Совершенствование технологии водогазового воздействия, подготовки и закачки рабочих агентов в пласт тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Зарипов, Мустафа Салихович

• Зарипов, Мустафа Салихович
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Зарипов, Мустафа Салихович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННЫЙ УРОВЕНЬ РАЗВИТИЯ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ ГАЗОВЫХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

1.1. Обзор научных исследований и опыта внедрения газовых методов повышения нефтеотдачи пластов.

1.2. Промысловый опыт осуществления технологических процессов нефтедобычи с использованием газожидкостных смесей.

1.3. Патентный обзор имеющихся разработок в области повышения нефтеотдачи пластов газовыми методами.

1.4. Обзор характера и особенностей совместного движения газов и жидкостей в системах сбора, подготовки и транспорта многофазных смесей.

• ГЛАВА 2. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1. Геологическое строение залежей нефти турнейского яруса.

2.2. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек.

2.3. Свойства и состав нефти, газа и воды.

ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕОДНОРОДНЫЕ КОЛЛЕКТОРА КИЗЕЛОВСКОГО ГОРИЗОНТА КОМБИНИРОВАННЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ.

3.1. Обоснование проблемы и методы её решения.

3.2. Постановка задачи исследования эффективности вытеснения нефти из неоднородных коллекторов.

3.3. Исследование влияния вязкости вытесняющего агента на процессы извлечения нефти из неоднородного по проницаемости коллектора.

3.4. Основные положения новой технологии водогазового воздействия на существенно неоднородные коллекторы в сочетании с потокоотклоняющими технологиями.

ГЛАВА 4. ФОРМИРОВАНИЕ И ИСПЫТАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ЗАКАЧКИ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ.

4.1. Обоснование и описание технологической схемы установки по ф приготовлению и закачке газожидкостных смесей.

4.2. Методика проведения пусковых испытаний.

ГЛАВА 5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ И РАСЧЕТ 98 ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРЕДЛАГАЕМЫХ РЕКОМЕНДАЦИЙ.

5.1. Обоснование расчетных вариантов разработки залежи нефти кизеловского горизонта турнейского яруса Алексеевского месторождения и их исходные характеристики для расчетов.

5.2. Показатели экономической оценки вариантов разработки.

5.3. Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии водогазового воздействия, подготовки и закачки рабочих агентов в пласт»

Актуальность проблемы. Теоретические исследования по вытеснению вязких и высоковязких нефтей из терригенных и карбонатных коллекторов газовыми методами, а также опыт газового и водогазового воздействия на продуктивные нефтенасыщенные коллектора свидетельствуют о высокой эффективности данного вида методов увеличения нефтеотдачи пластов. Так по результатам лабораторных исследований средний коэффициент вытеснения пластов может быть увеличен на 19-25 %, а по результатам их применения в промысловых условиях увеличение коэффициента нефтеотдачи достигает 5 - 7 %. Однако, при значительной аналитической и экспериментальной исследованности проблемы в отечественной практике объем промышленного применения данной технологии незначителен. Наряду с различными технологическими причинами, выделяются ряд технических осложнений, обусловленных необходимостью компримирования, смешивания и совместной закачки рабочих агентов в пласт при высоких давлениях их нагнетания. Поэтому создание и совершенствование новых технологий нефтевытеснения для получения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов сдерживалось отсутствием в отечественной практике отработанного оборудования и технологии приготовления рабочих агентов для закачки в пласт. В связи с этим совершенствование технологии нефтевытеснения в особенности из карбонатных коллекторов путем создания новых технологий разработки таких залежей нефти с отработанной технологией и техникой нагнетания рабочих агентов является одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяной отраслью.

Цель работы. Совершенствование технологии разработки неоднородных карбонатных коллекторов путем водогазового воздействия в режиме нестационарного нагнетания с созданием технологической схемы и оборудования для приготовления и закачки рабочих агентов в пласт.

Основные задачи исследований:

1. Усовершенствовать технологии водогазового нефтевытеснения из карбонатных коллекторов путем инициирования упругих свойств пласта и флюидов.

2. Определить оптимальные параметры технологии водогазового воздействия на пласт путем оценки прогнозного коэффициента нефтеотдачи.

3. Исследовать вари анты создания комбинированных технологий воздействия на пласт путем последовательного выключения в зоне фильтрации с ВГС трещин и высокопроницаемых промытых зон с закачкой загустителей с регулируемой вязкостью.

4. Разработать новую технологическую схему приготовления и закачки рабочих агентов в пласт.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач осуществить на базе данных теоретических, экспериментальных и лабораторных исследований с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическим моделированием фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе и обобщить результаты экспериментов на опытно-промышленных стендах и установках по приготовлению и закачке рабочих агентов в пласт.

Научная новизна.

1. Усовершенствована технология вытеснения нефти из карбонатных нефтенасьпценных коллекторов путем последовательного создания нестационарного упругого режима вытеснения закачкой оторочек газированной нефти с регулируемой вязкостью, превышающей пластовую и водогазовой смеси, разделенных нагнетаемой буферной жидкостью.

2. Численно исследована динамика изменения полей давления и водонасыщенности для различных значений вязкости вытесняющего агента и установлено, что в послойно неоднородных коллекторах возрастание неоднородности снижает КИН при заводнении маловязкими агентами и увеличивает при применении высоковязкого вытесняющего агента.

3. Предложено для повышения эффективности нефтевытеснения и регулирования расхода ВГС в заводненных трещинно-поровых коллекторах последовательно нагнетать для заполнения высокопроницаемых зон и трещин коллектора оторочку высоковязкой нефтегазовой смеси с вязкостью 1,5-2,0 раза превышающей пластовую, разделенных оторочками буферной жидкости и ВГС в объемах отдельных оторочек больших объема нефтегазовой смеси.

4. Создана установка по получению, приготовлению и закачке рабочих агентов для комбинированной технологии нефтевытеснения, выполненная в промысловых условиях, состоящая из блока диспергирования нефтегазовых и водогазовых смесей и их нагнетания в пласт.

5. В период пусковых испытаний установки выявлено влияние введения поверхностно-активных веществ с целью стабилизации структуры нефтегазовой и водогазовой смеси на устойчивость рабочих агентов против их разделения на фазы при расходе ПАВ АФ$\2 из расчета 4-8 г/т жидкости.

Основные защищаемые положения.

1. Комбинированная технология вытеснения нефти оторочками сепарированной высоковязкой нефти, буферной жидкости и водогазовой смеси с ПАВ путем инициирования упругого нестационарного режима.

2. Установка по приготовлению рабочих агентов путем диспергирования нефтегазовой и водогазовой смеси с добавкой ПАВ.

3. Режимы диспергирования нефти, газа и минерализованной воды в смеси с газом и ПАВ.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Результаты диссертационной работы были включены в отдельные разделы при составлении «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью», утвержденной к внедрению территориальными отделениями ЦКР по республике Татарстан (г.Казань.- Протокол № 345 от 15.12.2003 г.).

2. Создана технологическая схема и установка с комплектацией оборудования для приготовления и закачки рабочих агентов в пласт, состоящая из узла смешения и диспергирования, ввода ПАВ и нагнетания рабочего агента в пласт, которая реализована в промысловых условиях.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (2001-2006 гг.), на научно-технических Советах НГДУ «Бавлынефть» (2001-2006 гг.), на VI конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (г.Уфа,2005 г.), на семинарах института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» (2005-2006 гг.).

Публикации результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, 13 из которых в центральных изданиях , включенных в печень публикаций ВАК РФ, в которых одна научная статья подготовлена самостоятельно и 13 в соавторстве. В рассматриваемых работах автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация создания технологической схемы закачки рабочих агентов в пласт.

Структура п объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 121 страницах машинописного текста и

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Зарипов, Мустафа Салихович

Выводы.

Рассмотренные выше результаты моделирования процессов вытеснения нефти из линейной модели пласта с применением вытесняющих агентов различной вязкости показали, что увеличение вязкости вытесняющего агента приводит к увеличению КИН. В послойно неоднородных коллекторах возрастание неоднородности коллектора снижает КИН при заводнении маловязким агентом и увеличивает КИН при использовании высоковязкого вытесняющего агента. Применение высоковязкого вытесняющего агента способствует снижению темпов отбора запасов нефти и увеличению сроков разработки залежи. Выбор оптимального по вязкости вытесняющего агента существенно зависит от степени неоднородности проницаемости коллектора. В однородных коллекторах оптимальным является выбор вытесняющего агента с вязкостью сравнимой с вязкостью нефти. В неоднородных по проницаемости коллекторах оптимальная величина вязкости вытесняющего агента изменяется в широких пределах и ее конкретная величина определяется иными критериями (например, экономическими).

3.4. Основные положения новой технологии водогазового воздействия на существенно неоднородные коллекторы в сочетании с потокоотклоняющими технологиями

Как было отмечено выше, на ряде месторождений Российской Федерации широко применяются потокоотклоняющие и нефтевытесняющие технологии повышения нефтеотдачи пластов [12]. Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, физико-химические методы повышения нефтеотдачи являются одним из наиболее доступных способов стабилизации добычи нефти и доизвлечения запасов нефти, сосредоточенных в слабодренируемой части неоднородных по проницаемости и распространению коллекторов. Даже при многократном применении гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов, таких как циклическое заводнение со сменой направления фильтрационных потоков, в пластах остаются запасы нефти в тупиковых и застойных зонах, а также в низкопроницаемых коллекторах. Извлечение таких запасов без изменения свойств вытесняющей жидкости достигнуть не удается. Данные положения относятся также и к карбонатным коллекторам, которые характеризуются высокой неоднородностью фильтрационных свойств.

Предлагаемые в работе технологии направлены на повышение нефтевытеснения в результате оптимального чередования закачиваемых оторочек на базе ВГС и пенной системы, композиций «сырая нефть»+эмульгатор+попутно добываемый газ, водогазовая смесь оптимального состава. Данная технологии является эффективной, позволяет осуществлять комплексное воздействие на продуктивные залежи, прирастить начальные извлекаемые запасы нефти и подключить к процессу фильтрации недренируемые запасы нефти.

Важным моментом предлагаемых технологий является подбор параметров агентов вытесняющих оторочек. Для определения оптимальных значений вязкостных характеристик было проведено математическое моделирование процессов вытеснения оторочками агентов с различной вязкостью (см. раздел выше). Результаты моделирования показали, что изменение охвата воздействием за счет изменения вязкости вытесняющего агента позволит: 1) увеличить долю текущих извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в активную разработку, 2) прирастить начальные извлекаемые запасы нефти за счет перевода части неподвижных запасов в подвижные. С точки зрения оптимальности подбора вязкости агента вытесняющей оторочки, нами представляется выбор агента с вязкостью в 2-2.5 раз больше, чем вязкость пластовой нефти. Это связано, прежде всего, с тем, что при таких соотношениях вязкости наблюдается наибольший рост коэффициента охвата воздействием и, в то же время, не так сильно сказываются эффекты, связанные с вязкостной неустойчивостью. Кроме того, необходимо учесть и скорость продвижения оторочек. Для высоковязких оторочек время их продвижения велико.

Ранее в работах [12] нами было показано, что для условий реальных залежей оптимальным выбором агента оторочек может стать применение "сырой" дегазированной нефти данной залежи в смеси с эмульгатором, что позволит обеспечить максимальную совместимость с пластовыми флюидами и скелетом коллектора. Добавление в смесь попутно добываемого газа позволит регулировать вязкость и плотность (а значит, и объем в пластовых условиях) закачиваемой оторочки с учетом результатов лабораторных исследований свойств нефти и газа (плотность, вязкость, газосодержание (рисунок 3.12). Математическая обработка кривых по методу наименьших квадратов дает следующие выражения для:

1. Зависимости плотности от содержания газа в смеси

G) рн = 0,00001 G2-0,0019G+0,8373. (R2=0,99).

2. Зависимости вязкости нефти от G ц„ = 0,004 lG2-0,5088G+23,529 (R2=0,99). у 3. Зависимости вязкости нефти от газосодержания * ц„ = -0,0024Гс2-0,05 12Гс+25,94 (R2=0,99). (3.15а)

4. Зависимости содержания газов в смеси от газосодержания Гс= - 0,0216G2+2,0896G+23,7 (R2=0,99).

Приведенные эмпирические зависимости (3.15а) будут в дальнейшем широко использованы при расчете параметров нефтегазовой смеси и водогазовой смеси в технологиях повышения нефтеотдачи пластов.

Рассмотрим более подробно технологии, принятые к реализации на Алексеевском месторождении.

3.4.1. Технология вытеснения нефти закачкой ВГС и пенных систем

По данной технологии увеличение нефтеизвлечения достигается за счет последовательной закачки оторочек водогазовой смеси оптимального состава в циклическом режиме в сочетании с периодическим отбором жидкости и нагнетания оторочек водогазовой смеси с ПАВ (пенная система).

1 25

1.15

-9-m

S 1.10 л

1 05

1.00 -> газосодержание объемный коэффициент

-1-1

0.85

0.30 г- 100

- 90

- во

- 70

60

- 50

- 40

- 30

20

- 10 0

S X го К

EL

01 Ч о о о п 0! содержание газа в смеси, %

Рисунок 3.12. Изменение плотности, вязкости, газосодержания и объемного коэффициента нефти турнейского яруса Алексеевского месторождения при растворении в ней попутно добываемого газа

Известен способ разработки залежи [81] с заводнением водогазовым раствором путем закачки через нагнетательные скважины водогазового раствора и поверхностно-активного вещества, которое добавляют в воду перед ее смешением с газом, в котором в качестве водогазового раствора закачивают однофазный газовый раствор в пред переходном фазовом состоянии при отношении объемов газа к воде, обеспечивающем полное насыщение воды газом при пластовых условиях, поддерживают в процессе отношение забойного давления к пластовому менее двух, при этом в качестве газовой фазы в водогазовом растворе используют углеводородный газ, а в качестве поверхностно-активного вещества добавляют 0,01 - 1,0 % катионного поверхностно-активного вещества.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки нефтяного месторождения [80], включающий закачку воды и газа через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину, в котором перед закачкой воды и газа в нагнетательную скважину строят зависимость нефтеотдачи от соотношения газ : вода и осуществляют закачку смеси при соотношении газ : вода, соответствующем максимальной нефтеотдаче, причем смешение газа с водой осуществляют с помощью предварительно установленного на эксплуатационной колонне эжектора, активный вход которого соединен с её внутренней полостью, а пассивный - с межтрубным пространством, при этом плотность водогазовой смеси поддерживают на определенном уровне

Недостатком этих способов разработки залежей нефти с закачкой водогазовой смеси является то обстоятельство, что они направлены на определение оптимального соотношения «газ — вода» в водогазовой смеси для получения максимального прироста коэффициента нефтеотдачи и не регламентируют проведение самого технологического процесса разработки залежи нефти водогазовым воздействием. Например, не указан необходимый (оптимальный) суммарный объем закачки водогазовой смеси в пласты в долях объема пор и в долях геологических запасов нефти залежи, не установлены предельные газовые факторы, при которых скважины отключаются из эксплуатации.

Также близким к предлагаемому является способ вытеснения пеной, в котором вначале нагнетают в коллектор водный раствор полимера в качестве предшествующей пробки в количестве 2 - 8 % объема порового пространства пласта, а затем периодически нагнетают, одновременно или поочередно, в количестве 10-50 % объема порового пространства неконденсирующийся газ и водный раствор пенообразующего состава для образования связанной пены в пласте, или периодически нагнетают связанную пену, образованную заблаговременно из вышеупомянутых газа и водного раствора на поверхности. При этом водный раствор пенообразующего состава содержит щелочь, поверхностно-активное вещество и полимер, упомянутый водный раствор пенообразующего состава представляет собой систему со сверхнизким межфазным натяжением, и величина межфазного натяжения между пенообразующим составом и вытесненной пластовой нефтью может достигать по порядку величины 10~3 мН/м [84. Затем нагнетают водный раствор полимера, используемый в качестве защитной пробки, в количестве 10-45 % объема порового пространства пласта. Надо отметить, многочисленные исследования и опытные работы по созданию и применению пенных систем способствовали их широкому применению по различным целям и задачам их использования [39, 103,114, 116].

Недостатком данного способа является то обстоятельство, что период полураспада созданной пены максимально составляет 18,5 минут, то есть примерно через 40 минут пенная система распадается и прекращается её действие как потокоотклоняющего агента. В связи с чем эффект от закачки пены будет наблюдаться только в призабойных зонах скважин и отсутствовать в межскважинном пространстве, в котором сосредоточены основные запасы нефти. В соответствии с результатами численных исследований (разделы 3.3 и 3.4) решаемая по предлагаемой технологии задача и ожидаемый технологический результат заключаются в повышении эффективности разработки нефтяной залежи, по которому повышение коэффициента нефтеизвлечения обеспечивается за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемой части залежи, застойных и тупиковых зон нефти, расположенных вдоль нейтральных линий тока между нагнетательными и добывающими скважинами и снижение обводненности добываемой нефти.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки залежи, включающем последовательную закачку оторочек водогазовой смеси оптимального состава, определяемого по результатам лабораторных исследований [99,100,101] при получении максимального коэффициента вытеснения нефти, в циклическом режиме через нагнетательные скважины и периодический отбор жидкости через добывающие скважины, в начале каждого цикла водогазового воздействия весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин, а закачку водогазовой смеси производят в три этапа, причем на первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных добывающих скважинах, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых и переходят ко второму этапу, в котором осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси, причем каждый цикл начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа, объемом равным 5 - 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе, затем нагнетательные скважины останавливают, проводят в них гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления до стабилизации забойных давлений на уровне пластовых, после чего в нагнетательные скважины закачивают вторую оторочку водогазовой смеси, состоящую из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5 — 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе, затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50 - 60 % начальных геологических запасов нефти залежи, после чего на третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины, а добывающие скважины первой группы в каждом цикле на втором этапе отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси. Причем, в качестве газовой фазы в водогазовой смеси используют попутный (факельный), природный газ или их смесь, а для нагнетательных скважин с низкой приемистостью из второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды, газа и поверхностно-активного вещества исключают газовую фазу, а содержание газа в водогазовой смеси в первой оторочке увеличивают в два раза. Для численных вычислений в соответствии с рисунком 3.12 при расчете объема газовой смеси от вязкости использовали эмпирические формулы (3.15а) для Алексеевского месторождения. Созданию данной технологии явились многочисленные исследования автора по этой проблеме, результаты которых представлены в [12,13,14," 15,16,17].

Физическая сущность технологии состоит в сочетании четырех процессов, происходящих в пластах [12].

Первый из них, как и в прототипе [80], заключается в закачке в пласты на первом этапе осуществления способа водогазовой смеси оптимального состава с целью достижения максимального коэффициента вытеснения нефти.

Второй процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан с повышением коэффициента охвата заводнением чередующимися оторочками водогазовой смеси без поверхностно-активного вещества и с поверхностно-активным веществом (пенная система). Пенная система в большем объеме будет поступать в высокопроницаемые пласты и высокопроводимые зоны коллектора в призабойной зоне нагнетательных скважин, снижая в них скорость фильтрации жидкости в большей степени, чем в низкопроницаемых зонах, отклоняя фильтрационный поток в сторону застойных зон и тем самым увеличивать коэффициент охвата заводнением. Надо отметить о том, что применение технологий с созданием пенных систем в России и за рубежом достаточно широко развито, что подтверждает эффективность их использования [3,39,84,103,116,121].

Третий процесс, реализуемый также на втором этапе осуществления способа, связан с созданием упругого режима работы пластов путем периодической остановки нагнетательных скважин. При этом возникают дополнительные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами, которые стимулируют массообмен нефти между ними, то есть водогазовая смесь и/или газ будут более активно внедряться в низкопроницаемые коллектора, вытесняя из них нефть.

Четвёртый процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан также с повышением коэффициента охвата заводнением и коэффициента охвата вытеснением за счет периодической эксплуатации добывающих скважин с повышенным газовым фактором. При этом водогазовая смесь и /или газ будет направляться в сторону добывающих скважин с меньшим газовым фактором, повышая в зонах их дренажа скорость фильтрации, что приведет к более равномерной выработке запасов нефти из зон с различной проводимостью и дополнительному снижению обводненности добываемой продукции.

В результате реализации предлагаемого способа будет получен синергетический эффект повышения коэффициента нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом и увеличения коэффициентов охвата вытеснением и охвата заводнением за счет упругого режима работы пластов.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1) Для выбранных эксплуатационных объектов залежи или участка залежи, на которых планируется внедрение данного способа разработки, проводят лабораторные исследования при соответствующих термобарических условиях на естественных кернах и определяют оптимальный состав (или соотношение газ - вода) водогазовой смеси, при котором достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти, а также необходимый суммарный объем закачки водогазовой смеси в долях объема пор или в долях объема нефти в пористой среде с последующим заводнением.

2) Закачку водогазовой смеси оптимального состава производят в три этапа. На первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют в течение времени до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных с ними добывающих скважинах. Затем нагнетательные скважины останавливают, то есть закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины прекращают и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления на уровне пластовых в нагнетательных скважинах завершается первый этап закачки водогазовой смеси.

3) Во втором этапе осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси. Причем в начале каждого цикла проводят замеры текущего газового фактора в добывающих скважинах и весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин. Затем добывающие скважины первой группы отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси.

Каждый цикл последовательной закачки оторочек водогазовой смеси начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа (как в первом этапе), объемом равным 5 - 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе.

Затем нагнетательные скважины останавливают и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления в нагнетательных скважинах на уровне пластовых начинают закачку второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5 - 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе.

Затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50-60 % от начальных геологических запасов нефти опытного участка или залежи нефти.

4) На третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины.

3.4.2.0босноваш1е предлагаемой технологии путем численных исследований

Для примера осуществления способа рассматривалась залежь нефти (блок № 1) в турнейском ярусе Алексеевского нефтяного месторождения в виде отдельного блока. Выбор данного блока обусловлен, прежде всего, наличием скважин с разными дебитами по нефти, которые изменяются в пределах от 0,3 до 6,0 т/сут при изменении обводненности добываемой продукции от 3 до 70 %. Такое различие в дебитах и обводненности связано с зональной и послойной неоднородностями коллекторов залежи, а также с разной удаленностью скважин от водонефтяного контакта. Проницаемость коллекторов по данным гидродинамических исследований скважин изменяется в пределах от 0,010 до 0,385 мкм2 в среднем составляя 0,056 мкм2. В тоже время, средняя проницаемость коллекторов, определенная по геофизическим исследованиям скважин, составляет 0,007 мкм2 (таблица3.2) при средней пористости 12 %. Такое различие в значениях проницаемости коллекторов, определенных различными методами, указывает на наличие развитой системы трещин. Поэтому внедрение предлагаемого способа разработки на данной залежи позволит частично заблокировать участки с высокой трещинной проницаемостью коллекторов и перенаправить вытесняющий агент к участкам с более низкой трещинной проницаемостью, увеличивая при этом коэффициенты охвата вытеснением (сетки скважин) и охвата заводнением. Причем, вытесняющий агент в виде водогазовой смеси, распадаясь в пласте на газ и воду, при упругом режиме работы пластов будет способствовать более

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Исследование и анализ состояния разработки Апексеевского месторождения и реологических свойств поверхностных проб нефтей в частности изменение вязкости от градиента сдвига и обводненности показали, что нефти и водонефтяные эмульсии Кизеловского горизонта Апексеевского месторождения при низких температурах и температурах пласта и высокой обводненности (40-70%) с уменьшением градиента скорости сдвига резко растут даже для безводной нефти, причем тем быстрее, чем ниже температура и повышенная обводненность, что указывает на неньютоновские свойства пластовых нефтей, кторые являются основным показателем низкой вырабатываемости извлекаемых запасов нефти.

2. Путем моделирования процессов вытеснения такой категории нефтей из трещиновато-пористых коллекторов с применением вытесняющих агентов различной вязкости установлено, что увеличение вязкости вытесняющего агента приводит к нелинейному увеличению КИН. Причем в послойно неоднородных коллекторах возрастание неоднородности коллектора снижает КИН при заводнении маловязким агентом и увеличивает КИН при использовании высоковязкого агента. В то же время использование высоковязкого вытесняющего агента способствует снижению темпов отбора запасов нефти и увеличивает срок разработки залежи.

3. Усовершенствованы технологии вытеснения нефти из карбонатных нефтенасьпценных коллекторов путем последовательного создания нестационарного упругого режима вытеснения закачкой оторочек газированной нефти с регулируемой вязкостью и пенных систем оторочками водогазовой смесью, разделенных нагнетаемой буферной жидкостью, что позволит увеличить темпы отбора нефти, снизить срок разработки залежи нефти и увеличить коэффициент нефтеотдачи по первой технологии в сравнении с аналогом на 10,8 %, по второй - на 12,1 %.

4. Создана установка по приготовлению нефтегазовых и водогазовых смесей, состоящая из узла диспергирования, силовых насосов, контрольно-измерительных приборов, пусковые испытания которой показали высокую работоспособность, которая в настоящее время используется на Алексеевском месторождении в режиме стационарного нагнетания рабочих агентов в пласт.

5. В результате технико-экономического анализа и расчета эффективности усовершенствованной технологии комплексного водогазового воздействия с предварительной закачкой оторочки загустителя и ВГС с созданной установкой для нагнетания рабочих агентов в пласт по сравнению с базовой технологией прирост добычи нефти за весь срок разработки составит 84,8 тыс.т, увеличение коэффициента нефтеизвлечения с 0,175 до 0,242 доли ед. и получить прирост NPV на 17 млн.руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Зарипов, Мустафа Салихович, 2006 год

1. Авторский надзор за осуществлением технологической схемы опытно-промышленной разработки участка на Илишевском месторождении по технологии ВГВ. Отчет по договору 1046. - БашНИПИнефть. - Уфа. - 2001. - 68 с.

2. Авторский надзор за разработкой Кадыровского участка Илишевского месторождения по технологии водогазового воздействия. — Отчет по договору 1056. БашНИПИнефть. - Уфа. - 2002. - 49 с.

3. Амиян А.В. Выбор пены для интенсификации добычи нефти и газа // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-1976.-№6.-С.36-39.

4. Амиян В.А., Амиян А.В., Казакевич Л.В. и др. Применение пенных систем в нефтегазодобыче. М.: Недра, 1987. - 229 с.

5. Ахметов А., Телин А.Г., Глухов В. и др. Физическое моделирование и методы визуализации при разработке основ нетрадиционных технологий на базе инвертных дисперсий // НТЖ Технологии ТЭК. 2004. - № 1. - С. 33-36.

6. Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ.-1995.- № 8-10. -С.54-59.

7. Васильев B.K., Быкова Т.И., Маркин А.А. Устойчивость пены под давлением

8. Ф //НТЖ «Нефтепромысловое дело». 1976.- №5- С.27-28.

9. И. Вафин Р.В. Повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных коллекторов водогазовым воздействием на пласт. -Дисс.канд.техн.наук.-Уфа,-2004.-162 с.

10. Вафин Р.В., Зарипов М.С Исследование процессов заводнения неоднородныхколлекторов. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004- №4. -С.28-33.

11. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Сагитов Д.К. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласты М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С. 32-38.

12. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Заводнение нефтяных пластов с высокопроницаемыми включениями. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004- №4. С.34-37.

13. Вашуркин А.И., Ложкин Г.В., Радюкин А.Е. Экспериментальные исследования водогазового воздействия на пласт БСю Федоровского месторождения // Тр. СибНИИНП.- 1978.- Вып.-12.- С. 143-150.

14. Влияние поверхностно-активного натяжения на кинематические характеристики движения газожидкостных смесей / Андриасов Р.С., Сахаров В.А. // Тр. МИН-ХиГП. Вып.55. М.: Недра.-1965.

15. Влияние типа пластовых вод и давления на устойчивость пенообразующих ПАВ/ Мамбетова Л.М.,Муталимзаде Н.Ф.// Тр./ Башнипинефть.-2000.-Вып.103.-С. 255258.

16. Герсеванов Н.М. Теория движения смеси воздуха и воды в применении к эрлифту. Изв. АН СССР, 1942. - №10.

17. Дроздов А.Н., Егоров Ю.А. Подбор оборудования для осуществления водогазового воздействия на нефтяные пласты. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-№5.-2005.-С.16-21.

18. Егоров Ю.А. Расчет и промысловые испытания эжекторов для закачки химических реагентов в пласт с целью повышения нефтеотдачи.-Материалы 1-й конференции молодых ученых и специалистов ОАО «ЛУКОЙЛ». Волгоград.-2001 г.

19. Зарипов М.С. Методика проведения промысловых исследований потерь давления в системе транспорта газожидкостных смесей на Алексеевском месторождении. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2006 -№3. С.32-35.

20. Карамышев В.Г. Исследование закономерностей совместного транспорта нефти и газа по трубопроводам/ Диссер. на соиск. ученой степ. докт. техн. наук / ГУПф «ИПТЭР».-Уфа.-2002.-275 с.

21. Корнилов Г.Г. Влияние рельефа местности на расход энергии при движении Ф газожидкостных смесей по трубопроводам. // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 8.1. С. 55-59.

22. Корнилов Г.Г., Галлямов М.Н., Карамышев В.Г., Канашин В.П. Движение газожидкостных смесей в трубопроводах. Уфа: изд-во Уфимск. гос. авиац. техн. ун-та, 1999.-412 с.

23. Корнилов Г.Г., Иошпе М.Н. Влияние пенообразования на расход энергии в системах однотрубного сбора нефти и газа // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 10. -С. 47-49.

24. Коршак А.А. Специальные методы перекачки. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2001.-208 с.

25. Крючков В.И. Применение водогазовых систем на основе нефтяного газа для увеличения нефтеизвлечения. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Бугульма, 2002.- 19 с.

26. Кутателадзе С.С., Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. М.: Энергия, 1976.-296 с.

27. Лискевич Е.И., Островский Ю.М. Вытеснение нефти газоводяными смесями // Тр. Укргипрониинефть.- 1973.- Вып. 11-12.- С.233-240.

28. Мамаев В.А., Одишария Г.Э., Клапчук О.В. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978. - 270 с.

29. Маслов И.И., Мартиросова В.А. Влияние пластовых вод на пенообразующие свойства ПАВ . НТЖ «Нефтепромысловое дело». -1973.-№11.-С.27-29.

30. Миркин А.З., Усинып В.В. Трубопроводные системы. Справочник. М.: Химия, 1991.-256 с.

31. Муравьев И.М., Репин Н.Н. Исследование движения многокомпонентных смесей• в скважинах. М.: Недра, 1972- 208 с.

32. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Вафин Р.В, Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Ф Алексеев Д.Л., Буторин О.И. Проект реализации водогазового воздействия на

33. Алексеевском месторождении НТЖ « Нефтепромысловое дело».-2004.-№6.С-23-31.

34. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань. Изд-во Казанского университета.-1975.-210 с.

35. Патент № 11314 Al, Е 21 В 43/20. Способ нагнетания воды и газа. Заявл. 18.08.99. Опубл. 2001.-БИ№ 5.

36. Патент РСТ № 9523909, Е 21 В 43/20. Способ эксплуатации нефтеносного пласта /Дыбленко В.П., Марчуков Е.Ю., Туфанов И.А. и др. Заявл. 18.05.94. Опубл. 1996.- БИ №15.- С. 17.

37. Патент РФ № 2145031, F 17 Dl/02, F 04 F 5/54. Способ перекачки газа по действующему трубопроводу и устройство для его осуществления / Елисеев В.Н.,

38. ЮдинИ.С.-Заявл. 17.12.1998.-Опубл. 27.01.2000.-БИ №3.-С. 368.

39. Патент РФ № 2145677, F 04 В 23/06. Устройство для нагнетания газожидкостной смеси/ Мартынов В.Н., Максутов Р.А.,Пешков Л.П. Заявл. 30.03.1998. - Опубл. 20.02.2000.-БИ №5.-С.

40. Патент РФ № 2149280, F 04 В 23/00. Способ получения газожидкостной смеси и устройство для его осуществления / Мартынов В.Н., Вяхирев В.И., Лопатин Ю.С. и др. Заявл. 01.09.1998. - Опубл. 20.05.2000. - БИ № 14. - С. 366.

41. Патент РФ № 2151911, F 04 В 23/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / Мартынов В.Н., Пешков Л.П., Лопатин Ю.С. Заявл. 26.12.1997. - Опубл. 27.06.2000. - БИ № 18.-С. 391.

42. Патент РФ № 2151912, F 04 В 23/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / Мартынов В.Н., Пешков Л.П., Лопатин Ю.С. Заявл. 09.02.1998. - Опубл. 27.06.2000. - БИ № 18. - С. 392.

43. Патент РФ № 2151913, F 04 В 23/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / Мартынов В.Н., Максутов Р.А. Заявл. 04.02.1998. - Опубл. 27.06.2000. -БИ №18.-С.392-393.

44. В.Н., Юдин И.С., Сазонов Ю.А. Заявл. 25.09.1998. - Опубл. 20.08.2000. - БИ № 9 23.-С. 355.

45. Патент РФ № 2155276, F 04 В 19/06, 23/06. Способ перекачки газожидкостных смесей и поршневой насос / Елисеев В.Н., Сазонов Ю.А., Юдин И.С., Петров A.M. Заявл. 08.12.1998. - Опубл. 27.08.2000. - БИ № 24. - С. 304.

46. Патент РФ № 2156886, F 04 В 19/06, 23/10. Устройство для нагнетания газожидкостной смеси (варианты) / Габдуллин Р.Ф., Саматов М.И., Валеев М.Д. — Заявл. 20.03.2000. Опубл. 27.09.2000. - БИ № 27. - С. 297.

47. Патент РФ № 2156893, F 04 F 5/ 54 .Способ регулирования работы насосно-эжекторной системы / Дроздов А.Н., Демьянова JI.A. 3аявл.25.03.1999. - Опубл. 27.09.2000. - БИ № 27. - С. 299.

48. Патент РФ № 2157449, Е 21 В 43/00. Способ бустерлифтной эксплуатации скважин / Поляков Д.Б., Шаймарданов Р.Ф., Аминев М.Х. Заявл. 10.04.1997. -Опубл. 10.10.2000. - БИ № 28. - С. 275.

49. Патент РФ № 2158379, F 04 В 19/06. Устройство для нагнетания газожидкостнойсмеси / Мартынов В.Н., Друцкий В.Г. Заявл. 22.03.2000. - Опубл. 27.10.2000. -БИ №30. -С. 225.

50. Патент РФ № 215855, Е 21 В 21/06. Устройство для приготовления аэрированного вязкоупругого состава и нагнетания его в скважину / Мамедов Б.А., Зазирный Д.В., Карлов Р.Г. Заявл. 30.11.1999. - Опубл. 10.09.2000. - БИ № 25. - С. 339-340.

51. Патент РФ № 215861, Е 21 В 43/22. Аэрированный вязкоупругий состав / Мамедов Б.А., Зазирный Д.В. Заявл. 30.11.1999. - Опубл. 10.09.2000. - БИ № 25. -С. 341.

52. Патент РФ № 2159872, F 04 F 5/54. Насосно-компрессорная установка / Елисеев В.Н., Сазонов Ю.А., Юдин И.С. Заявл. 07.04.1999. - Опубл. 27.11.2000. - БИ № 33.-С. 224.

53. Патент РФ № 2160866, F 17 D 1/00. Установка для сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин / Князев М.А., Башлыков Ю.М., Дударев В.В. и др. -Заявл. 05.04.1999. Опубл. 20.12.2000. - БИ № 35. - С. 271.

54. Патент РФ № 2163984, F 04 F 5/54. Струйная насосно-компрессорная установка / Елисеев В.Н., Юдин И.С. Заявл. 09.08.1999. - Опубл. 10.03.2001. - БИ № 7. - С. 224.

55. Патент РФ № 2178832, F 04 В 19/06. Устройство для перекачки многофазных• жидкостей / Габдуллин Р.Ф., Саматов М.И., Мустафин Р.С. Заявл. 24.01.2001. -Опубл. 27.01.2002. - БИ № 3. - С. 284-285.

56. Патент РФ № 2190779, F 04 F 5/ 02 .Скважинная струйная установка для испытания и освоения скважин и способ работы скважинной струйной установки / Хоминец З.Д., Косаняк И.Н. Заявл.09.07.2001. - Опубл. 10.10.2002. - БИ № 28. -С. 340.

57. Патент РФ № 2190780, F 04 F 5/ 02 .Способ работы скважинной струйной установки при ремонтно-изоляционных работах / Хоминец З.Д., Стенин В.П., Вайгель А. А. Заявл.31.07.2001. - Опубл. 10.10.2002.-БИ №28.-С. 341.

58. Патент РФ № 2191293, F 04 В 19/06. Установка для нагнетания газожидкостной смеси / Гилязов Р.А. Заявл. 13.03.2001. - Опубл. 20.10.2002. - БИ № 29. - С. 363364.

59. Патент РФ № 2192565, F 04 F 5/ 54. Насосно-эжекторная установка / Цегельский В.Г.-Заявл.20.09.2001.- Опубл. 10.11.2002.-БИ №31.-С.485.

60. Патент РФ № 2197645, F 04 F 5/ 04. Жидкостно-газовый струйный аппарат / Цегельский В.Г., Акимов М.В. Заявл.25.06.2001. - Опубл. 27.01.2003. - БИ № 3. -С. 642.

61. Патент РФ № 2197648, F 04 F 5/54. Способ работы скважинной струйной установки при испытании скважин / Хоминец З.Д., Стенин В.П. Заявл. 13.12.2001. - Опубл. 27.01.2001. - БИ № 3. - С. 642.

62. Патент РФ № 2197649, F 15 В 1/00. Установка для подачи текучей среды под давлением / Белей И.В., Лопатин Ю.С., Луцкий И.И. и др. Заявл. 20.04.2001. -Опубл.27.01.2003.-БИ №3.-С.643.

63. Патент РФ № 2199681, F 04 F 5/54. Способ работы насосной эжекторной установки и насосная эжекторная установка для его реализации / Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С., Нуретдинов Я.К и др. Заявл. - Опубл. 27.02.2003. - БИ № 6.-С. 384.

64. Патент РФ № 2209350, F 04 F 5/14, В 01 F 3/ 04, В 05 В 7/04. Эжектор и способ его работы / Алферов М.Я., Косс А.В., Пензин Р.А. Заявл. 02.09.2002. - Опубл. 27.07.2003.-БИ №21.-С. 562.

65. Патент РФ № 2221132, Е 21 В 43/00. Устройство для формирования структуры газожидкостного потока в скважинах / Иванников В.И., Иванников И.В. Заявл. 15.12.2000.-Опубл. 10.01.2004.-БИ № 1.-С. 827.

66. Патент РФ № 2238426, F 04 В 35/02. Способ дожимания и перекачки неосушенного газа / Мартынов В.Н. Заявл. 13.11.2003. - Опубл. 20.10.2004. - БИ

67. Патент РФ № 2239122, F 17 D 1/00. Насосная станция для перекачки многокомпонентной газосодержащей смеси / Валюхов С.Г., Веселов В.Н., Скуфинский А.И. и др. Заявл. 10.04.2002. - Опубл. 27.10.2004. - БИ № 30. - С. 408.

68. Патент РФ № 2239749, F 17 D 1/14. Способ транспортирования газоводонефтяной смеси / Юсупов О.М., Гизбрехт Д.Ю., Сафонов Е.Н., Волочков Н.С., Рыгалов В.А., Густов Б.М., Габдуллин Р.Ф. и др. Заявл. 23.06.2003. - Опубл. 10.11.2004. - БИ №31.-С.412.

69. Патент РФ 1195717, кл. 5 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения. Лысенко В.Д., Муслимов Р.Х., Соловьева В.Н. Опубл. 30.04.94, БИ №8.

70. Патент РФ 2055168, кл.6 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения. Салямов 3.3., Шарифуллина Р.З., Сулейманов А.Г., Савельев Ю.С., Капырин Ю.В., Полищук A.M., Суркова Е.М. Опубл. 1996.02.27.

71. Патент РФ 2123586, кл.6 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи. Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Сулейманов Б.А., Аббасов Э.М., Курбанов Р.А., Матвеев К.Л. 0публ.20.12.98, БИ № 35.

72. Патент РФ 2135751, кл. 6 Е 21 В 43/20,43/22. Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором. Пияков Г.Н., Лозин Е.В., Гафуров О.Г., Василенко В.Ф., Лукьянов Ю.В., Асмоловский B.C., Сайфутдинов Ф.Х. Опубл. 27.08.99.- БИ №4.

73. Патент РФ 2168617, кл. 7 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения. Хисаева Д.А., Василенко В.Ф., Лукьянов Ю.В., Гарифуллин Ф.С., Якименко Г.Х., Гафуров О.Г., Ширгазин Р.Г. Опубл. 10.06.2001.- БИПМ № 16.

74. Патент РФ 2190091, кл.7 Е 21 В 43/22. Способ вытеснения пеной. ВАНГ Демин (CN). Опубл. 2002.09.27.

75. Патент РФ № 2055168, Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения / Салямов 3.3., Шарифуллина Р.З., Сулейманов А.Г. и др. Заявл. 25.01.93. -0публ.27.02.1996. БИ. -№ 6. - С.188.

76. Патент РФ № 2088752, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения /Крючков В.И., Губеева Г.И. Заявл. 11.03.92. - Опубл. 27.08.1997. - БИ. - № 24.

77. Патент РФ № 2088752, Е21В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения / Крючков В.И., Губеева Г.И.- Заявл. 11.03.92.-Опубл.27.08.1997.-БИ.-№24.

78. Патент РФ № 2117753, Е21В 43/20. Способ разработки нефтяных месторождений / Ф Стрижов И.Н., Степанова Г.С., Мищенко И.Т. и др. Заявл. 19.12.96.

79. Опубл.20.08.1998.-БИ.-№23.

80. Патент РФ № 2142045, Е21В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи / Лысенко В.Д., Грайфер В.И.- Заявл.22.04.98.-0публ.27.11.1999.-БИ.-№33.

81. Патент РФ № 2170814, Е21 В 43/20. Способ вытеснения нефти из пласта. / Романов Г.В., Хисамов Р.С., Муслимов Р.Х. и др. Заявл. 15.10.99 -0публ.20.07.2001.- БИПМ. № 20. - С.306.

82. Патент РФ № 2181158, Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяных месторождений / Западинский А.Л. Заявл. 07.09.2000. - Опубл. 10.04.2002. - БИ. - № 10.

83. Патент РФ № 2181159, Е 21 В 43/16. Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья (варианты) / Западинский А.Л. Заявл. 15.03.2001 - Опубл. 10.04.2002.-БИ.-№ 10.

84. Патент РФ № 2190757, Е 21 В 43/00. Способ добычи нефти. / Борковский А.А.,

85. Верес С.П. Заявл. 05.02.2001 Опубл. 10.10.2002. - БИ. № 28.

86. Патент РФ № 2190760, Е21 В 43/20. Способ водогазового воздействия на пласт /Дроздов А.Н., Фаткуллин А.А. Заявл. 25.01.2001 Опубл. 10.10.2002. - БИПМ. № 28.-С.335.

87. Патент РФ № 2215931, F 17 D 1/14. Способ сбора продукции скважин нефтяных месторождений с помощью многофазных насосов / Рыгалов В.А., Густов Б.М., Габдуллин Р.Ф. и др. Заявл.22.08.2002. - Опубл. 10.11.2003. - БИ № 31. - С. 551 -552.

88. Патент РФ № 2224877, Е 21 В 43/00. Способ и устройство для добычи пластовой жидкости из скважин / Зимин А.А. Заявл. 15.11.2001. - Опубл. 27.02.2004. - БИ №6.-С. 762-763.

89. Патент РФ № 714044 . Способ нагнетания газожидкостной смеси поршневым насосом и устройство для его осуществления / И.В. Белей, Ю.С. Лопатин, С.П. Олейник. Заявл. 14.07.76. - Опубл. 05.02.80. - Бюл. № 5.

90. Патент США № 5421408 А, Е 21 В 43/16. Одновременное закачивание в пласт воды и газа. Заявл. 14.04.94. Опубл. 1996. - БИ №11. - С.13.

91. Пияков Г.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Романова Е.И. Исследование эффективности водогазового воздействия (на примере пласта IOj Когалымского месторождения) // Нефтяное хозяйство.- 1992,- № 1.- С.38-39.

92. Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 9. - С. 138144.

93. Репин Н.Н., Бабалян Г.А. К вопросу действия поверхностно-активных веществ на процесс лифтирования.// Нефть и газ, 1961. №8.

94. Рольфинг Г., Ибатуллин К.Р., Дорохин А.А., Кейлин Г.Н., Заровная Л.П. Многофазные насосные установки на базе двухвинтовых насосов фирмы «Bornemann Pumps» / Нефтегазовые технологии. 2001.- № 5-6 - С.8-13.

95. Рязанцев В.М. Характеристики винтовых насосов с винтами различного профиля / Химическое и нефтегазовое машиностроение. 1998. - № 2. - С. 22-25.

96. Рязанцев В.М., Лихман В.В., Яхонтов В.А. Двухвинтовой насос для перекачивания многофазной жидкости нефть-вода-газ / Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. - № 7. - С. 29-31.

97. Свид. РФ на полезную модель № 13914, F 04 В 35/00. Самоходная бустерная насосно-компрессорная установка/ Мартынов В.Н., Кулько С.М., Друцкий В.Г. Заявл. 11.02.2000. - Опубл. 10.06.2000. - БИ № 16. - С. 506.

98. Свид. РФ на полезную модель № 15370, F 04 F 5/00. Многофазный насос / Елисеев В.Н., Сазонов Ю.А., Заякин В.И. Заявл. 07.04.2000. - Опубл. 10.10.2000. -БИ № 28. - С. 373.

99. Свид. РФ на полезную модель № 18088, F 01 С 1/00, F 04 С 2/00, F 04 D 13/00. Мультифазная установка (варианты) / Залыгин Ю.Р. Заявл. 09.02.2001. -Опубл. 20.05.2001.-БИ № 14.-С. 532.

100. Свид. РФ на полезную модель № 22204, F 04 В 19/06, 23/10. Дожимающий насос-компрессор / Мартынов В.Н. Заявл. 28.09.2001. - Опубл. 10.03.2002. - БИ №7.-С. 332.

101. Свид. РФ на полезную модель № 23182, F 04 D 9/04. Центробежный насос / Махянов Х.М., Солодченков В.Ф., Калыгин Е.Н. Заявл. 01.11.2001. - Опубл. 27.05.2002. - БИ № 15. - С. 329.

102. Свид. РФ на полезную модель № 36708, F 04 В 19/06,23/10. Универсальная установка для водогазового воздействия на пласт / Мартынов В.Н., Грайфер В.И., Волков В.М. и др. Заявл. 11.10.2002. - Опубл. 20.03.2003. - БИ № 8. - С. 1043.

103. Свойства пенообразующих ПАВ, применяемых для интенсификации добычи газа / Муталимзаде Н.Ф., Голубев М.В.// Тр./ Башнипинефть.-2000.-Вып.103.-С.262-264.

104. Справочник по нефтепромысловому оборудованию / Под ред. Е.И. Бухаленко. М.: Недра. - 1990. - 510 с.

105. Сыркин A.M. Дисперсные системы в нефтепромысловом деле. — Уфа: изд-во Уфим. нефт. инс-та, 1990. 92 с.

106. Тронов А.В., Галимов Р.Х., Андреев В.В. Опыт использования и перспективы применения отечественного мультифазного насоса типа A3 2ВВ / Нефтепромысловое дело. 2000. - № 8-9. - с. 22-26.

107. Трофимов А.С. Разработка, усовершенствование и испытание технологий водогазового воздействия в условиях ограниченной смесимости на полимиктовых коллекторах месторождений Западной Сибири. Дисс. канд. техн. наук. М.: 1991.-106 с.

108. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З и др. Разработка нефтяных месторождений.(в 4-х томах). М.: ВНИИОЭНГ.-1994.- Том I. -240 е., Том И- 272 е., Том III-149 е., Том IV- 263 с.

109. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в позднейстадии. Том I. Геология и разработка залежи в поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ.-2004.-252 с.

110. Шагапов В.Ш., Сыртланов В.Р., Сыртланова B.C. К вопросу о расчете течений многофазных смесей в газожидкостных эжекторах / Нефть и газ. — 2003. -№ 2. С. 25-32.

111. Gratis Moritis. EOR continues to unlock oil resources (EOR survey). Oil & Gas Journal. - 2004. - Apr. 12. - P. 45-65.1. ПРОТОКОЛо проведении приемо-сдаточных промышленных испытаний СИН-50.06.01.00.000 ПМ 11. Г. Бавлы16 ноября 2005 г.

112. Насосно-бустерный .комплекс СИН-50.06.01 смонтирован в соответствии с техдокументацией, разработанной ООО «Юговостокнефтепроект».

113. Обслуживающий персонал прошел обучение в УКК НГДУ «Бавлынефть» преподавателями ООО «Синергия-Н».3. 27.09.2005 г. специалистами ООО «Синергия-Н» проведены пуско-наладочные работы, о чем составлен акт.

114. Промышленные испытания проведены по запланированным «Программой и методикой испытаний» режимам с заполнением карты режима обкатки (табл. 3).

115. Осложнений при испытаниях и замечаний к работе установки не имеется.

116. Комиссия считает, что насосно-бустерный комплекс соответствует своим техническим характеристикам и пригодна к промышленной эксплуатации.1. Подписи:

117. ОТ Лениногорского горно-технического отдела

118. Управления Ростехнадзора по РТ1. Ведущий инженер

119. ОТ ООО «Синергия-Н» Ведущий конструктор1. Государственный инспектор1. В.П. Кузнецов1. С.А. Бродов

120. От ЗАО «Алойл» Главный инженер

121. Зам. ген.директора по кап. строительству1. Главный технолог1. Главный механик

122. Главный энергетик Ведущий инженер ОКС Начальник нефтепромысла № 11. Инженер по автоматизации1. А^ Р.Д. ГильмановЯ