Исследование и разработка комплексной волновой технологии увеличения текущей нефтеотдачи (на примере Обошинского месторождения Самарской области) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Манасян Артур Эдвардович

• Манасян Артур Эдвардович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Манасян Артур Эдвардович

ВВЕДЕНИЕ

1 УПРАВЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫМИ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА - ОСНОВА УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА ДОБЫВАЮЩИХ И ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

1.1 Факторы, определяющие ухудшение проницаемости ПЗП

1.2 Эффективность различных методов обработки скважин

1.3 Влияние акустического воздействия на нефтяной пласт

1.4 Технологические средства волнового воздействия на ПЗП

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ВОЛНОВЫХ ПОЛЕЙ В ПРОНИЦАЕМЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТАХ

2.1 Волновые эффекты в насыщенных пористых средах

2.2 Глубина проникновения волн в насыщенную пористую среду продуктивного пласта

2.3 Влияние волнового поля на термодинамические процессы в призабойной зоне пласта

2.4 Влияние волнового поля на восстановление проницаемости продуктивного горизонта

2.5 Изучение динамических моделей флюидонасыщенных проницаемых сред призабойной зоны пласта

2.6 Моделирование волновых процессов в флюидонасыщенных средах90

3 ВЫБОР ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ (НА ПРИМЕРЕ ОБОШИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ)

3.1 Геологическое строение месторождения

3.2 Анализ эффективности применяемых методов

3.3 Характеристика нефтегазоносности и геологического строения продуктивных пластов

3.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения

3.5 Фильтрационно-емкостные свойства пород продуктивных пластов по лабораторным исследованиям керна

3.6 Коэффициент вытеснения нефти водой

3.7 Характеристика коллекторских свойств по данным геофизических исследований скважин

3.8 Относительные фазовые проницаемости и капиллярные давления

3.9 Запасы нефти и газа

3.10 Гидропрослушивание и индикаторные исследования

3.11 Индикаторное исследование на участке нагнетательной скважины № 70 объекта А3 Обошинского месторождения

3.11.1 Проведение промысловой части исследования

3.11.2 Интерпретация полученных результатов

4 ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПО СТИМУЛЯЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ПОВЫШЕНИЮ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ВЕРЕЙСКОГО ГОРИЗОНТА ОБОШИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ УДАРНО-ВОЛНОВЫМ МЕТОДОМ, КАК ПЕРВЫЙ ЭТАП КОМПЛЕКСНОЙ ВОЛНОВОЙ ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ И КОНЕЧНОЙ НЕФТЕОТДАЧИ (ПРОМЫСЛОВЫЙ ЭКСПЕРИМЕНТ)

4.1 Обошинское месторождение

4.2 Краткая характеристика материалов, реагентоа и устройств, планируемых к применению на Обошинском месторождении пласт А3

4.3 Применение комплексной технологии обработки призабойной зоны добывающих скважин суспензией МДК «Кварц»

4.3.1 Физико-химические основы применения суспензии МДК «Кварц» в органическом носителе

4.3.2 Технические средства и материалы необходимые для осуществления технологии

4.3.3 Технологический процесс закачки МДК «Кварц» в скважину

4.4 Применение технологии изоляции промытых зон добывающих (ТРИПС -Д) и нагнететельных (ТРИПС-Н) скважин

4.4.1 Критерии применимости технологии

4.4.2 Технические средства и материалы

4.4.3 Технологический процесс закачки композиций в скважину

4.5 Технология импульсно-ударного воздействия на продуктивный пласт

4.5.1 Описание конструкции

4.5.2 Технические средства и материалы необходимые для выполнения технологического процесса

4.5.3 Требования к скважинам, рекомендуемым к применению технологии разрыва продуктивного пласта с использованием генератора давления

4.5.4 Подготовка скважины к проведению разрыва продуктивного пласта с применением генератора давления

4.5.5 Выбор генератора давления

4.5.6 Конструкция генератора давления (Особенности применения)

4.5.7 Порядок сборки генератора давления

4.6 Технология селективной комплексной избирательной фобизации (СКИФ) пласта

4.6.1 Критерии применимости технологии

4.6.2 Технические средства и материалы

4.6.3 Подготовка к проведению технологии

4.6.4 Порядок проведения технологии

4.7 Оценка технологической и экономической эффективности

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПЛАНЫ НА ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПО ПРОМЫШЛЕННОМУ ВНЕДРЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЙ И АКТЫ ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка комплексной волновой технологии увеличения текущей нефтеотдачи (на примере Обошинского месторождения Самарской области)»

ВВЕДЕНИЕ

При наличии большого перечня технологий воздействия на терригенные нефтесодержащие пласты, проблемы разработки многих залежей в настоящее время не имеют успешного решения.

Современные представления о формировании углеводородов в недрах земли с учетом двух взаимосвязанных процессов, таких как блоковая динамика осадочного чехла и фундамента, а также термодинамика флюидных потоков, позволяют обосновать рабочую гипотезу динамического воздействия на нефтенасыщенный пласт с целью извлечения нефти из застойных зон и заблокированных участков. Волновую энергию желательно подавать непосредственно в продуктивный пласт скважинными генераторами через открытый забой.

При изучении волновых процессов в пористых насыщенных жидкостью средах при наличии неоднородности пористой среды и волновых механизмов создания дополнительных фильтрационных потоков показано, что волновое воздействие на несжимаемую вязкую жидкость приводит к возникновению течения жидкости в коллекторе, направленного в сторону увеличения пористости, т.е. из матрицы в фильтрационные каналы (или из блоков в трещины в трещиновато-поровых коллекторах), то есть что позволяет резко увеличить добычу нефти.

При исследовании фильтрационных потоков в упругом скелете с учетом диссипации в нем показано, что волновое воздействие приводит к образованию огромных эффективных средних перепадов давления. То есть созданные в такой среде волновые поля могут использоваться для очистки призабойных зон скважин, освобождению капиллярно удержанной нефти, обеспечить снижение динамической вязкости и увеличения притока нефти к забоям добывающих скважин, что позволит увеличить текущую добычу углеводородов.

Широкомасштабное внедрение волновой технологии разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений, научные основы которой созданы коллективом под руководством академика РАН Ганиева Р.Ф. может стать альтернативой гидроразрыву, что обеспечит не только повышение нефтеотдачи, но и сохранность недр и выполнение экологических требований.

Современные методы воздействия, основанные на волновых технологиях, теоретически позволяют улучшить показатели разработки и Обошанского месторождения в Самарской области. Но для успешного внедрения волновых устройств необходимо проведение значительного объема промысловых работ, включающих в себя гидродинамические и геофизические исследования, исследования выравнивания профиля приемистости, проведение обработки призабойных зон и другие.

Степень разработанности темы в такой постановке практически нулевая. Отдельные аспекты, направленные на собственно процесс извлечения углеводородов широко известно, но низкий коэффициент конечной нефтеодачи (35-40% по России) требует совершенно новых подходов.

Комплексная волновая технология увеличения текущей добычи и конечной нефтеотдачи подразделяется на два этапа:

- первый и обязательный этап связан с созданием устойчивого гидравлического канала связи продуктивного пласта с внутренней полостью добывающей или нагнетательной скважины и заключается в дренировании его приствольной части;

- второй этап предполагает использование волновой энергии для наиболее полного извлечения углеводородов из защемленных и застойных зон всего продуктивного пласта и существенного увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН).

Настоящая диссертационная работа направлена на теоретическое обоснование и промысловую проверку возможности увеличения текущей

нефтедобычи за счет волновых эффектов в пористой проницаемой среде и разработку технологических решений первого этапа осуществления комплексной волновой технологии на опытном полигоне Обошинского месторождения Самарской области.

Цель работы: Повышение производительности добывающих и нагнетательных скважин путем внедрения волновых технологий.

Основные задачи исследований

1. Анализ состояния проблемы разработки продуктивных пластов при эксплуатации скважин Обошинского месторождения с точки зрения управления фильтрационными характеристиками продуктивного пласта.

2. Анализ теоретических исследований процессов распространения волновых полей в проницаемых нефтенасыщенных средах.

3. Обоснование выбора объекта для проведения промысловых испытаний первого этапа комплексной волновой технологии увеличения текущей нефтедобычи.

4. Проведение и анализ результатов промысловых экспериментальных исследований на выбранном объекте.

Научная новизна работы

1. Научно обоснована концепция использования волновой энергии в технологиях повышения извлечения углеводородов из застойных зон и заблокированных участков пластов-коллекторов.

2. Теоретически показано, что при волновом воздействии на пористую среду, содержащую несжимаемую вязкую жидкость возникает течение этой жидкости, направленное в сторону увеличения пористости, т.е. из матрицы в фильтрационные каналы (или из блоков в трещины в трещииных коллекторах), что резко увеличивает добычу углеводородов.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. На основе анализа результатов теоретических и промысловых исследований подтверждена возможность увеличения дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин путем разработки и применения

комплексной волновой обработки призабойной и удаленной флюидонасыщенных зон продуктивных пластов Обошинского месторождения Самарской области.

2. Разработана комплексная волновая технология (первый этап), включающая: технологию импульсно-ударного воздействия на продуктивный пласт, технологию селективной комплексной избирательной фобизации (СКИФ) пласта, технологию обработки призабойной зоны добывающих скважин суспензией МДК «Кварц», технологии изоляции промытых зон добывающих (ТРИПС-Д) и нагнетательных (ТРИПС-Н) скважин.

Методология и методы исследований

Объективный анализ геолого-промыслового материала при выборе объекта исследования, гидродинамические исследования, геофизические методы исследования, трассерные исследования, численное моделирование, статистический анализ и обобщение на основе планирования и обработки результатов наблюдения.

Положения, выносимые на защиту

1. Теоретическое обоснование методов повышения текущей и конечной нефтеотдачи при реализации эффектов теории нелинейной волновой механики многофазных сред, таких как ускорение течения жидкости в пористой среде и резонансные эффекты в призабойной зоне скважины;

2. Научно обоснованный выбор объекта промысловых испытаний технологий с использованием указанных эффектов;

3. Результаты промысловых испытаний первого этапа комплексной волновой технологии увеличения текущей нефтедобычи включающей: технологию импульсно-ударного воздействия на продуктивный пласт, технологию селективной комплексной избирательной фобизации (СКИФ) пласта, технологию обработки призабойной зоны добывающих скважин

суспензией МДК «Кварц», технологии изоляции промытых зон добывающих (ТРИПС-Д) и нагнетательных (ТРИПС-Н) скважин.

Степень достоверности и апробация результатов работы

Достоверность результатов работы подтверждена геофизическими и гидродинамическими исследованиями скважин подвергнутых волновой обработке.

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались:

- в рамках работы секции «Добыча и переработка углеводородов, химия» на выставке «Нефтедобыча. Нефтепереработка. Химия» (Самара, 2015);

- на конференции «Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных и газовых месторождений», посвященная памяти Н.Н. Лисовского, ФГУП ВНИГНИ (Москва, 2015);

- на выездном совещании ЦКР (Самара, 2014);

- на семинаре «Стратегия развития геологоразведочных работ на углеводородное сырье и методы изучения нефтегазоносности перспективных регионов российской федерации», ООО «ВНИГНИ-2» (Москва, 2014);

- на совещании посвященной теме добычы и переработки углеводородов, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Москва, 2015);

- на постоянно действующих научных семинарах НЦ НВМТ РАН (Москва, 2013-2015).

1 УПРАВЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫМИ ХАРАКТЕРИСТИКАМИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА - ОСНОВА УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТА ДОБЫВАЮЩИХ И ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ

СКВАЖИН

1.1 Факторы, определяющие ухудшение проницаемости ПЗП

Динамика показателей работы скважин свидетельствует, что фильтрационная характеристика может ухудшаться вследствие блокирующего действия столба воды, оставшегося на забое скважин после их освоения или появляющегося в связи с их обводнением и ухудшением проницаемости ПЗП.

Факторы ухудшения проницаемости ПЗП делятся на четыре группы

[96]:

- механическое загрязнение;

- разбухание пластового цемента при контакте его с водой;

- физико-химическое воздействие;

- термохимическое воздействие.

К причинам, обусловливающим механическое загрязнение ПЗП, относятся [17]:

- засорение пористой среды ПЗП частицами бурового или промывочного раствора при бурении или ремонте скважин. Глубина проникновения глинистых частиц в песчаниках в зависимости от размеров фильтрационных каналов колеблется в пределах 1-20 мм [62];

- впрессовывание в поровую среду зерен породы, разрушаемой долотом при бурении;

- насыщение слоя породы вокруг забоя глиной или тампонажным цементом в процессе крепления скважин;

- заполнение трещин глинистым или тампонажным раствором [56,

- закачивание для поддержания пластового давления в пласт воды загрязненной илистыми частицами. Проницаемость ПЗП в этих случаях снижается иногда в 10 раз и более [56];

- насыщение коллоидно-дисперсными частицами при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спускоподъемных операций [19];

- ухудшение проницаемости ПЗП во время эксплуатации скважин вследствие кольматации минеральных частиц, приносимых жидкостью из удаленных зон пласта.

Ухудшение проницаемости ПЗП вследствие действия пресной воды на цемент и скелет породы обусловлено [96]:

- проникновением в фильтрат бурового раствора или воды при капитальном ремонте скважин;

- закачкой воды в пласт для поддержания пластового давления;

- закачкой в пласт сбросовой жидкости;

- прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в продуктивный пласт;

- прорывом воды из нагнетательной скважины в ПЗП или проникновением ее в эту зону в результате капиллярных процессов.

Также ухудшение проницаемости пласта происходит и в результате следующего:

- при контакте пресной воды с некоторыми минералами может произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов;

- при большом объеме проникшего в пласт фильтрата возможно растворение, перенос и переотложение солей, а также отложение их из высокоминерализованного фильтрата;

- при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор могут попасть частицы минералов с высокой степенью разбухания. В химически обработанном буровом растворе разбухание их происходит

медленно. После вдавливания указанных частиц в поры или трещины ПЗП происходит полное разбухание и значительное увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор [56].

К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся:

- проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовым флюидом;

- возникновение капиллярного давления, которое появляется при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой 0 < 90° избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания 0 > 90° оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте, сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП. [42]. Если диаметр капель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходит перекрытие их и ухудшение проницаемости;

- образование на поверхности пор нерастворимых в нефти адсорбционно-сольватных оболочек, обладающих высокой прочностью, имеющих аномально высокую вязкость по сравнению с объемной нефтью, создающих дополнительные сопротивления при течении жидкости вследствие уменьшения эффективного диаметра поровых каналов [48].

- образование эмульсии в гидрофобной, на поверхности раздела нефть-вода и крупнозернистой среде, в основном в трещинах. Пленки из сконцентрированных асфальтосмолистых веществ нефти исключают возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор или участков пористой среды. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде. Глобулы с повышенной прочностью поверхностной пленки создаются прилипшими к пленке микроскопическими твердыми

частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностно-активными веществами. Эмульсия продавливается в крупные поры и трещины ПЗП, в результате чего ухудшается фильтрационная характеристика ПЗП [42];

- гидрофильная коагуляция, обусловленная электролитами, содержащимися в глинистых суспензиях, особенно в естественном промывочном растворе. Щелочные электролиты, натриевые соли, сода и полифосфаты после обменной адсорбции ионов вызывают сильную гидратацию частиц глины.

- вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора, который, как правило, обрабатывается различными химреагентами;

- ухудшение в нагнетательных скважинах проницаемости в начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованных пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания;

- адсорбция на скелете породы ПЗП масляных веществ из бурового раствора, происходящая при вскрытии продуктивного водоносного пласта водозаборной скважиной.

К группе термохимических факторов, которые приводят к ухудшению проницаемости при изменении термодинамического равновесия в ПЗП, относятся [19, 22, 68]:

- отложение парафина на скелете пласта в залежах с низкой пластовой температурой. Процесс этот происходит при охлаждении ПЗП во время вскрытия пласта, длительной эксплуатации скважины и при закачке воды в пласт [55];

- проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильноминерализованных вод и последующее охлаждение их, способствующее отложению солей и ухудшению проницаемости ПЗП;

- образование гидратов в газовых скважинах.

Из всех перечисленных факторов ухудшения проницаемости ПЗП наиболее существенными являются: механическое загрязнение пористой среды, разбухание пластового цемента при его контакте с водой и отложение парафина на скелете пласта в залежах с низкой пластовой температурой.

В лаборатории математического моделирования процессов фильтрации Казанского научного центра разработана новая математическая модель переноса дисперсных частиц различного размера водой при двухфазной фильтрации. Предполагается, что частицы характеризуются функцией распределения частиц по размерам. Разработан алгоритм решения таких задач на основе конечно-элементного метода контрольных объемов. Исследовано влияние осаждения твердых частиц в пористой среде с закупоркой отдельных поровых каналов на изменение фильтрационно-емкостных параметров пласта.

Исследования подтвердили, что при определенных соотношениях параметров и свойств пластовой системы закупорка поровых каналов оказывает существенное влияние на снижение продуктивности нефтяных пластов. Доказано также, что представление частиц одним характерным размером может приводить к существенным отклонениям в результатах. Так, время прекращения фильтрации (полного закупоривания пласта) может отличаться на 100% [74-76].

1.2 Эффективность различных методов обработки скважин

Производительность нефтяных скважин зависит главным образом от гидропроводности, являющейся функцией проницаемости пласта и вязкости нефти [21].

При кислотной и термокислотной обработке в нефтяные скважины по заливочным трубам через реакционный наконечник, загруженный магнием (25-40 кг), закачивают 3-5 т 15%-ной ингибированной соляной кислоты (из

-5

расчета 0,5 м HCl на 1 м трещины продуктивного пласта и 1 кг магния на

100 л кислоты). Аналогично проводят обработку нагнетательной скважины с той лишь разницей, что в качестве промывочной и продавочной жидкости в нефтяной скважине применяют нефть, а в нагнетательной скважине - воду [27].

Особенно эффективными были первые кислотные обработки нефтяных скважин «старых» месторождений. Практика применения кислотных обработок показала, что их успешность снижается с увеличением числа проводимых обработок в одной скважине, а также с увеличением интервала обрабатываемой толщины пласта. Наиболее частая причина неудачных обработок - несоответствие технологии кислотного процесса геолого-эксплуатационной характеристике скважины и уход части кислоты в хорошо проницаемые участки ПЗП. При этом часть продуктивного пласта в непосредственной близости от ствола скважины остается необработанной.

На эффективность кислотных обработок существенно влияет своевременный пуск скважин в эксплуатацию после проведения процесса. При длительной задержке ввода скважины в эксплуатацию, особенно при наличии пластовой воды, из продуктов реакции выпадают осадки и вновь закупоривают поры коллектора [16].

В качестве продавочных жидкостей используют, как правило, водные растворы ПАВ и техническую воду. Однако при всех условиях целесообразнее использовать нефть или специальные растворы на нефтяной основе, например, гидрофобно-эмульсионные. При попадании в пласт воды происходит гидратация (набухание) глинистых частиц, что приводит к значительному снижению эффективности кислотной обработки. Кроме того, при попадании воды в нефтеносную часть ПЗП изменяется отношение фазовых проницаемостей - резко уменьшается фазовая проницаемость по нефти и увеличивается по воде [27].

Скважины с использованием пенокислот обрабатывают с 1976 года. От аэрированной соляной кислоты пенокислота отличается тем, что с целью снижения скорости реакции HCl с породой, уменьшения коррозионного

воздействия ее на металл и улучшения очистки поровых каналов от продуктов реакции кислоты с металлом и породой, кислоту перед аэрацией предварительно обрабатывают ПАВ [27].

Многолетний опыт применения пенокислотной обработки показал ее высокую эффективность, особенно в первые годы внедрения. Аналогично соляно-кислотным обработкам эффективность пенокислотной обработки из года в год снижается. Пенокислотную обработку применяют только на скважинах с карбонатными коллекторами [18].

Гидравлический разрыв пласта стали широко применять с 1961 года. Часто наблюдались случаи увеличения дебита в десятки раз. При этом рост дебитов не зависит от количества закачанного в пласт песка [34].

Гидроразрыв как метод интенсификации добычи нефти в условиях месторождений с терригенными коллекторами оказался одним из самых эффективных. Однако в последние годы его применяют все реже, поскольку стали чаще применять менее трудоемкие методы воздействия на ПЗП -термогазохимическое воздействие, а также тем, что они малоэффективны на старых, истощенных месторождениях, разрабатываемых без поддержания пластового давления [26, 115].

Термогазохимическое воздействие - сравнительно новый метод интенсификации добычи нефти и закачки воды в пласт путем разрыва и прогрева его пороховыми газами. Разновидности термогазохимического воздействия отличаются по типам, составу, числу зарядов, способу из доставки до обрабатываемого пласта, конструкцией аппаратов для спуска зарядов в скважину и временем их горения. Доставку осуществляют через НКТ, в контейнерах, самотеком по трубам или другими способами.

Однако и пороховые генераторы имеют недостатки, заключающиеся в опасности разрыва колонны, так как при взрыве пороха создаются высокие давления. Наиболее благоприятными объектами для разрыва пласта давлением пороховых газов служат скважины, находящиеся в начальной стадии эксплуатации, с высокими пластовыми давлениями и низкой

продуктивностью, а лучшие результаты получаются при разрыве неоднородных пластов, когда прискважинная зона засорена при бурении, освоении и эксплуатации скважин, скважина низкодебитная, но расположена вблизи объектов с высокой продуктивностью [115].

Прокачку горячей нефти и паропрогрев применяют в течение многих лет для прогрева ПЗП и депарафинизации труб в нефтяных скважинах. Прокачка горячей нефти с температурой 80-100°С на входе в скважину позволяет очистить НКТ, в лучшем случае - промыть забой, но существенного влияния на очистку призабойной зоны не оказывает. Однако благодаря своей простоте он находит широкое применение, особенно на истощенных месторождениях, где другие методы оказываются безрезультатными.

Существуют два вида электронагревательных устройств для обработки ПЗП: так называемые погружные или глубинные и наземные, расположенные у устья скважины. Использование последних, как показали исследования, для подогрева теплоносителей (воздух, газы, пар, вода и т. д.) и последующего введения их в пласт малоэффективны и экономически не оправданы вследствие многих причин (значительной глубины залегания пластов, а значит и значительных потерь тепловой энергии теплоносителей и т.д.) [54].

Применение погружных электронагревателей требует длительных простоев скважин, что приводит к потерям нефти, которые зачастую не могут быть компенсированы приростом добычи, достигнутым в результате обработок. Кроме того, установки ненадежны в эксплуатации. В особенности уязвимым местом был кабельный ввод, который при высоких температурах терял герметичность [54, 68].

Перспективен новый, диссипативный способ обработки скважин, при котором в качестве генератора теплоты используют погружной электронасос, вся потребляемая мощность которого рассеивается в виде тепловых потерь [68].

Обработка скважин растворителями применяется с 1971 года на старых истощенных месторождениях. В скважину закачивают бензин, конденсат или дизтопливо от 3 до 12 т. для растворения асфальто-смолистых отложений ПЗП. Практиковались методы обработки скважин бензино-нефтяной смесью с ПАВ и препарата МЛ-72, но положительных результатов при этом получено не было, иногда дебит после таких обработок уменьшался [31, 73, 80, 115].

Результативность этого способа была бы значительно выше при комплексном его использовании с последующей закачкой в пласт кислотных растворов. Вследствие дефицита бензина, дизтоплива и конденсата на нефтяных скважинах обработка скважин углеводородными растворителями резко сокращена, хотя значительно повышает эффективность обработки скважин на истощенных месторождениях.

Суть способа нестационарного воздействия на нефтяные пласты заключается в создании нестационарного состояния посредством повышения и снижения давления нагнетания (объемов закачиваемой воды) в скважинах в определенном порядке. Остановка и пуск скважин под закачку осуществляется на устье перекрытием задвижек. Эксперимент показал положительный результат, заметно снизил обводненность, дал прирост нефтеотдачи [92].

Развитие методов увеличения добычи нефти путем сейсмической интенсификации представляет интерес, но результаты исследований пока противоречивы. Полагают, что вибрация коллекторской породы облегчает добычу благодаря уменьшению капиллярных сил, уменьшению слипания между породой и жидкостью, стимулированию группированию нефтяных капелек в «потоки», которые движутся вместе с водой. Рассмотрено влияние на добычу нефти землетрясения [60].

Для объяснения влияния вибрации созданы многочисленные теории: изменения в гравитационных капиллярных силах, таких как фаза смачивания, относительная проницаемость, капиллярная дисперсия нефти, минерализация

реликтовых вод, уменьшение вязкости, повышение температуры, зависимость от частоты и интенсивности, влияние упругости, резонансные и доминирующие частоты. В.Н. Николаевский и др. предложили генерировать ультразвуковые колебания сейсмическими волнами [2]. О разработанной российскими учеными технологии вибросейсмического ударного воздействия методом возбуждения вибрации с поверхности писали как об успешно реализованной [11]. Упругие волны вызывают ускорение процесса фильтрации, большее накопление рассеянных пузырьков нефти, газа и ускорение гравитационного расслоения газа, нефти и воды [2].

В Китае испытания были направлены на изучение влияния вибрации на образцы породы в процессе заводнения [8, 9]. Смачиваемость нефтенасыщенного керна может быть увеличена с помощью звуковых колебаний, благодаря чему возрастает извлечение нефти во время заводнения [10]. Теоретическая попытка создать совместимую модель распространения волн в пористых средах с искусственной вибрацией представлена Ван Феем и др. [15]. Подтверждения эта модель не получила [30].

В Канаде достигли успеха увеличения выхода нефти методом пульсации давления. Исследования Спаноса, Дюссо и др. были проведены, чтобы объяснить теорию расширения потока при пульсации давления [6, 14]. Они ввели концепцию диффузии пористости, вызванной высокоамплитудными волнами сжатия. Они рассмотрели модель пористых сред Био-Гауссмана и их производные - модели пористых сред Де ла Круза-Спаноса, полагая пористость динамической переменной.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Манасян Артур Эдвардович, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Badretdinova E.R., Khairullin M. Kh. Determination of filtration parameters of stratified reservoir by the method of regularization // Abstracts of the International Conference dedicated to P.Ya.Polubarinova-Kochina "Modern approaches to flows in porous media". Moscow, 1999. P.II-1-II-3.

2. Belonenko V.N. "Vibro seismic technology for increasing hydrocarbon bed recovery" New Technologies for the 21st Century. Join English/Russian Magazine, Vol. 4, 2000. p. 14.

3. Beresnev I.A. et.al. "Elasticwave stimulation of oil production: A review of methods and results". Geophysics. Vol. 59, No. 6, June 1994.

4. Biot M. A. «Michanics of deformation and acoustic propagation in porous media», J. Appl. Phys., v.33, N 4, 1962, p.230.

5. Biot M. A. «Theory of propagation of elastic waves in a fluid -saturated porous solid», part I, II J. Acoust Soc. Amer., v.28, N 2, p.101 -106, 1966.

6. Dusseault M.B. et. al. "Removing mechanical skin in heavy oil wells". SPE International Symposium on Formation Damage, Lafayette, Louisiana, SPE 58718, Feb. 23-24. 2000.

7. Herts H. «Zeitchrift fur reine und angewandete». Mathematic, Berlin, 1981, p.230.

8. Jiangou M, rt. al. "Increasing the water flood recovery effeciency of cover by mechanical vibration", Xi An Shi You Xue Yue Bao, Vol. 12, No. 4, p. 19. July 1997.

9. Ling Y. et. al. "Effect of mechanical vibration on the capillary pressure curve and the wettability of a core". Vol. 12, No. 5, Sept. 1997. p. 23.

10. Mingyuan L. et. al. "The study of oil recovery by water flooding with sound vibration", Petroleum Science, Vol. 2, No. 1, March 1999. p. 48.

11. Nikolaevswkiy V.N. "Residual oilreservoir recovery with seismic vibrations", SPE Production & Facililies. May 1996. p. 89.

12. Pan Y. "Reservoir analysis using intermediate frequency excitation". PhD dissertation, Stanford University, August 1999.

13. Sharma A. et. al. "Seismic stimulation of oil production in mature reservoirs". Am. Assoc. Petrol. Geol. Annual Convention, Extended. Vol. 2, 1998. p. 591.

14. Spanos T.J.T. et. al. "Pressure pulsing at the reservois scail: A new EOR approach" presented at the CIM Conference, Calgary, Canada, June 1999.

15. Wenfei Z. et.al. "Coupling wave propagation model through porous media in artifical vibration oil producing". Ssi You Zuan cai Gong Yi, Vol. 19. No. 1, 1997. p. 60.

16. Аветисов А.Г., Бондарев В.Н., Булатов А.И. и др. Оптимизация процессов промывки и цементирования скважин. М.: Недра, 1980. 216с.

17. Азимов Р.А., Коршунов Г.И., Приходько Ю.Н. Комплексная характеристика гидродинамических явлений с учетом особенностей геологической структуры / Народное хозяйство Республики Коми. № 2, 1998. С.23-26.

18. Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин М.: Недра, 1975.

19. Амиян В.А., Васильева Н.П. Вскрытия и освоение нефтегазовых пластов. М.: Недра, 1972. 306с.

20. Ананьев С.А., Яхшибеков Ф.Р., Быков В.В., Горгоц В.Д. Применение технологии химической кольматации при бурении скважин на месторождениях Республики Саха (Якутия) Раздел: Архив журнала / 2013 / Январь / Бурение скважин.

21. Андреев В.В. Справочник по добыче нефти / К.Р.Уразаков, В.У.Далимов и др.; Под ред. К.Р.Уразакова. 2000. 376с.

22. Антониади Д.Г. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. М.: Недра, 1995. 313с.

23. Аржанов А.Ф., Кузнецов Р.Ю. Строительство скважин многофункционального назначения. - Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2004 -225 С.

24. Ахметов А., Телин А., Глухов В., Мавлетов М., Силин М., Гаевой Е., Магадов Р., Хлобыстов Д., Байкова Е. Особенности течения высококонцентрированных обратных водонефтяных эмульсий в трещинах и пористых средах // Технологии ТЭК. ИД «Нефть и Капитал». №4, 2003. - С. 54-58.

25. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. : 1960, Основы теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах, ПММ 24(5), 1286-1303.

26. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Учеб. для вузов. М.: Недра, 1990. 427с.

27. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Ребченко В.И. Технология промывки скважин. М.: Недра, 1980.

28. Буторин О.О. Увеличение приемистости нагнетательных скважин в осложненных условиях технологией глубокой очистки призабойной зоны пласта. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2005.-№10.-С.44-46.

29. Вафин Р.М., Буренков А.И., Салтыкова А.А., Паньков С.А., Чуркин В.А., Нечаева О.А. Выбор бурового раствора для проводки скважин в осложненных горно-геологических условиях Раздел: Архив журнала / 2013 / Январь / Бурение скважин.

30. Вестермарк Р.В., Бретт Дж.Ф., Мелони Д.Р. Интенсификация притока вибрационным воздействием на забой скважины для увеличения отбора нефти. / Нефтегазовые технологии. 2002, №3.

31. Власов С.А., Краснопевцева Н.В., Каган Я.М., Полищук А.М. Применение биополимеров для повышения нефтеотдачи/ Нефтяное хозяйство, 2002. №8.

32. Возный П.А, Чураев Н.В. Термоосмотическое течение воды в пористых стеклах. Коллоидный журнал, т. XXXIX, 1997, № 3. С.438-443.

33. Волькенштейн Ф.Ф. Электронные процессы на поверхности полупроводников при хемосорбции. М.: Наука, 1987. 431с.

34. Гавура В.Е. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей // В. В. Исайчев, А. К. Курбанов и др.; ГП "Роснефть", РМНТК "Нефтеотдача". М.: Всерос. НИИ орг., управления и экономики нефтегазовой пром-сти, 1994. 344с.

35. Газизов А. Ш., Газизов А. А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах = : Increase of field development efficiency by restricting water flow in the formations. М.: Недра, 1999. 284с.

36. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 639 с.

37. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев В.С. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование, М: Геоинформмарк, 2000.

38. Ганиев Р.Ф. Волновая техника и технология. Научные основы, промышленные испытания и их результаты, перспективы использования. М.: Издательская фирма «Логос», 1993, 127 с.

39. Ганиев Р.Ф. Колебательные явления в многофазных средах и использование в технике и технологии. Киев. Издательство «Техника», 1980, 203 с.

40. Ганиев Р.Ф., Украинский Л.Е. Нелинейная волновая механика и технологии. Волновые и колебательные явления в основе высоких технологий. - М: Научно-издательский центр «Регулярная и хаотическая динамика», 2011. - 780 с.

41. Герасимов А.В. и др. Технология и техника добычи природных углеводородов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. - С.299.

42. Городнов В.Д. Методика определения набухания глин / В кн.: Разработка газовых и конденсатных месторождений. М.: Недра, 1970. 104с.

43. Добрынин В. М. и др. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 52с.

44. Дополнение к проекту разработки Обошинского месторождения. Уфа, ООО НПО «Нефтегазтехнология», 2010 г.

45. Жеребцов Ю.Е., Жеребцова Е.П., Ибрагимов Г.З, Телин А.Г., Хисамутдинов Н.И., Исмагилов Т.А. Новый подход к увеличению продуктивности и снижению обводненности скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство, 1998, № 7. - С. 26-27.

46. Зайцев М.В. Влияние термокольматации околоскважинных зон на производительность скважин Раздел: Архив журнала / 2011 / Февраль / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

47. Замахаев В.С. Переходные процессы в пластах при первичном вскрытии и их влияние на освоение скважин / Журн. «Бурение», Специальное приложение к журналу «Нефть и Капитал» № 2, С. 11-14.

48. Замахаев В.С. Физические основы планирования импульсно-волнового воздействия на нефтегазовые пласты. Нефтеотдача 2002, №5.

49. Золотарев П.П., Николаевский В.Н. Термодинамический анализ нестационарных процессов в насыщенных жидкостью и газом деформируемых средах. Труды Всесоюзного научно-исследовательского института нефтяной и газовой промышленности. №1, 1966. с.78.

50. Ивакин Б.Н., Кузнецов О.Л., Кайданов Э.П. К методике численного решения прямой геофизической задачи при акустическом каротаже. В сб. трудов Всесоюзного научно-исследовательского института ядерной геофизики и геохимии, вып.18, 1973, с.26.

51. Иванников В.И., Кузнецов О.Л., Кузнецов Ю.И, Медведев Р.В., Семашко С.В., Чахмахчев В.Г. Влияние плотности бурового раствора на устойчивость стенок сверхглубокой скважины. (Опыт проходки Кольской СГ-30) М, ВНИИгеоинформсистем, 1989.

52. Исаакович М.А.: 1973, Общая акустика, М.: Наука.

53. Калашников Н.В., Черникин В.И. Вибропрогрев вязких нефтепродуктов. М.: «Недра», 1961, 120с.

54. Каплан Л.С., Семенов А.В., Разгоняев Н.Ф. Развитие техники и технологий на Туймазинском месторождении. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998. 416с.

55. Киинов Л.К. Разработка месторождений парафинистых и вязких нефтей в Западном Казахстане. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. 149с.

56. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов // Самара: Кн. изд-во, 1996. 437с.

57. Кузнецов О.Л., Рукавицын В.Н., Цлав Л.З. Оценка кинематических и динамических параметров упругих волн частотным методом в обсаженных скважинах для разделения водоносных и нефтеносных пластов. В сб. Ядерно-геофизические и геоакустические методы выделения продуктивных пластов в обсаженных скважинах «Недра», М., вып. 11, 1972, с.150. Труды Всесоюзного научно-исследовательского института ядерной геофизики и геохимии.

58. Кузнецов О.Л., Сергеев Л.А. Акустические свойства насыщенных зернистых сред. Труда Акустического института, вып. XI, М., 1970, с.109.

59. Кузнецов О.Л., Сергеев Л.А., Симкин Э.М. О возникновении вынужденной конвекции в насыщенных песках под действием звукового поля. - «Журнал прикладной механики и технической физики», №3, 1968, с.97.

60. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М., Чилингар Дж. Физические основы вибрационного и акустического воздействий на нефтегазовые пласты. М.: Мир, 2001. 260с.

61. Кутырев Е.Ф., Каримов А.А., Кутырев А.Е. Об особенностях нестационарных процессов в нефтяном пласте Раздел: Архив журнала / 2011 / Январь / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

62. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997. 396с.

63. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Госиздат. физ. мат. лит., 1959. 700с.

64. Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. Уфа: Башнипинефть, 2003. - 236 с.

65. Люстрицкий В.М. Влияние дисперсности на вязкость нефтеводяных эмульсий//Нефтепромысловое дело, 1997, № 10-11. С. 35-37.

66. Ляховицкий Ф.М. Упругие свойства зернистых сред. М., Московский государственный университет, 1975, 120с.

67. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949.

68. Мингулов Ш.Г. Технология освоения глубокозалегающих коллекторов за счет тепловой обработки глубинными диссипаторами гидравлической энергии / Дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. СПб, 2001.

69. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Степанова Г.С. и др. Эффект изменения давления насыщения пластовых жидкостей при акустическом воздействии. - Нефтяное хозяйство», №2, 1974, с.42.

70. Мирзаджанзаде А.Х., Огибалов П.М., Керимов З.Г. Термо-вязко-упругость и пластичность в нефтепромысловой механике. М.: «Недра», 1973. 276с.

71. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. Казань. Изд-во Казанского ун-та, 2002, 596 с.

72. Муфазалов Р.Ш. Реактивно-акустическая технология бурения глубоких горизонтальных скважин Раздел: Архив журнала / 2011 / Январь / Бурение скважин.

73. Нагимов Н.М., Шарифуллин А.В., Козин В.Г. Коллоидно-химические свойства углеводородных растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений/ Нефтяное хозяйство, 2002. №11.

74. Никифоров А.И., Анохин С.В., Тимошенко И.Е. О моделировании вытеснения нефти водой из пластов с изменяющейся структурой порового пространства // Актуальные проблемы механики сплошной среды. К 10-летию ИММ КазНЦ РАН. Казань: Институт механики и машиностроения КазНЦ РАН, 2001. С.84-99.

75. Никифоров А.И., Никаньшин Д.П. Моделирование переноса твердых частиц фильтрационным потоком // ИФЖ, 1998. т. 71. № 6. С.971-975.

76. Никифоров А.И., Никаньшин Д.П. Перенос частиц двухфазным фильтрационным потоком // Математическое моделирование, 1998. т. 10. № 6. С.42-52.

77. Николаевский Н.В. и др. Механика насыщенных пористых сред. М.: «Недра», 1970, 384 с.

78. Нурмухаметов Р. С., Кандаурова Г. Ф., Юнусов Ш. М., Исмагилов Т. А., и др. Селективная изоляция водопритока в добывающих скважинах в трещиновато-поровых карбонатных коллекторах с использованием реагента Дисин // Нефтепромысловое дело. - 2004. - №12. -С.33-35.

79. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К. и др. Регулирование фильтрационных характеристик пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения/ Нефтяное хозяйство, 2002. №2.

80. Павлычев В.Н., Прокшина Н.В. Уметбаев В.В., Волочай Ю.М. Эффективность применения растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений на промыслах АНК ''Башнефть''/ Нефтяное хозяйство, 2002. №12.

81. Патент РФ № 1700207. Способ очистки скважины от отложений в процессе эксплуатации / Ф.Г.Велиев, Р.А.-И. Курбанов, Э.Н.Алиев.

82. Патент РФ № 2175718. Скважинное оборудование для обработки призабойной зоны пласта и гидродинамический генератор колебаний расхода для него / В.П.Дыбленко, Е.Ю.Марчуков, И.А.Туфанов и др.

83. Патент РФ № 2211316. Россия. МПК Е21 В43/22. Дисперсный гелеобразующий состав для разработки нефтяных месторождений заводнением / Ломовский О.И., Фадеев Е.И. Опубл. 27.08.2003 г.

84. Патент РФ № 2266403, Е21 В 43/25. Способ глубокой очистки призабойных зон нефтяных скважин / Репин Д.Н., Буторин О.О., Ерилин С.А. и др. - Опубл. 20.12.2005. - Бюл. № 35.

85. Патент РФ № 2280669. Россия. МПК С09К 8/42. Щелочной состав на основе торфа для вытеснения нефти, изоляции притока пластовых вод и перераспределения потоков нефтевытесняющей воды / Белоусов Б.И., Гусев С.В. и др. Опубл. 27.07.2006 г.

86. Политов А., Ломовский О., Телин А., Хлебникова М., Сермягин К. Новый подход к производству силикатных тампонирующих материалов в промысловых условиях // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. - 2002. -№4. - С. 46-48.

87. Политов А.А., Голубкова Г.В., Таранова И.В., Ломовский О.И., Мамылов С.Г., Сермягин К.В., Хлебникова М.Э., Телин А.Г.. О влиянии механической активации на процесс растворения некоторых видов силикатов в разбавленных щелочных растворах // Башкирский химический журнал. 2001. - Т.8, № 3. - С.59-62.

88. Проект разработки Обошинского месторождения Куйбышевской области. Куйбышев, «Гипровостокнефть». - 2003 г.

89. РД 153 - 39 - 007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. - Москва, 1996.

90. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: «Недра», 1972, 275с.

91. Рукенштейн Э. К вопросу о коэффициенте массо и теплоотдачи в случае турбулентного движения. - «Журнал прикладной химии», т.36, №5, 1963, с.104.

92. Сборник докладов молодых ученых и специалистов на XVIII творческой конференции АНК «Башнефть» Уфа, 2000. 70с.

93. Свалов А.М. Механика процессов бурения и нефтегазодобычи. -М.: Книжный дом «ЛИБРОКОМ», 2013. - 256 с.

94. Семенова Н.Г. Экспериментальные исследования процесса установления акустических течений. В сб. VI Всесоюзной акустической конференции, 1968, Б.4.5, с.75.

95. Сергеев Л.А., Кузнецов О.Л. О различии акустических свойств водо-, нефте- или газонасыщенных коллекторов. В сб. «Термические методы повышения нефтеотдачи». Всесоюзный научно-исследовательский институт организации и экономики нефтегазовой промышленности, 1967, с.93.

96. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. 256с.

97. Старковский А.В. Комплексное применения физико-химических технологий воздействия для увеличения нефтеотдачи пластов Раздел: Архив журнала / 2011 / Май / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.

98. Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Ахметов Н.З., Смыков В.В., Хисамутдинов А.И. Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство, 2001, № 8, 69-74.

99. Течения в пористых средах: физика, модели, вычисления /Рос. АО «Газпром», Информ.-реклам. центр газовой пром-сти. М.: ИРЦ Газпром, 1997.

100. Фролов А.И., Салихов М.М., Фархутдинов Г.Н., Сергеев В.М., Фархутдинов Р.М., Буторин О.И. Экспресс-метод выбора участков для применения МУН, ОПЗ и ВИР. /НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2003. - № 12. - С.82-87.

101. Хузин Р.Р., Львова И.В., Корженевский А.Г., Зубков С.В. Разработка технологии ударно-волнового воздействия на прискважинную

зону в продуктивном интервале при заканчивании скважин Раздел: Архив журнала / 2012 / Ноябрь / Бурение скважин.

102. Шабанова Н А., Попов В.В., Саркисов П.Д. Химия и технология нанодисперсных оксидов. - М.: ИКП, «Академкнига», 2006. 309 с.

103. Шайхымежденов Ж. Г. Обеспечение устойчивости и целостности стенок ствола скважин при бурении в осложненных условиях (на примере месторождений Западного Казахстана. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. - Атырау, 2006

104. Шамов Н.А. Совершенствование технологии и технических средств вибрационной кольматации и декольматации гранулярных коллекторов. Дис. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа, 1993.

105. Шарафутдинов З.З., Гилязетдинов З.Ф., Катеев Р.И. Управление свойствами дисперсных систем в строительстве скважин для эффективной их эксплуатации //Тез. докл. сем.-диск. по пробл. перв. и втор. вскр. пл. при строит. и экспл.верт,накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 37-41.

106. Шарипов А.У. Научные и технологические основы применения полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1991.- 57 с.

107. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Технология заканчивания скважин. - г. Уфа.: Китап, 1996.- 190 с.

108. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Физико-химическое воздействие буровых растворов на продуктивные пласты //Тез. докл. сем. -диск. по пробл. перв. и втор. вскр. пл. при строит. и экспл. верт., накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 49-53.

109. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р., Мавлютов М.Р. Совершенствование методов вскрытия и освоения продуктивных пластов //Тез. докл. сем. диск. по пробл. перв. и втор.вскр.пл. при строит. и экспл.верт,накл. и гор. скв. /УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 97-99.

110. Шерстнев Н.М. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. Москва.1979. 234 с.

111. Шехтман Ю.Н. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. Москва.1961.

112. Шипилов А.И., Крутихин Е.В., Кудреватых Н.В., Миков А.И. (ЗАО «Полиэкс») Новые кислотные составы для селективной обработки порово-трещиноватых коллекторов Раздел: Архив журнала / 2012 / Февраль / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

113. Щелкачёв В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. - М., -Гостоптехиздат.-1949.-552 с.

114. Эрдеи-Груз Г. Явления переноса в водных растворах. - М.: Мир, 1976.- 596 с.

115. Эффективность методов воздействия на призабойную зону скважин. / Нефтяная промышленность. Серия «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 1979.

116. Юдин В.А. Основы использования фильтрационных процессов в прискважинной зоне пласта при промыслово-геофизических исследованиях. Москва.1980. 160 с.

117. Ягафаров Р.Р., Мавлютов М.Р., Крысин Н.Н. Отрицательная гидратация ионов и ее практическое применение в бурении // Межвуз. науч.-темат. сб. Технология бурения нефт. и.газовых скважин. Уфа, 1983, С.50-55.

118. Яненко В.И., Крезуб Д.П., Дегтярева Л..Н Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов// Бурение: Обзор. информ. Москва, 1987, Вып.14, 47 с.

119. Яремейчук Р.С., Качмар Ю.Л. Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин. Львов. 1982. 152 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ. СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПЛАНЫ НА ПРОВЕДЕНИЕ РАБОТ ПО ПРОМЫШЛЕННОМУ ВНЕДРЕНИЮ ТЕХНОЛОГИЙ И АКТЫ

ВЫПОЛНЕННЫХ РАБОТ

УТВКРЖ/ Мснед

■DOTJtC

2015 г.

СПЕЦИАЛЬНЫ/) ПЛАН

на проведение работ по промышленному внедрению технологии НУ В + ТРИ/13

нагнетательная скважина Д4 70 мест-ие Обошинское

Цель работ: Выравнивание профиля приемистости (ВПП)

1. Основные гсолого-техннчсскис данные по скважине

N° п/п Данные _ Ед изм Показатели_

1.1 Искусственный забоП _ м 940.0

1.2 Текущий забой м _900.0_

1.3 Диаметр эксплуатационной колонны мм 146

1.4. Интервал (ы) перфорации м 855-86!

1.5. Гоиаоят_ . _верей_

1 6 Приемистость / при давлении м'/сут / Мпа 70/7

17. Диаметр ПКТ ММ 73

18 Плотность закачиваемой волы и/м* 1.14

1.9. Пластовое давление атм

2. Перечень необходимых реагентов, материалов н сиен, техники

№ п/п Материалы и химические реагенты Ед. изм. Кол-во Поставщик

21 ТРИПЗ т 1 ООО шт "Электрон"

2.2. МДК "Кварц"С Ф т 0.JS ООО М11П "Электрон"

23 Товарнпя нефть____ 6 Подрядчик

2.4 Пресная вода ¡£ И _Подрядчик_1

2.5. Гех жидкость (соответствующей* жидкости глушения) м' 15 Подрядчик

2 6, Заряды ПК-105БО шт _15(3x5) ООО "АРМ-Сервис"

27 Заряд ы ЗГРП шт по расчету' ООО "АРМ-Сервис"

__След. техника_ Ед.изм Кол-во Поставщик

2.8 Насосный агрегат ЦА-320 /115 мм поршень ед 2 Подрядчик

2.9. Автоцистерны АЦ-10 ед. 3 Подрядчик

2 10 Автомашина для доставки реагентов ел 1 ООО МПП "Электрон"

2 11 Эжекционный (струйный) насос ед 1 ООО МНИ "Электрон"

2.12 СМИ _ ел 1 Подрядчик

3.Требовании к готовности скважины хзя работ:

№п/п Условие Ел изм Показатели

3.1. Проводится исследование Т РГД по НКТ, определяется приемистость и профиль приемистости по пласту

3.2. Необходимая приемистость минимальная (или пределы применения технологии)/ при давлении м'/сут / Мпа 200 /9

3.3. Ингервал установки накера м 810.0

3.4. Спустить воронку (перо) па глубину м 830.0

3 5 Подготовительные работы: поднять ГНО, отбить забой ГК.ЛМ. шаблон 125мм. проработать э/к в интервале 780-850м, промыть забой до исскуствеиного. исследовать техническое состояние скважины (герметичность э/колониы) Произвести волновую обработку пласта. Исследование Т. РГД Определить приемистость, профиль приемистости по пласту

/"УТВЕРЖДАЮ" Менеджер/по рад5абрч1<е СГМ_

" / 2015 г.

С П Е Ц И АЛЬ Н Ы И ПЛАН

на проведение работ по промышленному внедрению технологии ИУВ+Кварц

добывающая скважина Л» 72 месторождение

площадь Обошинское

Цель работ: Стимуляция

1. Основные геолого-техническне данные по скважине

№ Данные Ед. изм. Показатели

1.2. Искусственный забой М 984.0

1.3. Текущий забой м 975.0

1.4. Диаметр эксплуатационной колонны мм 146

1.5. Интервал (ы) перфорации м 926-932м

1.7. Горизонт - Верей

1.8. Приемистость / при давлении м'/сут/ Мпа

1.9. Дебит скважины по жидкости / нефти м /сут / т/сут 4,5/3.4

1.10. Обводненность скважины % 14

1.11. Диаметр НКТ мм 72

1.12. Марка насоса Н-32

1.13. Плотность попутно добываемой воды кг/м' 1140

1.14. Пластовое давление Мпа 7.4

2. Перечень необходимых реагентов, материалов и сиен, техники

№ Материалы и химические реагенты Ед. изм. Кол-во Поставщик

2.1. МДК "Кварц" ГФ т 0.11 ООО МПП "Электрон"

2.2. Товарная нефть м3 15 Подрядчик

2.3. Заряды ПК-Ю2БО шт 30(2x15) ООО "АРМ-Сервис"

2.4. Заряды ЗГР11 шт по расчету ООО "АРМ-Сервис"

Спец. техника Ед. изм. Кол-во Поставщик

2.5. Насосный агрегат Ц/1-320 /115 мм поршень ед. / Подрядчик

2.6. Автоцистерны АЦ-10 ед. / Подрядчик

2.7. Автомашина для доставки реагентов ед. / ООО M/I1I "Электрон"

2.8. Эжекциочпый (струйный) насос ед. 1 ООО МПII "Электрон"

3. Требовании к готовности скважины для работ по МУН:

№ Условие Ед. изм. Показатели

3.1. Ствол скважины заполняется тех.жидкостью плотностью кг/м' согласно расчета

3.2. Необходимая приемистость минимальная (или пределы применения технологии)/ при давлении м'/сут / Мпа 100/7

3.3. Интервал установки пакера м 890.0

3.4. Спустить воронку (перо) на глубину м 915.0

3.5. Подготовительные работы: поднять ГНО, отбить забои ГК,ЛМ, шаблон 120 мм, проработать э/к в интервале 850-900м и в местах посадки. Промыть забой нефтью. Определить приемистость на нефти. Исследовать ЗТ,РГД. Спустить и посадить пакер.

4. Технологические операции проведения процесса по технологии ИУВ:

4.1. Провести внеочередной инструктаж с членами бригады по ТБ при производстве прострелочно-взрывных работ, по безопасным методам ведения работ согласно правил ТБ в НГДГ1 ПБ 08-624-03 и СТП, ознакомить бригаду с планом работ под роспись.

4.2. Оформить совместный акт готовности скважины к производству прострелочно-взрывных работ

4.3. Установить геофизический подъемник на расстоянии не менее 25 м от устья скважины

4.4. Выполнить контрольное шаблонирование 146 мм. эксплуатационной колонны шаблоном 0120мм длиной 2 м на канате, определить текущий забой. Выполнить привязку по ГК, МЛМ к геологическому разрезу.

4.5. Долить скважину нефтью до глубины 100 м от устья

4.6. Выполнить перестрел пласта зарядами ПК-Ю2БО в интервалах: 926-932 м (30 отв. 2x15). Првести ИУВ (импульсно-ударное воздействие) с установкой центра сборки на глубине 928,0 м по расчету.

4.7. После каждого спуска газогенератора показания АЦМ должны быть визуализированы, при проведении обработки уровень жидкости в стволе скважины поддерживать на гл.100 м от устья.

5. Технологические операции проведения процесса по технологии СКИФ:

5.1. Завести необходимые реагенты и разместить спец. технику согласно временной инструкции по

данной технологии. Обвязать и впрессовать технологическую линию на 1.5 кратное ожидаемое давление.

Установить манометр на затрубной задвижке.

5.2. Приготовить и закачать суспензию (МДК"Кварц'ТФ-1 Ю кг 10м' нефть).

5.3. Продавить нефтью в объеме 5м1

5.4. Реагирование 8 часов.

6. Возможные технологические осложнения в процессе закачки и способы нх устранения.

6.1. Максимальное давление закачки ограничивается максимально разрешенным давлением на пласт, который указывается геологической службой ЦПНГ ( 13.0 МПа ) При достижении такого значения давления в проиессе закачки её приостанавливают до падения давления, затем продолжают нагнетание в периодическом режиме (малыми порциями), не превышая максимально допустимого давления

7. Рекомендации к заключительным работам.

7.1. Заключительные работы: сорвать пакер, промыть скважину нефтью, поднять пакер . Спуст ить НН-44-860м+ хвост 30 м с фильтром и волновым устройством.

Внимание Перел началом проведении работ провести инструктажи членов бригад ПРС по данной технологии велении работ. При работе соблюдать!ребованни "Правил безопасности в нефтяной н газовой промышленности, правил пожарной н экологической безопасности.

Главный инженер 000"ЛРМ-Сервис"

Начальник ГО ООО "АРМ-Сервис"

Гараев Р.З.

<«И0)

Хамннов II.ll.

|Ф И О)

Я*. м/г

адрес шефо

Р Т г.Азнакаево ул. Ямашева б

8(85592)55-6-22; 8(85592) 55-8-22

ЕРЖДАЮ" рэзработке

2015 г.

СПЕЦИАЛЬНЫЙ ПЛАН

на проведение работ по промышленному внедрению технологии

ИУВ+СКИФ

добывающая скважина № 73

месторож-ие площадь

Цель работ: Стимуляция с элементами водоограничения

Обошинское

1. Основные геолого-техннческне данные по скважине

№ Данные Ед. изм. Показатели

1.2. Искусственный забой м 969.0

1.3. Текущий забой м 969.0

1.4. Диаметр эксплуатационной колонны мм 146

1.5. Интервал (ы) перфорации м 891-902

1.7. Горизонт . Верей

1.8. Приемистость / при давлении м'/сут / Мпа -

1.9. Дебит скважины по жидкости / нефти м'/сут / т/сут 4.7/2,2

1.10. Обводненность скважины % 48

1.11. Диаметр НКТ мм 73

1.12. Марка насоса Н-44

1.13. Плотность попутно добываемой воды кг/м3 1140

1.14. Пластовое давление Мпа 5.7

2. Перечень необходимых реагентов, материалов и спец. техники

№ Материалы и химические реагенты Ед. изм. Кол-во Поставщик

2.1. МДК "Кварц" ГФ/СФ кг 100/150 ООО МПП "Электрон"

2.2. Товарная нефть M3 25 Подрядчик

2.3. Пластовая вода м3 3 Подрядчик

2.4. Заряды I/К-105 НО шт 15(3x5) ООО "АРМ-Сервис

2.5. Заряды ЗГРП шт по расчету ООО "АРМ-Сервис

Спец. техника Ед. изм. Кол-во Поставщик

2.6. Насосный агрегат ЦА-320 115 мм поршень ед. 2 Подрядчик

2.7. Автоцистерны ЛЦ-10 ед. 3 Подрядчик

2.8. Автомашина для доставки реагентов ед. 1 ООО МПП "Электрон"

2.9. Эжекционный (струйный) насос ед. 1 ООО МПП "Электрон"

3. Требования к готовности скважины для работ по МУН:

№ Условие Ед. изм. Показатели

3.1. Ствол скважины заполняется тех.жидкостью плотностью кг/м3 согласно расчета

3.2. Необходимая приемистость минимальная (или пределы применения технологии)/ при давлении м'/сут / Мпа приемистость скважин должна быть не менее 200 / 7

3.3. Интервал установки пакера м 870.0

3.4. Спустить воронку (перо) на глубину м 890.0

3.5. Подготовительные работы: поднять ГНО, отбить забой ГК,ЛМ, шаблон 124мм, проработать э/к в интервале850-890м и в местах посадки. Промыть забой нефтью. Определить приемистость нефтью.

3.6. Перед проведением технологии ИУВ обеспечить прохождение шаблона на кабеле диаметром 120мм длнион не менее 2м до забоя

4. Технологические операции проведения процесса по технологии ИУВ:

Провести внеочередной инструктаж с членами бригады по ТБ при производстве прострелочно-взрывных работ, по 4.1. безопасным методам ведения работ согласно правил ТБ в НГДП ПБ 08-624-03 и СТП, ознакомить бригаду с планом работ под роспись.

4.2. Оформить совместный акт готовности скважины к производству прострелочно-взрывных работ

4.3.

4.4.

4.5.

Установить геофизический подъемник н? расстоянии не менее 25м от устья скважины

Выполнить контрольное шаблонирование 146мм. эксплуатационной колонны шаблоном 0118мм, определить текущий забой. Выполнить привязку по ГК, МЛМ к геологическому разрезу.

Долить скважину нефтью до глубины 100 м от устья

4.6.

Выполнить перестрел зарядами ПК-Ю5БО в интервалах: 891-894 м (15 отв. по 5 за спуск); ИУВ (импульсно-ударное воздействие) интервала 891-895 м зарядами ЗГРП с креплением контейнера с манометром к штанге и установкой центра ГГД на глубине 893,0 м по расчету.

4.7.

После каждого спуска газогенератора показания АЦМ должны быть визуализированы, при проведении обработки уровень жидкости в стволе скважины поддерживать на гл.100м от устья.

5. Технологические операции проведении процесса по технологии СКИФ:

5.1. Завести необходимые реагенты и разместить спец. технику согласно временной инструкции по данной технологии. Обвязать и впрессовать технологическую линию на 1,5 кратное ожидаемое давление Установить манометр на затрубной задвижке. _

5.2. Определить приемистость скважины нефтью в объёме бм'

5.3. Приготовить и закачать эмульсию (\ЩК"Кварц"ГФ-! 00кг 5м' нефть + Зм5 пластовой воды 1,17-1,19г/см3)

5.4. Приготовить и закачать суспензию ( МДК "Кварц" СФ-150кг + 9м' нефть).

5.5. Продавить нефтью в объеме 5м'

I 5.6. IftgijWMWM 8 часов ■_

6. Возможные технологические осложнения в процессе закачки и способы их устранения.

6.1.

Максимашюе давление закачки ограничивается максимачьно разрешенным давлением на тает, который указывается геологической слу.мсбой ЦДНГ ( 13.0 МПа) При достижении такого значения давления в процессе закачки её приостанавливают до падения давления, затем продолж ают нагнетание в периодическом режиме (малыми порциями), не превышая максимально допустимого давления

7.1.

7. Рекомендации к заключительным работам.

Заключительные работы: сорвать пакер, промыть скважину иефтыо, поднять пакер. Спустить НВ-43-870м+ хвост 30 м с фильтром и волновым устройством.

Внимание Перед началом проведения работ провести инструктажи членОв бригад ПРС по данной технологии ведения работ. При работе соблюдать требования "Правн.У безопасности в нефтяной п газовой промышленности, правил пожарной и экологической безопасности, а/глкже глав 8-9 "Временной инструкции" по технологии СКИФ.

Главный инженер OOO''APM-Сервнс"

Начальник ГО ООО "АРМ-Сервис"

Гараев Р.З.

Хаминов H.H.

JU ■ & »/

адрес :лефо

Р Т г.Азнакаево ул. Ямашева б

8(85592)55-6-22; 8(85592) 55-8-22

егргиработке СГМ 2015 г.

СПЕЦИАЛЬНЫЙ ПЛАН

на проведение работ по промышленному внедрению технологии

ИУВ+СКИФ

добывающая скважина №

83

месторож-ие

площадь Обошинское

Цель работ: Стимуляция с элементами водоогриничения

1. Основные геолого-технические данные по скважине

№ n/n Данные Ед. изм. Показатели

1.2. Искусственный забой м 976.0

1.3. Текущий забой м 917.0

1.4. Диаметр эксплуатационной колонны мм 146

1.5. Интервал (ы) перфорации м 891-904

1.7. Горизонт - Верей

1.8. 1.9. 1.10. Приемистость / при давлении м'/сут / Мпа -

Дебит скважины гю жидкости / нефти м5/сут / т/сут 7/2,3

Обводненность скважины % 63

1.11. Диаметр НКТ мм 73

1.12. 1.13. Марка насоса Н-32

Плотность попутно добываемой воды кг/м1 1140

1.14. Пластовое давление Мпа 7,5

2. Перечень необходимых реагентов, материалов и спец. техннки

№ n/n Материалы и химические реагенты Ед. изм. Кол-во Поставщик

2.1. МДК "Кварц" ГФ/СФ кг 70/180 ООО МПП "Электрон"

2.2. Товарная нефть м3 25 Подрядчик

2.3. Пластовая вода м3 3 Подрядчик

2.4. Заряды ПК-Ю5БО шт 15(3x5) ООО "АРМ-Сервис"

2.5 Заряды ЗГРП шт по расчету ООО "АРМ-Сервис"

Спец. техника Ед. изм. Кол-во Поставщик

2.6. Насосный агрегат ЦА-320 /115 мм поршень ед. 2 Подрядчик

2.7. Автоцистерны АЦ-10 ед. 3 Подрядчик

2.8. Автомашина для доставки реагентов ед. 1 ООО МПП "Электрон"

2.9. Эжекционный (струйный) насос ед. 1 ООО МПП "Электрон"

3. Требования к готовности скважины для работ по МУН:

№ п/п Условие Ед. изм. 1 Указатели

3.1. Ствол скважины заполняется тех.жидкоегью плотностью кг/.м3 согласно расчета

3.2. Необходимая приемистость минимальная (или пределы применения технологии) / при давлении м3/сут / Мпа приемистость скважин должна быть не менее 200/7

3.3. Интервал установки пакера м 870.0

3.4. Спустить воронку (перо) на глубину м 890.0

3.5. Подготовительные работы: поднять ГНО. отбить забой ГК.ЛМ. шаблон 125мм, проработать э/к в интервале850-900м и в местах посадки. Промыть забой нефтью. Определить приемистость нефтью.

3.6. Перед проведением технологии ИУВ обеспечить прохождение шаблона диаметром 120мм длиной не менее 2м до забоя

4. Технологические операции проведения процесса по технологии ИУВ

4.1. Провести внеочередной инструктаж с членами бригады по ТВ при производстве прострелочно-взрывных работ, по безопасным методам ведения работ согласно правил ТВ в 11ГДП МБ 08-624-03 и СТГ1, ознакомить бригаду с планом работ под роспись.

4.2. Оформить совместный акт готовности скважины к производству прострелочно-взрывных работ

4.3. Установить геофизический подъемник на расстоянии не менее 25м от устья скважины

4.4. Выполнить контрольное шаблонирование 146мм. эксплуатационной колонны шаблоном 0118мм. определить текущий забой. Выполнить привязку но ГК. МЛМ к геологическому разрезу.

4.5. Долить скважину нефтыо до глубины 100 м от устья

4.6. Выполнить перестрсл интервала 891-894 м зарядами ПК-105 ВО (15 отв. но 5 за спуск) и ИУВ установкой центра ГГД на глубине 893,0 м по расчету.

4.7. После каждого спуска газогенератора показания АЦМ должны быть визуализированы, при проведении обработки уровень жидкости в стволе скважины поддерживать на гл.ЮОм от устья.

5. Технологические операции проведения процесса но технологии СКИФ:

5.1. Завести необходимые реагенты и разместить спец. технику согласно временной инструкции по данной технологии. Обвязать и впрессовать технологическую линию на 1,5 кратное ожидаемое оавление. Установить манометр на затрубной задвижке

5.2. Определить приемистость скважины нефтью в объеме 6 м1

5.3. Приготовить и закачать эмульсию (МДК"Кварц"1Ф-70кг - 3-й" нефть +3м' пластовой воды 1,17-1,1917см1)

5.4. Приготовить и закачать суспензию ( МДК "Кварц" СФ- 180кг - 11м' нефть ).

5.5. 5.6. Продавить нефтью в объеме 5 м'

Реагирование 8 часов.

6. Возможные технологические осложнения в процессе закачки и способы их устранения.

6.1. Максимальное давление закачки ограничивается максимально разрешенным давлением на пласт, который указывается геологической службой ПЛНГ ( 13.0 МПа ) При достижении такого значения давления в процессе закачки ее приостанавливают до падения давления, затем продолжают нагнетание в периодическом режиме (малыми порциями), не превышая максимально допустимого давления

7. Рекомендации к заключительным работам.

7.1. Заключительные работы: сорвать пакер, промыть скважину нефтью, поднять пакер. Спустить НВ-38-880м + хвост 20 м с филыром и волновым устройством.

Внимание Перед началом проведения работ провести ннструктшки членов бригад ПРС по данной технологии ведения работ. При работе соблюдать требования "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, правил пожарной и экологической безопасноегп, а также глав 8-9 "Временной инструкции" по технологии СКИФ и РД по технологии ИУВ.

Главный инженер OOO''APM-Сервнс"

Начальник ГО ООО "АРМ-Сервис"

Гараев Р.З.

|ФИО|

дата

Хаминов H.H.

адрес: телефон:

Р Т гЛзнакаево ул. Ямашева 6

8(85592)55-6-22; 8(85592) 55-8-22

АКТ

на выполненные работы по технологии изоляция промытых зон добывающей скважины (СКИФ)

Скважина № /<5 НГДУ «

месторождение

п.

лошадь

ЦДП Г Л»

Мы. нижеподписавшиеся, представитель/^ '//'///. < {['./л ¿У/^«^

гавитель ^ С мастер <^¿-6? с- У / ,

представите, представитель НГДУ

"¿/¿Л

составили настоящий акт о том, что «¿£сА уОеу. № У ^ произведены работы по технологии СКИФ