КСУА), позволяющий управлять, контролировать и регистрировать параметры ультразвуковых скважинных модулей, собирать информацию о параметрах в призабойной зоне скважины (ПЗС) при сонохимической обработке пластов с различным структурно-групповым составом и геолого-технологическими параметрами;

• разработать методику опытно-промышленных испытаний сонохимической технологии и комплекса, с последующим их проведением на скважинах с различными геолого-технологическими параметрами;

• оценить технико-экономические показатели сонохимической технологии и комплекса на нефтедобывающих предприятиях РФ.

Научная новизна:

•разработана сонохимическая технология обработки ПЗС, базирующаяся на выявленных закономерностях влияния комбинированной ультразвуковой и химической обработки на скорость фильтрации пластовой нефти;

•установлен синергетический эффект при ультразвуковой и химической обработке пластовой нефти;

• выявлены закономерности продолжительности эффекта сонохимической обработки нефти на основе анализа ее реологических характеристик

• разработаны принципиально новые волноводно-излучающие системы ультразвуковых скважинных модулей на основе магнитострикционных (МСУМ) и пьезокерамических (МСУП) преобразователей, защищенные сертификатом соответствия;

•разработан и внедрен программный пакет «Программа управления комплексом КСУА», позволяющий осуществлять оперативный контроль и управление комплексом;

Практическая значимость и реализация результатов работы

В рамках выполнения ФЦП «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 20072012 годы» (шифр «2011-2.7-527-004») ГК№ 14.527.12.002 от 12.09.2011:

8

•созданы принципиально новые ультразвуковые скважинные модули на основе магнитострикционных преобразователей (МСУМ), пьезокерамических преобразователей (МСУП) и экспериментально определены их рациональные эксплуатационные и ресурсные параметры;

•определены рациональные режимные и технологические параметры процесса ультразвуковой и сонохимической обработки пластовой нефти, полученные в ходе стендовых испытаний;

•впервые создан ультразвуковой автоматизированный скважинный комплекс КСУА, включающий в себя модули МСУМ, МСУП, автоматизированное рабочее место, измерительное оборудование и позволяющий управлять, контролировать и регистрировать параметры ультразвуковых скважинных модулей, собирать информацию о параметрах в ПЗС при сонохимической обработке пластов с различным структурно-групповым составом и геолого-технологическими параметрами;

• проведены опытно-промышленные испытания комплекса КСУА на Самотлорском месторождении в ОАО «Самотлорнефтегаз» и месторождениях Самарской области; комплекс введен в опытную эксплуатацию;

•разработаны новые научно-технические решения, позволяющие проводить обработку ПЗС в режимах с ультразвуковым и сонохимическим воздействием, а также с использованием модуля МСУМ на постоянной основе при добыче тяжелой нефти.

Основные положения диссертации, выносимые на защиту: •экспериментальные результаты по определению рациональных режимных и технологических параметров процесса ультразвуковой и сонохимической обработки нефти Самотлорского месторождения;

•ресурсо- и энергосберегающая сонохимическая технология, позволяющая повысить коэффициент извлечения нефти;

•научно-технические решения, реализованные при разработке комплекса, позволяющего управлять, контролировать и регистрировать параметры

модулей, а также собирать информацию о параметрах в ПЗС при сонохимической обработке пластов.

Апробация работы. Материалы работы докладывались, обсуждались на Международных и Всероссийских научных конференциях, в том числе VI Всероссийской научно-практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа» (Томск 2013), Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы экологии и охраны труда» (Курск 2013), Международной научно-практической конференции «Тенденции формирования науки нового времени» (Уфа 2013).

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 10 работ, в том числе 6 научных статей в изданиях из списка журналов, рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, шести глав, общих выводов, списка литературы из 126 наименований. Основное содержание изложено на 219 страницах, содержит 57 рисунков и 41 таблицу.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ. СУЩЕСТВУЮЩИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

1.1. Современное состояние проблемы извлечения нефти

В России сложилась критическая ситуация с коэффициентом извлечения нефти (КИН). Этот важнейший показатель, который в 1960 году был равен 51%, к 2000 году уменьшился до 35%, а к настоящему времени - до 27-28%), что является одним из самых низких уровней в мировой практике. Считается, что только за счет низкого КИН потенциальные извлекаемые запасы нефти в РФ уменьшились на 15 млрд. тонн.

Как показано на рис. 1.1, неизвлекаемые или остаточные запасы нефти, освоенные на сегодняшний день промышленными методами разработки, достигают в среднем 55-75% от разведанных геологических запасов. Поэтому применение инновационных технологий извлечения нефти, позволяющих повысить КИН разрабатываемых пластов, которые на сегодняшний день промышленно освоить традиционными методами невозможно, остается наиболее актуальной задачей всего нефтегазового комплекса РФ [3].

Рис. 1.1. Соотношение извлекаемых и остаточных запасов нефти

Можно назвать следующие объективные факторы ухудшения КИН на месторождениях в России:

• высокая степень выработанности месторождений;

• рост месторождений залежей с трудноизвлекаемыми запасами (тяжелые и высоковязкие нефти);

• увеличение доли мелких месторождений;

• большое число простаивающих скважин;

К ним добавляются субъективным факторы, связанные с разработкой и освоением скважин нефтяными компаниями:

• недостаточный объем эксплуатационного бурения;

• отступление от проектных показателей;

• выборочный интенсивный отбор высокопродуктивных запасов;

• высокая обводненность скважин;

Годовая добыча за счет применения третичных методов оценивается в мире в 120 - 130 млн тонн. Согласно [4] в мире было осуществлен 1391 проект применения МУН, из которых по тепловым методам - 587, физико-химическим - 433 и газовым методам - 371.

На начало 2010 г. в США было 194 проекта по повышению нефтеотдачи. Общая добыча нефти за счет этих методов составляет 34,4 млн. т/год, что меньше, чем в 1998 г. (39,3 млн т/год). Подчеркнем, что доля добычи нефти за счет «третичных» методов в общей добыче в США составляет около 12% [5]. Число проектов по термическим методам за этот период уменьшилось со 100 до 61. Существенный рост числа проектов произошел в последнее время по закачке в пласты газа С02 (с 66 до 109). При этом большинство реализуемых проектов применения «третичных» методов в США оцениваются операторами как рентабельные. Согласно [5] в России объемы применения «третичных» МУН в общем незначительны (табл. 1.1).

Оценки свидетельствуют, что при благоприятных условиях к 2020 г. извлекаемые запасы страны за счет промышленного применения методов

увеличения нефтеотдачи могут быть приращены на 2 - 4 млрд. тонн с годовой дополнительной добычей в 30 - 60 млн. тонн.

Таблица 1.1

Осредненные оценки состояния работ по каждому методу в России [5]

г Вытеснение нефти паром Не реализуются новые проекты, необоснованное снижение параметров теплоносителей и объема оторочки

г Закачка горячей воды Не реализуются новые проекты, необоснованное снижение параметров теплоносителей и объема оторочки

3. Внутрипласто-вое горение Работы не ведутся

4. Закачка углеводородного газа Единичные опытные работы

5, Закачка двуокиси углерода Работы не ведутся

_ 1 Композиции ь- 1 ПАВ Обработка приза бойных зон скважин

7 Полимерное заводнение Обработка призабойных зон скважин

8. Термогазовый Начальные работы

Подсчитано, что увеличение среднего КИН по мировой индустрии всего на 1% эквивалентно прибавке глобальных извлекаемых запасов нефти примерно на 4,5 млрд. тонн. Не случайно, развитие технологий добычи способствовало тому, что мировые доказанные извлекаемые запасы увеличились за последние несколько десятков лет в 1,4 раза, или на 65 млрд. тонн. Если сегодня средний мировой КИН равен примерно 35%, то уже к 2020 году он повысится до 50% с перспективой дальнейшего роста. Но уже в настоящее время нефтеотдача месторождений, обслуживаемых наиболее продвинутыми зарубежными нефтесервисными компаниями (например, Halliburton), доходит до 50% за счет применения продвинутых методов увеличения нефтеотдачи.

Объем производства нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи в мире за период с 1990 по 2008 год увеличился с 1,2 до 2,5 млн. барр./сут., что эквивалентно 3,5% мировой добычи. Казалось бы, это немного, но надо учитывать, что такой вклад МУН в добычу характерен для сегодняшней относительно неплохой сырьевой базы. К 2020 году, когда сырьевая база

13

неизбежно ухудшится, ожидается кратное увеличение добычи нефти за счет МУН - до 30 млн. барр./сут.

При оценке проектного КИН в качестве методов, позволяющих повысить нефтеотдачу пласта, по-прежнему рассматривается в подавляющем большинстве случаев только заводнение и инновационным методам увеличения КИН уделяется недостаточное внимание. Между тем, этого недостаточно. Ведь при увеличении дебита за счет внедрения новых технологий только на 10 % -прирост добычи нефти на 1000 скважин может составить 1000 т/сут. или 7200 барр./сут. Годовой прирост соответственно может составить более 2,5 млн. барр. При самой низкой цене 1 барреля - 50 долл. США - экономический эффект составит около 130 млн. $ или около 4 000 млн. рублей в год [6].

По данным аналитического агентства Douglas-Westwood, перспектива нефтесервисного рынка России достигла 22 млрд. долларов США или примерно 660 млрд. руб. [7]. По оценкам «Велес Капитал», объем рынка нефтесервисных услуг неуклонно будет расти с темпом прироста примерно 12% в год.

Доля средств, выделяемых на повышение нефтеотдачи пластов, составит примерно 11,6 % от общего объема сервисных услуг. Следовательно, объем рынка для сервисных услуг по повышению нефтеотдачи пластов, составлявший в 2010 году порядка 70-80 млрд. руб., к 2014 будет составлять более 100 млрд. рублей.

На рис. 1.2 представлены потенциальные возможности увеличения КИН различными методами по месторождениям РФ по данным [3].

В настоящее время работы по внедрению инновационных методов увеличения КИН в нефтедобывающих компаниях РФ проводятся достаточно интенсивно, однако выбор метода для успешной обработки ПЗП скважин требует научно обоснованного подхода, что не всегда получается в реальности.

15-30%

5-15%

25-35%

7-15%

9-12%

«г ~~~ *т

Рис. 1.2. Потенциальные возможности увеличения КИН различными методами по месторождениям РФ [3].

По проектной оценке, российские нефтяные компании в качестве методов, позволяющих повысить КИН, рассматривают первичные и вторичные методы нефтедобычи, которые давали хорошие результаты на менее сложных месторождениях. При этом современные МУН применяются в недостаточной степени. Для улучшения нефтеотдачи нефтедобывающие компании часто используют химическую обработку скважины или метод гидроразрыва пласта (ГРП), которые дают относительно быстрый, но краткосрочный эффект, нанося невосполнимый экологический урон, как недрам, так и окружающей среде.

Химические реагенты, закачиваемые в скважины в большом количестве, не всегда эффективно или вовсе не извлекаются из них, пагубно воздействия на природу, в частности, на подземные воды.

Итак, с позиции рационального природопользования, создание новых комбинированных экологически безопасных и эффективных технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов обеспечит существенную экономию материальных ресурсов, снижение экологического воздействия на окружающую среду, повышение экономической эффективности добычи природных запасов нефти. Залогом этого является интенсивное развитие научных исследований и прикладных работ.

1.2. Современные методы извлечения нефти: преимущества и недостатки

В зависимости от стадии разработки месторождения, методы извлечения нефти делят на первичные, вторичные и третичные [3,8]:

• первичные методы добычи нефти связаны с максимально возможным использованием естественной энергии пласта: упругой энергии, энергии газовой шапки, законтурных вод, растворенного газа;

• вторичные методы основаны на закачивании воды или газа с целью поддержания пластового давления;

• третичные методы повышения эффективности разработки месторождений связаны с применением МУН, к которым относятся вытеснение нефти из пласта с помощью химических агентов, газов, полимерных веществ, использование физических методов, и даже микробиологическое воздействие.

Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов по типу используемого рабочего агента выглядит следующим образом [8, 3]:

• Тепловые методы

• Газовые методы:

• Химические методы:

• Гидродинамические методы:

• Физические методы.

• Комбинированные методы.

Ниже приведем краткую характеристику каждого метода, приведем их достоинства и недостатки.

1.2.1. Тепловые методы

Приоритетность тепловых методов, с точки зрения масштабов внедрения и добычи нефти, в настоящее время объясняется невозможностью ввода в разработку месторождений высоковязких нефтей с использованием других методов воздействия. Высоковязкие нефти открыты на 267 месторождениях

мира, которые и будут определять перспективу развития тепловых методов добычи нефти [9].

Тепловые методы повышения КИН основаны на нагреве коллектора с целью снижения вязкости нефти для того, чтобы ее направить к добывающим скважинам. Кроме разогрева коллектора, создается дополнительное давление в пласте.

Вследствие выпадения парафинов и смолисто-асфальтеновых компонентов (САК), содержащихся в нефти, на поверхности породы и стенках скважины (ввиду радиального притока флюида в скважину, шероховатости на стенках НКТ) снижается проницаемость ПЗГТ. В результате адсорбции ПАВ нефти происходит гидрофобизация поверхности первоначально гидрофильной породы.

Паротеплоеой метод воздействия на нефтяной пласт.

Учитывая, что водяной пар при температуре 148,9°С обладает более чем в 4 раза большим теплосодержанием (2742 кДж/кг, при I =148,9°С), чем горячая вода (628 кДж/кг) и то, что пар отдает при температуре, равной 65°С, почти в 7 раз больше тепла в пласт, чем вода при температуре 65°С, то как рабочий агент он более эффективен.

Этот метод наиболее часто используется при добыче высоковязких нефтей. Пар доставляют в пласт через специальные паронагнетательные скважины или с помощью стационарных котельных установок -парогенераторов. Для увеличения КИН данным методом производится прогрев паром ограниченной площади ПЗП, вследствие чего снижается вязкость нефти, увеличивается подвижность нефти, изменяется смачиваемость породы, повышаются фильтрационные характеристики.

В течение первого этапа происходит нагнетание пара в пласт в течении 1-3 недель; 2-ой этап заключается в выдержке в течение от 1 до 4 суток, в зависимости от геолого-технологических характеристик ПЗП; третий этап заключается в добыче нефти с повышенным дебитом в течении 4-6 месяцев.

Потом весь цикл работ повторяется заново.

17

Кроме вытеснение нефти паром, при паропропитке происходит противоточная капиллярная фильтрация, заключающаяся в том, что горячий конденсат вытесняет нефть из малопроницаемых пор в высокопроницаемые слои выси, замещает маловязкую нефть, то есть меняется с ней местами. Именно в этом заключаются физический механизм процесса извлечения нефти с помощью пара и эффективность его многократного воздействия.

Количество циклов обработки ПЗП паром в значительной степени зависит от типа коллектора. В коллекторах, где доминирующим механизмом вытеснения флюида является гравитационное дренирование, обычно проводят десять циклов. В коллекторах, где основным механизмом является режим растворенного газа, обычно проводят от 3 до 5 циклов.

Эффективность добычи нефти пароциклическим воздействием определяется паронефтяным фактором, значение которого не должно превышать 2 т/т для дополнительно добытой нефти. Учитывая, что затраты на пароциклическое воздействие приблизительно 35-40% от общих расходов, для того, чтобы данная технология была рентабельной, эти затраты на добычу 1 тонны дополнительно добытой нефти не должны превышать 3-6 тонн (учитывая, что при сжигании 1 тонны нефти в парогенераторах получается 1315 т. пара). Иначе использование данного метода становится не экономичным из-за больших тепловых потерь.

Этим и определяются критерии выбора объекта для паротеплового воздействия на ПЗП:

•из-за потерь тепла в стволе скважины (3% на каждые 100 м), а также сложностей при обеспечении прочности колонн глубина пласта не должна превышать 1300 м.;

•толщина нефтенасыщенности пласта должна быть не менее 5 м.; •суммарные потери тепла в ПЗП не должны превышать 50% от первоначальной;

•для того чтобы темпы вытеснения нефти были достаточно высокими,

проницаемость пласта не должна составлять менее 0,1 мкм;

18

Метод внутрипластового горения.

Метод основан на использовании большого количества теплоты, получаемой при окислительно-восстановительной реакции тяжелых фракций нефти в пластовых условиях с воздухом и/или водой (окислитель), нагнетаемых с устья скважины. В ПЗП после вытеснения ее водой, водяным паром и газами горения остается тяжелая фракция нефти, которую используют как продукт горения. Основным преимуществом данного метода является генерирование энергии непосредственно в пласт.

Для начала реакции необходим предварительный первичный нагрев нефти с помощью забойного электронагревателя или газовой горелки. При достижении стационарного очага горения в ПЗП через специальную скважину закачивают водо-воздушную смесь или воздух. Окислитель, соединяясь с нефтью, образует углекислый газ и воду и выделяет тепло, обеспечивая процесс горения внутри ПЗП. Тепловой фронт перемещаясь по пласту, вытесняет из него нефть.

Этот метод сочетает в себе достоинства всех термических методов (вытеснения флюида паром и горячей водой, смешанное вытеснение, включая газовое за счет легких углеводородов, перешедших в газовую фазу). Процесс внутрипластового горения зависит от параметров коллектора и флюида (тип

коллектора, начальная нефтенасыщенность, пластовое давление, тип нефти и др.).

Метод внутрипластового горения разделяют на сухой и влажный.

Метод сухого внутрипластового горения заключается в закачивании воздуха в ПЗП. В этом случае фронт нагревания породы отстает от фронта горения, вследствие низкой теплоемкости воздуха по сравнению с горной породой. В итоге, основная часть тепла (от 60-80 %) используется неэффективно.

Метод влажного внутрипластового горения заключается в добавлении к

воздуху некоторого количества воды (агента с более высокой теплоемкостью).

Фронт нагревания породы перемещается в область перед фронтом горения, в

19

результате этого прогреваются обширные зоны ПЗП и возрастает эффективность метода, который находит все большее применение в мировой практике.

Метод вытеснения нефти горячей водой.

Согласно [10], основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за счет термических методов, связаны с:

- ростом доли тяжелой нефти в структуре запасов;

- разработкой инновационных эффективных методов и оборудования для добычи тяжелой нефти;

разработкой нового поколения термически стойкого внутрискважинного и устьевого оборудования;

- разработкой специальных контрольно-измерительных приборов для эффективного контроля за процессами в ПЗП при использовании термических методов.

1.2.2. Газовые методы:

Наиболее динамично развивающиеся технологии с целью ПНП с низкопроницаемыми коллекторами являются газовые методы, при которых нефть вытесняется газами (воздухом, углеводородным газом, углекислым газом, и их модификации). Их применение позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения на 5-17 % по сравнению с традиционными методами разработки нефтяных месторождений. Наиболее широко и коммерчески обоснованно газовые технологии развиваются в США, где в настоящее время действует 169 проектов [9]. При оценке возможных перспектив развития тепловых методов в России необходимо учитывать их высокую капиталоемкость, обусловленную большой стоимостью специального оборудования и необходимостью использования достаточно плотных сеток скважин, что малоэффективно при больших глубинах залегания пластов.

Метод закачки воздуха в ПЗП;

Согласно [3], данный метод основан на нагнетании воздуха в ПЗП, с последующей его трансформацией в вытесняющий агент, за счет окислительных внутрипластовых процессов, происходящих при низкой температуре. Вытесняющий агент содержит углекислый газ, азот и другие легкие углеводородные фракции.

Несомненным достоинством метода является, во-первых, использование недорого агента (воздуха). Во-вторых, отметим поддержание достаточно высокой температуры в ПЗП (свыше 65-75°С), достаточной для самопроизвольного запуска окислительных процессов в пласте. Обычно данный метод применяется на месторождениях для добычи легкой нефти.

Метод вытеснения нефти углекислым газом

Один из основных факторов, определяющих эффективность применения углекислого газа для повышения продуктивности скважин и ее вытеснения из заводненных пластов, является [3]:

• СО2 растворяется в нефти в 5-8 раз лучше, чем в воде; вследствие этого она может переходить из водного раствора во флюид, при котором межфазное натяжение газ-флюид становится достаточно низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся типу;

•при растворении в нефти вязкость ее уменьшается, что является основным механизмом при добыче высоковязкой нефти;

• при растворении С02 в нефти плотность повышается, а объем значительно увеличивается (в 1,5-1,7 раза) что является основным механизмом при добыче маловязкой нефти;

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Прокопцев, Владимир Олегович, 2015 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Задачи нефтеотдачи // Нефтесервис. 2009. - № 4. - С. 10 - 16.

2. Чееноков А. В. Что ждет сервисные компании в нефтегазовой отрасли России? // Нефть и Газ Евразия. 2008. - № 10.

3. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта // Сайт компании «neTpoc»URL: http://www.petros.ru/rus/news/?action=show&id=267 (дата обращения: 21.10.2013)

4. Сургучев Л.М. Увеличение нефтеотдачи пластов: статус и перспективы. Материалы II Международного научного симпозиума. - М.: 2009. - С. 62 - 69.

5. Oil and Gas Journal // 2010. April 19. - № 14. - P. 41 - 53.

6. Доклад «Об итогах деятельности топливно-энергетического комплекса Российской Федерации в 2009 году и задачах на 2010 г.». Заместитель Министра энергетики Российской Федерации С.И. Кудряшов.

7. Кузнецов I I.П., Музипов X. Н., Савиных Ю.А. Инновационные разработки в области добычи нефти. - М., 2010. - 120 с.

8. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - 308 с.

9. Зарубежный опыт применения тепловых, газовых, химических методов повышения нефтеотдачи пластов Сайт компании «НефтеПро» URL: http://www.neftepro.ni/publ/5 (дата обращения: 21.10.2013).

10. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. -М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2003. - 816 с.

11. Исмаилов Э.Ш. Новые разработки в биотехнологии. Сб. «Новые технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи». М., 2010. Том 19, С. 387-391.

12. Мохатаб С., Жанжакомо Л. Микробиологический метод повышения нефтеотдачи // Нефтегазовые технологии (из журнала World Oil, перевод Г. Кочеткова). 2007. - № 2, - С. 49-53.

13. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. - 639 с.

14. Гуторов АЛО. Возможности применения современных методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. -УГНТУ.-2012. -212 с.

15. Ибраимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М. Недра. 1991 - 382 с.

16. Latil М., et al. Enhanced oil recovery, G Publishin Co. Houston. 1980 - 245 p.

17. Bailey R.E. et al. Enhanced oil recovery. National Petroleum Council, Washington, 1984.

18. Lake L. Enhanced oil recovery. SPE 2010. - 414 p.

19. Муслимов P.X. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань. - Академия наук Республики Татарстан, 2005. - 688 с.

20. Забродин П.Н. и др. Вытеснение нефти из пласта растворителями. - М.: Недра. -1968. 224 с.

21. Бабалян Г.А., Б.И. Леви, А.Б. Тумасян, Э.М. Халимов. Разработка нефтяных месторождений с применением ПАВ. - М.: Недра, 1983. - 216 с.

22. Грищенко Г.Н. Применение полимеров в добыче нефти. - М.: Недра, 1976. -214 с.

23..Сургучев М.Л., Швецов В.А., Сурина В.В. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1977. - 120 с.

24. Технология гидравлического разрыва пласта. // Сайт Библиофонд. URL: http://www.bibliofond.ru/view.aspx?id=437616 (дата обращения: 21.12.2013)

25. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта. // Сайт Лекции - Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта. URL: http:// http://gendocs.ru/?page=13. (дата обращения: 21.12.2013)

26. Муслимов P.X. Современные методы повышения нефтеизвлечения:

проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. -

Казань: изд-во «Фэн» Академии наук Республики Татарстан, 2005. - 689 с.

167

27. P.P. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, P.C. Хисамов. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика. - М.: Недра - Бизнесцентр, 2004. - 292 с. .28. Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302—303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ «J1H» // Сайт BestReferat.ru. URL: http://www.bestreferat.ru/referat-178953.html. (дата обращения: 21.12.2013)

34. Дыбленко В.П. Волновые методы воздействия на нефтяные пласты с трудноизвлекаемыми запасами. Обзор и классификация. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - 80 с.

35. Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти.- М.: Недра, 1977. -154 с.

36. Кучумов Р.Я. Применение метода вибровоздействия в нефтедобыче. - Уфа: Баш. книгоиздат, 1988. - 112 с.

37. Корпев В.П. Расчет параметров гидроимульсионной обработки призабойной зоны скважин // Труды ВНИИ. - М., 1973. - Вын. 47. - С. 291-299.

38. Шамов H.A., Акчурин Х.И. Технология виброобработки как средство восстановления коллекторских свойств призабойной зоны пласта // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - 2000. - № 8-9. - С. 25-32.

39. Сургучев M.JI., Кузнецов O.JL, Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклическое воздействие на нефтяные пласты. - М.: Недра, 1975.- 184 с.

40. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 1983. - 192 с.

41. Вахитов Г.Г., Симкин Э.М. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов. - М.: Недра, 1985. - 231 с.

42. Кузнецов О.Л., Ефимова С.А., Жуйков Ю.Ф. Акустическое воздействие на призабойную зону пласта. Нефтяное хозяйство. - 1987. -№5.-С. 34-36.

43. Ю.И. Горбачев, Н.И. Иванова, A.A. Никитин, Т.В. Колесников, Э.И. Орентлихерман // Акустические методы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. II Нефтяное хозяйство 2002. - № 5. - С. 87-91.

44. P.A. Максутов, О.Н. Сизоненко, П.Л. Малюшевский Использование электровзрывного воздействия на призабойную зону // Нефтяное хозяйство. 1985. -№1. - С. 34-35.

45. Пат. 2208146 РФ, МПК Е 21 В 43/25. Способ повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта / ГИ. Васнева, В.В. Кадет (РФ). -№ 2002116154/03. Заяв. 12.06.2003; Опубл. 10.07.2003. Бюл. № 19.

46. Пат. 2256072 РФ, МПК Е 21 В 43/25. Способ интенсификации добычи углеводородов и устройство для его осуществления / А.И. Матюшин, В.В. Кадет, МД. Батырбаев (РФ). - № 2004107788/03. Заяв. 17.03.2004; Опубл. 10.07.2005. Бюл. №19.

47. Саяхов Ф.Л., Бабалян ГА., Чистяков СИ. О высокочастотном нагреве призабойной зоны скважин // Нефтяное хозяйство. 1970. - № 10. - С. 49-52.

48. ФЖ Саяхов, Р. Т. Булгаков, В.П. Дыбленко. О высокочастотном нагреве битуминозных пластов // Нефтепромысловое дело. 1980. - №1. - С. 5-8.

49. В.П. Дыбленко, И.А. Туфанов, Ф.Л. Саяхов, Р.Н. Дияшев. Создание внутрипластового фронта горения в битумных пластах с помощью ВЧ электромагнитного воздействия // Нефтепромысловое дело. 1984. - №4.- С. 7-9.

50. Чистяков СИ. О применении электромагнитного поля для интенсификации добычи высоковязких нефтей: Дис. канд. техн. наук. - Уфа: УНИ, 1973.

51. Сургучев М.Л., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклическое воздействия на нефтяные пласты. - М.: Недра. 1975.-320 с.

52. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. физико-химические процессы микропроцессы в нефтегазоносных пластах. - М.: Недра. 1984. - 330 с.

53. Кузнецов О. Л., Симкин Э.М. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в атмосфере. - М.: Недра. 1990. - 267 с.

54. Кузнецов O.JT., Симкин Э.М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействий на нефтяные пласты. - М.: Мир, 2001.-260 с.

55. Кузнецов О.Л., Ефимова С.Ф. Применение ультразвука в нефтяной промышленности. - М. Недра, 1983. - 192 с.

56. Абрамов В.О., Абрамов В.О, Артемьев В.В., Градов О.М., Коломеец Н.П., Приходько В.М., Эльдарханов А.С. Мощный ультразвук в металлургии и машиностроении. - М.: Янус-К, 2006. - 688 с.

57. Симкин Э.М. Геолого-промысловые исследования низкочастотного вибросейсмического воздействия для повышения продуктивности нефтяных пластов и ресурсов извлекаемых запасов // Геоинформатика. 1998. - № 3. - С. 3.

58. Барабанов В.Л. Низкочастотное сейсмическое воздействие на нефтяные залежи: лабораторные и натурные эксперименты, теоретические модели / Глава 3 в монографии «Физико-технические проблемы геофизики нефти и газа»/ Шулейкин В.Н., Шубик Б.М., Барабанов В.Л. M.: М.: ФЕД, 2005. - С 140 - 198.

59. Барабанов В.Л. Низкочастотное сейсмическое воздействие на нефтяные залежи: лабораторные и натурные эксперименты, теоретические модели. М. www.lica.ru. 2010. - 80 с.

60. Потапова Н.П. Исследование воздействия ультразвука на течение чистой жидкости через пористые перегородки. Акустика и ультразвук. Вып. 2. Киев.: Техника, 1966.-С. 70-76.

61. Яценко А.В. Влияние акустических колебаний на проникновение жидкости в капиллярные каналы // Коллоидный журнал. 1986. - Т.48, - №2. - С. 390-392.

62. Лакиза В.Д. Экспериментальные исследования динамического поведения газожидкостных сред в сферических оболочках при воздействии вибрации // Прикладная механика. 1995.- Т.31, - № 1. - С. 68-73.

63. Klaczak A. Interpretation of the influence of forced and self-exited vibration on heat transfer//Mechanica. 1994. - Vol. 75. - P. 1-121.

64. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов. М.: 2002. - 317с.

65. Заславский Ю.М. Изменение проницаемости пород при воздействии фильтрации // Геофизика. 2004. - № 3. - С. 40 - 44.

66. Степанова Г.С., Ненаратович T.JL, Ягодов Г.Н., Николаевский В.Н. Влияние ультразвуковых колебаний на процесс разгазирования нефти // Бурение и нефть. 2003. - №7-8. - С. 36 - 38.

67. Mousavi S.M.R., Najafi I., Ghazanfari M.H., Kharrat R., Ghotbi C. Quantitative analysis of ultrasonic wave radiation on reversibility and kinetics of asphaltene flocculation // 4-я Международная конференция и выставка «К новым открытиям через интеграцию наук». Санкт-Петербург, 5-8 апреля 2010.- С 43.

68. Васючков Ю.Ф., Павленко М.В. Подготовка низкопроницаемых угольных пластов к безопасной отработке на основе применения вибровоздействия // Горный информационно-аналитический бюллетень. 2004. - №8. - С. 301 - 312.

69. Зиннуров З.Г., Костина Л.Е., Мингалеев Н.З., Зенитова Л.Ф. Глицирин и его водные растворы - объекты акустического воздействия // Вестник Казанского технологического университета. 2004. - № 1. - С.312 - 317.

70. Biot М. A. Theory of Propagation of Elastic Waves in a Fluid-Saturated porous Solid // 1956. JASA, - Vol. 28, - № 5, - P. 168 - 191.

71. Biot M. A., Geniralized Theory of Acoustic Propagation of Propagation in Porous Dissipative Media //1956. JASA, - Vol. 34, - № 9, - P. 1254 - 1264.

72. Gurevich B, Lopatninikov S., 1995, Velosity and attenuation of elasticwaves in finely layered porous rocks // Geophys J.INT, - № 121, - P. 933-937.

73. Черский H. В., Царев В. П., Кузнецов О. Л. Влияние ультразвуковых полей на проницаемость горных пород при фильтрации воды // Доклады АН СССР, 1997. - Том 232, -№ 1, - С. 201 - 204.

74. Подалка Е. С. Ультразвук в нефтяной промышленности. 1962. Киев, Гостехиздат УССР. - 268 с.

75. Незнайко С.Ф. Изменение структурной вязкости мангышлакской нефти под действием ультразвука. Нефти и газы Мангышлака // Труды Института химии нефти и природных солей. АН КазССР. - № 6, - С. 16 - 21.

76. Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти.-М.:Недра. 1977.-154 с.

77. Неретин В.Д., Юдин В.А. Результаты экспериментального изучения влияния акустического воздействия на процессы фильтрации в насыщенных пористых средах // Вопросы нелинейной геофизики. ВНИИЯГГ. - С. 132 - 137.

78. Акуличев В. А. О росте кавитационной прочности реальной жидкости: // Акустический журнал. 1965. - № 11, - С. 719 - 723.

79. Виноградов В.А., Горбачев Ю.И., Носов В.Н., Одиноков В.П. К вопросу исследования механизмов изменения газосодержания под воздействием акустического поля // Вопросы нелинейной геофизики: ВНИИЯГГ. - С. 142-146.

80. Аркадьев Е. А., Горбачев Ю. И., Кузнецов О. JI. и др., Физические предпосылки нейтронного каротажа с акустическим воздействием.// Известия вузов. Геология и разведка. 1981.-№5.-С. 142- 146.

81. Горбачев Ю.И., Кузнецов O.JI., Рафиков Р.С., Печков А.А. Физические основы акустического метода воздействия на коллекторы. // Геофизика. 1998. -№ 4, - С. 5 - 9.

82. Mullakaev M.S., Abramov V.O., Pechkov A.A. Ultrasonic unit for restoring oil wells // Chemical and Petroleum Engineering. 2009. - P. 1 - 5.

83. Mullakaev M.S., Abramov O.V., Abramov V.O., Gradov O.M., Pechkov A.A. An ultrasonic technology for productivity restoration in low-flow boreholes // Chemical and Petroleum Engineering. 2009. - P. 1 - 8.

84. M.C. Муллакаев, В.О. Абрамов, А.А. Печков, И.Л. Еременко, В.М. Новоторцев, В.М. Баязитов, И.Б. Есипов, Д.А. Баранов, А.А. Салтыков. Ультразвуковая технология повышение продуктивности низкодебитных скважин // Нефтепромысловое дело. 2012. - № 4. - С. 25 - 32.

85. Абрамов В. О., Муллакаев М. С., Калинников В.Т., Абрамова А. В., Баязитов В. М., Есипов И. Б., Салтыков А.А., Салтыков Ю. А. Комплекс оборудования и ультразвуковая технология восстановления продуктивности нефтяных скважин // Нефтепромысловое дело. 2012. - № 9. - С. 25 - 30.

86. Vladimir О Abramov, Marat S Mullakaev, Anna V Abramova, Igor В Esipov, Yuri A Saltikov, Timothy J Mason. Ultrasonic technology for enhanced oil recovery

from failing oil wells and the equipment for its implemention // Ultrasonics Sonochemistry. 2013. - Vol. 20. - Issue 5 - P. 1289- 1295.

87. Абрамов В. О., Муллакаев М. С, Есипов И. Б., Прокопцев В.О. Ультразвуковой комплекс на основе на основе пьезокерамических излучателей и технология восстановления дебита нефтяных скважин // Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. 2013. - № 2. - С. 45-54.

88. В.О. Абрамов, М. С. Муллакаев, В.М. Баязитов, Э. О. Тимашев, С.П. Кулешов, В.О. Прокопцев. Опыт применения ультразвукового воздействия для восстановления продуктивности нефтяных скважин Западной Сибири и Самарской области // Нефтепромысловое дело. 2013. - № 6. - С. 26-31.

89. Т.К. Апасов, В.О. Абрамов, М.С. Муллакаев, Ю.А. Салтыков, Г. Т. Апасов, Р.Т. Апасов. Комплексные схемы ультразвукового воздействия на пласты Самотлорского месторождения // Наука и ТЭК. 2011. - № 6. - С. 80-84.

90. Апасов Г.Т., Апасов Т. К., Салтыков Ю.А., Апасов Р. Т., Абрамова А. В. Факторы, влияющие на эффективность при ультразвуковом воздействии на прискважинную зону пластов Самотлорского месторождения // Наука и ТЭК. 2012.-№ 6.-С. 17-20.

91. С. Веселков. Интенсификация добычи нефти. Технико-экономические особенности методов // Промышленные ведомости. 2007. - № 1.

92. Китайгородский Ю. И. Инженерное проектирование ультразвуковых колебательных систем. - М.: Машиностроение. 1982.- 43 с

93. М.С. Муллакаев, В.О Абрамов, A.A. Печков. Ультразвуковое оборудование для восстановления продуктивности нефтяных скважин // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2009. - № 3. - С .12 - 17.

94. Галлагер Р. Метод конечных элементов. Основы: Пер. с англ. - М.: Мир, 1984.- 428 с.

95 . Деклу Ж. Метод конечных элементов: Пер. с франц.- М.: Мир, 1976 - 496 с. 96. В. С. Владимиров, В. В. Жаринов. Уравнения математической физики. - М.: Физматлит, 2004. - 400 с.

97. Алтунина JI.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей физико-химическими методами // Технологии ТЭК. 2007. - №1 (32).-С. 46-52.

98. М.С. Муллакаев, В.О. Абрамов, A.B. Абрамова, В.О. Прокопцев В.О. Разработка ультразвукового скважинного комплекса и технологии восстановления дебита нефтяных скважин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. - № 2. - С. 25-31.

99. М. С. Муллакаев, В.О. Абрамов, В.О. Прокопцев. Применение ультразвуковой технологии для восстановления продуктивности нефтяных скважин Западной Сибири и Самарской области. Тезисы докладов VI Всероссийской научно-практической конференции "Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа". Томск, 24-26 сентября 2013. - С. 138-240.

100. Прокопцев В.О., Прачкин В.Г., Муллакаев М.С. Ультразвуковые технологии - перспективные и экологически безопасные методы интенсификации добычи нефти. Международная научно-практическая конференция «Актуальные проблемы экологии и охраны труда». Курск, 17 мая 2013.-С. 118-123.

101. Муллакаев М.С., Кереметин П.П., Абрамова А. В., Прокопцев В.О. Расчет ультразвуковой излучающей системы скважинного прибора ПСМС-42 // Нефтепромысловое дело. 2013. - № 4. - С. 24 - 27.

102. М. С. Муллакаев, A.B. Абрамова, Д.Ф. Асылбаев, В.О. Прокопцев. Разработка автоматизированного рабочего места для эксплуатации ультразвукового скважинного комплекса // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. - № 3. - С. 48 - 51.

103. Прокопцев В.О. Разработка АРМ для ультразвукового скважинного комплекса. Сборник статей международной научно-практической конференции «Тенденции формирования науки нового времени» Уфа, 27-28 декабря 2013. -С. 196-202.

104. Прачкин В.Г., Прокопцев В.О., Муллакаев М.С. Влияние ультразвуковой и

термической обработки на реологические свойства парафинистой нефти.

174

Международная научно-практическая конференция «Актуальные проблемы экологии и охраны труда». Курск, 17 мая 2013. - С. 133-139.

105. L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physicochemical methods at thermal-steam treatments // Oil&Gas Science and Technology. 2008. - V. 63, - №1. - P: 37 - 48.

106. JI.K. Алтунина, В.А. Кувшинов. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН. 1995,- 198 с.

107. Алтунина JI.K., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Успехи химии. 2007. - Том 76. - № 10.-С. 1034-1052.

108. Pfiffer J. Ph., Saal R. N. J. Asphaltic bitumen as colloid system // J. of Physical chemistry. 1940. - Vol. 44 - P. 139 - 149.

109. М.С. Муллакаев, В.О. Абрамов, O.M. Градов, В.М. Новоторцев, H.JI. Еременко. Исследование воздействия ультразвуковой обработки и химических реагентов на реологические свойства нефти Пузановского месторождения // Нефтепереработка и нефтехимия. 2011. - № 11. - С. 23 - 28.

110. Муллакаев М. С. Ультразвуковая интенсификация технологических процессов добычи и переработки нефти, очистки нефтезагрязненных вод и грунтов: Дис. докт. техн. наук. - Москва. 2012.-391 с.

111. Сергиенко С.Р., Таимова Б.А., Талалаев Е.И. Высокомолекулярные неуглеводородные соединения нефти. Смолы и асфальтены. М.: Наука, 1979. - 270 с.

112. Камьянов В.Ф., Аксенов B.C., Титов В.И. Гетероатомные компоненты нефтей. Новосибирск, Наука, 1983. - 238 с.

113. В.Н. Измайлова, Г.П. Ямпольская. В кн. Успехи коллоидной химии и физико-химической механики. - М.: Наука, 1992. - С. 103

114. L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, I.F.Efremov, V.V. Novgorodov. In Proceedings of the Third Symposium on Mining Chemistry. Siofok, Hungary, 1990. - P. 211

115. J. Murgich // Petrol. Sci. Technol. 2002. - Vol. 20, - P.983.

116. A. Watanabe // Surface Coll. Sci.. 1984. - Vol. 73, - P. 1.

175

117.. М.И. Гугешашвили, A.B. Инденбом, Л.И. Богуславский. В кн. Итоги науки и техники. Сер. Электрохимия. М. : ВИНИТИ, 1988. - Том 28. - С. 172-215.

118. М. Сенда, Т. Какиуши, Т.Осакаи, Т. Какутани. В кн. Итоги науки и техники. Сер. Электрохимия. М. : ВИНИТИ, 1988. - Том 28. - С. 248-304.

119. J. Reisberg, Т.М. Doscher // Producers Mon. 1956. - Vol. 21. - P- 43.

120. И.В. Писарева, A.B. Богословский, Л.К. Алтунина. В кн. Физико-химические свойства растворов и дисперсий. Новосибирск, Наука, 1992. - С. 30

121. В.А. Кувшинов, Л.К. Алтунина, Л.Ф. Генкина // Коллоидный журнал. 1985. - Том 47. - С. 279

122. Б.В. Дерягин, Н.В. Чураев. Смачивание пленки. - М.: Наука, 1984. - 160 с.

123. Н.П. Танцура, О.Г. Усьяров // Коллоидный журнал. 1981.- Том 43, - С 375.

124. N.R. Morrow // J. Petrol. Technol. 1990. - Vol. 42, - P. 1476.

125. S.Y. Yang, GJ. Hirasaki, S. Basu, R.Vaidya // J. Petrol. Sei. Eng. 2002. Vol. 33. -P. 203.

126. Муллакаев M. С., Прокопцев В.О. Разработка ультразвукового автоматизированного скважинного комплекса и сонохимической технологии повышения продуктивности скважин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2014. - № 4. - С. 37 - 45.