Совершенствование технологии физико-химического воздействия на нефтяные залежи гранитного фундамента: на примере месторождения "Дракон" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Каримов, Сирин Салаватович

• Каримов, Сирин Салаватович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Каримов, Сирин Салаватович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДРАКОН»

1.1. Общие геологические сведения о залежи

1.2. Применяемая система заводнения

1.3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки

1.4. Положение текущего водонефтяного контакта

1.5. Выводы по главе 1

2. ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗМА УВЕЛИЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ МЕТОДОМ ЗАКАЧКИ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

2.1. Методы закачки поверхностно-активных веществ в сочетании

с традиционными методами

2.2. Некоторые поверхностно-активные вещества, применяемые

для увеличения нефтеотдачи

2.3. Научное обоснование механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи методом закачки поверхностно-активных веществ

2.4. Улучшение вязкости закачиваемых флюидов композицией поверхностно-активных веществ

2.5. Выводы по главе 2

3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ КОМПОЗИЦИЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ

3.1. Цели лабораторных исследований и механизм воздействия процесса

3.2. Химические реагенты и используемое оборудование

3.3. Исследование поверхностного натяжения между нефтяной

и водной фазами

3.4. Определение возможности смешивания систем поверхностно-активных веществ с морской водой

3.5. Исследование термостойкости композиций поверхностно-активных веществ

3.6. Определение оптимальных составов и концентраций систем поверхностно-активных веществ

3.7. Выводы по главе 3

4. ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ И ОТОРОЧКОЙ КОМПОЗИЦИЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНОГО ВЕЩЕСТВА НА МОДЕЛИ ПЛАСТА ЗАЛЕЖИ

ФУНДАМЕНТА

4.1. Моделирование пласта залежи фундамента

4.2. Взаимодействие с морской водой и поверхностное натяжение на границе «нефть - раствор» в различных температурных измерениях

4.3. Исследование степени адсорбции поверхностно-активных

веществ на поверхностях пород фундамента

4.4. Исследование изменения адгезионно-смачиваемости

поверхности пород

4.5. Исследование действия композиций поверхностно-активных веществ на капиллярную автопроницаемость

4.6. Исследования процесса вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента

4.7. Изучение влияния рН в процессе выдержки и нагнетания на термостойкость опытных композиций поверхностно-активных веществ

4.8. Исследование влияния пластовых вод на термостойкость

опытных композиций поверхностно-активных веществ

4.9. Композиции поверхностно-активных веществ с разными концентрациями добавок с целыо улучшения вязкости

4.10. Испытание вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента

4.11. Выводы по главе 4

5. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ КОМПОЗИЦИЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ И ЕЕ АПРОБАЦИИ В ПРОМЫШЛЕННЫХ УСЛОВИЯХ

5.1. Оценка эффективности на гидродинамической модели

5.2. Основные требования к техническим характеристикам композиций поверхностно-активных веществ

5.3. Разработка технологии физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ при заводнении

5.4. Выводы по главе 5

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии физико-химического воздействия на нефтяные залежи гранитного фундамента: на примере месторождения "Дракон"»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Текущий этап эксплуатации месторождения «Дракон» усугубляется проблемами, связанными с поздней стадией его разработки: неравномерной выработкой запасов, ростом обводненности добываемой продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, повышением вязкости нефти за счет ее окисления при контакте с кислородом, растворенным в нагнетаемой в пласт воде, увеличением концентрации асфальтосмолистых веществ, старением и износом фонда скважин и т.д. В этих условиях доизвлечение остаточных запасов нефти невозможно без применения специальных методов и технологий воздействия на продуктивные пласты, направленных на вовлечение в разработку всех типов остаточной нефти и эффективное освоение месторождений тяжелой высоковязкой нефти, с целью повышения нефтеотдачи пластов (ПНП). В отличие от обычной нефти, высоковязкая тяжелая нефть с содержанием асфальтосмолистых веществ выше критического значения является высококонцентрированной ассоциированной дисперсной системой, осложняющей ее добычу, подготовку и транспортирование и требующей применения специальных технологий, одной из которых является закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Однако, экономическая эффективность применения метода нагнетания ПАВ в прошлом была низкой, поэтому не нашла широкого применения в промышленной практике. Рост цен на нефть и возможность синтезировать и производить термостойкие и солестойкие ПАВы со значительно низкими, в сравнении со старыми ценами, сделали актуальным их применение в нефтедобыче.

Диссертационная работа направлена на решение этой актуальной задачи - разработку и совершенствование технологии физико-химического воздействия на залежи гранитного фундамента и в целях увеличения дебита добывающих скважин для условий месторождений СР Вьетнам.

Цель работы. Повышение нефтеотдачи залежи фундамента за счет технологии физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ при заводнении.

Основные задачи исследований

1. Анализ эффективности разработки залежи гранитного фундамента месторождения «Дракон» и исследование механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи.

2. Разработка композиций поверхностно-активных веществ для увеличения коэффициента вытеснения нефти при заводнении залежи фундамента месторождения «Дракон».

3. Экспериментальное исследование композиций поверхностно-активных веществ для увеличения коэффициента вытеснения нефти.

4. Разработка технологии физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи залежи гранитного фундамента.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач базируется на использовании современных методов статистического анализа обработки геолого-промысловой информации, оценки эффективности систем разработки нефтяных месторождений с применением физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ, лабораторных и промысловых исследованиях с применением физического моделирования изучаемых процессов.

Научная новизна

1. Научно обоснованы принципы создания композиций поверхностно-активных веществ с целью повышения коэффициента нефтеотдачи залежи гранитного фундамента.

2. Исследованы на пластовых моделях фундамента и предложены новые композиционные составы и термостойкие добавки-полимеры, улучшающие свойства композиций поверхностно-активных веществ.

3. Установлен механизм вытеснения нефти из пород фундамента при применении композиций на основе ПАВ.

На защиту выносятся:

метод исследования механизма увеличения коэффициента нефтеотдачи с помощью поверхностно-активных веществ;

- рецептура новых композиций поверхностно-активных веществ, состоящих из смеси этоксилированного и пропоксилированного сульфата, а-олефин сульфоната и алкилфенол этоксилата, для повышения коэффициента нефтеотдачи залежи фундамента;

- технология увеличения нефтеотдачи пластов новыми композициями поверхностно-активных веществ;

- результаты опытно-промышленных работ по рекомендациям автора.

Практическая ценность работы

Разработаны новые составы и технология физико-химического воздействия на залежи гранитного фундамента.

Результаты лабораторных и промысловых исследований, новые составы и технология применения прошли апробацию на месторождении «Дракон» СП «Вьетсовпетро» (Социалистическая Республика Вьетнам). Пилотное внедрение разработанного комплекса и технологий позволило за 10 месяцев получить дополнительно 8,59 тыс. т нефти, а чистая прибыль 1,14 млн долларов США.

Апробация результатов работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

• семинарах НИПИморнефтегаз (2010 - 2013 гг., г. Вунгтау, Вьетнам);

• научно-технических советах СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз (2010-2013 гг., г. Вунгтау, Вьетнам);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXI

международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2013» (г. Уфа, май 2013 г.);

• тринадцатой Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XIII Юбилейного российского энергетического форума (г. Уфа, октябрь 2013 г.);

• Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» в рамках Нефтегазового форума и XXI международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии -2014» (г. Уфа, май 2014 г.).

1. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «ДРАКОН»

1.1. Общие геологические сведения о залежи

Текущий этап эксплуатации месторождения «Дракон» усугубляется проблемами, связанными с тем, что он находится в падающей стадии разработки, характеризующейся дальнейшим нарастанием негативных факторов: неравномерной выработкой запасов, ростом обводненности добываемой продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, повышением вязкости нефти, связанным с ее окислением при контакте с кислородом, растворенным в нагнетаемой в пласт воде, увеличением концентрации асфальто-смолистых веществ, старением и износом фонда скважин и т.д. В этих условиях доизвлечение остаточных запасов нефти невозможно без применения специальных методов и технологий воздействия на продуктивные пласты с целью повышение нефтеотдачи пластов (ПНП).

Ограниченное применение современных технологий повышения нефтеотдачи приводит к тому, что коэффициент извлечения нефти (КИН) сокращается за десятилетие на 3-4 %. Потому уже сегодня необходимо интенсивно внедрять новые передовые технологии, направленные на вовлечение в разработку всех типов остаточной нефти на месторождениях, вступивших в завершающую стадию эксплуатации, и эффективное освоение месторождений тяжелой высоковязкой нефти [56, 60 - 62].

На фундаменте месторождения «Дракон» нефть открыта скважиной Я-14 и последующими скважинами 1121 и 22, наиболее приподнятая часть структуры выделяется в районе этих скважин.

Коллекторами являются породы вулканической брекчии, встреченные в ряде скважин в кровельной части разреза, а также трещинно-кавернозные кварцевые диориты, слагающие в контуре залежи основную часть разреза фундамента.

Залежь классифицируется как массивная, подстилается по всей площади пластовой водой. Водонефтяной контакт по результатам испытаний скважин

отбивается на отметке минус 2925 м. Высота залежи 885 м. Площадь

Л

нефтеносности составляет около 20 км .

Пластовые давления в продуктивных и водоносных зонах фундамента, полученные как прямым замером, так и расчетным путем, близки к условно гидростатическим. Результаты расчетов показали, что значение начального пластового давления (Рнач„, МПа) описывается следующим уравнением регрессии:

= 0,0079 • Яабс. + 6,12, (1.1)

Значение начального пластового давления, приведенного к условному положению начального водонефтяного контакта (ВНК) (Н^ = —2925 м), равно 29,73 МПа.

Геометрический градиент в районе залежи является переменным, и, в среднем, составляет 3,8 °С на 100 м.

Нефть залежи характеризуется низким давлением насыщения, маленьким газосодержанием, и, вследствие этого, высокой вязкостью -1,969 мПа-с. Высокая вязкость пластовой нефти и низкое газосодержание являются неблагоприятными условиями при вытеснении нефти из залежи водой и поднятии нефти.

Однако большая разница между давлением насыщения и пластовым, которая составляет 22,86 МПа, является благоприятным, поскольку можно длительное время разрабатывать залежи, пользуясь упругой энергией пласта, которая образуется за счет расширения пластовых флюидов и пород.

Основные физико-химические свойства нефти залежи приведены в таблице 1.1, а пластовой воды в таблице 1.2.

Таблица 1.1- Основные физико-химические свойства нефти

Параметр Значение

Давление насыщения, МПа 6,87

Газосодержание, м3/т 52

Объемный коэффициент 1,176

Плотность пластовой нефти, кг/м 779,6

Плотность сепарированной нефти, кг/м 856,5

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 1,810

Коэффициент сжимаемости, Мпа"1 0,00117

Таблица 1.2 - Основные физико-химические свойства пластовой воды

Параметр Значение

Газосодержание, ст.м"7т 3,149

Объемный коэффициент, д.ед. 1,0359

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 0,375

Общая минерализация, г/л 13,4

Плотность воды в стандартных условиях, кг/м"* 1008,7

Тип воды по Сулину Х.К.

В случае применения системы поддержания пластового давления (ППД), закачивается морская вода, основные физико-химические свойства которой приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Основные физико-химические свойства морской воды

Параметр Значение

Газосодержание при 30 Мпа и 100 °С, ст.м7т 2,880

Объемный коэффициент при 30 МПа и 100 °С, д.ед. 1,0353

Вязкость при 30 Мпа и 100 °С, мПа-с 0,335

Общая минерализация, г/л 34,0

Плотность воды в стандартных условиях, кг/м-3 1023,7

Тип воды по Сулину Х.М.

1.2. Применяемая система заводнения

Пробная эксплуатация залежи участка была начата в июне 1996 г. В период с февраля 1997 г. по октябрь 1998 г. был перерыв, связанный с запарафинированием нефтепровода. Начальные дебиты нефти по скважинам изменялись от 180 до 650 т/сут. Залежь разрабатывается на естественном режиме вытеснения.

Характерной особенностью пробной эксплуатации скважин явилось достаточно заметное снижение среднесуточных дебитов нефти, а затем и снижение пластового давления в залежи. Отмечается возрастающая активность приконтурной зоны, заметное проявление которой было отмечено в период длительной остановки залежи, выразившееся в восстановлении пластового давления до начального значения [42].

Анализ энергетической характеристики залежи показывает, что в случае замкнутости за счёт упругого запаса пластовой системы отобрано количество нефти, соответствующее коэффициенту нефтеизвлечения около 10 %. Исходя из анализа пробной эксплуатации залежи, при разработке «Технологической

схемы разработки и обустройства месторождения «Дракон» [67], были приняты основные принципы по системе разработки, некоторые из них следующие:

- закачка воды производится не выше абсолютной отметки - 2950 м и не ниже - 3200 м;

- основной фонд добывающих и нагнетательных скважин бурится с субгоризонтальным продолжением ствола в продуктивной и заводнённой частях разреза, максимальный угол наклона не должен превышать 60°;

- в добывающих скважинах эксплуатационная колонна спускается в кровлю продуктивных отложений, интервал открытого ствола должен располагаться выше начального положения ВНК на 1/3 часть от общей толщины продуктивных отложений в скважине. В случае неустойчивости горных пород в процессе бурения интервал открытого ствола перекрывается фильтром;

- основным способом механизированной эксплуатации является газлифтный способ;

в нагнетательных скважинах эксплуатационной колонной перекрываются продуктивные отложения до абсолютной отметки - 2950 м, интервал открытого ствола 2950...3200 м;

- объем нагнетаемой в залежь воды должен обеспечивать поддержание пластового давления, близкого к гидростатическому, обеспечивающему максимальный период фонтанирования скважин. При таком условии компенсация отборов закачкой должна составлять 85...90 %.

Такая система заводнения разделена по вертикали на 2 зоны: верхняя — зона отбора и нижняя - зона закачки. При условии правильной реализации системы ожидается равномерное поднятие ВНК вверх и получается максимальный коэффициент охвата и заводнения залежи, что повлечет за собой высокий КИН.

Для обеспечения наиболее продолжительного безводного периода работы скважин очень важно поддерживать забойное давление выше давления, способствующего образованию конуса подошвенной воды.

Негативные последствия конусообразования выражаются не только в увеличении обводненности добываемой продукции, но и приведут к защемлению части активных запасов, что может существенно понизить коэффициенты охвата и нефтеизвлечения [42].

1.3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки

По состоянию на 01.01.2011 г. по залежи фундамента общий фонд объекта составил 24 скважины. Добывающий фонд составил 17 скважин, в т.ч. действующие - 14 скв., бездействующие - 2 скв. (в ожидании зарезки второго ствола), в переводе в нагнетательный фонд — 1 скв. Нагнетательный фонд составил 7 действующих скважин. Все добывающие скважины эксплуатировались газлифтным способом, кроме скв. №№ 311 и 317, которые эксплуатируются фонтанным способом.

Основной фонд скважин располагается в центральной части поднятия, в зоне максимальных нефтенасыщенных толщин. Периферийные участки залежи, характеризующиеся незначительной нефтенасыщенной толщиной с ухудшенными значениями фильтрационно-ёмкостных параметров, и запасы нефти, по которым, в основном, отнесены к категории Сг, в активную разработку вовлекать не планируется и они могут быть выработаны за счет упругой энергии пластовой системы и подъёма водонефтяного контакта.

По динамике изменения пластовых давлений скважин залежи нефти фундамента месторождения «Дракон» были выделены группы скважин с отличающимися между собой характерами изменения пластовых давлений, на основании которых по плану можно разделить залежь нефти фундамента на три зоны, отделяющиеся низкопроницаемыми границами и нарушениями (рисунок 1.1). Однако необходимо отметить, что изолированность разделенных зон не является абсолютной, поэтому деление залежи на отдельные зоны носит только относительный характер:

- первая зона занимает территорию центра структуры и включает в себя скв. №№ 14, 21, 206, 302, 303, 305, 306, 308, 309, 310, 312, 314, 318;

- вторая зона занимает восточную территорию структуры и включает в себя нагнетательные скв. №№ 203, 301, 304 и добывающие скв. №№ 313 и

315. В этой зоне не было добычи нефти из-за отсутствия продуктивных добывающих скважин. Результаты бурения скв. №№ 203, 304, 301 и их освоение показало, что ФЕС коллекторов в этой зоне очень низкое;

- третья зона занимает большую территорию на западе структуры с большими запасами и включает в себя скв. №№ 201, 307, 311,316, 317 и 319.

Надо отметить, что нагнетательные скважины расположены весьма неравномерно. Во второй зоне, где нет добывающих скважин, 3 нагнетательные скважины, в третьей и первой зонах по 2, которые приходятся на 13 добывающих скважин.

ч\ Ц * V Рисунок 1.1- Схема расположения скважин

Первая нагнетательная скв. № 203 вводилась в эксплуатацию в декабре 2000 г. и расположена во второй зоне, последующие скважины вводились с опозданием. Долгое время (более 3 года) на территории залежи действовала только одна скважина, и поэтому текущая компенсация закачкой значительно ниже проектной и составляла от 17 до 49 % (таблица 1.4.), это свидетельствует о постоянном падение пластового давления добывающих скважин за последующие годы. Однако темп падения постепенно уменьшается параллельно с вводом новых нагнетательных скважин.

Таблица 1.4 - Динамика технологических показателей разработки залежи фундамента месторождения «Дракон» (на 01.01.2011 г.)

Годы Дейст. фонд Годовая добыча Накопл. добыча Средний дебит Приемистость, т3/сут Газовый фактор, m3/t Обводненность, % Закачка воды Компенсация, %

доб. наг. нефти, тыс. т жидкость, тыс. м3 нефти, тыс. т жидкость, тыс. м3 нефти, т/сут жидкость, м3/сут годовая, тыс. м3 накопл., тыс. м3 годовая, накопл.,

1 2 3 тыс. т 6 8 10 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1996 3 0 175.0 175.2 175 175 453 454 0 51 0 0 0 0 0

1997 0 0 17.9 17.9 193 193 443 443 0 50 0 0 0 0 0

1998 2 0 75.6 75.8 269 269 544 545 0 37 0 0 0 0 0

1999 5 0 474.8 477.5 743 746 438 440 0 20 0.6 0 0 0 0

2000 5 1 550.9 554.0 1294 1300 304 305 750 22 0.6 2 2 0 0

2001 5 1 510.6 514.9 1805 1815 286 289 514 24 0.8 118 120 15.4 4.4

2002 5 1 528.0 534.5 2333 2350 301 305 349 43 1.2 207 327 25.9 9.3

2003 6 1 525.4 535.7 2858 2886 288 294 220 45 1.9 207 533 25.9 12.4

2004 7 3 610.5 618.8 3469 3504 282 285 252 42 1.3 377 910 40.8 17.4

2005 7 6 628.7 643.6 4098 4148 249 255 248 41 2.3 761 1671 79.4 27.0

2006 7 7 628.3 646.1 4726 4794 229 236 187 37 2.8 962 2633 100.1 36.8

2007 16 7 987.6 1106.0 5713 5900 285 301 441 54 6.4 1074 3706 67.1 42.3

2008 17 7 883.1 1138.6 6597 7039 148 191 433 48 22.4 1014 4720 70.6 45.6

2009 19 7 720,0 961,0 7316 8000 112 149 425 24 25,1 859 5579 71,4 49,0

2010 19 8 845,0 1125,0 8161 9124 133 177 410 23 24,9 909 6488 64,6 50,8

С начала разработки на 01.01.2011 г. из залежи отобрано 6596,6 тыс. т нефти, фактически из 1 и 3 зон. Накопленная закачка составила 4270 тыс. м . Необходимо обратить внимание на низкий текущий коэффициент компенсации, который всегда меньше 100 % (накопленная компенсация еще меньше), однако вода все же появлялась в скважинах. Это явление можно объяснить неоднородным развитием системы трещин в породах-коллекторах.

Несмотря на опоздание ввода нагнетательных скважин, добывающая скв. № 21 сразу обводнилась незадолго после ввода в эксплуатацию, первая вода появлялась в 1999 г., хотя с небольшим содержанием - 2...3 % в течение периода 1999 - 2003 гг. По всей вероятности эта вода закаченная, которая поднимается с подошвенной части пласта, поскольку эта скважина находится в низкой части залежи, около контура нефтеносности.

Неравномерная эффективность процесса ППД является следствием неравномерного распределения добывающих и нагнетательных скважин, степень выработки запасов нефти по зонам, высокой неоднородности трещиноватого коллектора и геологических особенностей его строения. Активность пластовой воды также повлияла на систему, например, были обводнены скв. №№ 201 и 305, анализ показал, что появившаяся впервые вода в скв. № 201 является пластовой, а в скв. № 305 - нагнетаемой.

В первой повышенной центральной зоне отбор нефти шел интенсивно при недокомпенсации, поэтому среднее пластовое давление этой зоны относительно ниже соседних второй и третьей зон. В третьей зоне низкий темп изменения давления может быть связан с объемом закачки воды и влиянием нагнетаемой воды и относительно невысоким отбором нефти. Во второй зоне работают 3 нагнетательные скважины, но нет продуктивных добывающих скважин, поэтому текущее пластовое давление и темп изменения давления во времени не высокие. В общем, пластовое давление по скважинам первой зоны ниже, чем второй и третьей зон — примерно на 40 ат (рисунок 1.2).

1.4. Положение текущего водонефтяного контакта

На протяжении длительного времени скважины залежи нефти в фундаменте эксплуатировались фонтанным способом без содержания воды. Обводнение по отдельным скважинам началось с 2005 г. Фонтанирование большинства скважин прекратилось в конце 2006 г., главным образом за счет падения пластового давления. На дату проведения анализа доля безводных или низкообводненных скважин еще достаточно велика и составляет 41 %.

Рисунок 1.2 - Карта изобар фундамента месторождения «Дракон»

Перевод скважин на механизированный способ добычи (газлифт) привел к увеличению содержания воды в добываемой продукции. В шести скважинах (№№ 14, 21, 201, 305, 308, 314), характеризующихся высокими уровнями накопленной добычи нефти, отмечается резкий рост обводненности.

В настоящее время скв. № 21 прекратила добычу из-за аварии при бурении скв. № 320 и имела высокую обводненность (92 %), в других добывающих скв. №№ 308, 314, 318 обводненность достигла около 80 %, скв.

№№ 303, 311, 313, 315, 317 работают без воды, а другие скважины обводняются до 70 %. Анализ содержания воды показывает на одновременное присутствие пластовой и закачиваемой воды. В настоящее время закачиваемая вода появлялась почти во всех скважинах кроме скв. №№ 303, 311, 313, 315, 317. В этих скважинах нижняя точка притока нефти варьируется в пределах - 2491.. .2837 м.

Наблюдается явное влияние закачиваемой воды на процесс дренирования скв. №№ \4} 303, 308 и 301, которые находятся на повышенном участке структуры. Наиболее приподнятая часть (сводовая) приурочена к району скв. №№ 308, 314 и 318. Залежь разрабатывается при заметном проявлении напора подошвенной воды. В настоящее время отсутствует вода в продукции скв. №№ 303, 311, 313, 315 317, скв. №№ 201 и 305 почти одинаковы обводнены - 21,1 и 21,2 % соответственно. Однако по качеству воды они сильно отличаются друг от друга.

Проводились исследования РЬТ по всем скважинам. По последним результатам наблюдалось поднятие ВНК в скважинах по годам:

- по скв. № 14: верхняя граница притока воды установлена на абсолютной отметке - 2398 м;

- по скв. № 21: верхняя граница притока воды установлена на абсолютной отметке - 2703 м, она почти полностью обводнена (92 %), верхняя точка притока нефти установлена на 2273 м;

- по скв. № 201: вода установлена на глубине - 2815 м;

- по скв. № 302: верхняя граница притока воды установлена на абсолютной отметке - 2733 м;

- по скв. № 305: приток воды установлен на абсолютной отметке -2669 м;

- по скв. № 314: верхняя граница притока воды установлена на абсолютной отметке — 2267 м.

По последним исследованиям границы появления воды в скважинах следующие: № 318 - 2678 м, № 302 - 2680 м, № 308 - 2503 м.

Результаты анализа показали, что высокое поднятие ВНК не совсем равномерно, по сравнению к первоначальному. На 01.01.2011 г среднее положение ВНК оценивается на глубине 2600...2700 м, примерно на 150 м выше, чем в 2010 г (2800 м). В районе скв. №№ 14, 21, 314 образовался явный язык или конус воды и здесь ВНК аномально высокая.

Коэффициент компенсации за 2010 г. достиг —112,2 %, поэтому среднее пластовое давление скважин фундамента месторождения «Дракон» моментально увеличилось, зафиксировано увеличение среднего пластового давления на 3...9 атм. Такой подъем пластового давления является нежелательным, потому что может повлечь за собой преждевременное обводнение добывающих скважин.

По нагнетательным скв. №№ 203, 301, 304, 306, 307 и 312 закачка ведется под контур ВНК в водоносную зону залежи. Верхние абсолютные отметки нагнетания в скважинах установлены на глубинах: скв. № 203 - 2962 м, скв. № 301 - 2998 м, скв. № 304 - 2979 м, скв. № 306 - 2899 м, скв. № 307 - 2861 м и в скв. №312-2943 м.

1.5. Выводы по главе 1

Анализ состояния разработки месторождения «Дракон» позволяет сделать следующие выводы и рекомендации.

1. Неравномерное расположение нагнетательных скважин по зонам в определенной мере повлияло на эффективность системы ППД. Об этом свидетельствуют аномально высокие значения пластового давления в отдельных скважинах.

2. Появление воды в скважинах при общей тенденции падения пластового давления вполне может являться ранним прорывом. Причиной этого явления служит быстрое движение флюидов к забоям скважин по трещинам с аномально высокой проницаемостью, образование конуса воды вследствие падения забойного давления при интенсивном отборе нефти, что

еще более усугубляет раннее появление воды, большая разница вязкости пластовой и закачиваемой воды, которая оценивается в 5,2 раза.

3. Высокая вязкость пластовой нефти и низкое газосодержание являются неблагоприятными условиями при вытеснении нефти из залежи водой и поднятия нефти. Улучшение характеристики вытеснения нефти закачиваемой водой должно быть рассмотрено и осуществлено применением химреагентов для выравнивания вязкости пластовых флюидов и регулирования процесса разработки.

2. ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗМА УВЕЛИЧЕНИЯ

КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕОТДАЧИ МЕТОДОМ ЗАКАЧКИ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ

В начале 60-х годов стали усиленно изучать методы улучшения нефтевытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали исследовать и применять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др. Эти методы были направлены на устранение или уменьшение отрицательного влияния капиллярных сил и сил адгезии, удерживающих нефть в заводненных объемах пластов.

К этим способам относятся применение слабоконцентрированных растворов водорастворимых ПАВ, щелочей и полимеров, циклическое воздействие на пласт, изменение направления потоков жидкостей и др. К наиболее высокопотенциальным относятся методы вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением и маловязкой нефти мицеллярными растворами.

Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ как добавок при заводнении нефтяных пластов опубликованы в США в 40-х, 50-х годах. В России эта проблема изучается более 30 лет и нашла свое отражение в работах П.А. Ребиндера, Г.А. Бабаляна, К.Ф. Жигача, М.М. Кусакова, Ш.К. Гиматудинова, Ф.И. Котяхова, В.В. Девликамова, И.Л. Мархасина, И.И. Кравченко, М.А. Гмана и др. [8 - 10, 50, 84]

За это время разработаны в основном физико-химические и технологические основы метода, обоснованы приближенные критерии применимости ПАВ, произведены испытания метода в различных геолого-промысловых условиях [6, 45, 63, 75, 79].

Однако до настоящего времени многие аспекты этой проблемы до конца не изучены, требуют уточнения и дальнейшего исследования.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Каримов, Сирин Салаватович, 2015 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Адлер, Ю. П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий [Текст] / Ю. П. Адлер, Е. В. Маркова, Ю. В. Грановский. - М.: Наука, 1976. - 279 с.

2. Алмаев, Р. X. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти [Текст] / Р. X. Алмаев // Нефтяное хозяйство. - 1993. -№ 12. - С. 22-25.

3. Аметов, И. М. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей [Текст] / И. М. Аметов, Ю. Н. Байдиков, Л. М. Рузин и др. - М.: Недра, 1985. - 205 с.

4. Аметов, И. М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин [Текст] / И. М. Аметов, Н. М. Шерстнев. -М.: Недра, 1989.-213 с.

5. Аметов, И. М. Исследование особенностей вытеснения нефти раствором ПАВ [Текст] / И. М. Аметов, В. Е. Гальцев, А. М. Кузнецов // Нефтяное хозяйство. — 1995. - № 7. - С. 43-44.

6. Антипов, В. С. Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «НТК «Славнефть» и их экономическая эффективность [Текст] / В. С. Антипов, В. М. Дума // Нефтяное хозяйство. - 1999. -№ 8. - С. 21-24.

7. Ахназарова, С. Л. Методы оптимизации эксперимента в химической технологии [Текст] / С. Л. Ахназарова, В. В. Кафаров. - М.: Высшая школа, 1985.-327 с.

8. Бабалян, Г. А. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ [Текст] / Г. А. Бабалян, Б. И. Леви, А. Б Тумасян, Э. М. Халимов. - М.: Недра, 1983. - 216 с.

9. Бабалян, Г. А. Применение ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] / Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян, Б. И. Леви, Э. М. Халимов // Нефтяное хозяйство. - 1976. - № 7. - С. 7-16.

10. Бабалян, Г. А. Применение поверхностно-активных веществ с целью увеличения нефтеотдачи [Текст] / Г. А. Бабалян, Г. П. Ованесов, Л. А. Пелевин. - М.: Недра, 1970. - 112 с.

11. Безуглый, Б. А. Оптические свойства термокапиллярного углубления [Текст] / Б. А. Безуглый, О. А. Тарасов // Оптика и спектроскопия. — 2002. Т. 92.-№4.-С. 665-670.

12. Булатов, М. И. Практическое руководство по физико-химическим методам анализа [Текст] / М. И. Булатов, И. П. Калинкин. - Л.: Химия, 1986. -378 с.

13. Бриллиант, Л. С. Исследование свойств, низкоконцентрированных растворов ПАВ и композиций на их основе для вытеснения остаточной нефти [Текст] / Л. С. Бриллиант, Н. Р. Старкова, А. О. Гордеев, В. Г. Новожилов // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 9. - С. 35-38.

14. Велиев, М. М. Изучение различных схем перфорации добывающих и нагнетательных скважин в разработке трещиноватых коллекторов [Текст] / М. М. Велиев, И. В. Владимиров // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 4 (90). -С. 5-12.

15. Велиев, М. М. Применение водоизоляционных технологий в разработке коллектора двойной пористости [Текст] / М. М. Велиев, И. В. Владимиров // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 4 (90). - С. 25-32.

16. Верденевский, Ю. Л. Углеводородные композиции поверхностно-активных веществ для обработки призабойных зон нефтяных скважин [Текст] / Ю. Л. Верденевский, Ю. Л. Верденевский, Н. X. Борисова,

Г. Б. Фридман, О. Б. Сабанова // Нефтепромысловое дело. - 1992. - № 2. — С. 8-14.

17. Волков, В. А. Сульфатированные неионогенные ПАВ [Текст] /

B. А. Волков, В. В. Сучков. - М.: ВНЕШхимпроект, 1976. - 127 с.

18. Воеводкин, В. Л. Построение статистических моделей оценки коэффициента извлечения нефти для эксплуатационных объектов Пермского Прикамья [Текст] / В. Л. Воеводкин, В. Г. Пермяков, В. И. Галкин,

C. В. Галкин // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 2. - С. 86-88.

19. Газизов, А. Ш. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи [Текст] / А. Ш. Газизов, Л. А. Галактионова, В. С. Адыгамов, А. А. Газизов // Нефтяное хозяйство. -1998.-№2.-С. 12-14.

20. Ганиев, Р. Р. Применение композиций на основе ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов месторождений Башкортостана [Текст] / Р. Р. Ганиев и др. // Нефтепромысловое дело. -1994. - № 3-4. - С. 13-19.

21. Горбунов, А. Т. Возможности вытеснения нефти мицеллярными системами на основе неионогенных ПАВ [Текст] / А. Т. Горбунов, Д. П. Забродин, А. М. Петраков // Нефтяное хозяйство. - 1984. - № 5. - С. 33-38.

22. Глущенко, В. Н. Нефтепромысловая химия: В 5 т. [Текст] /

B. Н. Глущенко, М. А. Силин. - М.: Интерконтакт Наука, 2010. — Т. II. Объемные и поверхностно-активные свойства жидкостей. 549 с.

23. Дао Нгуен Хынг. К вопросу об увеличении капиллярного показателя для вытеснения остаточной нефти [Текст] / Дао Нгуен Хынг, М. М. Велиев,

C. С. Каримов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXI Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013.-С. 38-39.

24. Дао Нгуен Хынг. Анализ текущего состояния разработки месторождений «Белый Тигр» и «Дракон» [Текст] / Дао Нгуен Хынг, С. С. Каримов, Чан Ле Фыонг и др.; СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз. -Вунгтау, 2012.- 150 с.

24. Дао Нгуен Хынг. Применение водоизоляционных технологий в разработке коллектора двойной пористости [Текст] / Дао Нгуен Хынг, М. М. Велиев, С. С. Каримов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 4 (90). — С. 25-32.

25. Девликамов, В. В. Аномальные нефти [Текст] / В. В. Девликамов, 3. А. Хабибуллин, М. М. Кабиров. - М.: Недра, 1975. - 168 с.

26. Девликамов, В. В. Диффузионные свойства химических реагентов, подавляющих аномалии вязкости пластовой нефти [Текст] / В. В. Девликамов, М. К. Рогачев, Ю. В. Зейгман // Изв. вузов. Сер. «Нефть и газ». - 1982. - № 2. - С. 21-24.

27. Дерябин, В. В. Биополимеры для нефтяной промышленности [Текст] / В. В. Дерябин, В. И. Титов, А. 3. Гарейшина, И. Н. Чижова. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 40 с.

28. Джейкок, М. Химия поверхностей раздела фаз [Текст] / М. Джейкок, Дж. Парфит. - М.: Мир, 1984. - 269 с.

29. Евстифеев, М. М. Катионные соединения на основе пириллия и пиридиния для определения АПАВ [Текст] / М. М. Евстифеев, А. Д. Семенова, К. Н. Багдасаров и др. // Изв. Сев.-Кавказ. научн. центра высшей школы. Естеств. науки. - 1984. - № 3. - С. 10-12.

30. Ефимов, А. А. Коллекторские свойства и структурно-фациальные особенности башкирских отложений Сибирского месторождения [Текст] / А. А. Ефимов, О. Е. Кочнева // Научные исследования и инновации / ПГТУ. -2011.-С. 72-75.

31. Ефимов, А. А. Методические подходы при обосновании коэффициента вытеснения нефти турне-фаменских отложений Сибирского месторождения [Текст] / А. А. Ефимов, Г. П. Хижняк // Научные исследования и инновации / ПГТУ. - 2010. - № 4. - С. 21-27.

32. Ибатуллин, Р. Р. Биополимеры - полисахариды для увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] / Р. Р. Ибатуллин, И. Ф. Глумов, М. Р. Хисаметдинов, С. Г. Уваров // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 3. — С. 46-48.

33. Ибрагимов, Г. 3. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: справочник [Текст] / Г. 3. Ибрагимов, К. С. Фазлутдинов, Н. И. Хисамутдинов. - М.: Недра, 1991. - 384 с.

34. Иванов, А. Н. Капиллярная самофильтрация поверхностно-активного вещества в трещиноватых породах-коллекторах и увеличение коэффициента нефтеотдачи [Текст] / А. Н. Иванов, С. С. Каримов, Дао Нгуен Хынг // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума.-Уфа, 2013.-С. 50-51.

35. Иванов, А. Н. Исследование возможности смешивания систем поверхностно-активных веществ с морской водой [Текст] / А. Н. Иванов, С. С. Каримов, Дао Нгуен Хынг // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». -Уфа, 2014.-С. 129-130.

36. Инструкция по применению технологии физико-химического воздействия ПАВ AMS-2P для повышения нефтеотдачи залежи фундамента месторождения «Дракон» [Текст]. - Вунгтау, 2013. - 45 с.

37. Каримов, С. С. Влияние адгезионной водосмачиваемости пород на увеличение коэффициента нефтеотдачи [Текст] / С. С. Каримов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта

нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXI Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013. - С. 40.

38. Каримов, С. С. Капиллярная автопроницаемость и повышение коэффициента нефтеотдачи трещиноватых коллекторов [Текст] / С. С. Каримов, Дао Нгуен Хынг, Э. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXI Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013. - С. 41-42.

39. Каримов, С. С. Применение поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] / С. С. Каримов, Дао Нгуен Хынг, Э. М. Велиев // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2013. - С. 87-90.

40. Каримов, С. С. Некоторые вопросы исследования композиций поверхностно-активных веществ для увеличения коэффициента вытеснения нефти [Текст] / С. С. Каримов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. в рамках XIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2013. — С. 46-47.

41. Каримов, С. С. Исследование термостойкости композиций поверхностно-активных веществ [Текст] / С. С. Каримов, Чан Ле Фыонг, Э. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014.-С. 151-153.

42. Каримов, С. С. Особенности проектирования и разработки нефтяной залежи фундамента Юго-Восточного участка месторождения «Дракон»

[Текст] / С. С. Каримов, А. Н. Иванов, М. М. Велиев // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2014. - Вып. 2 (96). - С. 41-50.

43. Jle Минь Туан. Исследование поверхностного натяжения между нефтяной и водной фазами [Текст] / Ле Минь Туан, С. С. Каримов, Э. М. Велиев // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014.-С. 126-128.

44. Максутов, Р. А. Технико-технологические комплексы для разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов [Текст] / Р. А. Максутов, Г. И. Орлов, А. В. Осипов // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 2. - С. 34-37.

45. Мархасин, И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта [Текст] / И. Л. Мархасин. - М.: Недра, 1980. - 215 с.

46. Минаков, И. И. Промысловые испытания гидрофобизирующих композиций на Самотлорском месторождении [Текст] / И. И. Минаков // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 6. - С. 17-20.

47. Мирзаджанзаде, А. X. Некоторые особенности разработки и эксплуатации месторождений неньютоновских нефтей [Текст] / А. X. Мирзаджанзаде и др. // Изв. АН Аз. ССР. Серия физ.-тех. и мат. наук. — 1967.-№3-4.-С. 137-144.

48. Мирзаджанзаде, А. X. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей [Текст] / А. X. Мирзаджанзаде, Г. А. Ковалев, Ю. В. Зайцев. - М.: Недра, 1972. - 200 с.

49. Мирсаянова, Л. И. Промысловый опыт закачки растворам ПАВ на месторождениях Татарии [Текст] / Л. И. Мирсаянова, И. Ф. Глумов, Ф. М. Хаммадеев // Нефтяное хозяйство. - 1976. - № 7. - С. 16-19.

50. Митрофанов, В. П. Эффективность вытеснения нефти растворами ПАВ из терригенных и карбонатных пород [Текст] / В. П. Митрофанов, Б. И. Михневич, Б. И. Тульбович // Нефтяное хозяйство. - 1979. — № 2. — С. 37-41.

51. Михайлова, Н. В. Экстракционно-фотометрическое определение анионных поверхностно-активных веществ с адсорбционно-жидкостным концентрированием [Текст]: автореф. ... канд. хим. наук: 02.00.02 / Михайлова Нинель Вадимовна. - СПб.: СПГУ, 2000. - 24 с.

52. Монтгомери, Д. К. Планирование эксперимента и анализ данных [Текст]: [пер. с англ.] / Д. К. Монтгомери. - Л.: Судостроение, 1980. - 384 с.

53. Перов, П. А. Выбор стандартного образца для определения анионных поверхностно-активных веществ [Текст] / П. А. Перов, Л. Ю. Глухова, Д. П. Стогнушко // Журн. аналит. химии. — 1988. — Т. 43. - № 3. - С. 527-531.

54. Поверхностно-активные вещества [Текст]: справочник / Под. ред. А. А. Абрамзона. - Л.: Химия, 1979. - 376 с.

55. Практикум по физико-химическим методам анализа [Текст] / Под ред. О. М. Петрухина. - М.: Химия, 1987. - 245 с.

56. Родионов, И. В. Проблемы применения передовых методов нефтеизвлечения в нефтегазодобывающей отрасли [Текст] / И. В. Родионов // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 4. - С. 17-18.

57. Ребиндер, П. А. Поверхностные и объемные свойства растворов поверхностно-активных веществ [Текст] / П. А. Ребиндер // Журнал Всесоюзного химического общества им. Д.И. Менделеева. - М., 1959. — Т. 4. -№ 5.

58. Ребиндер, П. А. Взаимосвязь поверхностных и объемных свойств растворов поверхностно-активных веществ [Текст] / П. А. Ребиндер // Избранные труды. - М.: Наука, 1978. - С. 157-181.

59. Рогачев, М. К. Исследование влияния поверхностно-активных веществ на свойства аномально-вязких нефтей [Текст]: дис. ...канд. техн. наук / М. К. Рогачев. - Уфа: УНИ, 1976. - 160 с.

60. Садыков, М. Р. Проблемы разработки с заводнением низкопроницаемых пластов, недонасыщенных нефтью [Текст] / М. Р. Садыков // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 11. - С. 24-27.

61. Сафонов, Е. Н. Методы увеличения нефтеотдачи: реальность, перспективы, научные проблемы [Текст] / Е. Н. Сафонов, Е. В. Лозин // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 4. - С. 46-48.

62. Сафонов, Е. Н. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана [Текст] / Е. Н. Сафонов, И. А. Исхаков, К. X. Гайнуллин, Е. В. Лозин, Р. X. Алмаев // Нефтяное хозяйство. - 2002. — № 4. - С. 38-40.

63. Сафонов, Е. Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана [Текст] / Е. Н. Сафонов, Р. X. Алмаев // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 4. - С. 42-45.

64. Собанова, О. Б. Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи [Текст] / О. Б. Собанова // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 2. - С. 35-38.

65. Солдатов, В. С. Неэмпирические расчеты гидратации сильноосновных анионитов [Текст] / В. С. Солдатов, В. М. Зеленковский, Т. В. Безъязычная и др. // Докл. НАН Беларуси. - 2007. - Т. 51. - № 2. — С. 52-56.

66. Старковский, А. В. Гидрофобизация призабойной зоны пласта как метод повышения нефтеотдачи [Текст] / А. В. Старковский, Т. С. Рогова // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 12. - С. 36-38.

67. Технологическая схема разработки и обустройства месторождения «Дракон» [Текст]. - Вунгтау, 2003. - 127 с.

68. Ты Тхань Нгиа. Определение оптимальных составов и концентрации систем поверхностно-активных веществ [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, С. С. Каримов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер.

Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014.-С. 154-157.

69. Ты Тхань Нгиа. Исследование процесса вытеснения нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, С. С. Каримов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках Нефтегазового форума и XXII Междунар. специализ. выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014. - С. 107-109.

70. Ты Тхань Нгиа. Вытеснение нефти водой и оторочкой композиций поверхностно-активных веществ на модели пласта залежи фундамента [Текст] / Ты Тхань Нгиа, М. М. Велиев, С. С. Каримов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2014. - Вып. 2 (96). - С. 51-61.

71. Ты Тхань Нгиа. Технология физико-химического воздействия композиций поверхностно-активных веществ при заводнении на месторождении «Дракон» [Текст] / Ты Тхань Нгиа, С. С. Каримов, М. М. Велиев // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2014. - Вып. 3 (97). - С. 5-14.

72. Фахретдинов, Р. Н. О химической стабильности ионогенных поверхностно-активных веществ в пластовых условиях при нефтевытеснении [Текст] / Р. Н. Фахретдинов, К. С. Фазлутдинов, Р. Ф. Нигматуллина // ДАН. — 1988. - Т. 301. - Вып. 2. - С. 355-358.

73. Фахрутдинов, Б. Р. Изучение поверхностно-активных свойств неионогенных поверхностно-активных веществ [Текст] / Б. Р. Фахрутдинов, О. А. Варанавская, Л. К. Хватова и др. // Журнал прикладной химии. - 2001. — Т. 74. - Вып. 8. - С. 1378-1381.

74. Физико-химические свойства нефтяных дисперсных систем и нефтегазовые технологии [Текст]. - М.-Ижевск: Ин-т комп. технологий, 2007. - 579 с.

75. Хавкин, А. Я. Физико-химические технологии повышения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов [Текст] / А. Я. Хавкин // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 8. - С. 31-34.

76. Хижняк, Г. П. Методические подходы при обосновании коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-физических условиях [Текст] / Г. П. Хижияк, А. В. Распопов, А. А. Ефимов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 2009. -№ 10.-С. 32-35.

77. Хижняк, Г. П. Эффективность вытеснения нефти пластовыми водами по данным лабораторных исследований на кернах [Текст] / Г. П. Хижняк, А. В. Распопов, А. А. Ефимов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 10. -С. 60-61.

78. Хисамов, Р. С. Опыт ОАО «Татнефть» в добыче высоковязких битуминозных нефтей [Текст] / Р. С. Хисамов // Георесурсы. - 2007. - № 3 (22). - С. 8-10.

79. Хисамутдинов, Н. И. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, Ш. Ф. Тахаутдинов, А. Г. Телин, Т. И. Зайнетдинов, М. 3. Тазиев, Р. С. Нурмухаметов. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 181 с.

80. Шахно, О. В. Определение состава макромолекулярных металлокомплексов в полиэлектролитных гидрогелях на основе функционализированных полиакриламидов, сшитых ацетатом хрома [Текст] / О. В. Шахно, Е. В. Гришок, J1. П. Круль // Докл. HAH Беларуси. - 2013. -Т. 57. -№ 3. — С. 63-69.

81. Шахпаронов, М. И. Возможности повышения нефтеотдачи с помощью водных растворов мицеллообразующих ПАВ [Текст] /

М. И. Шахпаронов, Т. М. Усачева, В. В. Девликамов // Нефтяное хозяйство. — 1981.-№ 11.-С. 35-40.

82. Шварц, А. Поверхностно-активные вещества и моющие средства [Текст]: [пер. с англ.] / А. Шварц, Дж. Перри, Дж. Берч. - М., 1960. - 556 с.

83. Шенфельд, Н. Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена [Текст] / Н. Шенфельд. - М.: Химия, 1982. - 748 с.

84. Шерстнев, Н. М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин [Текст] / Н. М. Шерстнев, Л. М. Гурвич, И. Г. Булина. - М.: Недра, 1988.- 124 с.

85. Шехтер, Ю. Н. Маслорастворимые поверхностно-активные вещества [Текст] / Ю. Н. Шехтер, С. Э. Крейн, Л. Н. Тетерина. - М.: Химия, 1978. -304 с.

86. Acosta, Е. The Role of Hydrophilic Linkers [Text] / E. Acosta, H. Uchiyama, D. A. Sabatini, J. H. Harwell // J. Surfactants and Detergents. -2002.-No. 5 (2).-P. 151-157.

87. Arecchi, F. T. Material Processing [Text] / F. T. Arecchi, E. O. Schulz-Dubois // Laser Handbook. - North Holland, Amsterdam, 1972. - 1948 p.

88. Ayirala, S. C. Surfactant-Induced Relative Permeability Modifications for Oil Recovery Enhancement [Text]: Master Thesis in Petroleum Engineering, Louisiana State University, 2002.

89. Berger, P. D. Concentration Surfactants for Sandstone and Limestone Floods [Text] / P. D. Berger, С. H. Lee // SPE 75186 at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium. - Tulsa, Oklahoma, 13-17 April 2002.

90. Cao, Y. Interfacial Activity of a Novel Family of Polymeric Surfactants [Text] / Y. Cao, L. Huilin // European Polymer J. - 2002. - No. 38. -P. 1457-1463.

91. Glinsmann, G. R. Aqueous Petroleum Sulfonate Mixture and Method of Use in Post-Primary Oil Recovery [Text]. US Pat. 4300635, 1981.

92. Holmberg, K. Handbook of Applied Surface and Colloid Chemistry [Text] : in 2 books / K. Holmberg, et al. - 2002. - 1110p.

93. Lockhart, T. P. Chemical Properties of Chromium/Polyacrylamide Gels [Text] / T. P. Lockhart // SPE Advanced Technology Series. - 1994. - Vol. 2. -No. 2.-P. 199-205.

94. Lockhart, T. P. New Chemistry for the Placement of Chromium (III) Polymer Gels in High-Temperature Reservoirs [Text] / T. P. Lockhart, P. Albonico // SPE Prod, and Facil. - 1994. - Vol. 9. - No. 4. - P. 273-279.

95. Meyers, J. J. Alkaline-Surfactant-Polymer Flood of the West [Text] / J. J. Meyers, M. J. Pitts, K. Wyatt // Paper SPE 24144 presented at the SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium. - Tulsa, OK, 1992.

96. Mohanty, K. K. Dilute Surfactant Methods for Carbonate Formations [Text]: Technical Report / K. K. Mohanty // Office of Scientific & Technical Information. - USA, 2001-2005.

97. Orkhan H. Pashayev. Imbibition Assisted Oil Recovery [Text]: Master Thesis in Petroleum Engineering. - Texas, A&M University, 2004.

98. Pitts, M. J. Recent Field Work in the United States with Alkali-Surfactant [Text] / M. J. Pitts // Proceedings of the NSF Workshop, Use of Surfactants for Improved Petroleum Recovery, 22-23 October, 2001.

99. Shang Chou, Curtis B. Campbell. Oil Recovery Method for Waxy Crude Oil Using Alkylaryl Sulfonate Surfactants Derived from Alpha-Olefins and the Alpha-Olefin Compositions [Text]. US Pat. 6269881, 2001.

100. Skauge, A. Phase Behavior and Solution Properties of Ethoxylated Anionic Surfactants [Text] / A. Skauge, O. Palmgren // Paper SPE 18499, International Symposium on Oilfield Chemistry in Houston, Texas, USA, February 8-10, 1989.

101. Shuler, P. J. Improving Polymer Injectivity at West Coyote Field, California [Text] / P. J. Shuler, et al. // Society of Petroleum Engineers, Reservoir Engineering, 271-280 (August 1987).

102. Taber, J. J. EOR Screening Criteria Revisited [Text] / J. J. Taber, F. D. Martin, and R. S. Seright // SPE Reservoir Engineering, 1996. - Part 2. Application and Impact of Oil Prices.

103. Taber, J. J. Dynamic and Static Forces Required To Remove a Discontinuous Oil Phase from Porous Media Containing Both Oil and Water. [Text]/J. J. Taber//SPE Journal.- March, 1969.-Vol. 9.-No. 1.-P.3-12.

104. Taugbol, K. Chemical Flooding of Oil Reservoirs. Dissociative Surfactant-Polymer Interaction with a Positive Effect on Oil Recovery [Text] / K. Taugbol, T. Van Ly, T. Austad // Colloids and Science. 1995.

105. Wellington, S. L. Low Surfactant Concentration Water Flooding [Text] / S. L. Wellington, E. A. Richardson // Paper SPE 30748, presented at SPE Fall Meeting, Dallas, 22-25 October, 1995.