Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Андреев, Алексей Евгеньевич

• Андреев, Алексей Евгеньевич
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Андреев, Алексей Евгеньевич

Введение

1. Особенности геологического строения и состояние разработки Астраханского газоконденсатного месторождения

1.1. Общие сведения по месторождению

1.2. Геолого-физическая характеристика месторождения

1.2.1 Стратиграфия и литофациальная характеристика разреза

1.2.2 Тектоника

1.2.3 Литологические экраны в башкирском резервуаре АГКМ 17 * 1.2.4 Газонефтеносность разреза 12»

1.2.5. Типы коллекторов АГКМ

1.2.6. Основные параметры продуктивной толщи

1.2.7 Характеристика положения газоводяных контактов и переходных зон

1.2.8 Характеристика водонапорного бассейна 27 1.2.9. Состав сырья Астраханского ГКМ 3 О

1.3. Анализ разработки АГКМ 31 1.3.1. Концепции разработки АГКМ. Возможные объёмы добычи 31 1.3.2 Текущие пластовые давления и дренируемые запасы газа

1.3.3. Распределение проницаемости и начальных перепадов давления по площади АГКМ

1.3.4. Характеристика эксплуатационных скважин АГКМ 4О ^ 1.3.5. Подземное оборудование

1.3.6 Требования к трубным изделиям, работающим в среде Н28 4<

1.3.7 Технологический режим эксплуатации скважин

1.3.8 Система сбора и промысловая подготовка пластовой смеси

2. Анализ эффективности технологий интенсификации притока газа на скважинах АГКМ

2.1 Основные результаты выполненных работ по

1 интенсификации притока газа на АГКМ

2.2 Выбор объекта и технологии обработки

2.3 Этапы проектирования работ по интенсификации притока

2.4 Оборудование, применяемое при обработках пласта

2.4.1 Насосное оборудование

2.4.2 Емкости

2.4.3 Смесительные устройства

2.4.4 Нагнетательный манифольд, защита ФА и труб от высокого давления

2.4.5 Контрольно-измерительная и регистрирующая аппаратура

Ь 2.5. Материалы, применяемые при обработках пласта

2.6. Защита труб и подземного оборудования от коррозии

2.7 Оценка эффективности обработки

2.8. Геолого-статистический анализ эффективности технологий интенсификации добычи газа

2.8.1. Краткая характеристика и назначение метода главных компонент

2.8.2. Результаты применения метода главных компонент для группирования объектов воздействия

2.8.3. Характеристика и особенности групп скважин

2.8.4. Построение геолого-статистических моделей д^ эффективности СКО для выделенных групп

3. Исследование эффективности реагентов, применяемых при интенсификации добычи газа, выбор новых эффективных реагентов — замедлителей реакции кислоты с карбонатной породой

3.1. Исследование взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой

3.2. Исследования в динамических условиях

4. Анализ эффективности опытно-промышленных работ по применению кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа ЮЗ

4.1. Методы исследований скважин при стационарных режимах фильтрации ЮЗ

4.1.1 Изохронный метод Ю

4.1.2. Экспресс-метод исследования скважин Ю

4.1.3. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов

4.2. Модифицированный метод установившихся отборов

4.2.1. Основные положения

4.2.2. Обоснование времени стабилизации

4.3. Технология газодинамических исследований скважин на АГКМ

4.4. Результаты опытно-промышленных работ по испытанию кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия»

Актуальность темы исследований. Одной из актуальных проблем газовой отрасли является повышение эффективности эксплуатации скважин. Специфические горно-геологические условия залегания продуктивных пластов отдельных месторождений накладывают значительный отпечаток на технологические особенности эксплуатации скважин. Так, для Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) характерны: большая глубина и аномальные термобарические условия залегания неоднородных трещинно-поровых карбонатных коллекторов подсолевых отложений башкирского возраста, с одной стороны, а с другой — наличие в продукции скважин значительного количества таких неуглеводородных компонентов, как диоксид углерода и сероводород (кислых газов).

В этих условиях применение традиционных технологий интенсификации добычи газа не всегда оправдано, т.к., во-первых, это может вызвать необратимые изменения в продуктивном коллекторе, приводящим к невосполнимым потерям углеводородного сырья, а, во-вторых, серьезные отрицательные воздействия на окружающую среду экосистемы Прикаспийской низменности.

В этой связи повышение эффективности технологий интенсификации добычи природного сероводородсодержащего газа из крупных месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям Прикаспия, является весьма актуальным.

Цель работы. Повышение эффективности технологий интенсификации добычи газа с применением кислотных растворов избирательного действия в геолого-технологических условиях эксплуатации скважин АГКМ.

Основные задачи исследований

1. Выявить особенности геологического строения продуктивных пластов АГКМ путем обобщения накопленного объема геолого-геофизической и геолого-промысловой информации.

2. Выполнить геолого-промысловый анализ разработки АГКМ и систематизировать результаты применения технологий интенсификации добычи газа.

3. Построить геолого-статистические модели эффективности методов интенсификации добычи газа для идентифицированных групп скважин АГКМ, на основании чего выделить комплекс геолого-физических и технологических параметров, влияющих на величину и продолжительность эффекта и дать рекомендации по выбору объектов воздействия.

4. Создать новые, технологии интенсификации добычи газа с использованием кислотных составов избирательного действия для условий высоких пластовых температур, давлений и концентраций сероводорода.

5. Провести анализ промысловых и гидродинамических исследований и внедрить в практику газодобычи разработанные технологические решения применительно к условиям АГКМ.

Методы исследования. Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием современных экспериментальных методов (физических, химических, физико-химических) геолого-промыслового и геолого-статистического анализа разработки АГКМ и применяющихся методов интенсификации добычи, а также данных гидродинамических исследований скважин.

Научная новизна выполненной работы

1. Обобщены и систематизированы с учетом современных представлений данные о геологическом строении продуктивных пластов АГКМ и насыщающих их флюидов.

2. Проанализировано современное состояние разработки АГКМ и применяющихся методов интенсификации добычи газа.

3. На основании выполненного многоуровнего геолого-статистического анализа проведено группирование технологий и объектов воздействия и построены регрессионные модели, позволяющие осуществлять выбор скважин под обработки и прогнозировать их технологическую эффективность.

4. Экспериментально обоснованы новые кислотные составы реагентов для интенсификации добычи газа применительно к геолого-физическим условиям АГКМ.

5. В результате интерпретации данных гидродинамических исследований скважин оценена эффективность и установлены геолого-технологические особенности реагирования призабойных и удаленных зон скважин на предложенные методы воздействия на пласт.

Основные защищаемые положения

1. Геолого-статистические модели эффективности методов интенсификации добычи газа по выделенным группам скважин АГКМ.

2. Результаты экспериментального изучения особенностей взаимодействия кислотных растворов избирательного действия с пластовой системой АГКМ.

3. Геолого-технологические особенности применения технологии интенсификации добычи газа с использованием кислотных растворов избирательного действия на скважинах АГКМ.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Создана методика выбора скважин под различные модификации соляно-кислотных обработок призабойной зоны пласта.

2. Разработана технология интенсификации добычи газа с использованием кислотных растворов избирательного действия.

3. Предложенные в диссертационной работе методика и технология внедрены на 24 скважинах АГКМ, в результате чего получена дополнительная добыча газа 140,9 млн. м , а экономический эффект составил 32,7 млн. руб.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на: конференции молодых специалистов, посвященной 50-летию ВНИИГаза (Москва, 1999 г.); 2-й региональной научно-практической конференции (Кремсовские чтения, Ухта, 1999 г.); Международной конференции по проблемам добычи и переработки нефти и газа в перспективе международного сотрудничества ученых Каспийского региона (Астрахань, 2000 г.); научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти (Уфа, 2002); заседаниях технического совета ГПУ «Астраханьгазпром» (Астрахань, 2003, 2004 гг.) и ученого совета НИИнефтеотдача АН РБ (Уфа, 2003, 2004 гг.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 12 печатных работ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, основных выводов и рекомендаций.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Андреев, Алексей Евгеньевич

Выводы по разделу

1. Содержание в соляной кислоте полимерных реагентов АКВА ПАК и КМЦ в количестве 0,45 - 2,0% позволяет на прядок уменьшить интенсивность её взаимодействия при фильтрации через образец карбонатной породы при комнатной температуре (25°С). Это объясняется вязкостными свойствами полимеров.

2. С повышением температуры среды до 80°С и выше вязкость водных растворов полимеров снижается и приближается к вязкости воды, в этих условиях применение полимеров для регулирования скорости реакции соляной кислоты с карбонатным продуктивным пластов АГКМ не рекомендуется.

3. Исследование реагентов ДН 0910м, ЗСК и СНПХ 650А1 для регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показало их высокую эффективность. Полученные результаты позволяют рекомендовать реагенты этого класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах АГКМ.

4. Анализ эффективности опытно-промышленных работ по применению кислотных растворов избирательного действия для интенсификации добычи газа

Как было показано в разделе 2 основным видом определения эффективности технологий интенсификации добычи газа является проведение газогидродинамических исследований. В настоящее время исследование газовых и газоконденсатных скважин и обработка полученных результатов осуществляются в соответствии с действующей «Инструкцией по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» [12, 13]. На Астраханском ГКМ газогидродинамические исследования проводятся методом установившихся отборов (МУО) при стационарных режимах фильтрации и методом неустановившихся отборов.

4.1. Методы исследований скважин при стационарных режимах фильтрации

Установившаяся плоскорадиальная фильтрация реального газа при нелинейном законе фильтрации описывается уравнением:

И>

Lu + fpu2

4.1) dR к полагая к, JLI,Z независимыми от Р и Т получим выражение:

P2K-P*=aQ + bQ2 (4.2) если RK))RC и Р* = const, значения АиВ запишутся в виде: яккТ^ Я, п Т 7 г ст ст пл

2 лЧКТ.

11 я. ст \ "с к /

Время стабилизации давления и отборов зависит от фильтрационно-емкостных параметров пористой среды и насыщающих её жидкостей и газов. Полученные зависимости позволяют определять параметры пласта [12].

Установившиеся стационарные режимы фильтрации, такие, при которых измеряемые параметры, в течение определенного времени, остаются постоянными в пределах погрешности приборов. Поэтому метод называют ещё методом установившихся отборов.

Технология проведения исследования при стандартной методике заключается в последовательной смене режимов работы скважины (прямой ход) в направлении увеличения дебита и уменьшения забойного давления, в сочетании с регистрацией процесса стабилизации и восстановления давления между режимами (рис. 4.1). Обычно проводится 5 режимов прямого хода, с увеличением дебита и 3 режима обратного хода.

Стандартный метод установившихся отборов требует полной стабилизации рабочего давления и дебита скважины на каждом режиме и полного восстановления давления между режимами. Это обстоятельство значительно усложняет задачи исследований скважин на месторождениях, с низкопроницаемыми коллекторами введенных в разработку в последние годы.

Например, время восстановления давления для скважин Астраханского газоконденсатного месторождения составляет от нескольких недель до нескольких месяцев, при такой длительности остановки, в зоне дренирования данной скважины может наблюдаться снижение пластового давления за счет дренирования пласта соседними скважинами.

А Рст

Метод установившихся отборов

Время

Рис.4.1. Изменение давления при исследовании методом установившихся отборов (стандартная методика)

Поэтому для месторождений с длительным восстановлением пластового и стабилизацией забойного давления и дебита разработаны различные модификации стандартного метода, позволяющие ускорить процесс исследования [14, 15]:

- Изохронный метод;

- Ускоренно-изохронный метод;

- Экспресс метод;

- Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов.

4.1.1 Изохронный метод

В основу изохронного метода исследования скважин заложено не условие практически полной стабилизации режимов, а отработка их в течение времени, которое определяется по формуле: 0,348 • 10"3 кРс^ / т/Ж^ (4.3) где к и ¡л - коэффициенты проницаемости пласта и вязкости газа;

Рср - среднее пластовое давление; Кс — радиус скважины; 1р — время работы скважины после пуска.

Исследование скважины производится в течение одинаковых отрезков времени с различными дебитами. Обязательное условие - после каждого режима эксплуатации скважина останавливается до полного выравнивания давления в пласте.

Технология испытания скважин изохронным методом. Измеряется или определяется расчетным путем пластовое давление. Затем пускают скважину в работу с дебитом Ql на время tp~Ъ0 + 60 мин. [15]. Замеряют:

- <2,1(11Р) - д2$2р) - о,з(гзР)

- Рзаб(1р) ~ Рзаб(2р) ~ Рзаб(Зр)

После измерений скважина закрывается на полное восстановление давления до Рст устьевого до начала исследований. Следующий режим задаётся большим дебитом и меньшим Рзаб • На втором и последующих режимах аналогично первому по истечении времени tp измеряют давление, температуру и расход газа и закрывают скважину до полного восстановления давления. Характер изменения устьевого давления представлен на рис.4.2.

Изохронный метод исследования скважин. при исследовании скважины изохронным методом tpi=tp2= . = tpn = const; tej < te2 < te3 < ten

Модификацией изложенного метода является ускоренно-изохронный метод испытания скважины. Основное отличие модифицированного метода от стандартного заключается в том, что при проведении испытания не добиваются полного восстановления пластового давления. Давление восстанавливается до ¡величины Рт.уСл = (0,95 0,98) Рт (на рисунке показано мелким пунктиром), и, соблюдая условие Рпл.усл1 ~ Рпл.усл2 = Рпл.усл.п ~ const испытывают скважину на нескольких режимах. За счет того, что Рпл.усл достигается в течение нескольких часов существенно сокращается продолжительность испытания скважины.

Обработка результатов. Результаты испытания скважины изохронным методом обрабатываются, согласно двучленному закону фильтрации, по формуле:

Р1 - Р1б ((„ ) = а((р ШР ) + Щ, )в2 ) (4.4) где Рзаб(~ забойное давление, соответствующее времени, tp — время работы скважины, не более 60 мин и одинаковое на всех режимах испытания скважины; 0,^р) — дебит скважины, соответствующий времени tp, (л(tp) — коэффициент фильтрационного сопротивления, зависящий от свойств пористой среды, свойств флюида и от радиуса дренирования. Чем больше время 1р, тем ближе я(1р) к своему истинному значению, (радиус зоны дренирования доходит до контура питания). Структура коэффициентов а@р) и Ь^р) следующая:

Фр) = №РатТт \ъЩр)1КсУпк1гТст (45) где , X - соответственно коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления; ^ пл., ^ст. — пластовая и стандартная температуры; И - толщина пласта; к — коэффициент проницаемости пласта; Ис — радиус скважины; — радиус зоны дренирования, охваченный скважиной за время работы ^. Коэффициент Ь для совершенной скважины также зависит от продолжительности стабилизации давления и дебита, но значительно в меньшей степени:

Щр)=Ра^Тт{\1Яс -мщ^птгмт^ (4.6) где / — коэффициент макрошероховатости, зависящий от пористости, проницаемости, формы и извилистости фильтрационных каналов.

Обрабатывая результаты испытания в координатах 2 2 от <2(1р) определяем коэффициент а@р), как отрезок, отсекаемый на оси ординат, и коэффициент Ь, как тангенс угла наклона прямой.

Однако, для скважин Астраханского ГКМ время достижения 95^98%

Рпл будет обозначать остановку испытуемой скважины на месяц и более, что делает неприемлемым использование как стандартного изохронного, так и ускоренно-изохронного метода.

4.1.2. Экспресс-метод исследования скважин

Продолжительные времена испытания изохронным и даже ускоренно-изохронным методом скважин, вскрывшим пласты с низкими коллекторскими свойствами, а также исследование скважин на поисково-разведочных площадях, когда в составе газа присутствуют Н28, послужили предпосылками к созданию метода значительно сокращающего процесс исследования. Он получил название экспресс-метода. Суть его состоит в том, что промежутки времени работы скважины на режиме и время восстановления давления после каждого режима равны (рис.4.3.).

Экспресс-метод исследования скважин.

Рис.4.3. Характер изменения давления в процессе исследования скважины экспресс методом

Iр2 ••• ^рп ^в1 • •• ^вп сотг

Технология испытания скважины экспресс-методом. Перед исследованием измеряют или определяют по известному статистическому давлению пластовое давление.

Затем скважину пускают в работу с дебитом на время tpl =

1200-И 800с. Замеряют:

- - 02((2р) - ОзОзр)

- Рзаб(1р) - Рзаб(2р) ~ Рзаб(Зр) затем закрывают скважину на время /в. Для получения корректных результатов важно чтобы tp = Затем скважину пускают на следующем режиме и т.д. соблюдая вышеперечисленные условия [12].

Обработка результатов. Уравнение притока газа к скважине при соблюдении условия экспресс-метода имеет вид: р1 -Р;,ар)=а(1р№р)+ьо!(1р)+рс1(1р) (4.7)

Коэффициент С(1р) в формуле (4.7) зависит от числа и порядкового номера режима и легко определяется для различных режимов:

С7 = 0; С2 =0,176 б,; С3 = 0,097 & +0,176

С4 = 0,067 <2]+0,097 б, + 0,176 д3;

С5 = 0,051 б; + 0,067 <2^0,097 <22 + 0,176 д3 и т.д.

Обработка результатов испытания экспресс-методом проводится в координатах: от б/ЙЛ что позволяет определить коэффициенты фильтрационных сопротивлений а^р) и Ъ. Как видно из формулы (4.7) результаты испытания экспрессметодом могут быть обработаны только при известном коэффициенте Р, определяемом как тангенс угла наклона кривой восстановления давления, обработанной в координатах р (О от 1& * . Поэтому, для обработки результатов испытания этим методом необходимо снять хотя бы одну кривую восстановления давления.

4.1.3. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов

Метод был разработан с целью уменьшения времени испытания скважин за счет сокращения продолжительности восстановления давления между режимами. Динамика изменения устьевого давления при применении стандартного метода показана на рис.4.4.

Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов.

Рис. 4.4. Характер изменения давления в процессе исследования скважины методом монотонно-ступенчатого изменения дебитов

Технология испытания. Метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов заключается в следующем:

Скважину, работающую с установившимся дебитом и забойным давлением Рзаб. останавливают на время явно не достаточное для восстановления давления до Рт, обычно принимают равным t0 = 4-10 ч. (4.8)

К концу времени пластовое давление восстанавливается jxoPq.

Далее скважину отрабатывают на нескольких (5-6) режимах следующим образом:

Скважину пускают в работу на первом режиме с дебитом Q} (tp) на время tp. По истечении tp фиксируют Рзаб, t и Q скважины после чего скважину с остановкой не более 120 — 180 с. переводят на новый режим работы с дебитом Q2 (tp). Продолжительность работы скважины на режимах должна быть одинакова и определяется по формуле: tpi =tp2=tp3= . = tpn= Const tpn = (0,08 - 0,2 tn) (4.9) «

Принимая во внимание условия (4.8), (4.9) получаем tp = 0,32 - 2,0 час. При испытании скважин должно соблюдаться условие

Qo< Qi< Q2 - < Qn

Обработка результатов испытания проводится по формуле:

Р2о -ЛЧ) = ^р)в((р)+Ь22(1р) (4.10)

Применение метода монотонно-ступенчатого изменения дебита в том виде, как он представлен в литературе [12], затруднено на Астраханском газоконденсатном месторождении в основном из-за большого времени стабилизации режима.

Для подтверждения сказанного ниже представлена таблица 4.2, в которой приведены данные газодинамических исследований и расчетные величины, полученные применением различных методов. В таблице 4.2 приведены исследования, выполненные в сентябре 1998 на скважине №51 АГКМ. Исследования проводились с замером забойных давлений на режимах, что позволяет исключить ошибки в расчетах Рзаб. Данными для экспресс метода послужили исследования проведенные в то же время, но в скважине №52, так как для расчетов этим методом необходимо наличие снятой КВД непосредственно перед проведением исследований на стационарных режимах. По наклону КВД определен коэффициент Д

Заключение

1.Уточнены наиболее характерные особенности геологического строения продуктивных пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов Астраханского газоконденсатного месторождения, оказывающие существенное влияние на эффективность извлечения газа и конденсата:

• высокая неоднородность низкопроницаемых карбонатных порово-трещинных коллекторов;

• аномальные термобарические условия;

• значительное количество в составе добываемой продукции таких неуглеводородных компонентов как сероводород и диоксид углерода, называемых также кислыми газами;

• фазовые превращения насыщающих флюидов.

2.В результате анализа разработки АГКМ и применяющихся технологий интенсификации добычи газа установлено, что:

• основным видом интенсификации притока флюидов являются различные виды соляно-кислотной обработки призабойной зоны скважин: соляно-кислотная ванна, соляно-кислотная обработка, метанольно-соляно-кислотная обработка, закачка углеводородно-кислотных эмульсий, гидрокислотный разрыв пласта;

• в процессе эксплуатации скважин рекомендуются проводить обработки призабойных зон скважин на трех технологических уровнях: (1) СКО с ЗСК объемом 90-120 м3, (2) метанольно (спирто)-кислотная или эмульсионная обработки с объемом закачки 150-200 м , (3) гидрокислотный разрыв пласта с объемом кислотного раствора 150-300 м ;

• для повышения эффективности солянокислотного воздействия на пласт необходимо применение кислотных растворов избирательного действия, позволяющих снизить скорость взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой и увеличить тем самым глубину проникновения ее в продуктивный пласт.

З.На основании выполненного геолого-статистического анализа методом главных компонент произведена дифференциация эффективности различных технологий СКО по выделенным группам скважин и получены регрессионные модели, позволяющие оценивать и прогнозировать изменение продуктивности и гидропроводности пласта в зависимости от его геолого-физических характеристик и технологических параметров применяемых методов воздействия.

Экспериментальное исследование применения реагентов ЗСК, ДН 09 ЮМ и СШIX 6510А для регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с карбонатной породой показало их высокую эффективность, а полученные результаты позволили рекомендовать реагенты этого класса для промышленных испытаний на эксплуатационных скважинах АГКМ.

5.В результате проведения комплекса опытно-промышленных работ и газодинамических исследований на 24 скважинах АГКМ установлено, что разработанная технология интенсификации добычи газа с применением кислотного раствора избирательного действия позволяет в увеличить продуктивность скважин на 75%, получить дополнительную добычу газа — 140,9 млн. м3, конденсата — 49320 т. Прибыль от внедренной технологии за первое полугодие 2004 года по сравнению с базовой составила 32,7 млн. руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Андреев, Алексей Евгеньевич, 2004 год

1. Геологические отчеты Газопромыслового управления за 1986 2003 года.

2. Совершенствование систем разработки продуктивных пластов Ново-Елховского месторождения: Учебное пособие/ В.Е. Андреев и др. -Уфа: издательство УГНТУ, 2001.-164 с.

3. Геологические отчеты Газопромыслового управления за 1986 2003 года., Проект разработки Астраханского месторождения. - М.: ВНИИгаз, 2001.-589 с.

4. Экспертное заключение № 2.1 по конструкциям и проектным технологическим параметрам работы скважин АГКМ. Астрахань: 1997.-56 с.

5. Экспертное заключение № 2.3 по техническому состоянию и ресурсу НКТ, эксплуатационных колонн и внутрискважинного оборудования промыслов Астраханского ГКМ. Астрахань: 1997. - 65 с.

6. Отчёт о научно-исследовательской работе "Разработка технологии защиты оборудования скважин высокосернистых газоконденсатных месторождений методом закачки ингибитора в пласт". Астрахань: АНИПИгаз, 1995.-78 е.,

7. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. м.: Недра. 1984. - 322 с.

8. Цхай В.А. Лященко A.B.: Филиппов А.Г. Рекомендации по ингибированию соляной (абгазной) кислоты при проведении солянокислотных обработок на скважинах Астраханского ГКМ. -Астрахань: АНИПИгаз, 1995.-41 е.,

9. Амиян В.А., Уголев В.А. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. - 259с.

10. Ю.Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химреагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991. -205 с.

11. П.Логинов В.Д. Малышев Л.Г., Гарифуллин III.C. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966. - 287 с.

12. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин — М.: Наука, 1995, — 523с.

13. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под. Ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. М.: Недра, 1980,-301с.

14. Г.А. Зотов, С.М. Тверковкин Газогидродинамические методы исследований газовых скавжин-М.: Недра, 1970, — 192с.,

15. Ю.П. Коротаев. Определение параметров пласта и энергосберегающего дебита с учетом верхней границы применимости закона Дарси./Отраслевой сборник научных трудов — М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1990, -с.90 109 с.

16. А.С. 1562435 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ для обработки призабойной зоны карбонатного пласта / И.А. Галанин, JI.M. Зиновьева, А.Д. Осташ, P.E. Шестирикова, Г.П. Ли, А.З. Саушин,

17. A.c. 1647202 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.Н. Цыбизов, Ю.М. Басарыгин, Н.Ф. Больбат, E.H. Рылов. В.М. Лачимов, В.И. Соколов. Заявл. 19.05.89. 0публ.07.05.91. Б.И.№17.

18. A.c. 1745898 СССР, МПК 6Е 21 В 43/27. Способ отбора жидкостей из подземного резервуара / B.C. Семенякин, А.З. Саушин, E.H. Рылов, А.И. Банькин. Заявл. 24.08.89. Опубл. 07.07.92. Б.И.№25.

19. A.c. № 1803546 СССР, МПК Е21 В 43/26; С 09 К 7/02. Состав для гидравлического разрыва пласта / Л.И. Мясникова, Н.В. Рябоконь,

20. B.B. Медведева, В.А. Киреев, Н.Е. Середа, А.З. Саушин, Е.Н.Рылов, A.B. Калачихин. Заявл.04.04.91. Опубл.23.03.93. БИ № И.

21. A.c. № 1808858 СССР, МГЖ С09 К 7/06. Эмульсионный состав для обработки скважин. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.М. Басарыгин, E.H. Рылов, А.П. Артамохин, В.Г. Перфильев, В.А. Алчинов, Ю.Н. Чибизов. Заявл. 19.12.90. Опубл. 15.04.93. БИ№ 14.

22. A.c. 1808859 СССР, МПК С09 К 7/06. Эмульсионный состав для обработки скважин. / Д.Ф. Матвеев, А.З. Саушин, Ю.М. Басарыгин, E.H. Рылов, А.П. Артамохин, ВТ.Перфильев, В. А. Алчинов, Ю.Н. Цибизов. Заявл. 19.12.90. Опубл. 15.04.93.Б.И. № 14.

23. Патент № 1835136 Россия, МПК С09 К 7/06. Способ очистки призабойной зоны пласта/ В.Е. Шмельков, В.М. Найденов, Ю.В.Терновой, А.З.Саушин, А.Ф. Ильин. Заявл. 05.12.89. Опубл. 10.03.95. Б.И.№ 7.

24. Саушин А.З., Прокопенко В.А. Новая технология интенсификации притока на основе фосфороорганических комплексонов / В сб. "Проблемы освоения Астраханского газоконденсатного Комплекса". Труды АНИПИГАЗ. Астрахань. -1999. -с. 146-149.

25. Саушин А.З., Токунов : В.И., Поляков Г.А., Шевяхов A.A., Прокопенко В.А. Зависимость межколонных давлений от кислотных обработок / В сб. "Проблемы освоения Астраханского31.газоконденсатного комплекса". Труды АНИПИГАЗ. Астрахань. -1999.-е. 170-173.

26. Круглов Ю.И., Саушин А.З., Сиговатов Л.А. Об одном критерии оптимизации добычи газа / В сб. "Теория и практика добычи, транспорта и переработки газоконденсата". Вып.1. РАЕН, АНИПИГАЗ. Астрахань. - 1999. - с. 115-119.

27. Шевяхов А.А, Саушин А.З., Поляков Г.А., Прокопенко В.А., Поляков И.Г. Справочно-информационный комплекс АГКМ фонд скважин. Свидетельство о регистрации № 2000610856. Зарегестрировано 06.09.2000. Приоритет 05.01.2000.

28. Саушин А.З., Токунов В:И., Прокопенко В.А. Интенсификация притока газа // Газовая промышленность. 2000. - № 8. -с.28-30.

29. Саушин А.З, Токунов В.И. Гидрофобно-эмульсионные растворы на основе биологически активной дисперсионной среды//Нефтяное хозяйство.-2000.-№7.- с.16-18.

30. Саушин А.З., Токунов В.И., Прокопенко В.А. Технология интенсификации притока газа из порово-трещинных коллекторов большой мощности // Промышленность России. 2000. - № 10-с. 4245.

31. Саушин А.З., Поляков Г.А., Прокопенко В.А. Совершенствование технологии СКО на АГКМ. / В сб. "Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений". Научные труды АНИПИГАЗ. -Астрахань. -2001.-е. 172-175.

32. Саушин А.З., Поляков Г.А., Токунов В.И. К вопросу о влиянии технологии интенсификации на величину извлекаемых43.запасов газа. / В сб. "Разведка и освоение нефтяных и газоконденсатных месторождений". Научные труды АНИПИГАЗ. Астрахань. -2001.-е. 179-180.

33. Викторин В.Д, Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей.-М: Недра, 1988, 150с.

34. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / M.JI. Сургучев, В.И. Колганов, A.B. Гавура и др.- М: Недра, 1987, 230с.

35. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов.-Самара: Кн. изд-во, 1996,440с.

36. Логинов Б.Г., Малышев Л.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин.- М: Недра, 1966, 219с.

37. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти карбонатных коллекторов/ Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. // Учебное пособие-Уфа: Из-во УГНТУ, 1997.-137с.

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

39. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов/ Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура A.B. и др. М.: Недра, 1987, 230 с.

40. Головко С.А., Ефанова Э.А., Вайсман МДН. Кинетика взаимодействия серной кислоты и реагентов на её основе с карбонатной породой пласта.- Нефтепромысловое дело: РНТС / ВНИИОЭНГ, 1978, N6.

41. Иванов Р.В., Богданов Ц.М., Семенов Ю.В. Исследование кинетики растворения карбонатных пород в кислотных растворах на установке УИПК-IM,- Нефтепромысловое дело:РНТС/ВНИИОЭНГ, 1974, N12, с.21-24.• <

42. Качмар Ю.Д. Проектирование кислотной обработки поровых слабокарбонатных коллекторов.-Нефт. хозяйство, 1981,Ы1, с.33-35.

43. Киреев В. А., Назаров В.М. Результаты экспериментальных исследований растворения углекислого кальция соляной кислотой.-Тр./Всес.н.-и. ин-тгаз. прм-сти, 1974, вып.1, с.117-124.

44. Мищенков И.С. Влияние некоторых факторов на глубину проникновения активной соляной кислоты в карбонатную пористую среду. -Тр./Перм.политехн.ин-т,1970, N66, с.68-72.