Методика проектирования применения полимерно-гелевых систем в нагнетательных скважинах с учетом возможных рисков: На примере ОАО "РИТЭК" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Землянский, Вадим Валерианович

• Землянский, Вадим Валерианович
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Землянский, Вадим Валерианович

ВВЕДЕНИЕ.

1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ ЭФФЕКТИВНОЙ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ.

1.1 Краткая история применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.

1.2 Основные технологические направления по увеличению степени извлечения нефти из недр.

1.2.1 Классификация методов и технологий увеличения нефтеотдачи пластов.

1.2.2 Увеличение коэффициента охвата пласта воздействием с применением потокоотклоняющих технологий.

1.2.3 Применение полимеров.

1.2.4 Сшитые полимерные системы (технологии ПНП с применением вязкоупругой системы на основе полиакриламида).

1.3 Опыт компании ОАО «РИТЭК» в области освоения трудноизвлекаемых запасов нефти. v 1.4 Концепция повышения эффективности применения методов увеличения i нефтеотдачи пластов.

1.5 Возможности проектирования новых методов увеличения нефтеотдачи.

1.6 Обоснование постановки задач исследований.

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И МЕТОДИЧЕСКИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МЕТОДА УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ С ПОМОЩЬЮ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ОСНОВЕ ПОЛИМЕР-ГЕЛЕВЫХ СИСТЕМ (НА ПРИМЕРЕ РИТИН-10).

2.1 Задачи проектирования методов увеличения нефтеотдачи пластов.

2.2 Основные положения методики проектирования.

2.3 Теоретическое обоснование эффективности применения полимер-гелевой системы.

2.3.1 Прогноз степени увеличения фильтрационного сопротивления в обводненных высокопроницаемых слоях прискважинной зоны пласта после закачки химического реагента РИТИН-10.

2.3.2 Пример проектирования технологической эффективности РИТИН-10.

2.4 Обоснование оптимального времени начала применения потокоотклоняющей технологии.

2.5 Оценка рисков применения технологии.

2.6 Критерии эффективного применения потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов.

3 АЛГОРИТМ РАСЧЕТА И КОМПЬЮТЕРНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПГС РИТИН-10.

3.1 Описание алгоритма проектирования технологии ограничения водопритоков с помощью полимер-гелевой системы.

3.2 Программное обеспечение компьютерного моделирования технологии ограничения водопритоков с помощью полимер-гелевой системы.

Введение.

3.2.1 Расчет технологических показателей процесса и прогноз технологической ,, s эффективности.

3.2.1.1 Ввод исходных данных.

3.2.1.2 Вывод результатов расчета.

3.2.2 Оценка технологического и экономического рисков.

3.2.2.1 Ввод исходных данных для оценки рисков.

3.2.2.2 Вывод результатов расчета прогнозных величин дополнительной добычи нефти и чистой прибыли с учетом оценки технико-экономического риска.

4 ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ ПРИНЦИПОВ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ С ПГС РИТИН-10.

4.1 Западная Сибирь.

4.1.1 Барсуковское месторождение.

4.1.2 Повховское месторождение.

4.1.3 Южно-Ягунское месторождение.

4.1.4 Промысловые эксперименты по испытанию технологии ПГС РИТИН-10 на Лянторском месторождении ОАО «Сургутнефтегаз».

4.2 Применение технологии ПГС РИТИН-10 на месторождениях Республики Татарстан.

4.2.1 Результаты опытно-промысловых работ по повышению нефтеотдачи пластов с использованием реагента РИТИН-10 проведенных в 2002-2003 гг. на Ромашкинском и Сабанчинском месторождениях ОАО «Татнефть».

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методика проектирования применения полимерно-гелевых систем в нагнетательных скважинах с учетом возможных рисков: На примере ОАО "РИТЭК"»

Актуальность работы

Россия занимает одно из ведущих мест в мире по объемам производства и экспорта нефти. Доля России постоянно увеличивается и на настоящий момент составляет порядка 12 процентов. Шестнадцать процентов произведенного внутреннего валового продукта (ВВП) страны, четвертая часть налоговых и таможенных поступлений в бюджеты всех уровней, а также более трети поступающей в Россию валютной выручки приходится на долю нефтяного сектора топливно-энергетического комплекса [8]. Между тем современное состояние нефтяной промышленности России характеризуется ухудшением структуры запасов углеводородного сырья. С 1994 года прирост запасов нефти в стране не компенсирует объемы текущей добычи (см. рис. 0.1), а качество открываемых запасов [123] не стимулирует их быстрый ввод в разработку.

Рисунок 0.1

Воспроизводство минерально-сырьевой базы нефти в России в 1991-2004 гг. с S

I Добыча нефти I Прирост запасов нефти

460

318 307 301 306 303 305 323295 300

348

II I

Ж 4" 1Г 323 I

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Годы

Нефть относится к невозобновляемым природным ресурсам. Процессы освоения нефтяных месторождений должны выполняться рационально с максимальной степенью извлечения геологических запасов. Для этого требуются оперативный и оптимальный подбор и реализация методов регулирования процесса разработки месторождений без существенного изменения принятых систем [47], которыми являются методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН). Применение МУН является важнейшим направлением увеличения ресурсной базы государства [133]. Поэтому стратегия воспроизводства запасов должна предусматривать широкомасштабное проведение работ по повышению нефтеизвлечения, особенно в развитых нефгазодобывающих районах с учетом сформированной инфраструктуры, где увеличение коэффициента извлечения равнозначно открытию новых месторождений.

Разработка большинства нефтяных месторождений страны характеризуется высокими темпами роста обводненности и снижением уровней добычи нефти при еще значительных остаточных извлекаемых запасах. Ни одна нефтяная компания не хочет добывать воду [148]. Когда речь идет о добыче нефти, ключевым становится разделение воды на вытесняющую, т.е. приемлемую, и избыточную. Вытесняющая вода поступает в нефтяной пласт из нагнетательных скважин или из активной водоносной части пласта. Управление потоками данного типа воды является самой важной частью управления процессом разработки месторождений и может быть определяющим фактором, влияющим на продуктивность скважин и извлекаемость запасов [149-150].

Увеличение обводненности добываемой продукции за счет опережающего прорыва воды к добывающим скважинам по наиболее проницаемым разностям ведет к серьезным осложнениям разработки нефтяных месторождений. Избыток воды уменьшает продуктивность скважин по нефти, увеличивает коррозию и вынуждает нефтяные компании расширять системы обработки и удаления воды. В связи с этим необходимо находить оптимальные решения, которые могут быть применены для ограничения водопритоков, сокращения затрат, увеличения текущей и конечной нефтеотдачи.

В этих условиях основной задачей является стабилизация уровней добычи нефти и недопущение их резкого падения. Поэтому на сегодняшний день существует потребность в эффективных методах воздействия на пласт, позволяющих снизить количество попутно добываемой воды и увеличить добычу нефти. Наибольшее распространение на заключительных стадиях разработки получили технологии ограничения водопритоков с применением полимеров. Реализация данных технологий позволяет увеличить степень выработки запасов нефти за счет выравнивания фронта заводнения, вовлечения в разработку недренируемых интервалов пласта, снижения количества попутно добываемой воды. За счет этого сокращаются эксплуатационные затраты, увеличивается добыча нефти, повышается рентабельность разработки месторождений. В настоящее время, особый интерес недропользователи проявляют к потокооткло-няющим технологиям на базе использования полимерно-гелевых систем.

Большой вклад в развитие и совершенствование теории и практики применения новых методов воздействия на пласт с использованием полимеров внесли исследования В.А. Винокурова, С.А. Власова, А.Ш. Газизова, А.Т. Горбунова, В.И. Грайфера, С.А. Жданова, Т.А. Исмагилова, Д.А. Каушанского, JI.E. Ленченковой, В.Д. Лысенко, И.Т. Мищенко, И.А. Молчан, Р.Х. Муслимо-ва, А.О. Палия, Ю.А. Поддубного, М.Л. Сургучева, Б.М. Сучкова, Н.Ш. Хай-рединова, Н.И. Хисамутдинова, И.А. Швецова и др. Однако еще не решен ряд вопросов, связанных с изучением влияния технологических особенностей процесса реализации на эффективность потокоотклоняющих технологий, определением оптимальных областей и условий применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов, особенно с использованием полимеров, которые, как правило, сопровождаются высокой стоимостью работ.

В многочисленных работах подчеркивается, что зачастую применение МУН характеризуется отклонением от проектных показателей и низкой эффективностью получаемых результатов. Основной причиной такой ситуации является применение технологий повышения нефтеотдачи без должного обоснования, что, как правило, приводит к большим трудовым и материальным затратам, которые редко окупаются.

В связи с этим, актуальность и научно-практическое значение приобретают работы по исследованию возможности автоматизации выбора скважин, наиболее подходящих под технологии ПНП, объективного определения оптимальных параметров применения технологий и расчета ожидаемой эффективности процесса с учетом возможных рисков индивидуально для конкретного участка скважин.

Диссертационная работа посвящена усовершенствованию методики проектирования потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением полимерно-гелевых систем на базе накопленного теоретического и практического опыта их реализации в ряде регионов России и зарубежья (Урало-Поволжье, Западная Сибирь, Белоруссия, Султанат Оман и др.).

Целью диссертационной работы является создание уточненной методики компьютерного проектирования применения полимерно-гелевых систем для увеличения уровней добычи нефти и снижения обводненности продукции скважин с учетом фактора риска для сервисной компании и недропользователя.

Основные задачи исследований состоят в следующем:

1. Проведение факторного анализа результатов промыслового испытания потокоотклоняющей технологии с использованием полимерно-гелевых систем на месторождениях: Ромашкинское, Сабанчинское, Лянторское, Барсуковское, Повховское, Тулейлат и др. (всего 27 месторождений) для выявления основных параметров пластов и технологий, влияющих на эффективность процесса.

2. Выявление аналитической зависимости коэффициента увеличения фильтрационного сопротивления промытой части прискважинной зоны пласта после закачки в нее водного раствора сшитого полимера от геолого-физической и промысловой характеристики объекта.

3. Обоснование критериев выбора участков для успешной реализации технологии.

4. Создание методики прогнозирования обводненности добывающих скважин после реализации потокоотклоняющей технологии.

5. Разработка комплексной технолого-экономической методики оценки риска применения полимерно-гелевых систем в области повышения нефтеотдачи пластов.

6. Разработка алгоритма и создание компьютерной программы расчета параметров технологии применения полимерно-гелевых систем и оценки ее экономической привлекательности с учетом фактора риска.

7. Адаптация созданной усовершенствованной методики проектирования реализации полимерно-гелевых потокоотклоняющих технологий к реальным объектам.

Теоретической и методической базой диссертационного исследования являются: результаты исследований РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Тат-НИПИнефть, КогалымНИПИнефть, РИТЭКа, опытно-промышленные работы на 27 месторождениях России, ближнего и дальнего зарубежья, методы рангового, регрессионного и дисперсионного анализа, метод главных компонент и имитационного моделирования рисков, современные вычислительные средства.

Информационной базой диссертационного исследования послужили обширные статистические промысловые данные по разработке обводненных залежей нефти, доразработка которых обычными технологиями была малоэффективной, а также результаты применения полимерно-гелевых систем на ряде отечественных и зарубежных месторождений.

Расчеты выполнены с использованием пакета прикладных компьютерных программ Microsoft Access и Excel для Windows.

Научная новизна работы определяется следующими положениями:

1. Создана усовершенствованная с учетом промысловых результатов методика проектирования применения потокоотклоняющих технологий на основе полимерно-гелевых систем.

2. На основании результатов промысловых работ получена формула для расчета коэффициента увеличения фильтрационного сопротивления при реализации потокоотклоняющих технологий на основе полимерно-гелевых систем.

3. Предложена методика прогнозирования степени снижения обводнения добывающих скважин после реализации потокоотклоняющей технологии.

4. Предложен комплексный подход оценки риска применения технологии, учитывающий как технологические, так и экономические факторы.

5. Разработан алгоритм и создана комплексная компьютерная программа проектирования реализации потокоотклоняющей технологии, включающая выбор объекта, расчет оптимальных параметров технологии, оценку техноло-го-экономической эффективности и степени риска для недропользователя и сервисной компании.

Практическая значимость работы:

1. Оперативная оценка привлекательности проекта к конкретному участку скважин.

2. Определение оптимальных параметров реализации потокоотклоняющих технологий с учетом экономических факторов и возможных рисков.

3. Прогнозирование технологических параметров работы скважин после реализации технологии.

4. Снижение трудовых затрат, средств и времени на процесс подбора объекта, проектирования технологии и принятия решения по ее применению.

Основные результаты, полученные в ходе диссертационных исследований, реализованы:

- в рамках реальных проектных работ (проектов, программ опытно-промыслового испытания и промышленного внедрения ПГС РИТИН-10) подготовленных в Научно-производственном центре по проектированию и совершенствованию систем разработки нефтяных месторождений ОАО «РИТЭК» для нефтяных компаний: ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ОАО «РИТЭК», ОАО «НК «Роснефть» Пурнефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», РУП «ПО «Белоруснефть», ООО «Геойлбент» и др.

- при составлении технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации Восточно-Возейского, Бадьюского, Западно-Хатаяхского и Динъ-ельского месторождений ООО «Динъельнефть», а также проектов пробной эксплуатации Дружбинского и Восточно-Анзирского месторождений ОАО «РИТЭК» и ЗАО «РИТЭК-Внедрение» соответственно;

- при создании программного комплекса проектирования технологии -«RITIN10» с применением современных вычислительных средств.

Практическая реализация полученных в диссертации результатов позволила повысить эффективность и успешность применения технологии ПГС РИТИН-10 в 1,2-1,5 раза.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на:

1. Научно-техническом совете ОАО «РИТЭК» (г. Москва, 2002);

2. Геолого-техническом совещании по рассмотрению программы работ по повышению нефтеотдачи пластов с использованием реагента РИТИН-10 на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз» 26 июня 2003 года;

3. Международной конференции в ИПНГ РАН: Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья (г. Москва, 2004);

4. Российско-европейском технологическом семинаре «Устойчивое развитие в нефтегазовой промышленности» (г. Тюмень, 13-14 октября 2004);

5. Научных семинарах кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (23 декабря 2004, 2 июня 2005).

Основные защищаемые положения:

1. Уточненная методика проектирования применения потокоотклоняющих технологий на основе полимерно-гелевых систем с учетом степени увеличения фильтрационного сопротивления.

2. Методология и критерии выбора объектов для применения технологии.

3. Методика прогнозирования обводненности добываемой продукции скважин после реализации потокоотклоняющей технологии.

4. Методика оценки технолого-экономического риска для недропользователя и сервисной компании.

5. Алгоритм и комплексная компьютерная программа, включающая проектирование потокоотклоняющей технологии, оценку экономической эффективности и риска при ее реализации.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных литературных источников, состоящего из 150 наименований и 24 приложений. Текст работы изложен на 145 страницах и содержит 31 таблицу, 18 формул и 23 рисунка.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Землянский, Вадим Валерианович

4.2.2 Основные выводы

Таким образом, анализируя результаты практического применения ПГС РИТИН-10 можно отметить следующее. Большинство участков ОПР характеризуется высокой текущей обводненностью добываемой продукции.

Анализ показателей разработки по участкам показал, что практически по всем скважинам произошло снижение (или стабилизация) обводненности на уровне ниже базового в среднем на 2-гЗ % . Дополнительная добыча нефти получена по 14 участкам из пятнадцати открытых12. Таким образом, успешность выполненных опытно-промысловых работ по применению ПГС РИТИН-10 на месторождениях ОАО «Татнефть» составила 94,7 % , что свидетельствует о достаточно высокой эффективности технологии. За время отслеживания эффекта, по состоянию на 01.01.05, за счет снижения обводненности дополнительно добыто 25199 тонн нефти13.

Результаты проведенного анализа указывают на возможность получения высокого технологического эффекта от применения ПГС РИТИН-10 в условиях Ромашкинского (объекты Д1 и Сб0бр-рад) и Сабанчинского (объект Сбобр-рад) месторождений РТ.

Подведем итоги по результатам опытно-промысловых испытаний технологии ПГС РИТИН-10 на скважинах месторождений РТ в 2002-2003 гг. Было выявлено, что:

• практически на всех скважинах, охваченных воздействием, произошло уменьшение средней величины обводненности добываемой продукции и снижение темпов ее роста;

12 Обработка скважины № 19426 в НГДУ «Азнакаевскнефть» оказалась неуспешной в связи с продолжительными простоями обработанной скважины и сменой режимов работы нефтедобывающих скважин.

• общее количество дополнительно добытой нефти по 15 участкам воздействия составило 25,2 тыс. тонн или 94,8 % от проектной величины (26,6 тыс. тонн), что указывает на достаточно высокую сходимость расчетных показателей с фактическими;

• объем попутно добываемой воды сократился на 30,8 тыс.м3;

• при существующих ценах на нефть и условиях налогообложения чистая прибыль, полученная компанией-заказчиком (ОАО «Татнефть») составила порядка 10-15 миллионов рублей. Причем около двух миллионов рублей из них получено за счет внедрения усовершенствованной методики проектирования технологии повышения нефтеотдачи пластов с использованием полимер-гелевых систем (см. прил. 3).

4.3 Промысловые испытания технологии ПГС РИТИН-10 на месторождении Тулейлат Султаната Оман

В 2001 году компания ОАО «РИТЭК» вышла на рынок нефтяных технологий Султаната Оман с целью реализации на нефтяных месторождениях страны ряда своих инновационных технологий. Применение полимер-гелевой системы (ПГС) РИТИН-10 было продиктовано неуклонным ростом обводненности добываемой продукции на основных месторождениях страны.

Для проведения демонстрационных работ, по согласованию с Petroleum Development Oman (PDO), было выбрано месторождение Тулейлат.

Месторождение Тулейлат введено в разработку в 1982 году и характеризуется сложным геологическим строением. Разработка месторождения долгое время велась практически на естественном режиме истощения. На период проведения работ пластовое давление по большей части месторождения составляло 4,0-6,0 МПа (в отдельных зонах было снижено до 2,0 МПа) по сравнению с первоначальным в 9,5 МПа. Давление насыщения нефти газом составляет 1,0

13 Технологическая эффективность от обработок нагнетательных скважин ПГС РИТИН-10, как уже было отмечено, рассчитывалась в управлении ТатАСУнефть по установленной методике [80].

МПа. Забойные давления, практически по всему эксплуатационному фонду (кроме единичных высокопродуктивных скважин), близки к давлению насыщения нефти газом. Большая часть нагнетательных скважин введена под закачку в 2000 г. Давление на устье нагнетательных скважин 8,0-9,0 МПа. Суточная закачка по скважинам 300-400 м3. По свойствам нефти месторождение Тулейлат относиться к вязким (вязкость нефти в пластовых условиях 60-80 мПа-с) и тяжелым (плотность 900-920 кг/м ). Газовый фактор 5 м /м . Пластовая температура составляет - 46°С. Общая толщина пласта по скважинам 60-120 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина от 20 до 70 м. В скважинах выделяется 4-8 разноименных пластов с пористостью от 24 до 30 % . Проницаемость пластов и пропластков определялась по ГИС и имеет диапазон от 0,01 мкм до 1-3 мкм . Примерно, 80 % всей эффективной толщи имеет проницаемость от 0,1 до 0,4 мкм . Нефтенасыщенность пластов от 0,7 до 0,3. Пласты с высокой нефте-насыщенностью чередуются с недонасыщенными пластами. Наиболее близкий аналог в России - тульско-бобриковские отложения в районе Урало-Поволжья. На период проведения работ средняя обводненность по месторождению составляла 45 % (степень обводненности отдельных скважин от 0 до 95 %).

Скважины в основном вертикальные и эксплуатируются штанговыми глубинными насосами. Бурение скважин останавливали у кровли продуктивного пласта, спускали эксплуатационную колонну - цементировали, затем вскрывали продуктивный пласт и спускали сетчатый фильтр.

На месторождении имеется большое количество геологических разломов, определенных по сейсмическим исследованиям, в связи, с чем предполагается, что затруднена или полностью отсутствует гидродинамическая связь между большинством скважин на площади.

На основании проведенного анализа состояния разработки месторождения под закачку ПГС РИТИН-10 выбран участок, ограниченный с юга линией, проходящей через скважины 60-50-37-31-36. (см. прил. 20). На выбранном участке находится 8 нагнетательных скважин. Предложенные под закачку ПГС РИТИН-10 нагнетательные скважины №№ 38, 54, 62 позволяют охватить процессом выравнивания профиля вытеснения нефти водой практически всю центральную и северную часть месторождения. Приемистость этих скважин компенсировала 57 % объема добычи жидкости на выбранном участке. Приемистость рассматриваемых нагнетательных скважин на 01.07.2001 года составляет -1

1091 м /сут. Приемистость всех нагнетательных скважин на участке внедрения технологии составляет 1903 м /сут. Следовательно, объем закачки воды в скважины №№ 38, 54, 62 составляет 57 % от всего объема закачки воды на участке внедрения технологии.

Несомненно, на работу участка оказывают влияние и нагнетательные скважины №№ 31, 36, 37, 50, 60, общая приемистость которых составляет 1594 -1 м /сут. Однако их влияние на работу участка внедрения технологии не является доминирующим.

Всего на участке внедрения технологии, под контроль за эффективностью процесса повышения нефтеотдачи пласта, берется 14 нефтедобывающих скважин. Обводненность продукции нефтедобывающих скважин на участке, выбранном по закачку ПГС РИТИН, закономерно увеличивается и на 01.07.2001 года составляет 55 % при среднесуточном объеме добычи нефти 790 тонн. Необходимо отметить, что на 01.01.2001 года среднесуточный объем добычи нефти на этом участке составлял 827 тонны при обводненности добываемой продукции 48 %.

Обводненность участка достигала 76 % (июль-сентябрь 1998г.), в последующем наблюдалось падение обводненности по участку, что было связано как с вводом новой безводной скважины № 42, так и оптимизацией работы добывающих и нагнетательных скважин. Постоянная оптимизация работы скважин позволяла вводить в эксплуатацию новые, ранее не дренируемые зоны, что тормозило естественный рост обводненности вплоть до декабря 2000 г.

Начиная с декабря 2000г, в течение 7 месяцев обводненность по скважинам пилотного участка выросла с 45 % до 65 % . Такой рост обводненности характерен для месторождения с высокой неоднородностью и вязкостью нефти [53].

Специалистами ОАО «РИТЭК» и «Хамед Инт. ЛТД» был подобран участок в районе нагнетательной скважины № 38, подготовлен проект и произведена закачка реагента РИТИН. Расход сухого реагента составил 3700 кг. За 6 месяцев наблюдения за работой добывающего фонда опытного участка, специалисты ОАО «РИТЭК» определили эффект от закачки реагента РИТИН в виде дополнительной добычи нефти в размере 11870 м . Для того чтобы подтвердить полученные результаты ПДО предложило ОАО «РИТЭК» провести еще одну работу по закачке ПГС РИТИН на двух скважинах месторождения Тулей-лат. Результаты проведения работ на месторождении Тулейлат представлены:

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Из проведенного исследования вытекает ряд выводов, основные из которых приведены ниже:

1. Предложена уточненная методика проектирования потокоотклоняющей технологии повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на основе полимерно-гелевой системы РИТИН-10, позволившая минимизировать риски по прибыли для сервисной и нефтяной компаний при реализации проекта применения технологии.

2. Методами математической статистики с использованием промысловых данных получена аналитическая зависимость изменения фильтрационного сопротивления обводненных слоев продуктивного пласта после обработки нагнетательной скважины оторочкой полимерно-гелевой системы. Использование данной расчетной модели позволяет повысить точность прогноза дополнительной добычи нефти (коэффициент корреляции прогнозных и фактических данных технологической эффективности увеличился с 0,51 до 0,73).

3. С помощью вычислительного эксперимента выявлены функциональные зависимости степени снижения обводненности добываемой продукции от ее текущих величин и значений коэффициента увеличения фильтрационного сопротивления в обводненных слоях прискважинной зоны пласта после применения потокоотклоняющих технологии. На базе полученных зависимостей предложен способ предварительной оценки технологической эффективности и выбора скважин для применения потокоотклоняющих технологий, который обеспечил многократное снижение затрат времени на проведение расчетов и принятие решений.

4. Предложен более совершенный способ управления рисками применения потокоотклоняющих технологий на примере использования полимерно-гелевой системы, отличающийся тем, что вместе с технологическим риском оценивается и экономический риск. Данный комплексный подход позволил повысить степень успешности проектов с 65 до 83%.

Предложена методология подбора объектов и отдельных скважин для применения ПГС РИТИН-10 на основе установленных критериев эффективного применения и условий реализации технологии с минимальными рисками.

Разработан алгоритм, который реализован в виде программного обеспечения для выбора наиболее эффективных параметров технологии применения полимерно-гелевой системы при минимальных рисках и наибольшей рентабельности для нефтяной и сервисной компаний.

Полученные результаты могут быть использованы для оценки эффективности применения других технологий увеличения добычи нефти, например, в процессе составления адресных программ интенсификации и увеличения нефтеотдачи на объектах добычи нефтяных компаний на предстоящий год.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Землянский, Вадим Валерианович, 2006 год

1. Балакин В.В., Власов С.А., Фомин А.В. Моделирование полимерного заводнения слоисто-неоднородного пласта. М.: Нефтяное хозяйство, 1998. - № 1. - С. 47-48.

2. Басниев К.С. и др. Анализ эффективности новых методов и агентов полимерного заводнения для повышения коэффициента нефтеизвлечения. — М.: Препринт. ГАНГ им. Губкина, 1998.

3. Берлин А.В. Исследование условий эффективного применения химреагентов для повышения нефтеотдачи пластов при заводнении // Фонды УдмуртНИПИнефть. Ижевск, 1993.

4. Борцов О.И., Зейнашвили Н.Ш., Титов В.И. Моделирование гелеобразования в пористой среде: Сб. научн. тр. ВНИИнефть. 1989. -Вып. 105.-С. 61-65.

5. Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В., Сургучев М.Л., Цынкова О.Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. -М.: Недра, 1983.

6. Ватутин В.А., Ивченко Г.И., Медведев Ю.И., Чистяков В.П. Теория вероятностей и математическая статистика в задачах. М.: Издательство «Агар», 2003. - 328 с.

7. Вентцель Е.С. Исследование операций: задачи, принципы, методология. — М.: Наука, 2001.

8. Вентцель Е.С., Овчаров Л.А. Теория вероятностей и ее инженерные приложения. М.: Академия, 2003. - 464 с.

9. Виноградов Г.В., Малкин А.Я. Реология полимеров. М.: Химия, 1977. - 438 с.

10. Власов С.А., Каган Я.М. О возможном механизме повышения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений, разрабатываемых в режиме заводнения. — М.: Нефтяное хозяйство, 2005.-№2.

11. Габдрахманов А.Г., Алмаев Р.Х., Кашапов О.С. и др. Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 4. - С. 30-31.

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

13. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.-285 с.

14. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. — М.: КубК-а, 1997.-352 с.

15. Гарнаев А.Ю. MS Excel 2002: разработка приложений. СПб.: БХВ-Петербург, 2003. -768 с.

16. Грайфер В.И., Владимиров А.И., Винокуров В.А., Фролов В.И., Галустянц В.А., Крылова Е.А. Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов // Патент Российской Федерации № 2159325.

17. Грайфер В.И., Галустянц В.А., Виницкий М.М. Методология и практика управления инновационной деятельностью (на примере нефтедобывающей промышленности): Монография. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 350 с.

18. Грайфер В.И., Даниленко М.А. Малый и средний бизнес в нефтяной промышленности России. Москва, 2000.

19. Грайфер В.И., Захаренко J1.T., Лисовский С.Н., Лемешко Н.Н., Галустянц В.А. Способ заводнения нефтяного пласта // Патент Российской Федерации № 2175383.

20. Грайфер В.И., Фаворский А.А., Шумилов В.А. Некоторые вопросы создания и функционирования отраслевого банка нефтегазовых технологий. М.: Нефтяное хозяйство, 2003. -№ 10.-С. 28-29.

21. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. и др. Применение полимеров в добыче нефти. М.: Недра, 1978.-213 с.

22. Григорьева О., Заволжский В.Б. Реагенты РИТЭКа на Ближнем Востоке. М.: Нефть и Газ Евразия, 2004. - № 3. - С. 32-34.

23. Губанов Б.Ф. Регулирование профилей приемистости нагнетательных скважин // Нефтяное хозяйство. -1981. № 12. - С. 39-42.

24. Дубров A.M. Обработка статистических данных методом главных компонент. М.: Финансы и статистика, 1978. - 136 с.

25. Жданов С.А., Сафронов В.И., Рябов O.JI. Эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи в различных геолого-физических условиях: Сб. научн. тр. ВНИИнефть. -1989.-Вып. 105.-С. 72-83.

26. Желтов Ю.В., Кудинов В.И. Термополимерное воздействие технология для рациональной разработки месторождений вязкой нефти в трещинно-поровых коллекторах // Нефтяное хозяйство. - 1993.-№ 10.-С. 45-54.

27. Заволжский В.Б., Идиятуллин А.Р., Крылов С.Ю. РИТИН-10: новый эффективный реагент для повышения нефтеотдачи пластов. // Технологии ТЭК. М.: Изд. д. Нефть и Капитал, 2003. - № 4. - С. 41-46.

28. Землянский В.В. К вопросу проектирования технологического эффекта от применения химического реагента РИТИН-10 // Нефтепромысловое дело. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2002. - № 6. - С. 44-48.

29. Землянский В.В. О приоритетах при выборе скважин-кандидатов для применения потокоотклоняющей технологии ПГС РИТИН-10. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2003. - № 7. - С. 49-52.

30. Зотов О.Г., Шумилов В.А. Банк данных нефтегазовых технологий как фактор интеграции информационного пространства. // Технологии ТЭК. М.: Изд. д. Нефть и Капитал, 2003. -№б.

31. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 414 с.

32. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Игдавлетова М.З. Методология выбора участков для воздействия МУН// Вестник инжинирингового центра ЮКОС, 2002. № 5. - С. 6-9.

33. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Середа И.А., Тазиев М.М. О методологии выбора участков для применения МУН на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. М.: Нефтепромысловое дело, 1999. - № 3. - С. 43-50.

34. Исследования реагента РИТИН-10 для повышения нефтеотдачи. Отчет НИР. Бугульма.: ТатНИПИнефть, 2002.

35. Казаков А.А., Павлов М.В., Федоров П.Н., Родин С.В. Новый аспект классификации методов воздействия на пласт. М.: Нефтепромысловое дело, 2003. - № 6. - С. 27-31.

36. Карпов В.Б., Круглыхин А.В. Технологическая и финансово-экономическая надежность разработки нефтяных месторождений. — М.: Изд-во Академии горных наук, 2000.

37. Карпов В.Б., Лемешко Н.Н. Результаты применения инновационных технологий ОАО «РИТЭК» на нефтяных месторождениях Султаната Оман. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2003. - № 7. - С. 45-48.

38. Карпов В.Б., Осипов А.В., Землянский В.В., Суркова М.Л. Оценка риска применения технологии повышения нефтеотдачи ПГС РИТИН-10. М.: Нефтяное хозяйство, 2004. - № 6. -С. 84-86.

39. Кондратцев С.А., Исмагилов Т.А. Результаты моделирования воздействия на нефтяной горизонт АС56 Мамонтовского месторождения сшитыми полимерными системами. М.: Нефтегазовое дело, 2004. - № 2. - С. 47-52.

40. Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения. Материалы семинара-дискуссии. Бугульма, 27 28 мая 1996 года. - Казань: Новое Знание, 1997. - 304 с.

41. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. Самара: Кн. изд-во, 1998.-368 с.

42. Курганов Д.В. Анализ чувствительности моделей пластовых систем к погрешностям в исходных данных // Вестник СамГУ Естественнонаучная серия. Специальный выпуск. -Самара: Вестник СамГУ, 2002. - С. 57-70.

43. Лабораторные исследования фильтрационных свойств реагента РИТИН. Отчет НИР, рук. Тимофеев А.П. ООО "КогалымНИПИнефть". - Когалым, 2001. - 100 с.

44. Лесничий В.Ф., Зазирный В.А., Родионов И.В., Панарина Г.И., Казаков А.А. и др. Методика оценки технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. Методические указания ОАО «ЛУКОЙЛ» (приказ № 95 от 21.05.2000 г.).

45. Лисовский Н.Н. Нефть за так не отдается. М.: Нефть России, 2004. - № 3.

46. Лисовский Н.Н., Авербух А.Г. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 1. Геологические модели, Часть 2. Фильтрационные модели). М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.

47. Лукасевич И .Я. Анализ финансовых операций. Методы, модели, техника вычислений: учебное пособие для вузов. М.: Финансы, ЮНИТИ, 1998. - 400 с.

48. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000. -516 с.

49. Лысенко В.Д. К расчету эффективности закачки РИТИНа в нефтяные пласты // Нефтепромысловое дело. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 2002. - № 3.

50. Лысенко В.Д. Определение эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. М.: Нефтяное хозяйство, 2004. - № 2.

51. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1987, 247 с.

52. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003, 638 с.

53. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993,312 с.

54. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. -М.: Недра, 2001 562 с.

55. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения. Патент Российской Федерации № 2188938.

56. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Способ разработки многопластовых месторождений. Патент Российской Федерации № 2142046.-14076. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Способ разработки нефтяной залежи. Патент Российской Федерации № 2142045.

57. Макаров А.В., Титова А.В., Клышников С.В. Пути снижения обводненности Лянторского месторождения. -М.: Нефтяное хозяйство, 2002. № 8. - С. 27-30.

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

59. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. — М.: Гостоптехиздат, 1953.

60. Методика оценки эффективности применения технологий увеличения нефтеотдачи при разработке месторождений Республики Татарстан. Утверждена на республиканской комиссии по вопросам недропользования Бугульма.: ТатНИПИнефть, 1999.

61. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992.-270 с.

62. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: Нефть и газ, 2003. - 816 с.

63. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: Нефть и газ, 1996.

64. Молчан И.А. Разработка технологии применения полимерсодержащих тампонирующих составов для снижения темпа обводнения нефтедобывающих скважин. Дисс. на соиск. уч.ст. к.т.н. Фонды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М.: 1993.

65. МР-01-001-01. Методика оценки технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. М.: Минэнерго РФ, 2004.

66. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Казань: Изд-во КГУ, 1999.

67. Муслимов Р.Х. Роль старых нефтедобывающих районов в энергетической стратегии России в первой четверти 21 столетия. М.: Нефтяное хозяйство, 2003. - № 4. - С. 11-15.

68. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского месторождения. Издание 2 т. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - Т. II, -286 с.

69. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского месторождения. Издание 2 т. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. — Т. I, -492 с.

70. Научно-методическое сопровождение опытно-промысловых испытаний технологии «РИТИН» на месторождениях ТПП «Покачевнефтегаз». Отчет НИР, рук. Галимов И.М. -ООО "КогалымНИПИнефть". Когалым, 2003. - 63 с.

71. Научно-методическое сопровождение опытно-промысловых испытаний технологии «РИТИН» на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз». Отчет НИР, рук. Галимов И.М. ООО "КогалымНИПИнефть". - Когалым, 2003. - 137 с.

72. Огажданянц В.Г., Афанасьева Д.Е., Щербинова Т.Г. Характеристика фильтрации водных растворов ПАА в низкопроницаемых коллекторах. М.: Тр. ВНИИ. - 1986. - Вып. 96 - С. 5-13.

73. Отчет по эффективности закачки ПГС РИТИН в скважину № 38 месторождения Тулейлат. Отчет ОПР, рук. Карпов В.Б. М.: ОАО «РИТЭК», 2002. - 32 с.

74. Оценка тампонирующей способности реагента РИТИН. Информационный отчет, рук. Губанов В.Б. ЗАО "Химеко-ГАНГ". - М., 2001. - 9 с.

75. Палий А.О. Исследование механизма нефтеотдачи при вытеснении нефти газообразными продуктами горения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. — М., 1974. 170 с.

76. Палий А.О. Режимы разработки нефтяных месторождений. М.: Нефть и газ, 1998. -134 с.

77. Палий А.О., Молчан И.А. О возможности использования псевдопластиков для ограничения водопритоков в нефтедобывающие скважины. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - № 1. - С. 36-39.

78. Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Оренбург: Оренбургское книжное изд-во, 1999. - 224 с.

79. Поддубный Ю.А., Жданов С.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Нефтяное хозяйство, 2003. - № 4. - С. 19-24.

80. Прохоров Ю.В. и др. Математический энциклопедический словарь. М.: Сов. энциклопедия, 1988. - 847 с.

81. РД 153-39.0-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. М.: Минтопэнерго РФ, 1997. - С. 61-68.

82. РД 153-39.0-088-01. Классификатор ремонтных работ в скважинах. М.: Минэнерго РФ, 2001.-100 с.

83. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. — М.: ФГУ «Экспертнефтегаз» Минэнерго РФ, 2002. С. 33-34.

84. Результаты опытно-промышленных работ проведенных в 2001-2002 гг. по повышению нефтеотдачи пластов полимер-гелевой системой РИТИН на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь». Отчет ОПР, рук. Карпов В.Б. М.: ОАО «РИТЭК», 2002. -62 с.

85. ИЗ. Родионов И. Новое или «хорошо добытое» старое? М.: Нефть России, 2003. - № 12. - С. 72-73.

86. Савицкая М.Н., Холодова Ю.Д. Полиакриламид. Киев: Техника, 1969. - 189 с.

87. Сделать правильный выбор // Вестник инжинирингового центра ЮКОС, 2002.

88. Стендовые исследования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств реагента «РИТИН-10». Информационный отчет, рук. Винокуров В.А. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - М., 2000. - 35 с.

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

90. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П., Зискин Е.А., Малютина Г.С. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. - 347 с.

91. Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Хлебникова М.Э., Сингизова В.Х. Изучение механизма применения сшитых полимерных составов // Труды 12-го европейского симпозиума повышение нефтеотдачи пластов. Казань: Экоцентр, 2003.

92. Токарева Н.А., Цынкова О.Э. Определение эффективности процесса вытеснения нефти раствором полимера, проявляющим неньютоновские свойства. // Тр. ВНИИ. Вып. 60. -М.: Недра, 1977.-С. 43-50.

93. ТУ 2216-001-13303015-03. Реагент «РИТИН-10».

94. Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа. М .: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 188 с.

95. Халимов Э.М. А что завтра? М.: Нефть России, 2003. - № 11. - С. 26-30.

96. Халимов Э.М. Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений. Избранные труды (1958-2000 гг.). М.: ИГиРГИ, 2001. - 656 с.

97. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. и др. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 184 с.

98. Храмов Р.А., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть». М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 527 с.

99. Чернова. Н.М. Математическая обработка экспериментальных данных. Часть 2. Введение в регрессионный и корреляционный анализ. Метод. Руководство / Международный педагогический университет. Магадан: Изд. МПУ, 1996. - 28 с.

100. Чернова. Н.М. Математическая обработка экспериментальных данных. Часть 3. Специальные методы анализа. Метод. Руководство / Международный педагогический университет. Магадан: Изд. МПУ, 1997. - 31 с.

101. Шахвердиев А.Х. Унифицированная методика расчета эффективности геолого-технических мероприятий. М.: Нефтяное хозяйство, 2001. - № 5.

102. Швецов И., Бакаев Г., Кабо В., Перунов В., Соляков Ю. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт. М.: Нефтяное хозяйство, 1994. - № 4. -С. 37-41.

103. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Самара: Российское Представительство Акционерной Компании «Ойл Технолоджи Оверсиз Продакшн Лимитед», 2000.

104. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года (Утверждена распоряжением правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. № 1234-р). М.: Нефть России, 2003.-№ 12.-С. 7-51.

105. Яковлев С.А., Кашапов Х.З., Валеева Г.Х., Землянский В.В. Оценка фактической эффективности применения МУН, осуществленных силами ОАО «ТН-Нефтехимсервис» на месторождениях ОАО «Татнефть». Самара: Интервал, 2001. - № 8. - С. 28-31.

106. Gogarty W.B. Mobility Control with Polymer Solutions. // Soc. Petrol. Engrs J. 1967. -V.7. - N 2.

107. Hossein H. Nouri and p. J. Root. A Study of Polymer Solution Rheology, Flow Behavior and Oil Displacement Processes. // Preprint «SPE». 1971.

108. Islam M.R., Faroug Ali S.M. New scaling criteria for polimer, emulsion and foam flooding experiments. // Journal of Canadien petroleum technology. July/aug., 1989. - V.28. - N 4. — p.79-87.

109. Mungan N. Improved Water Flooding through Mobility Control. // Canad. J. of Chem. Eng. -February, 1971.-V.49.

110. Mungan N. Know Jour Facts of Polymer Floods. // J. Canad. Petrol. 1967. - V.8. - N 6.

111. Mungan N., Smith F.W., Thompson S.L. Some Aspects of Polymer Floods // J. of Petroleum Technology. September, 1966.

112. Noik C., Audibert A.A. New Polymers For High Salinity And High Temperature /7th IOR European Sumposium. Moscow. -27-29.10.1993.

113. Patton J.T. e.t.c. Prediction of Polymer Flood Performance. // Soc. Petrol. Engrs J. 1971. -III-V. II.-N 1.

114. Polymer Raise Waterflood Efficiency // Oil and Gas J May 4,1964.

115. Pye D.S. Improved Secondary Recovery by Control of Water Mobility // J. of Petroleum Technology. August, 1964.

116. Sandiford B.B. Laboratory and Field Studies of Water Floods Using Polymer Solutions to Increase // Oil Recoveries. J of Petrol Technt I August, 1964. - N 16.

117. Slater G.E. and Farouqali G.M. Production of Sweep Efficiency in Polymer Flooding // Prod. Month. 1968. - N 10.

118. Kuchuk F, Sengul M and Zeybek M. «Oilfield Water: A Vital Resource», Middle East Well Evaluation Review 22 (November 22,1999): 4-13.

119. Kuchuk F, Patra SK, Narasimham JL, Ramanan S and Baneiji S: «Water Watching», Middle East Well Evaluation Review 22 (November 22, 1999): 14-23.

120. Kuchuk F and Sengul M. «The Challenge of Water Control», Middle East Well Evaluation Review 22 (November 22,1999): 24-43.