автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Комплексное геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи

На правах рукописи

9 0 " ")

Андреев Вадим Евгеньевич

КОМПЛЕКСНОЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ

Специальность 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных н газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень-1998

Работа выполнена в Научно-исследовательском институте по повышению нефтеотдачи пластов (НИИнсфтеотдача) Академии наук Республики Башкортостан

Научный консультант доктор геолого-минералогических наук,

профессор, заслуженный деятель науки РБ ХаГфединов Н.Ш.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

чл.-кор. МИА Медведский Р.И.

доктор технических наук, академик РАЕН Хисамутдинов Н.И.

доктор технических наук, академический

советник АГН РФ, почетный нефтяник РБ Юлбарисов Э.М.

Ведущее предприятие: ОАО «Оренбургнефть»

Защита состоится 10 апреля 1998 года в 10 часов на заседании диссертационного Совета Д. 064.07.03 при Тюменском нефтегазовом университете по адресу: 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38

С диссертацией можно познакомится в библиотеке Тюм ГНГУ.

Автореферат разослан •5"марта 1998 года.

Ученый секретарь диссертационного Совсга, доктор технических наук, профессор /л В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ РАБОТЫ. Проблема повышения нефтеотдачи является одной из фундаментальных проблем современного естествознания, что обусловлено сложностью иерархической организации нефтегазогеологической системы, несовершенством применяемых в настоящее время технологических процессов извлечения углеводородов, недостаточным уровнем научно-методического, организационно-технического и информационного сопровождения разрабатываемых технологий.

Обобщение многочисленных теоретических, экспериментальных и опытно-промышленных исследований показывает, что повышение эффективности освоения запасов нефти связано с разработкой и внедрением комплексных гибких технологий извлечения углеводородов, позволяющих варьировать характером (газогидродинамическое, физико-химическое, волновое, биогеотехнологическое, термическое и их комбинации) и величиной воздействия на остаточные запасы дифференцированно н направленно в зависимости от структурного построения конкретной пластовой системы.

Результаты опытно-промышленных работ по испытанию технологий МУН на объектах Волго-Уральской, Западно-Сибирской, Прикаспийской. Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносных провинций дают основание полагать, что прирост коэффициента конечной нефтеотдачи может составить 8-10%, что позволит дополнительно добыть из недр России 1,7-2,2 млрд.тонн ценного углеводородного сырья, а по Башкортостану -более 160 млн. т нефти. .

Вместе с тем успешность внедрения того или иного метода находится и тесной связи с надежностью гсолого-технологического, тсхиико-экономического, ресурсного и информационного обоснования и сопровождения внедряемых на объектах МУН.

Для современного этапа развития нефтедобывающей промышленности характерна и низкая степень использования сырьевого потенциала попутногс горно-химического сырья нефтегазоносных комплексов.

Использование геотехнологических принципов и подходов к проблемам прогнозирования применения МУН и производства вытесняющих агентоЕ непосредственно на месторождениях (особенно удаленных мелких и средних] позволяег решить проблемы:

1) сырьевого обеспечения методов интенсификации лефтеизвлечеяия;

2) комплексного освоения недр;

3) снижения уровня техногенной нагрузки на окружающую среду;

4) повышения степени надежности прогнозирования применения МУБ для крупных нефтегазоносных регионов.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ. Повышение степени достоверности и надежносл прогнозирования применения методов увеличения нефтеотдачи н: региональном этапе проведения геолого-технологического обоснован»: использования технологий.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1. Разработать методологию комплексного геолого-технологической подхода к прогнозированию и обоснованию применения методов увеличени: нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов.

2. Провести систематизацию, анализ н группирование ресурсов горно химического сырья нефтегазоносных комплексов и геотехнологически: способов их переработки для производства вытесняющих агентов.

3. Разработать геотехнологические способы производства вытесняющн: агентов путем подземного выщелачивания, и термического разложени! карбонатов и подземной газификации окисленных нефтей.

4. На основе проведения экспериментальных исследований у математического моделирования процессов оптимизировав технологические показатели геотехнологических способов производств; вытесняющих агентов и разработать методики их расчетов.

5. Оценить технологическую эффективность вытесняющих агентов полученных в геотехнологических способах их производства.

6. Провести комплексное геолого-технологическое прогнозирование I обоснование применения методов увеличения нефтеотдачи ш месторождениях крупных нефтегазоносных регионов СНГ.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ. Решение поставленных задач основанс на комплексном подходе с использованием современных экспериментальны.1 методов (физических, физико-химических, химических, аналитических) с статистической обработки результатов экспериментов, математическогс моделирования гсотехнологических процессов производства вытесняющие агентов и вытеснения нефти методами механики многофазных сред, геолого-математического моделирования объектов разработки с применением методов факторного анализа и теории распознования образов.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА ВЫПОЛНЕННОЙ РАБОТЫ.

1. Разработан комплексный геолого-технологический подход к обоснованию и прогнозированию применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов

2. Предложена классификация ресурсов попутного горно-химического сырья нефтегазоносных комплексов и геотехнологических способов их переработки для производства вытесняющих агентов с целью сырьевого обеспечения МУН.

3. В результате обобщения и анализа проведенных экспериментальных, теоретических и промышленных исследований расширены и дополнены представления о геотехнологических процессах подземного выщелачивания, термического разложения карбонатов и газификации окисленных нефтей.

4. Проведено группирование объектов разработки крупных нефтегазоносных регионов Волго-Уральскон , Западно-Сибирской, Прикаспийской и Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП методом главных компонент, определены центры группирования, выбраны объекты-полигоны, для которых по результатам критериального анализа обоснованы комплексы рекомендуемых к использованию технологий повышения нефтеотдачи пластов.

5. В результате имитационного моделирования разработки отобранных объектов-полигонов с применением предложенных комплексов МУН исследованы диапазоны изменений основных технологических показателей процессов в зависимости от геолого-физических и физико-химических характеристик пластовых систем, стадий и параметров систем разработки.

6. На основе обобщения результатов комплексного геолого-технологического обоснования применения МУН для отдельных крупных нефтегазоносных регионов существенно расширены и дополнены представления о геолого-технологических особенностях применения методов повышения нефтеотдачи в геолого-физических условиях продуктивных пластов Волго-Уральской, Западно-Сибирской, Прикаспийской и Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносных провинций.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ :

1) схема реализации комплексного гсолого-технологичсского подхода к обосновашпо и прогнозированию применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов;

2)классификационная матрица геотехиологичсских способов внутрипластового производства вытесняющих агентов по их типовым структурам, видам рабочих агентов, ректоров, вытесняющих агентов и типов процессов в реакторах;

3) усовершенствованные методики расчета основных технологических показателей геотехнологических процессов производства вытесняющих агентов (подземное выщелачивание карбонатов(ПВК), термическое разложение карбонатов(ТРК). подземная газификация окисленных нефтей), которые базируются на обобщение экспериментальных, теоретических и промышленных исследований соответствующих процессов;

4) технологии и технические средства для реализации процессов геотехнологического производства вытесняющих с применением ПВК и ТРК;

5) технологии разработки нефтяных месторождений с применением геотехнологических процессов подземного выщелачивания карбонатов и подземной газификации окисленных нефтей(ПГОН);

6) методика и результаты комплексного геодого-технологического и технико-экономического обоснования применения МУН для ряда крупных нефтегазоносных регионов Волго-Уральской, Западно-Сибирской, Прикаспийской и Северо-Кавказско-Мангышлакской провинций.

ДОСТОВЕРНОСТЬ подученных результатов достигалась путем применения современных статистических методов планирования и обработки результатов экспериментальных, численных и промышленных исследований, использования прогрессивных методов механики многофазных сред, сопоставления результатов численных, аналитических и экспериментальных исследований.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ

1. Реализация комплексного геолого-технологнческого обоснования применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов позволила значительно повысить степень достоверности и надежности прогнозирования применения технологий на объектах-полигонах при одновременном сокращении затрат времени и средств на проведение исследований.

2. На базе разработанной методики выполнены комплексные геолого-технологические и технико-экономические обоснования применения МУН на месторождениях АО "Башнефть", "Оренбургнефть", "Краснодарнефтегаз", ТИП "ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз" (Россия), АО "Эмбамунайгаз" и "Южказнефтегаз" (Казахстан),компании УННПЕТРО (Перу).

3. Проведенные ТЭО позволили спрогнозировать технологическую и экономическую эффективность применения физико-химических, гидродинамических, газовых, волновых, термических и биогеотехнологических технологий на месторождениях обследованных регионов, выбрать первоочередные объекты и технологии, обоснованно решить вопросы инвестирования проектов, значительно повысить надежность маркетинговых исследований по поиску рынков сбыта технологий на месторождениях Российской Федерации, ближнего и дальнего зарубежья.

4. Разработаны геотехнологии и технические средства для производства вытесняющих агентов, в том числе на уровне изобретений:

4.1. Способ подземного выщелачивания карбонатов: A.c. 890782 СССР, МКИ3 кл. Е 21 В 43/28/Д.Л. Рахманкулов, Н.Ш. Хайрединов, В.В. Баширов, В.Е.Андреев, А.Б. Тумасян - 8 е.: ил.

4.2. Способ получения и использования водного раствора углекислого газа при добыче нефти: A.c. 991782 СССР, МКИ3 кл. Е 21В 43/28/ Н.Ш. Хайрединов, В.В. Баширов, В.Е. Андреев - 8 е.: ил.

4.3.Устройство для разрушения твердых материалов высоконапорными струями жидкости-. A.c. 1045657 СССР, МКИ3 кл. Е 2/В7/18, Е 2/С25/60/ А.И.

Спивак, MC. Гизетдннов, B.B. Баширов, С.С. Бадретдинов. В.Е. Андреев - 7 с: ил.

4.4. Способ переработки карбонатов: A.c. 1134703 СССР, МКИ1 кл. Е 21В 43/28/ Н.Ш. Хайрединов, З.Г. Шайхутдинов, В.В. Баширов, В.Е. Андреев, F.M. Ахметшин, А.Б. Тумасян, 4 е.: ил.

4.5. Способ переработки карбонатов: A.c. 1161693 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/28/ А.И. Спивак , В.В. Баширов, М.С. Гпзетдшюв, В.Е. Андреев, Д.З Шаихов. - 2 е.: ил.

5. Предложены технологии разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений с применением геотехнологических методов производства вытесняющих агентов, в том числе на уровне изобретений:

5.1. Способ разработки нефтяных месторождений, имеющих в своем разрезе карбонатные пласты: A.c. 1153610 СССР МКИ3 Е 21 В 43/22/ Н.Ш. Хайрединов, В.В. Баширов, В.Е. Андреев, А.Т. Горбунов и др. - 8 е.: ил.

5.2. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения: A.c. 1166542 СССР, МКИ3 Е 21 В/В 43/24/ В.В. Баширов, Г.А. Халиков, М.Н. Галлямов, A.B. Овсюков, В.Е. Андреев и др.- 4 е.: ил.

5.3.Способ разработки нефтегазового месторождения с газовой шапкой: A.c. 1637416 СССР. МКИ3 Е 21/В 43/24/ К.С. Фазлутдинов, Н.Ш. Хайрединов, М.С. Гизетдинов, В.Е. Андреев, K.M. Федоров - 3 с.:ил.

6. По материалам исследований разработаны и внедрены в нефтегазодобывающих предприятиях следующие документы;

6.1. Методика определения технологических параметров процесса подземного выщелачивания карбонатов для внутрипластового производства вытесняющих агентов. СТО 03-124-83. ПО "Башнефть". 1983.

6.2.Соляно-кислотная обработка призабойиых зон скважин. Метод оценки. Технология повышения эффективности. СТП 38-014-88, Уфа, НПО "Союзнефтсотдача", 1988-17 с.

6.3. Методика группирования залежей нефти п сложнопостроенных карбонатных коллекторах месторождении Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по геолого-фнзнчсским и физико-химическим характеристикам пластов и насыщающих флюидов. РД-39-054-90, Миннефтегазпром, 1990 -112 с.

7, Результаты диссертационной работы использованы в следующих проектных документах: "Проект разработки Уршакского нефтяного месторождения", "Проект разработки Грачевского нефтяного месторождения", "Проект ' разработки Старо-Казанковского нефтяного месторождения", "Проект разработки Волостновского нефтяного месторождения".

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на : Республиканской межотраслевой научно-практической конференции "Ускорение научно-технического прогресса и повышение производительности труда - важнейшее условие выполнения X пятилетки (г.Уфа, 1980), на V ( г.Уфа, 1980), У1(г.Уфа,

1981), V! 1 (г. Уфа, 1983) республиканских межотраслевых научно-практических конференциях "Проблемы использования химических средств с целью увеличения нефтеотдачи пластов", на Всесоюзном семинаре -симпозиуме "Бурение геотехнологических скважин" (г. Москва, 1989), на VII двустороннем (СССР-ГДР) симпозиуме по истории геологических наук ( г. Баку, 1986), на республиканском научно-техническом совещании по химическим реактивам (г.Уфа, 1986), на Всесоюзном совещании "Получение и применение реагентов для процессов добычи нефти и газа на базе нефтехимического сырья" (г.Уфа, 1987), на XX научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ( г. Бугульма, 1987), на Всесоюзных научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов ( г. Шевченко, г. Ашхабад, г. Уфа, 1989), на Всесоюзной конференции "Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов" ( г. Бугульма, 1989), на областной научно-технической, конференции «Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и интенсификации добычи углеводородного сырья» ( г. Астрахань, 1989), в отделении наук о земле и экологии АН РБ (г. Уфа, 1994), на международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов» ( г. Казань, 1994), на научно-практической конференции специалистов-геофизиков Башкортостана ( г. Октябрьский, 1994),. на XI11 и Х!УГубкинских чтениях (г. Москва, 1994. 1996), на П Всероссийской научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" ( г. Москва, 1997), на региональной конференции "Геология и полезные ископаемые Западного Урала" (г. Пермь, 1997), на Ш международной конференции по химии нефти ( г. Томск, 1997), заседаниях и семинарах кафедры геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений УГНТУ, на заседаниях Ученого совета НИИнефтеотдача АН РБ.

ПУБЛИКАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ И ЛИЧНЫЙ ВКЛАД АВТОРА.

По теме диссертации опубликовано 56 печатных работ, включая I монографию, 15 статей, 25 тезисов докладов на региональных, республиканских и всесоюзных конференциях, 5 тезисов докладов на международных конференциях, 8 авторских свидетельств, 2 учебных пособия. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, т решение, анализ и обоснование полученных результатов, рекомендации.

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ ДИССЕРТАЦИИ. Диссертация состоит из введения, 4-х разделов, заключения, списка литературы из 211 наименований. Работа изложена на 347 страницах, в том числе содержит 67 таблиц, 51рисунок.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во ВВЕДЕНИИ охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследований, научная новизна, личный вклад автора, достоверность результатов и выводов, практическая ценность, внедрение результатов и апробация работы.

АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПОДХОДА К ПРОГНОЗИРОВАНИЮ И ОБОСНОВАНИЮ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ДЛЯ КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕГИОНОВ

Одной из основных составляющих программно-целевого метода исследований применительно к новым технологиям увеличения нефтеотдачи пластов является долгосрочное планирование и прогноз эффективности методов ранжированно по крупным нефтегазоносным регионам и классам активных и трудноизвлекаемых запасов. От степени достоверности и надежности этого этапа в значительной мере зависит эффективность внедрения технологий. Проблеме геолого-технологического обоснования и прогнозирования применения МУН посвящены многочисленные работы отечественных и зарубежных исследователей. Наиболее значительный вклад внесли: М.Т. Абасов, И.И. А6»збаев, М.А. Авдонин, М.Т. Алишаев, Р.Х. Алмаев, И.Д. Амелин. К.Б. Аширов, Г.А. Бабалян,'Н.К. Байбаков, К.С. Басниев, A.A. Бокссрман, В.Я. Булыгнн, Д.В. Булыгин, Г.Г. Вахитов, В.Е. Гавура, А.Р. Гарушев, А.Т. Горбунов, В.В. Девликамов, Р.П. Дияшев, В.M Ентов, H.A. Еремин, С.А. Жданов, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов.С.Н. Закиров, P.P. Ибатуллин, Г.З. Ибрагимов, Б.Е. Кисиленко, А.П. Крылов, В.И. Кудинов, Б.И. Леви, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, Ю.Т. Мамедов, В.И. Мархасии, ИЛ. Мархасин, А.Х. Мирзаджанзаде, Э.Д. Мухарский, Р.И. Ннгматуллин, К.А. Оганов, Н.Л. Раковскии, В.А. Рождественский, Л.И. Рубинштейн, М.М. Саттаров, В.П Степанов, Г.С. Степанова, МЛ. Сургучев. Б.М. Сучков, М.А. Токарев, Р.Н. Фахретдинов, K.M. Федоров, З.А. Хабибулшш, А .Я. Хавкин, Э.М. Халимов. Н.Ш. Хайрединов, Н.И. Хисамутдинов, М.М. Чарыгин, А.Н. Чекалин, Э.Б. Чекалюк,В.Н. Щелкачев. Э.М. Юлбарисов, С.И. Якуба, K.Aziz, V. Baünt, W.E.Brighan, J Burgen, H.L. Clang, C.Chili, K.M. Coats, M.Cotnbarnous, F.F. Craig, P.B. Crawford, R.B. Crookston, S.M. Faroug Ali, B.S. Cottfried, L.W. Holm, M.KL. Hwang, V.A. Josendal, H. Kazemi, M.A. Klins, R.N: Langenheim, M. Latil, H.A. Lawwerier. H.Y. Lo, T.W. Marx, C.S. Matthews, E.N. Mayer, F.M. Orr, D.W. Peaceman M.A. Prats, R.J. Robinson, A. Settari, J.L. Shelton, C.R. Smith, M.Y. Soliman, A Spivak, H.L. Stone, B.B. Williams.

Исследование, разработка, промышленное испытание и широко« внедрение МУН в практику нефтедобычи, как показывает отечественный у зарубежный опыт, носит комплексный характер и связано с проведением экспертных оценок критериев применимости метода к геолого-физическим t

физико-химическим условиям месторождений; • физического и математического моделирования и оптимизации параметров технологий; технико-экономического прогнозирования; опытно-промышленных испытаний; оценки технологической и технико-экономической эффективности ОПР; уточнения технологических параметров процесса; обоснования потребности и источников производства реагентов; проектирования применения МУН в промышленных масштабах.

В зависимости от степени готовности метода (лабораторные и теоретические исследования, ОПР или промышленное внедрение) обычно составляются прогнозные или проектные документы (Халимов и др, 1984). К прогнозным документам относятся: 1) программы НИОКР; 2) ТЭО применения метода я его ресурсного обеспечения. Проектными документами являются технологические схемы и проекты разработки (доразработки) месторождений с применением МУН, содержание которых регламентируются соответствующими руководящими документами.

Согласно этого подхода планирование применения МУН производилось «от метода» и носило отраслевой характер: в соответствии с критериями эффективного применения технологий составлялись программы научно-исследовательских и опытно-промышленных работ и ТЭО по внедрению МУН на месторождениях нефтедобывающей отрасли, затем для каждого выбранного объекта производилась более детальная проработка технологических параметров процессов'¿-производства, транспорта и использования вытесняющих агентов и конкретизация их технико-экономических показателей.

В рамках данного подхода во ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова были созданы автоматизированные информационные системы (АИС) (Сургучев, Жданов, 1990) и автоматизированные системы принятия решений (Жданов, 1993), для выбора технологий реализации методов увеличения нефтеизвлечения. Данные АИС базируются на теории анализа и принятия решений, использовании методов проектирования управленческих информационных систем и технологий баз данных, применении систем искусственного интеллекта и экспертных систем. В результате проводимых обследований решается следующий комплекс задач: 1) отбор и экспертиза технологий по критериям их применимости в конкретных геолого-физических условиях объектов; 2) формирование баз данных геолого-геофизической, технологической и технико-экономической информации по объектам и технологиям; 3) применение пакета прикладных программ для работы с базами данных в соответствии с заданными целями; 4) учет неопределенности информации и оценка на этой основе степени риска принимаемых решений; 5) оптимизация принимаемых, решений о внедрении МУН на месторождениях на основе многокритериального альтернативного анализа.

Весьма плодотворным оказался подход к выбору методов воздействия для конкретного объекта с использованием теории нечетных множеств (Еремин, 1995). При этом задача выбора метода воздействия на нефтяную залежь решается в несколько этапов: 1)оценка применимости метода в

призабойной зоне скважины каждого рассматриваемого пласта: 2) оценка применимости метода по площади и запасам пласта: 3) определение наиболее приемлемых для промышленного освоения методов для эксплуатационного объекта в целом. На заключительном этапе исследования строятся карты применимости методов воздействия в данных геолого-физических условиях.

Использование имитационных систем геолого - промыслового анализа состояния разработки конкретных объектов (Булыгин, 1996) позволяет провести оптимизацию технологических параметров отобранных ранее методов воздействия на отдельные участки, зоны, блоки продуктивных пластов дифференцированно и направленно в зависимости от геологического строения объекта, истории разработки, особенностей реализации процессов заводнения, гидродинамических и физико-химических характеристик технологий.

Важнейшим этапом выбора и обоснования технологий увеличения нефтеотдачи является критериальный анализ условий применимости методов и геолого-физическим условиям продуктивности пластов исследуемых месторождений. Существующие критериальные матрицы (Сургучев, Жданов, Бурже, Ко.мбарну, Абызбаев и др.) основаны, с одной стороны, на классификации методов увеличения нефтеотдачи по характеристике вытесняющего агента (гидродинамические, термические, физические, физико-химические, газовые и биогеотехнологические), и, с другой, - на обобщении результатов ОПР и разработки месторождений с применением МУН.

Анализ полученных ранее критериев применимости МУН, обобщение результатов внедрения технологий НИИнефтеотдача АН РБ ( б. НПО «Ссюзнефтеотдача») на месторождениях Урачо-Поволжья, Западной Сибири и Казахстана, использование метода экспертных оценок позволили существенно уточнить существовавшие граничные значения параметров и составить критериальную матрицу для основных методов воздействия на продуктивные пласты (см. табл.1).

Для геолого-технологического и технико-экономического обоснования применения МУН на месторождениях крупных нефтегазоносных регионов (провинция, область, район, зона нефтегазонакопления) предлагается использование принципов системного геолого-технологического прогнозирования, основные моменты которого сводятся к следующим положениям:

1) систематизация и обобщение геолого-геофизических и геолого-промысловых данных об особенностях геологического строения н истории разработки месторождений региона;

2) типизация основных условий формирования и распространения продуктивных пластов - объектов разработки, особенностей их строения, геолого-физических и физико-химических характеристик пластовых систем;

3) выполнение комплекса геолого-технологических и технико-экономических исследований на типичных объектах с проведением анализа и. выходом на основные тенденции; .

Таблица 1

ГГЕРИИ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ, ГАЗОВЫХ, ТЕРМИЧЕСКИХ И БИОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Методы увеличения нефтеотдачи (закачиваемый агент) Граничные шзчення парамеггроп

пластовых флюидов ПЛИС! оимх коллекторов VC.'iOIülH лалегянпя

вязкост COC I ¡IR минер ЯЛ жесткост нефюнас Пронина пори лнгологн ПИШИ глубин лгтлеп TeMnqiatjp псфгс-

ь нефти тлцпя i, во;«,! ышепиос estoen., стост Я с гост И, М не, а, «С насыщенная

исфш, иПас воды, чп/дм> 11, мкм! ь,% МПя толшнна, м

1 2 3 4 5 6 7 8 <1 10 11 12 13 14

Композиции ПАВ Полнмерпыссиетем 1.1 до 50 10-100 пр нр до 150200 до 100 нр до 300 более 0,5 более 0,25 более 0,0! Солее ОД нр 0,180,37 нр песчаник до 150 до 510 пр нр нр нр до 90 до 90 до 15 нр

Мицеллярныс расти ори Растпори щелочен до 10 до 100 пр индекс КПСЛО'ШОСТ н более 0,5\н /г до 25 до 100 до 10 до 300 болсеО,25 болесО.З более 0,01 болсеО.О 1 боле е0,15 нр песчаник нр до 510 более 5-10 нр нр пр пр до 90 нр нр пр

Растпоры кислот 1-30 асфальтеп ы п смолы белее 10% Са" до 25 до 25 более 0,5 до 0,5 нр юррпг. с сод.карб. 1-2% нр нр нр пр пр

Продолжение iaGji.1

1 2 3 4 5 6 7 X 9 10 11 12 13 14

Диоксид углерода до 50- ясфяльтен ОГраНИЧС 01 jWlllJITCIJ более 0,3 более "Р нр "P llj> более up до 25

100 ы и смолы иное со- -нос со- 0,05 ДПВЛС11Н

до 15% держание держание я

HOMO» 1НШОП ИаСЫтс-

Са" Си" ННЯ

Углеводородные до 10 lip нр более 0,4 >ф up up более lip ло 25

raibi пр нр 1501) более 15

Водоппоныс смеси до 50 асфальтом пр fio ice 0,5 нр up up 1500- np До 20

последопп i е.чьпля ы II смоли нр 0,005 1800 15-18

закачка до 254

чередующиеся до 50 аефплыш пр более 0,5 пр up lip 1500- lip Д" 20

оторочки Ы И СМОЛЫ пр 0.1-0.8 1800 14-18

■ до 15%

ВГ 2-1000 DUCOKilfl "Л более 30 f>o"Jee jip 10 up 2-.Ч0 более IDO

ОКИСЛЯе нр более 0,1 0,18 up

MOCÍ1,

Пар 1-10000 пр нр более 50 более lip lip np 10-100 менее 1 000

нр более 0,1 0,18 up менее 1500

Горячая ваял 50- lip пр более 50 более up "J> , up 10-100 нр

10000 нр более 0,! 0,18 lip

Биорсагспты пр 10' пр нр нр up up 50

1Ф "Р . ир ...... "1'

4) обоснование технологий разработки (доразработки) объектов с применением МУН;

5) оценка геохимических ресурсов региональных нефтегазоносных комплексов для производства требуемых вытесняющих и рабочих агентов с использованием геотехнологических способов их переработки.

На основании вышеизложенных принципов разработана методология комплексного геолого-технологического подхода к прогнозированию применения МУН дня крупных нефтегазоносных регионов. Согласно предложенной методологии комплекс исследований включает в себя следующие основные этапы:

- группирование и идентификация объектов разработки по комплексу параметров, отражающих геолого-физические и физико-химические свойства пластовых систем с помощью методов главных компонент и дискриминантного анализа;

- определение центров группирования, выбор и обоснование объектов-полигонов в группах для проведения технологических и технико-экономических расчетов;

- критериальный анализ применимости физико-химических методов увеличения нефтеотдачи в условиях месторождений выделенных групп и обоснование для них комплекса технологий интенсификации процесса нефтеизвлечения;

- имитационное моделирование разработки объектов-полигонов с применением выбранных методов увеличения нефтеотдачи и определение технологического эффекта;

- технико-экономические расчеты вариантов применения методов увеличения нефтеотдачи и определение основных технико-экономических показателей. процессов;

анализ ресурсов геохимического сырья региональных нефтегазоносных комплексов и разработка геотсхнологпческих способов их переработки для производства необходимых вытесняющих и рабочих агентов;

- анализ структуры запасов и комплексное геолого-технологическое и технико-экономическое заключение и рекомендации по применению рассмотренных технологий на месторождениях региона.

ГРУППИРОВАНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ РЕСУРСОВ ГОРНОХИМИЧЕСКОГО СЫРЬЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ И ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СПОСОБОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ВЫТЕСНЯЮЩИХ АГЕНТОВ

Нефтяные месторождения являются источниками ценного углеводородного сырья для нефтехимических предприятий и топлива для целого ряда отраслей промышленности. Однако в последнее время ввиду значительного роста числа удаленных труднодоступных месторождений, низких значений коэффициентов '■ использования запасов этих месторождений и в связи с началом освоения месторождений континентального шельфа резко возросли, с одной стороны, затраты на единицу добываемой продукции, а с другой-требования к экологизации

производства. Эти техно-природные объекты стали мощными потребителями энергии и энергоносителей, т.к. современные технологии их разработки уже немыслимы без специального наземного и внутрискважинного энергоемкого оборудования, большого количества зоды, химических реагентов, топлива и теплоносителей.

В сложившихся условиях все более притягательной становится идея производства необходимых реагентов и энергоносителей непосредственно на месторождениях путем реализации внутрипластовых или внутрискважинных процессов.

Вопросы, связанные с исследованием внутрипластового производства вытесняющих агентов (ВПВА), рассмотрены в работах Р.Х. Алмаева, Н.К. Байбакова, A.A. Боксермана, А.Р. Гарушева, Ш.К. Гиматудинова, И.Ф. Глумова, А.Т. Горбунова, Ю.Ф. Дядыдана, C.B. Крупина, М.Х. Мусина, Р.Х. Муслимова, И.Л. Мархасина, С.Н. Назарова, М.М. Сатгарова, М.Ф. Свищева, Р.Х. Хазипова, K.M. Федорова, Н.Ш. Хайрединов, Э.М. Юлбарисова и др., а также ряде патентов США и Великобритании. При их анализе выделены следующие группы способов ВПВА: внутрипластового образования поверхностно-активных веществ, получения вытесняющих агентов - теплоносителей, производства физико-химических вытесняющих агентов, образования тампонирующих и изолирующих агентов. Проведенный анализ показал, что известные способы ВПВА основаны на использовании массообменных процессов, сопровождаемых химическими реакциями, между нагнетаемым флюидом и материалом породы коллектора, нагнетаемым флюидом и компонентами нефти, составными частями флюидов или различными нагнетаемыми флюидами при их смешении в зоне пласта, а также использовании подземного тепла земли, т.е. при этом используется, в основном, инфраструктура нефтяной залежи ( коллектор, насыщающие флюиды) и остаегся неутилизированной ее ультраструктура (вмещающие породы и весь стратиграфический комплекс разреза), обладающая значительными сырьевыми и энергетическими ресурсами.

Анализ основных типов разрезов региональных нефтегазоносных комплексов Башкортостана показал, что в них выделяются следующие группы горно-химического сырья, утилизация которого может решить проблемы: сырьевого обеспечения МУН; комплексного освоения недр; снижения уровня техногенного воздействия на окружающую среду:

1. Углеводородные ресурсы - к ним относятся горизонты, содержащие запасы углей ( северо- западные районы РБ, терригенная толща нижнего карбона) и окисленных нсфтси (ишимбайская группа месторождений, рифовые массивы нижней перми).

2. Солевые ресурсы - мощные толщи карбонатных и галогенных отложений пермского и каменоугольного возраста, наличие которых характерно для всех регионально нефтегазоносных комплексов Башкортостана.

3. Гидрогеологические и гидрогеохимические ресурсы-водоносные горизонты, содержащие подземные воды, отличающиеся химическим составом, газосодержанием и термодинамическими параметрами.

Единственно возможным методом разработки этого горнохимического сырья является геотехнологический, позволяющий при необходимости переводить полезные ископаемые в подвижное состояние, а отбирать полученные продукты через скважины.

Такими геотехнологическими методами являются подземное выщелачивание и термическое разложение карбонатов', подземное растворение хлоридов, подземная газификация углей, горючих сланцев, битумов и окисленной нефти. Получаемые*йри данных процессах продукты ( различные рассолы, диоксид углерода, кислые и щелочные растворы, продукты газификации каустобиолитов и т.д.), также как и подземные активные и геотермальные воды, либо извлекаются на поверхность, либо перепускаются непосредственно в продуктивные пласты базисного нефтяного месторождения.

Использование ресурсов геохимического комплекса разрезов нефтяных месторождений для обеспечения методов увеличения нефтеотдачи позволит наряду со значительным снижением транспортных затрат и улучшением экологической обстановки перевести нефтедобывающие предприятия на частично автономные циклы путем объединения в рамках месторождений функций источника и потребления реагентов, энергии и энергоносителей.

Геотехнологические способы ВПВА отличаются ' от геотехнологических способов добычи полезных ископаемых тем, что вытесняющий агент используется не на поверхности, а в ниже - или вышележащем нефтенасыщенном горизонте для повышения его нефтеотдачи. Таким образом, в разрезе месторождения выделяются зона производства вытесняющего агента и зона его потребления. В некоторых случаях (когда для производства вытесняющего агента используют различного рода реакции между нагнетаемым агентом и пластовым флюидом либо коллектором, как, например, при внутрипластовом горении, бактериальном заводнении, нагнетании кислот) эти две зоны могут быть соединены в одной, т.е. в продуктивном пласте одновременно производится и потребляется вытесняющий агент.

Связь между двумя зонами может быть осуществлена по двум схемам: с выводом полученного вытесняющего агента на поверхность и дальнейшем нагнетании его в продуктивный пласт и по сбойке стволов реакционной и нагнетательной скважин.

В зависимости от принадлежности месторождения к той или иной нефтегазоносной территории, особенностей геологического строения регионально нефтегазоносного комплекса, геолого-физических параметров пластовой системы, ее энергетической и эксплуатационной характеристики обосновывается содержание типовых технологических процессов в том или ином цикле.

На основе анализа типов реакторов и организации движения потоков рабочих и вытесняющих агентов составлена матрица типовых структур технологических схем производства вытесняющих агентов (рис.1). Для решения задачи синтеза новых технических решений предлагается классификация существующих и разрабатываемых способов ВПВА по их

типовым элементам и характеристикам (см. табл.2). К типовым элементам отнесены виды рабочих агентов, реакторов и получаемых вытесняющих агентов, а к характеристике - тип процесса в реакторе.

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПРОЦЕССОВ ПРОИЗВОДСТВА ВЫТЕСНЯЮЩИХ АГЕНТОВ

В качестве объектов исследования били выбраны геотехнологические процессы подземного выщелачивания и термического разложения карбонатных пород, а также подземной газификации окисленных нефтей. Вышеназванные процессы изучались комплексно по следующей схеме: экспериментальное исследование , разработка математических моделей и оптимизация на них технологических параметров ВПВА, имитационное моделирование процесса вытеснения неф та полученными продуктами, разработка технологических схем реалицации процессов нефтеодобычи с использованием геотехнологических способов производства вытесняющих агентов.

1. Процесс подземного выщелачивания карбонатных пород

Экспериментальное исследование процесса выщелачивания карбонатных пород выполнено в две стадии. На первой стадии изучались способы интенсификации процесса выщелачивания чистых карбонатных пород, а на второй - харбонатных пород-коллекторов нефти. В качестве методологической основы используется математический аппарат ротатабельного центрального композиционного планирования (РЦКП) второго порядка.

Результаты исследования статики и кинетики ПВК (первая стадия) с применением РЦКП приведены на рис. 2. После обработки матрицы планирования получено регрессионное уравнение второго порядка, адекватно описывающее экспериментальный материал. В качестве целевой функции использовался показатель, характеризующий постоянную времени скорости химической реакции растворения породы. Варьируемыми факторами были фракционный состав образцов породы, температура в реакторе, концентрация водного раствора соляной кислоты и интенсивность перемешивания. Исследован характер поведения целевой функции в пространстве варьируемых переменных и найдено ее экстремальное значение, которому соответствуют следующие значения входных переменных: температура 72°С; концентрация раствора кислоты -22% мае; фракционный состав 10 мм; скорость вращения активатора - 3,85 с-1.

В реальных условиях продуктивных пластов существенным фактором, оказывающим влияние на кинетические характеристики выщелачивания нефтенасыщенной карбонатной породы, является наличие на ее поверхности

СТРУКТУРЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ПРОИЗВОДСТВА ВЫТЕСНЯЮЩИХ __АГЕНТОВ_

I Поверхяостлое производство вытесняющих агентов

-ХгрП—ГгтаЦнс- —ГШ1—[дсЭ—ГпЗ—

I! Вщтрипластовое окисление нефти

-X ПО-|ис44 ь|- р>Ьп— лс: -[то JL

III Химическое бактериальное заводнение , |по | |~HCl] | Р, | •»■■] лг. -и—

IV Внугрн-скважнн ное протво дство вытесня юших агентов путем омических реакций —>ЕЗ—[НЁЗ-ПМШ!-

V газнфик ашш не-фтннепр 0мыи1л газифнк ашш нефтяного газа —£?Г]—[дс}—¡по [—1 не--! ДрГ]—И—} ДС:|—| по|—►

VI

] ,-, ,-, ,-|-, ,-, |

VII Выщелачивание, растаорсннси дмссоцп,! 1лу минеральных солей

VIII Геотерм альиое заподне нне с использ ованнем Геотерм алыилх нст0чш1 ког1 —♦Г^Л—ГЩ——гщ—R- ДС: ПП . ,

IX петротс рмалы! ых пород ЧЩ-fTiCl-fPll—щг-ГпдЧноНЗЗЧ ДС:Н поН

X петроте рма.ил! ых пород ~"¡шЗ—ШсН ш—ш—®

ggi щ2 0) ¡дд 4 0сп5 ¡hc5j6 [Тс] 7 СЕН 8 D3 9 Ш 10 ЕЕ]11

1-зона потребления ВА;2-ловерх1ЮСтное оборудование;3-скважина по добыче ВА или сырья для производства ВА;4-добывающая скважина;5-нагнетатель-ная скважина, пробуренная в зону производства ВА;6-нагнетательная скважина;7-реакционная скважина;8-поверхностный реактор для производства ВА;9-скважинный реактор для производства ВА;10-реактор,совмещенный с зоной потребления; I !-реактор-пласг, находящийся за пределами продуктивного пласта

Рис.1

Таблиц» 2

КЛАССИФИКАЦИЯ ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ПРОИЗВОДСТВА ВЫТЕСНЯЮЩИХ

АГЕНТОВ (ВПВА).

ч Способы \ ВПВА Тппо- ^^ »ыс элс-МС1ПЫ СПОСоХ. бов ВПВА X Внутрипла- стопое окис-лсиие нефти (и) Хнмпческо е заводнение Бактериал ьнос заполнение Подземное выщелачивание карбона го п Г1 одземная тсрмоднссоциа ЦИЯ солей Геотермальное заводнение с использованием тепла Внутрнскважшшая газификация у гл en о дор 0 Д11 о го топлива Внузрпскважннно е прош-водез по вьисс-няющнх aien-iOB

ieoicp-мальных НСГОЧИШчО и неформальных порол без гшро-1 оперирования с парок'не- рнропанне м

Рабочий агсиг Окислитель -ТСПЛ0Н0СИ-ТСЛЬ Расширитель Б;Ж1 ер попоет сл/, Расюорн-I ель Теплоностсль Вода Окисли I ель, топливо, »ода Pací nopiiieJU», i ешюшк и i ель, окислитель

Реакгор Коллскз ор Карбонаг Ы разреза Соли разреза Геоjcp- мальный источник Петр о термальные породы Скпяжнпа

Тип процесса в реакторе Массо- обменный с химической реакцией, теплообмен -ныП (РА+Н, РА+К) Мяссо- обменный с хлмическо И реакцией (РА+Н, РА+К) Микробиологический (РА+Н) Массо- обмеиный с химнческо й реакцией Эндотермический массо-обмепиый с химической реакцией И тсто обменный ЭК301Ср-МИЧССКПП Гилроднн нмическнй Тсплооб* менный Мяссообмениый с химической реакцией, теплообменный (PAJ+PA2 ---...)

Получаемый вытесняющий агент Легкие фракции углеводоро -дов; пар» двуокись углерода ПАВ, кислоты, щелочи, двуокись углерода, тампонирующие вещества Углеводородные газы, двуокись углерода, и др. Водный раствор ДР)окиси >глерода Дй) ОКИСЬ углерода, гидроокись кальция, горячая пода, пар и др. Горячая иода, пар Инертный газ-тепло-посшсль, пирогаз Парогаз, пирогаз Горячая пода, пар, ПАВ, кислота, щелочь, двуокись углерода, тампопи.руюише вещества

ИССЛЕДОВАНИЕ СТАТИКИ И КИНЕТИКИ ПРОЦЕССА ВЫЩЕЛАЧИВАНИЯ КАРБОНАТОВ (НА ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЙ УСТАНОВКЕ),

1, ПАРАМЕТРИЧЕСКАЯ СХЕМА ПРОЦЕССА

_2Ц_

Х4

XI температура

Х2 концентрация соляной кислоты хз фракционный состав карбонатов х^ скорость вращения мешалки у время достижения максимального выхода СОл

2. ИНТЕРВАЛЫ ВАРЬИРОВАНИЯ ВХОДНЫХ ПЕРЕМЕННЫХ

"^^словные обозна- Уровни варьирования Входные переменные

Т",С Се\и.о й, мм СО, С"'

XI Хз X", х^

звездная точка -а 20 5 2,5 2,0

нижним -1 35 10 5,0 2,5

основной 0 50 15 7,5 3,0

верхний + 1 65 20 10.0 3,5

звездная точка +а 80 25 12,5 4,0

интервал 15 5 2,5 0,5

варьирования

3. УРАВНЕНИЕ РЕГРЕССИИ У= - 2,9 - 0,04 Т-0,2 Се°| +0,2 <3 + 8,8 <о - 1,6 ог (1)

Рис. 2

адсорбированных активных компонентов нефти, формирующих граничный слой (И.Л. Мархасин), который экранирует эту поверхность и снижает площадь фазового контакта с породой. Кроме того, как следует из работ Н.Ш. Хайрединова, на поверхности норового пространства коллектора существуют углеродистые (сходные по составу с коксом) компоненты геолого-генетического происхождения, также затрудняющие доступ активной кислоты к породе.

Вышеперечисленные факты вызвали необходимость па второй стадии в постановке серии экспериментально-исследовательских работ по изучению процесса выщелачивания естественных карбонатных пород-коллекторов нефти в растворах соляной кислоты и способов его интенсификации.

Наличие экранирующей пленки на поверхности породы предполагает использование в качестве интенсифицирующих факторов органического растворителя и температуры. В качестве растворителя нами выбран 4,4-диметил-1,3-диоксан (ДМД). Этот растворитель (В.И. Мархасин, О.В. Пешкин) обладает высокой растворимостью углеводородных компонентов нефти, а также растворим в воде. Кроме того, существенным его достоинством в рассматриваемых технологических условиях, связанных с высокой агрессивностью среды, является его повышенные антикоррозионные свойства. И, наконец, с практической точки зрения немаловажным является обеспеченность региона ресурсами этого растворителя при относительной экономической доступности.

В связи с вышеизложенным были проведены две серии экспериментальных работ. В первой изучались диффузионные процессы в системе "нефть-водный раствор ДМД" в зависимости от концентрации ДМД в воде и температуры. Во второй серии исследовалась кинетика выщелачивания иефгенасыщенной породы композиционным растворителем (смесь 15%-иого раствора HCL и раствора ДМД в воде) в зависимости от тех же факторов.

В таблице 3 приведена матрица планирования с результатами первой серии экспериментов, а в таблице 4 - то же для второй серии.

После обработки результатов первой серии экспериментов на ПЭВМ было получено следующее регрессионное уравнение

Y= 2.365+0.935 Х2 + 0.122Xi2 + 0.164 Х2~, (2)

которое адекватно описывает экспериментальный материал по критерию Фишера.

Анализ полученного уравнения регрессии позволяет сделать следующее заключение: 1) функция отклика имеет линейный характер и является поверхностью второго порядка; 2) функция отклика симметрична линии Xi =0 (концентрация ДМД в воде 7,5%); 3) влияние температуры процесса на коэффициент распределения значительно больше, чем влияние начальной концентрации ДМД в воде.

Таблица 3

Матрица планирования с результатами первой серии экспериментов

Номер опыта Входные переменные Коэффициент распределения У

Концентрация ДМД, XI Температура,Х2

код факт,% код факт.°С

\ -1 2.21 + 1 70.8 3.51

2 " -1 2.21 -1 29.2 1.85

3 + 1 12.89 + 1 29.2 1.91

4 -Н 12.89 -1 29.2 1.91

5 0 7.55 0 50.0 2.34

6 0 5.55 0 50.0 2.30

7 -1.414 0.10 0 50.0 2.61

8 + 1.414 15.00 0 50.0 2.41

9 0 7.55 -1.414 20.0 1.18

10 0 7.55 + 1.414 80.0 4.01

11 0 7.55 0 50.0 2.38

12 0 7.55 0 50.0 2.44

Таблица 4

Матрица планирования с результатами второй серии экспериментов

№ опыта Входные переменные Входные переменные

Концентрация ДМД Температура Время окончания реакции Коэффициент Полнота растворения, "о Скорость растворения, дм '/с

С а

1 -1 + 1 1066 0.0084 0.8653 85.14 0.00722

2 -1 -1 2355 0.0672 0.5091 57.14 0.00889

3 + 1 + 1 561 0.8346 0.2265 72.00 0.05500

4 + 1 -1 615 0.5178 0.2976 63.71 0.04330

5 0 0 581 0.1597 0.4851 78.29 0.01850

6 0 0 418 0.2996 0.4074 88.57 0.02570

7 -1.414 0 1056 0.0240 1.0461 36.00 0.00750

В + 1.414 0 324 1.4075 0.1576 86.34 0.07500

9 0 -1.414 606 0.2687 0.4004 84.86 0.01870

10 0 + 1.414 707 0.0543 0.6350 88.29 0.01250

И 0 0 581 0.1597 0.4861 78.29 0.01850

12 0 0 317 0.3209 0.4148 78.00 0.01830

Исследование активности ДМД в системе "нефть-вода" показало, что коэффициент распределения практически не зависит от начальной концентрации диоксана и существенно зависит от температуры процесса. С

ростом температуры коэффициент распределения возрастает. Так, при 20°С концентрация ДМД в воде через 24 ч. составляет 45% от начальной концентрации, а при 80°С - лишь 20% т.е. с увеличением температуры уменьшается количество ДМД, находящегося в водной фазе, и растет количество перешедшего в нефть растворителя.

Наблюдаемый значительный переход ацеталя в нефтяную фазу будет способствовать растворению высокоактивных компонентов нефти, нарушения целостности нефтяной пленки и более интенсивному проникновению водного раствора соляной кислоты к карбонатному скелету породы-коллектора.

После обработки результатов второй серии экспериментов на ПЭВМ были получены следующие регрессионные уравнения

Анализ уравнений регрессии позволяет заключить, что все функции отклика имеют нелинейный характер; функции У) и Уз являются поверхностями второго порядка, а вид функций У2, У|, У5 соответствует уравнению параболы, и зависит только от Х| - чем больше концентрация ДМД в смеси, чем большее значение принимает коэффициент С в естественной кинетической характеристике и тем выше скорость растворения. Кроме того, увеличение концентрации ДМД в смеси приводит к сокращению, а увеличение температуры, наоборот, к росту времени окончания реакции, причем, влияние температуры на У1 значительное, взаимодействие двух этих факторов приводит также к увеличению значений У:. При этом увеличение концентрации ДМД ведет к снижению коэффициента С в естественной кинетической характеристике, а увеличение температуры к его росту, причем, влияние Х1 значительней, чем влияние Х2, а взаимное влияние вследствие этого однонаправленно с влиянием Хь . График функции Уц имеет максимум при Х2=0,366 (9,4% ДМД).

Таким образом, процесс выщелачивания карбонатных пород-коллекторов нефти раствором соляной кислоты характеризуется низкими значениями полноты растворения из-за наличия на поверхности порового пространства граничного слоя нефти. Интенсификация процесса выщелачивания достигается за счет увеличения температуры и применения композиционных растворителей (смесей водных растворов соляной кислоты и органического растворителя). Применение в качестве растворителя смеси водных растворов соляной кислоты и 4,4-диметил-1.3-диоксана приводит к увеличению полноты растворения до 88%, а скорость реакции возрастает при этом в 3,5 раза. Полученные результаты использованы при разработке технологии проведения соляно-кислотных ванн и создания каверн-накопителей в карбонатных коллекторах, характеризующихся сложными структурами пустотного пространства.

У|=474-410Х) + 974 Х2 -171 Х|г+1404X32+309 Х1Х2 Уг= 0.23+0.41X1+0.22 Хг Уз=0,45 -0.26X1 + О.О8Х2+О.О6Х1--0.11Х[2 У4=80.79+8.08Х1- 10.90Х| 2+1404Х:2 У>=0.02+0.02Х|+0.01Хг

(3)

(4)

(5)

(6) (7)

Далее в разделе рассматриваются вопросы исследования и разработка математической модели процесса подземного выщелачивания карбонатного пласта. Рассматриваемый процесс описывается уравнениями двухфазной многокомпонентной изотермической фильтрации в одномерном линейном случае с применением крупномасштабного приближения, пренебрегающего капиллярными, диффузионными и неравновесными эффектами:

а Р , â Р • _ + в Р

ôl д х 31

â Р , 3 р . _ s Р .>,

(?г <?i

mSVl= ' :m(l-S)y,=--— (8)

Р,г P, с №Sm > Л^^О-^с,"?

где pit, pgk, pA pg° - приведенные плотность к-ой компоненты в жидкой (индекс "L") и газовой (индекс "g") фазах, истинные плотности жидкой и газовой фаз; рок - плотность к-ой компоненты, вступающей в реакцию со скелетом пористой среды; V, К, р - скорость, фазовая проницаемость и вязкость; S-водонасыщенность; Ск - массовая концентрация к-ой компоненты; m, k, р - пористость, абсолютная проницаемость среды и давление. В анализируемом процессе участвуют следующие компоненты: соляная кислота (к=1), двуокись углерода (к=2), (Cgi =1), минерализованная вода (к=3).

В случае крупномасштабных процессов, когда характерное время процесса много больше релаксационных времен, но меньше времен)! распространения диффузионных волн, система уравнений (8) после несложных преобразовании приводится к разновидности обобщенной модели Баклея-Леверетга в виде

àmSC

\k ,

F с № , О * >. I î

âi âx ffl

Ôm{\-S)C$ SQ{\-F)Cî ôg;

ôt дх ~ âi '

Q= (Sv,+(1-S) Vg)m F=(l+Kg(i|/Kipg)-1

(9)

где С> -объемный расход жидкости через поперечное сечение пласта; Р- функция Баклея-Леверетга;

ак - массовая концентрация к-ой компоненты, вступившей в реакцию со скелетом пористой среды.

Решение гиперболической системы уравнений (9) может состоять из непрерывных участков 8, С^, но допустимо наличие и разрывных решений. На скачках выполняются интегральные законы сохранения, которые для

рассматриваемой задачи с учетом направления химической реакции имеют вид:

ДОтЗСь+ак^ЮТСи]

Д[т(1-8)+а2] = 1С>(1-Р)] (10)

И = Р - г-

где верхние индексы "+", "-" - обозначают состояние среды перед и после скачка; Д - скорость скачка. Из системы уравнений (3) определяются скорость фронта реакции (Б), расход потока перед фронтом (С>п) и доля СОг в потоке (1-р+):

о

0=<3,.-5--С|з+=1

Сл(т+й([-ш)) + А(1-«0Д

<2п= Се;° (0 гВ(т+Ь (1 -т))) + Б(т+Ь(1-т)А2+Ь(1-т)А, (11)

1-Р=^((1-8+)+Ь(1-га)А3)

где Ь - карбонатность пласта.

Исследовано с применением РЦКП влияние на динамику выхода СО; концентрации кислоты, давления и карбонатности при закрепленных значениях пористости и объема оторочки кислоты. В результате полученных решений показано, что наибольшее влияние на показатели процесса оказывает давление и концентрация исходного раствора кислоты (см. рис. 3).

Далее в работе рассмотрены вопросы математического моделирования процесса выщелачивания нефтенасьпценных карбонатных пород-коллекторов нефти композиционными растворителями (смесь соляной кислоты и органического растворителя).

Исследование гидродинамики процесса выщелачивания нефтенасыщенных карбонатных пород композиционными растворителями рассматривается в рамках равновесной изотермической фильтрации несжимаемой многокомпонентной системы жидкостей с учетом физико-химических превращений для линейного двумерного случая. Анализ процессов проведен в крупномасштабном приближении, пренебрегающем капиллярными, диффузионными и неравновесными эффектами.

Предложен общий подход к математическому моделированию процесса подземного выщелачивания карбонатного нефтеносного пласта в рамках

ДИНАМИКА ВЫТЕСНЕНИЯ ДИОКСИДА УГЛЕРОДА ИЗ ЛИНЕЙНОЙ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ В ПРОЦЕССЕ ПВК

0,3

0,2

0,1

о

1 С

\ 1 1

2 Г Г ,

.'1 \

4

|\

1 1 И 1 н.._ 1 I 1 .1 -

Рис. 3

1-Се°1 = 0,35; р=4 МПа; Ь=0,7; 2- Се° 1= 0,15; р=4 МПа; Ь=0,7 3-Се°1= 0,35; р=20 МПа; Ь=0,7; 4-Се°1= 0,35; р=20 МПа; Ь=0,9

допущений механики многофазных сред. Проанализированы замкнутые модели для воздействия растворов соляной кислоты на нефгесодержаший пласт при давлениях выше критического.

Получены аналитические решения вытеснения нефти раствором соляной кислоты из пласта в одномерной постановке. Разработан численный алгоритм и реализующая его программа для ПЭВМ по расчету соляно-кислотного воздействия на нефтесодержащий пласт. Создана также программа, позволяющая строить приближенные конечно-разностные решения различных вариантов нестационарных двумерных профильных задач соляно-ккслотной обработки карбонатного пласта линзовидного строения. Получены распределения водоиасыщенности, концентраций соляной кислоты, давления и других параметров, характеризующих фильтрационный поток.

Проанализированы установленные режимы фильтрации при соляно-кислотной обработке карбонатного пласта. Оказалось, что решение задачи о внутрипластовом выщелачивании имеет выраженный фронтальный характер течения. Для аналитического решения химическая реакция происходит на фронте. При численном же решении растворение известняка соляной кислотой наблюдается в узкой зоне. Выделяющийся в результате взаимодейстия активного агента с породообразующим минералом диоксид углерода представляет собой дополнительно свободную фазу, движущуюся в форме оторочки. Выше критической точки газ полностью растворяется в жидких фазах. В обоих случаях наблюдается снижение вязкости нефти, что повышает эффективность вытеснения. Существенной особенностью двумерных численных решений является устойчивое перемещение фронта вытеснения, а также явление выработки не только высокопроницаемых линз, но и низкопроницаемой части пласта.

Проведенные аналитические и численные исследования позволили создать методики расчета технологических показателей процесса ПВК как для геотехнологических способов ВПВД, так и. при обработках призабойных зон скважин композиционными растворителями.

Для изучения процесса вытеснения нефти продуктами подземного выщелачивания карбонатов (двухфазные смеси СОз и растворы хлористого кальция) проведены исследования на математической модели Б.И. Леви, Х.Г. Шакирова, позволяющей описывать процесс вытеснения нефти из однородной пористой среды вытесняющими агентами на базе воды и двуокиси углерода. Использовался рототабельный центральный композиционный план второго порядка. В результате обработки матрицы получены регрессионные уравнения, адекватно (по критерию Фишера), описывающие расчетный материал. В качестве целевых функций использовались безводная нефтеотдача (У|), конечная нефтеотдача (У2), прирост нефтеотдачи, по сравнению с базовым заводнением (Уз), срок разработки (У4), суммарный объем прокачанной жидкости к концу разработки (У5). Входными переменными были вязкость нефти (X]), доля СОг в закачиваемой смеси (Хз), объем закачанного С02 в пласг (Хз).

После статистической обработки результатов численного моделирования были получены следующие регрессионные уравнения ( значения Х-, - кодовые):

у, = 0,443-0,037 Х1+0.008 Х:+0,001Хз+0,021Хг + 0,004Х22 + 0,001Хз2; ■ (12)

У2=0,663-0,014X1+0,001х1+0,054хз+0,003х|2-0,005хз2-0,ОО1Х1Х2 +0,004Х1Хз (13)

Уз= 12.400+0,687Х| + 5.801Хз-0.862Хз2+0.407Хз; (14)

У^=31.480+7 .752Х1-2.732Х2+3.620Хз-0 .637Хг+0.833Х22-0.847Хз2-О.499Х1Х2+О.42ОХ1Х3-1.76ОХ2Х3; (15)

Уз=2.419+0.176X1-0.204X2+0.101Хз-0.047Х11+0.-79Х22-0.047Хз--0.047Хз2-0.014Х1Х2-0.022Х1Хз-0.141Х2Хз (16)

Экстремальные значения функций отклика и соответствующие им значения входных переменных, рассчитанных с помощью алгоритма Нелдера-Мида, представлены в таблице 5

Таблица 5

Экстремумы функций отклика и соответствующие им значения входных

переменных

Выходные параметры У Экстремальные значения У Значения входных переменных

XI Х2 ХЗ

У1 0.587 0.840 0.149 0.200

У2 0.762 1.840 0.149 0.200

УЗ 21.790 18.160 0.149 0.200

У4 17.950 3.850 0.149 0.189

У5 1.736 1.900 0.135 0.199

Полученные регрессионные уравнения могут быть использованы для экспресс-оценки основных технологических показателей процесса выработки однородных герригенных коллекторов, насыщенных нефтью с вязкостью до 18 мПа.с при вытеснении ее продуктами подземного выщелачивания карбонатов.

На основе выполненного комплекса экспериментальных и теоретических исследований разработаны принципиальные технологичекие схемы организации процесса разработки нефтяных месторождений с применением ПВК: способы образования подземных емкостей-камер в реакционных скважинах с использованием закручивания потока растворителя (а.с.№890782) и предварительного гидравлического разрушения породы (а.с.№991782), способы организации связи между зоной реакции и зоной потреблекия(поверхностный, внутрискважинный, внутрипластовый), устройство для реализации процесса ПВК

(а.с.№1045657), способ разработки нефтяных месторождений, имеющих в своем разрезе карбонатные пласты (а.с. № 1153610).

2. Процесс термического разложения карбонатных пород

Как было показано выше, одним из геотсхнологических процессов переработки геохимического сырья регионально нефтегазоносных комплексов Волго- Уральской провинции является термическое разложение карбонатов с целью получения диоксида углерода-реагента для увеличения нефтеотдачи ниже - или вышезалегающих продуктивных пластов.

В наземных условиях процесс термического разложения карбонатных пород реализуется в условиях известково-обжигательного производства. Технологические особенности, принципы организации, структурные и функциональные схемы этого производства необходимо учитывать при разработке технологических схем термического разложения карбонатов в скважинных и пластовых условиях. В работе проведен статический анализ известково - обжигательного производства на примере цеха, обжига известняка производственного объединения "Сода" (г. Стерлитамак).

Процесс известково - обжигательного производства включает в себя следующие стадии: подготовка шихты, обжиг известняка, гашение извести, удаление из двуокиси углерода посторонних примесей.

Стадия подготовки шихты включает в себя процессы дробления и отсева стандартной фракции твердого топлива (кокса) и дозировка его в определенном весовом соотношении к известняку.

Процесс обжига известняка и доломита представляет собой их термическое разложение, происходящее в известково- обжигательных печах:

СаСОз = СаО + СО: - 180,2кДж/г.моль;

Мг СОз = М« О + СО: - 115,5кДж/г.моль.

Побочными и нежелательными реакциями являются реакции образования сравнительно легкоплавких соединений кальция и магния с примесями О:, СОз. РОг, АЬОз. Обжиг известняка осуществляется за счет тепла, выделяемого при сжигании кокса.

На эффективность процесса обжига существенное влияние оказывает: равномерность распределения твердого топлива в массе известняка; фракционный состав известняка и кокса; равномерность питания печи шихтой и дутьевой нагрузки.

При статистическом исследовании в качестве анализируемых параметров были выбраны, исходя из имеющейся в цехе обжига информации, следующие: содержание в выходящем газе СО2, О:, СО, содержание.жженной извести, температура верха и низа печи, содержание в исходной породе Н20, СаСОз, К^СОз, Са50-|, БЮг, ЯзОз.

Для перечисленных параметров построены гистограммы, дифференциальные функции и рассчитаны статистические характеристики эмпирического распределения.

С целью изучения кинетики процесса ТРК и степени влияния на нее некоторых параметров проведена серия экспериментов на образцах карбонатных пород пермского и каменноугольного возраста, отобранных из разрезов нефтяных месторождений Башкортостана. Изучалось влияние на показатели процесса следующих факторов: 1) фракционного состава породы 0,7-3,Змм; 2) концентрации хлористого натрия (химического вещества, которое снижает температуру разложения в породе (1.0-5,0% масс.); 3) скорости подъема температуры (1,85-18,5°СУмин). Базовым методом исследования являлась дериватография. В результате обработки экспериментального материала установлено, что существенное значимое влияние на температуру начала термической диссоциации карбонатов оказывают фракционный состав породы и концентрация хлористого натрия. Так, добавление последнего в исходное геохимическое сырье в количестве 1,0-3,0% позволяет снижать температуру начала разложения на 7-10%, что существенно повышает тепловую эффективность процесса ТРК.

В рамках теоретического исследования процесса рассмотрена осесимметрическая задача о термическом разложении карбонатных пород, когда пласт с начальной температурой То нагревается от источника тепла с температурой Т°, находящегося в скважине с малым радиусом <<1 вертикально пересекающей пласт. Математическое моделирование сводится к модификации задачи Стефана с учетом движения продуктов реакции в прореагировавшей зоне по направлению к скважине. Уравнения притока тепла и движения двуокиси углерода (продукта реакции термического разложения карбонатов) в зоне гс< г<Я( I), где радиус фронта реакции будут иметь вид

рС1£т;+рС1л:_А£(,£21) о?)

дг От г сгу сУ ' '

, дгур ' 0

à âr

где pi, С], - усредненные плотность, теплоемкость и теплопроводность продуктов реакции; pg, Се, v - плотность, теплоемкость и скорость двуокиси углерода.

Усредненные параметры продуктов реакции определяются из соотношений:

piCt = роСоШ + р6с£(1-т) h = Xom-f-Xg(l-m) (18)

где ш - объем СаО, выделяемый при вступлении в реакцию 1м3 карбонатной породы, индекс "О" относится к СаО.

Прогрев карбонатных пород вне зоны реакции г> R(t) определяется из уравнения теплопроводности

Краевые и начальные условия имеют вид:

Т|(0,1) = Т°, Т:(оо,1) =Т0. Т](г,0) = Т2 (г,0) = То (20)

С учетом стехиомгтрических коэффициентов баланс массы на границе имеет вид

тр0^+(1-ш) (1-т) р1=кр: (21)

с) ¿1 а

где (с11Ш0 - скорость движения фронта реакции; к - стехиомегрический коэффициент реакции. Условие теплового баланса на границе с учетом эндотермичности реакции имеют вид

^ дТг\ _ дТ\ дг дг

= - (22) el

где 1 - Удельная теплота, поглащаемая в результате реакции. Система уравнений (17 - 22) замыкается условием непрерывности температуры на фронте реакции

r=R, Т, = Т: = ТР ' (23)

где ТР - температура, необходимая для разложения карбоната.

Решений уравнений теплопроводности найдено в классе автомодельных переменных, позволяющим свести уравнения к обыкновенным дифферинциальным уравнениям:

Ti = А, +В[ r(A,Zi),

T2=A2+B2E,(-Z:), (24)

где 2, = ^.Д=А.,.0<г<К; Z2= = r<R

4 D2' рх, ji

а = — = const, г = R

1

Ei (-Z) - интегральная функция, Г(А, Z) - неполная гамма-функция.

ТГТ

Ai = Т° В, = '

Аг= То В: =

То' Тг

Ы д )

Для определения автомодельныой координаты фронта реакции 2р используется уравнение баланса тепла на этой границе:

ехр(-7)7"

<25)

£<~~5Г

Суммарный расход получаемой двуокиси углерода (V) определяется из формулы

Р - тр

V = 2тсшНгсУ = 4тг(1-т)Н( ^-1)) Ъ? Б], (26)

(1 -пЩ

Решение трансцендентного уравнения (25) проведено методом градиентного случая. В результате получено численное значение автомодельной координаты фронта реакции = 0,0158. Абсолютное значение координаты фронта реакции ( радиуса зоны разложения ) определяется по формуле

11=2

--(Л)

]]р0 С0'"+/>_рСг(1-'»)

Масса двуокиси углерода, получаемая из этой выработки, определяется с учетом уравнения химической реакции по формуле

С = V р: 0,44 (28)

Результаты математического моделирования показали, что скважинную схему получения двуокиси углерода с использованием термического разложения карбонатов можно рекомендовать для мелких месторождений с целью обеспечения карбонизированного заводнения. Следует также отметить, что с увеличением температуры нагревателя и снижением температуры разложения горных пород ( использование в качестве сырья доломитов, а также применение специальных химических добавок, например, НаС1) расходная характеристика процесса также увеличится.

На основе выполненного комплекса экспериментальных и теоретических исследований составлена функциональная схема процесса ТРК для внутрискважинного производства диоксида углерода и приложен 61 способы его реализации путем переработки карбонатов карбонатов в пластовых условиях с использованием скважинных генераторов высокотемпературных газов. (а.с. №№ 1134703, 1161693)

3. Процесс подземной газификации окисленных нефтей

Анализ литературных и фондовых источников ( В. П. Павлов, А.В, Копытов, И.И. Абызбаев, М. М. Саттаров и др.) показал, что основные ресурсы окисленных нефтей Башкортостана сосредоточены в рифогенных залежах Ишимбайского типа, которые приурочены и нижнепермским рифовым массивом. Эти массивы возникли на стыке Русской платформы и Предуральского краевого прогиба, протягиваясь прерывистой цепочкой вдоль восточного борга платформы, образуя нижнепермский барьерный риф. Обобщение результатов исследований зон оксиленных нефтей и сравнение ресурсов окисленной нефти с величинами утвержденных начальных балансовых запасов активных нефтей показывает, что доля ресурсов окисленных нефтей по рифовым месторождениям Ишимбайской группы составляет от 33 до 99% от количества начальных балансовых запасов нефти отдельных залежей. 'Учитывая то, что начальные балансовые запасы рифогенных нефтяных и ■ нефтегазовых месторождений ( Аллакаевсое, Введеновское, Грачевское, Ишимбайское, Казлаирское, Карташевское, Кумертауское, Маячное, Салаватское, Мурапталовское, Озеркинское, Северо - Зирганское, Старо - Казанковское, Столяровское, Тереклинское, Южно - Введеновское ) составляют величину 160113тыс.т, а средняя величина доли ресурсов окисленных нефтей находится на уровне 60 - 70%, получена оценка величины этих ресурсов - 96 - 112млн.т.

Выбор методов интесификации процесса нефтеизвлечения для конкретных геологических объектов должен основываться на детальном изучении форм залегания остаточной нефти, ее состава и физико -химических свойств. В общем случае могут быть выделены следующие формы залегания остаточной нефти: 1) нефть заводненных объемов продуктивного пласта: 2) нефть, оставшаяся в частях пласта, неохваченных заводнением или дренированием ввиду его микро - и макронеоднородности; 3) нефть дренированных участков залежей, разрабатывающихся на естественных природных режимах истощения пластовой энергии; 4) окисленная и другие виды неподвижной нефти.

Нефти первой и третьей группы являются объектами для применения физико - химических методов увеличения нефтеотдачи. Нефти второй группы могут быть эффективно доизвлечены геолого- физическими методами. Нефти же четвертой группы - объекты для применения термических и геотехнологических способов ее добычи.

В качестве объекта исследований нами выбраны остаточные нефти Старо - Казанковского нефтяного месторождения Южно - Предуральской нефтегазоносной области, относящиеся по нашей классификиции к третьей н четвертой группе. Остаточные нефти были выделены экстрагированием образцов кернового материала, отобранного из соответствующих зон залежи.

Агрегатное состояние выделенных остаточных нефтей изменяется от полужидкого до твердого. Твердая окисленная нефть представляет собой порошок темного цвета, а полужидкая - пластическую форму, имеющая твердый наполнитель. Плотность этих образцов колеблется в пределах

0,98...1,07 г/см3. Для веществ такого физического состояния величина вязкости не является характерным показателем, как это принято для обычных нефтей и других жидкофазных продуктов. Далее образцы выделенных нефтей были подвергнуты следующим видам физико - химического анализа: определение элементного и группового химического состава, коксуемости и молекулярной массы. Результаты анализов представлены в таблицах 6 и 7. В первых строках таблиц приведены показатели трапной ( подвижной) нефти, во вторых и третьих - остаточной, в последующих - окисленной нефти.

Из таблицы 6 следует, что молекулярная масса и коксуемость нефтей увеличивается к подошве залежи и имеют минимальное значение у подвижной нефти, промежуточное - у остаточной и максимальное - у окисленной. Остаточные и окисленные нефти содержат большее количество азота, серы и кислорода и меньшее количество углерода и водорода по сравнению с подвижной нефтью, причем разница в содержании увеличивается также в направлении к подошве залежи.

Групповой химический состав нефтей, определенной методом жидкости хромотографии, представлены в таблице 7. Содержание парафино - нафтеновых углеводородов максимально (47,7%) у подвижной нефти и минимально (20,1%) у окисленной нефти. В подвижной нефти содержание легкой и средней ароматики выше, а тяжелой - ниже, чем у остаточной и окисленной нефтей. Последние содержат кислых смол - в 2 раза, нейтральных смол - в 1,5 раза, асфальтенов - в б раз больше, чем трапная нефть.

Установлено, что температура каплепадения у полужидких окисленных нефтей изменяется от 70 до 90°С. Твердые же образцы практически не плавятся, а подвергаются термическому разложению с образованием газов и кокса.

С целью исследования поведения окисленной нефти при тепловом воздействии был проведен ее термический анализ на деривато графе в средах гелия и воздуха с повышением температуры до 1000°С со скоростью 10°/мнн в динамическом режиме.

Изменение массы образцов начинается в интервале температур 40...60°С в обеих средах. Причем, если в среде гелия идет процесс термодиссоциации, то в среде воздуха происходит низкотемпературное окисление летучих компонентов нефти, переходящее затем в высокотемпературное окисление и горение

Таблица 6

Элементный состав, молекулярная масса и коксуемость нефтей_

Элементарным состав, % масс

№ образца Интевал отбора Углерод Водоро Д Азот Сера Б/С Кислород О/С Молекуля рпая масса Коксуем ость, % масс

1 Трапная нефть 83.80 13.07 0.19 2.61 0.03 0.33 0.0039 287 5.26

2 1091-1101 83.40 12.18 0.20 3.63 0.04 0.59 0.0! 470 6.45

3 ! 170-1177 82.68 11.55 0.25 4.50 0.05 2.02 0.02 585 8.53

4 1288-1296 81.48 11.23 0.24 4.76 0.06 2.29 0.03 631 10.81

5 1304-1312 81.98 10.90 0.80 4.86 0.06 2.25 0.03 840 14.64

6 1312-1320 81.79 10.91 0.82 4.85 0.06 2.23 0.03 864 15.17

7 1312-1320 81.20 10.82 0.82 4.87 0.06 2.29 0.03 957 15.28

Групповой химический состав нефтей

Таблица 7

Содержание компонентов, % масс

№ образца Интевал отбора керна, м Пирафипо-нафтеновые углеводород ы Ароматический углеводороды Смолы Асфальтен ы

легкие средние тяжелые 1 (иситр.) П (кислые)

1 Трапная нефть 25.7 5.8 5.8 22.2 4.8 28.7 7.0

2 1091-1101 23.2 5.2 5.7 20.2 6.9 29.1 9.7

3 1170-1177 23.6 6.1 4.3 19.5 8.1 30.2 9.2

4 1288-1296 22.3 2.2 1.9 15.4 9.3 32.6 16.3

5 1304-1312 22.3 3.1 1.8 12.1 8.9 34.1 17.7

б 1312-1320 22.1 2.8 0.6 10.3 9.3 36.3 18.6

7 1312-1320 22.2 *> У 0.7 10.5 9.4 36.2 18.8

остатка. В обоих случаях потеря массы составляет 70...76%. Экзотермическая реакция протекает неустойчиво из-за меньшей скорости выделения летучих компонентов по сравнению со скоростью окислительного процесса. Выделяющиеся газы накапливаются в свободном пространстве тигля дервитатографа, смешиваются там с кислородом воздуха, после чего при достижении стехиометричесКого отношения происходит реакция окисления. Этот процесс идет до полного прекращения выделения летучих компонентов нефти.

Коксовый остаток полностью не выгорает из-за недостаточного массобмена нижней части тигля с кислородом воздуха, которому препятствует также накапливающийся диоксид углерода. Этим объясняется значительная разница в динамике изменения массы в средах гелия и воздуха. Экзотремические реакции прекращаются в пределах температур 640...700°С. В дальнейшем в процессе эндотермического разложения происходит плавное изменение массы образцов окисленной нефти. На основании анализа основных классификационных геохимических признаков установлено, что окисленные нефти залежей рифогенного класса Предуральского прогиба, формирующие основную часть остаточных запасов, близки по составу и физико - химическим свойствам к природным битумам гипергенной линии, что необходимо учитывать при выборе и обосновании способов переработки данной группы геохимических ресурсов.

Одним из таких способов является процесс подземной газификации окисленной нефти ( т.е. вовлечение ее в активную разработку) и использование получаемых при этом тепла и газов для интексификации процесса извлечения остаточной нефти.

На основании выполненного комплекса экспериментальных и обобщения результатов теоретических и геолого- промысловых исследований предложена технология доразработки рифовых месторождений Ишимбайского типа и обоснованы основные технологические параметры процесса применительно к геолого -физическим условиям Северо - Зирганского месторождения. При этом воздействие на остаточные запасы нефти происходит за счет действия следующих факторов:

1) вытеснения нефти сверху вниз газами, образующимися при газификации (сухом горении) зоны окисленной нефти и перепускаемыми из этой зоны в газовую шапку;

2) вытеснения нефти снизу вверх за счет реализации термического процесса газификации зоны окисленной нефти, разогрева этой зоны, снижения вязкости нефти до десятков мПа с и распространения прямоточного сухого, горения в направлении снизу вверх в центральную часть рифового комплекса;

3) снижения вязкости подвижной нефти за счет теплопроводности из зоны проведения процесса газификации снизу вверх.

Кроме того, необходимо учитывать и то, что при реализации процесса подземной газификации в зоне окисленной нефти происходит

подключение в активную разработку ранее выведенных за баланс запасов углеводородного сырья.

Проведенные расчеты показали, что предложенный способ доразработки рифового местрождения позволит увеличить нефтеотдачу по сравнению с базовым режимом истощения на 16,4% при этом дополнительно извлечь 164,2тыс.т нефти. Технико - экономические расчеты позволили сделать вывод о том, что использование ПГОН по сравнению с альтернативной закачкой углеводородных газов позволяет увеличить показатели экономического эффекта и прибыли предприятия в 1,8 раза. Данная технология защищена авторскими свидетельствами СССР №№1166542,1637416.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МУН ДЛЯ КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕГИОНОВ

Изложенная в первом разделе методология комплексного геолого-технологического подхода к прогнозированию применения МУН для крупных нефтегазоносных регионов была реализована при составлении ТЭО применения МУН для месторождений АО "Оренбургнефть", АНК "Башнефть" ( Волго - Уральская НГП), АО " Краснодарнефтегаз" ( Северо - Кавказско - Мангышлакская НГП), АО " Эмоамунайгаз" (Прикаспийская НГП), ТПП " ЛУКОЙЛ - Когальшнефтегаз" (Западно - Сибирская НГП).

Основные вопросы прогнозирования и обоснования технологий на региональном этапе подробно рассмотрены на примере местрождений Оренбургской области.

На территории Оренбургской области открыто 169 месторождений ( из них разрабатываемых - 67, подготовленных для промышленного освоения - 9, разведываемых - 39, законсервированных - 49, в том числе только с забалансовыми запасами - 23 с начальными геологическими запасами нефти по категории А+ В 4- С1 1773395тыс.т и извлекаемыми 706843тыс.т при среднем значении проектного коэффициента извлечения нефти 0,398. Текущие геологические запасы составляют около 1,5 млрд.т, а извлекаемые - более 420 млн. т. Степень выработанности разведанных запасов приближается в настоящее время к 40%. Месторождений со средней величиной запасов ( 10-30 млн. т) - 11, мелких с запасами менее 10 млп.т -133. Распределение запасов нефтей по плотности: менее 0,87г/см3 - 81,1%; 0,87-0,90 г/см3 - 14,7%, более 0,90 г/см3 - 4,2%. Извлекаемые запасы высоковязких нефтей (более 30 мПа.с) составляют 1,1%, нефтей в подгазовых залежах - 10,1%, нефтей в малопроницаемых коллекторах ( менее 0,05мкм2) - 50,9%, т.е. суммарная доля труноизвлекаемых запасов составляет 62,1%.

Залежи нефти залегают в широком стратиграфическом диапазоне: от среднего девона до верхней перми и приурочены к восьми основным тектоническим элементам (Татарский свод, Абдуллинский прогиб, Жигулевско-Оребургский свод, Бузулукская впадина, Юго-Восточный склон платформы, Соль-Илецкий выступ, Вельская впадина, Прикаспийская синеклиза). Залежи приурочены к антиклинальным и

брахиантиклинальным складкам, рифогенным комплексам. Коллекторы представлены как терригенными, так и карбонатными породами.

Подавляющее большинство нефтяных месторождений Оренбургской области находится в поздней стадии разработки, характеризуется высокой обводненностью (более 80% ) добываемой нефти, высокой степенью выработки основных продуктивных пластов, рассредоточенностью остаточных запасов нефти по многочисленным малопроницаемым прослоям, застойным зонам, линзам и полулинзам, низкими дебитами скважин по нефти, плохим техническим состоянием фонда нагнетательных и добывающих скважин из-за длительного срока его эксплуатации. Одновременно вводится в разработку и значительное количество новых нефтяных месторождений, как правило, мелких, малопродуктивных, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти.

Принимая во внимание относительно низкие значения проектных коэффициентов извлечения нефти, большую долю трудноизвлекаемых запасов по месторождениям Оренбургской области, необходимо отметить актуальность опытно-промышленных работ по испытанию и дальнейшему широкому внедрению современных технологий увеличения нефтеотдачи пластов и обработки призабойных зон скважин в сочетании с совершенствованием систем заводнения.

Последнее имеет существенное значение ввиду того, что приемистость нагнетательных скважин, вводимых на поздней стадии разработки в силу избирательного воздействия преимущественно на малопродуктивные зоны и интервалы эксплуатационного объекта значительно меньше приемистости нагнетательных скважин первичной системы заводнения( Сазонов, Колганов, 1993).

Таким образом, ключевыми проблемами совершенствования систем доразработки и увеличения степени извлечения нефти из недр Оренбургской области являются:

- снижение объемов попутно добываемой воды;

- совершенствование системы заводнения на слабодренируемых и трудновырабатываемых участках и зонах продуктивных пластов в сочетании с обработками призабойных зон скважин;

- выработка трудноизвлекаемых запасов углеводородов.

В качестве объектов исследования были отобраны 266 объектов разработки нефтяных местрождений АООТ " Оренбургнефть". Группирование проводились с помощью метода главных компонент по специально разработанной программе, реализованной на ПЭВМ. Все объекты группировались по шестнадцати параметрам, отражающих фильтрационно-емкостные, термобарические и физико-химические свойства пластовых систем.

Анализ результатов показал, что из четырнадцати главных компонент на первые четыре приходится 79,5% общей дисперсии параметров т.е. при выделении относительно однородных групп объектов вполне достаточно рассмотреть их в пространстве только этих главных компонент. Каждая из четырех главных компонент носит содержательный характер, поддается смысловой интрепретации, отражая то или иное

свойство, характеризующее условия залегания, геолого- физические и физико-химические свойства пластов и насыщающих их флюидов.

Геометрическое представление объектов исследования в координатных осях главных компонент позволило выделить семь относительно однородных групп объектов.

После определения центров группирования были рассчитаны ближайшие к ним объекты по минимальному значению евклидова расстояния от центра группирования каждой группы. В результате выбраны следующие объекты-полигоны, на которых в дальнейшем (как на самых представительных) проведены технологические и технико-экономические расчеты применения технологий увеличения нефтеотдачи:

I группа - Сорчинско-Никольское, Северо-Вознесенский купол, пласт Ой;

II группа - Зайкинское, пласт Дз;

III группа - Султангулово-Заглядинское, пласт Bi, Родинское, пласт Аз;

IV группа - Красноярское, пласт В|, Покровское, пласт Аз;

V группа - Бобриковское, пласт Сь;

VI группа - Скворцовское, пласт Bi;

VII группа - Бобриковское, пласт Аа, Тананыковское, пласт Бг.

Кроме того, объекты- полигоны были дополнены еще тремя, которые /словно выделены для удобства в восьмую группу ( т.к. эти объекты не юшли в вышеописанные семь групп).

VIII группа - Пронькинское, пласт A-i, Родинское, пласт ВгСорочинско--1икольское, Толкаевский купол, пласт Бз

В результате критериального анализа применения МУН для геолого-'шзических и физико-химических свойств пластовых систем объектов -юлигонов были обоснованы комплексы технологий интенсификации фоцесса нефтеизвлечения с учетом дифференциации их по выделенным руппам (см. табл.8).

Технологическая эффективность отобранных методов воздействия >ассчнтывалась при помощи методов механики многофазных сред с рименением математического моделирования. Использованный при этом одход является достаточно универсальным, т.к. все расчеты проводятся на снове единой базовой системы уравнений для всех видов воздействия на ласты.

Проведенные технологические и технико-экономические расчеты рименения физико-химических, газовых, биотехнологических и иброволновых МУН применительно в выбранным объектам-полигонам али основание сделать вывод об экономической целесообразности спользования МУН: полимерное заводнение - рентабельно на объектах 7-

группы (Б2), закачка композиций ПАВ - рентабельно на объектах 7-й руппы (Л 4),

Таблица 8

Варианты расчетов применения методов увеличения нефтеотдачи на объектах-полигонах

метод \"велнчет1Я нефтеотдачн Группы, тип коллектора, продуктивный пласт

] 2 3 4 5 6 7 8

кар бокс .06 жарб. д свои ■Д5 кар бту р.Е1 терр ■вер. АЗ харб турн. В! терр вер. АЗ кар б оке. 02 карб при £1 кар б баш . А4 терр .боб Б2 каро баш А4 кар б ТУР-В1 терр боб. Б2

1.Композиции ПАВ - - + + - + - - - - + + -

2.Поличеры - - - - + + - + 4 - -

З.Сцликатно- щелочныераствор ы + + ■+ +

Д.Водоппоаое воздействие - + + + + + - + - - + -

¿.Виброволновое воздействие + + + + - - + + - + + +

6. Бноцлд - + - - + + - -

7.Биореагепть! - + - + - + + - -

силикатно-шелочное зоводнение - рентабельно на объектах 3-14 (ВО, 4-й (В|), 5-й (Сь) и 7-й (Б:) групп, водогазовые воздействие - рентабельно на объектах 3-й (В1), 4-й (В1), 5-й (О:), 7-й (А4, Б2) групп, воздействие биореагентами (биоПАВ+биополимер) - рентабельно на объектах 4-й (В]), 5-й (СЬ), 7-й (Б:, Ац) групп, виброволновое воздействие во всех группах, кроме 4-й (Аз) и 7-й (А4 и Б2).

Анализ структуры начальных, остаточных балансовых и извлекаемых запасов в выделенных группах месторождений АО Оренбургнефть, данные технологических и технико-экономических расчетов показывают, что широкое применение апробированных методов интенсификации процесса нефтеизвлечения, разработанных в НИИнефтеотдача, применительно к геолого-физическим условиям конкретных объектов позволит дополнительно извлечь из недр Оренбургской области более 77млн.т нефти, значительно снизить обводненность добываемой продукции и уменьшить энергозатраты на добычу углеводородного сырья.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Выполненный комплекс исследований позволяет сделать ряд следующих основных выводов.

1. На основании обобщения современных подходов к проблеме обоснования и прогнозирования МУН, критериального анализа их эффективного применения создана методология комплексного геолого-технологического подхода к региональному этапу прогонозирования применения методов повышения нефтеотдачи пластов для крупных нефтегазоносных территорий ( нефтегазоносные провинции, области, районы).

2. Проведены анализ, систематизация и группирование ресурсов горно-химического сырья нефтегазоносных комплексов. Показано, что основными видами этих ресурсов в разрезах нефтяных месторождений являются углеводородные, содержащие запасы углей и окисленных нефтей; солевые-мощные толщи карбонатных и галогенных отложений; гидрогеологические и гидрохимические - водоносные горизонты, содержащие подземные воды с различными: химическим составом, газосодержанием и термодинамическими параметрами.

3. В результате выполненного анализа способов внутрипластового производства вытесняющих агентов составлена их классификация и предложен геотехнологический принцип производства вытесняющих агентов с использованием сырьевых ресурсов горно-химического сырья разрезов нефтяных месторождений.

4. На основании выполненного комплекса экспериментальных и теоретических исследований разработаны принципиальные технологические схемы получения вытесняющих агентов с применением геотехнологических процессов подземного выщелачивания и термического разложения карбонатных пород, а также подземной газификации окисленных нефтей.

5. Предложены способы разработки нефтяных месторождений с применением геотехнологическнх процессов производства вытесняющих агентов путем подземного выщелачивания карбонатов (а.с. №№ 890782, 991782, 1045657, 1153610) термического разложения карбонатов (а.с. №№ 1134703, 1161693), газификации окисленных нефтей ( а.с. №№ 1166542, 1637416).

6. Выполненная с помощью метода главных компонент процедура группирования 1098-ми объектов разработки исследованных нефтегазоносных регионов (Оренбуржье, Башкортостан, Эмба, Кубань, Когалым) позволила дифференцировать их по геолого-физичсским и физико-химическим характеристикам пластовых систем, выделить однородные группы, определить центры группирования и ближайшие к ним объекты полигоны для проведения технологических и технико-жономнческих расчетов.

7. Сопоставительный анализ комплекса контролируемых геолого-промысловых параметров 37*ш объектов-полигонов с уточненными и тополнительными критериями применимости физико-химических, газовых, термических и биогеотехнологических МУН дал возможность обосновать группы технологий повышения нефтеотдачи для гео лого-физических /словпй выделенных групп.

8. Для определения технологической эффективности применения МУН на объектах-полигонах обоснован комплекс базовых математических моделей, произведена их адаптация к условиям объектов-толигонов. и исследован характер поведения основных технологических юказателей разработки в зависимости от характеристик продуктивных шастов и систем воздействия.

9. Проведено прогнозирование применения методов увеличения гефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов СНГ (месторождения

Волго-Уральской, Северо-Кавказско-Мангышлакской, Прикаспийской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций) с применением методологии комплексного геолого-технологического подхода. Дифференцированно по группам объектов обоснованы комплексы рекомендуемых технологий, определена их технологическая и технико-экономическая эффективность и выявлены первоочередные объекты-полигоны для проведения опытно-промышленных работ, оценены диапазоны прироста извлекаемых запасов нефти за счет широкого промышленного использования прогрессивных технологий интенсификации процесса нефтеизвлечения.

Полученные результаты использованы при составлении программ внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов в АО "Оренбургнефть", "Эмбамунайгаз", "Краснодарнефтегаз", ТПП ЛУКОИЛ-Когалымнефгегаз".

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих научных работах:

ИЗОБРЕТЕНИЯ

1.Способ подземного выщелачивания карбонатов: A.c. 890782 СССР, МКИ3 кл. Е21В43/28/Д.Л. Рахманкулов, Н.Ш. Хайрединов, В.В. Баширов, В.Е. Андреев, А.Б. Тумасян - 8 е.: ил.

2. Способ получения и использования водного раствора углекислого газа при добыче нефти: A.c. 991782 СССР. МКИ3 кл. Е 21В43/28/ Н.Ш. Хайрединов, В.В. Баширов, В.Е. Андреев-8с.: ил.

3. Устройство для разрушения твердых материалов высоконапорными струями жидкости: A.c. 1045657- СССР. МКИ3 кл Е 218/7/18, Е/21с25/60 А.И. Сливак, М.С. Гизегдинов, В.В. Баширов. С.С. Бадрстдинов, В.Е. Андреев - 7 е.: ил.

4. Способ переработки карбонатов: A.c. 1134703 СССР, МКИ3 кл. Е 21В43/28/ Н.Ш. Хайрединов, З.Г. Шайхутдинов, В.В. Баширов, В.Е. Андреев и др. - 4 е.: ил.

5. Способ разработки нефтяных месторождений, имеющих в своем разрезе карбонатные пласты: A.c. 1153610 СССР, МКИ3 Е 21В43/22/ Н.Ш. Хайрединов, В.В. Баширов, В.Е. Андреев, А.Т. Горбунов и др. - 8 е.: ил.

6. Способ переработки карбонатов: A.c. 1161693 СССР, МКИ3 Е 21В 43,28/ А.И. Спивак, В.В. Баширов, М.С. Гизегдинов, В.Е. Андреев, Д.З. Шаихов. - 2 е.: ил.

7. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения A.c. 1166542 СССР, МКИ3 Е 21В43/24/ В.В. Баширов, Г.А. Халиков, М.Н. Галлямов, A.B. Овсюков, В.Е. Андреев и др. - 4 е.: ил.

8. Способ разработки нефтегазового месторождения с газовог шапкой: A.c. 1637416 СССР МКИ3 Е 21В43/24/ К.С. Фазлутдинов, Н.Ш Хайрединов, М.С. Гизетдинов, В.Е. Андреев, K.M. Федоров - 3 е.: ил.

НАУЧНЫЕ СТАТЬИ И МОНОГРАФИИ

9. Хайрединов Н.Ш.. Баширов В.В., Андреев В.Е., Петров Э.С. Геотехнологические методы в процессах добычи нефти. - Нефтяное хозяйство, 1982, №9, с. 28-32.

10. Баширов В.В., Андреев В.Е., Леви Б.И., Шакиров Х.Г. Исследование эффективности вытеснения нефти из пористой среды продуктами выщелачивания карбонатов // Межвуз. сб.: Физико-химическая гидродинамика. - Уфа: БГУ, 1985. с.85-90.

И. Андреев В.Е., Федоров K.M. Анализ гидродинамики процесса подземного выщелачивания карбонатных пород// Известия высш. учебн. заведений: Нефть и газ.-1986, Ш2, с.52-56.

12. Андреев В.Е., Блинов С.А. Кинетика процесса растворения нефгенасыщенных карбонатных пород в смеси водных растворов кислоты и органического растворения // Сб. научн. тр.: Проблемы динамики реяаксирующкх сред,- Уфа: БНЦ УрО АН СССР, 1987, с. 61-69.

13. Котенев Ю.А., Блинов С.А., Андреев В.Е. Сравнительный геолого-промысловый анализ эффективности простых и термокислотных обработок призабойных зон скважин, представленных карбонатными коллекторами// Межвуз. сб тр.: Геология нефтяных и газовых месторождений- Пермь, 1989, с. 120-127.

14. Хайрединов Н.Ш., Гизегдинов М.С., Андреев В.Е.., Самирханов Ш.М. Состав и физико-химические свойства окисленной нефти залежей рифогенного класса Башкирии// Межвуз. сб. тр.: Геология нефтяных и газовых месторождений,- Пермь, 1990, с.64-71.

15. Хайрединов Н.Щ., Андреев В.Н., Федоров K.M. Производство вытесняющего агента на месторождении с целью интенсификации процесса иефтеизвлечения// Экспресс- инф. Сер. Техника и технология добычи нефти п обустройство нефтяных месторождений.-М.'.ВНИИОЭНГ, 1991, вып.5, с.27-33

16. Принципы построения АИС технико-экономической оценки и прогнозирования применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях крупных нефтегазоносных территорий/Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е. и др.// НТЖ "Автоматизация , телемеханизация и связь в нефтяной промышленности".-М.: ВНИИОЭНГ, 1993, №6, с. 10-14.

17. Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождения Башкортостана/ Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е. и др.// НТЖ "Нефтепромысловое дело". - М,: ВНИИОЭНГ, 1994, №5, с 4-6.

18. Оценка перспектив применения методов увеличения нефтеотдачи га Уршакском месторождении / Хайрединов Н.Ш., Санкин В.М.,Сунагатуллин Р.К., Котенев ¡O.A., Андреев В.Е., Крицкий И.Р.// НТЖ "Нефтепромысловое дело",- М.: ВНИИОЭНГ, 1994, №5, с. 22-24.

19. Особенности кинетики процесса выщелачивания карбонатных тород-коллекторов нефти/ Андреев В.Е., Блинов С.А. и др. II НТЖ Теология, геофизика и разработка нефтяных месторождений". - М.: ВНИИОЭНГ, 1996, №3, с. 46-54.

20. Перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях. Оренбургской области/Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е. и др. /УНТЖ "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений."-М.: ВНИИОЭНГ, 1996, №6, с.41-47.

21. Андреев В.Е., Блинов С.А., Нугайбеков А.Г. Кинетика выщелачивания карбонатных коллекторов нефти композиционным растворителем//Башкир, хим. журнал, 1996, Ж7, т.З, вып.7, с.43-47

22. Фахретдинов Р.Н., Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Нефтеотдача пластов: актуальные проблемы и концепция научно-технической программы. - В кн. Методы повышения нефтеотдачи пластоЕ (Сб. науч. трудов НИИнефтеотдача АН РБ).- Уфа, изд-во «Гилем», 1997, ( 5-14

23.Повышение эффективности разработки месторожденш Кинзебулатовского типа с применением геоинформационных технологий Андреев В.Е., Котенев Ю.А и др.//НТЖ «Геология, геофизика и разработк: нефтяных месторождении» - М.:1998, №1, с 27-30

24. Хайрединов Н.Щ., Андреев В.Е. Федоров K.M., Котенев Ю.А Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи дге крупных нефтегазоносных регионов//Уфа, из-во «Гилем», 1997, 106 с.

УЧЕБНЫЕ ПОСОБИЯ

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

26. Геоло го-технологическое обоснование и прогнозировани методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносны территорий / Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е. и др. // Учебное пособие Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997. - 107 с.

ДОКЛАДЫ И ВЫСТУПЛЕНИЯ НА РЕСПУБЛИКАНСКИХ, РЕГИОНАЛЬНЫХ, ВСЕРОССИЙСКИХ И МЕЖДУНАРОДНЫХ .КОНФЕРЕНЦИЯХ.

27. Хайрединов Н.Ш., Баширов В.В., Андреев В.Е. Технологически основы внутрипластового производства вытесняющих агентов да повышения нефтеотдачи пластов II Ускорение научно-техническог прогресса и повышение производительности труда: Тез.докл. респ. кокф. Уфа, 1980, C.-156-159.

28. Технологическая схема подземного выщелачивания карбоцато представленных в разрезе нефтяных месторождений/ Хайрединов H.IJJ Баширов В.В., Андреев В.Е. и др.// Ускорение научно-техническо! прогресса и повышение производительности труда: Тез.докл. респ.кош}: Уфа, 1980, с. 181.

29. Хайрединов Н.Ш., Баширов В.В., Андреев В.Е. Анализ литолог стратиграфического разреза нефтяного месторождения как источшп сырья для внутрипластового производства вытесняющих агентов

Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов: Тез. докл. респ. конф.-Уфа, 1980, с. 112-115.

30. Гизетдинов М.С., Андреев В.Е. Технологические особенности внутрипластового производства вытесняющих агентов// Проблемы использования химических средств с целью увеличения нефтеотдачи пластов: Тез. докл. конф.-Уфа, 1983, с.19.

31. Хайрединов Н.Ш., Баширов В.В., Андреев В.Е.. Создание автономных систем разработки нефтяных и газовых месторождений// Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов: Тез. докл. респ. конф.-Уфа, 1983, с. ИЗ.

32. Андреев В.Е.. Зубец Т.В. Статистический анализ процесса термодиссоциации карбонатов// Проблемы использования химических средств с целью увеличения нефтеотдачи пластов: Тез. докл. респ. конф.-Уфа, 1981, с.205-210.

33. Баширов В.В., Андреев В.Е., Гизетдинов М.С. Исследование статики и кинетики процесса растворения карбонатных пород соляной кислотой// Бурение геотехнологических скважин: Материалы Всесоюзн. семинара-симпозиума.-М,: 1984, с. 124-128.

34. Математическое моделирование процесса подземного выщелачивания карбонатных пород/ Андреев В.Е., Баширов В.В. и др.// Бурение геотехнологических скважин: Материалы Всесоюзн.семинара-симпозиума.-М: 1984, с. 155-157.

35. Андреев В.Е., Тристан П.В. Теоретическое исследование процесса выщелачивания нефти продуктами подземного выщелачивания \арбонатов//Роль студенческой молодежи в ускорении научно-технического зрогресса в нефтяной и газовой промышленности: Тсз.докл оесп. конф.-Уфа, 1984, с.21.

36. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е. Перспективы развития 1ефтегазовой геологии в свете требований современного производства// Иатериалы IV двустороннего (СССР-ГДР) симпозиума по истории ■еологических наук. Тез. докл. - Баку, 1986, с.97-98.

37. Промысловые испытания технологии комплексного физико-омического воздействия на призабойную зону карбонатных коллекторов / \ндреев В.Е., Блинов С.А. и др.// Научно-техн. совещ. по химическим »еактивам: Тез. докл. и стенд. сообщ.-Уфа, 1986, с.69.

38. Андреев В.Е., Блинов С.А., Самирханов Ш.М. Исследование ииетических особенностей процесса растворения карбонатных пород в меси водного раствора соляной кислоты и 4,4-диметил-1,3-диохсана// 1аучн.-техн. совещ. по химическим реактивам: Тез. докл. и стенд.сообщ,-'фа, 1986, с.70.

39. Прикладные аспекты изучения массообменных процессов в нстеме "карбонатный коллектор нефти-композиционный растворитель"/ Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е. и др. // Получение и применение реагентов ля процессов добычи нефти и газа на базе нефтехимического сырья: Тез. окл. Всесоюзн. совещ. - Уфа, 1987, с.50.

40. Комплексный подход и разработка месторождений с арбонатными коллекторами сложного строения/Хайрединов Н.Ш.,

Андреев В.Е и др.// Получение и применение реагентов для процессов добычи нефти и газа на базе нефтехимического сырья: Тез. докл.. Всесоюзн. совещ. - Уфа, 1987, с.56.

41. Андреев В.Е. Исследование процесса производства вытесняющего агента при подземном выщелачивании карбонатов// 20-я научно-техн. конф. мол.уч. и спец.: Тез. докл.респ.конф.-Бугульма, 1987, с.42-43

42.Андреев В.Е. Кинетика процесса растворения нефтенасыщенных карбонатных пород композиционным растворителем// 20-я научно-техн.конф. мол.уч. и спец.: Тез. докл респ.конф. - Бугульма. 1987, с.21,

43. Гизетдинов М.С., Андреев В.Е., Блинов С.А. Влияние температуры на проницаемость зоны окисленной нефти рифогенных залежей// Респ. научн.-техн. конф. мол. уч. и спец.: Тез.докл.-Шевченко, 1989, с.16

44. Андреев В.Е., Гизетдинов М.С., Блинов С.А. Использование зоны окисленной нефти для интенсификации процесса нефтеизвлечения месторождений рифогенного класса// Респ.научн.-техн.конф. мол.уч. и спец.: Тез. докл.-Шевченко, 1989, с.38.

45. Хайрединов Н.Ш.. Андреев В.Е., Гизетдинов М.С. Доразработка рифогенных нефтяных месторождений Башкирии// Вклад мол.уч. и спец. в ускорение научно-техн. прогресса : Тез. докл. Всесоюзн. сов. - Ашхабад, 1989, сЛ 13.

46. Андреев В.Е. Использование ресурсов геохимического комплекса разрезов нефтяных месторождений для интенсификации процесса нефтеизвлечения // Проблемы повышения нефтеотдачи пластов: тез.докл. Всесоюзн. конф.-Уфа, 1989, с.13

47. Перспективы использования геотехнологических принципов в методах увеличения нефтеотдачи пластов /Фазлутдинов И.С., Хайрединов Н.Ш., Пашин С.Т., Андреев В.Е. // Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов: Тез. докл. Всесоюзн. конф. - Бугульма, 1989, с. 69-71

48. Андреев В.Е., Гизетдинов М.С. О доразработке истощенных месторождений, приуроченных к карбонатным рифогенным коллекторам II Проблемы разработки нефт. и газ. мест, и интенсиф. доб. углевод, сырья: Тез. докл. обл.НТК. -Астрахань, 1989, с.22

49. Андреев В. Е., Блинов С.А. Повышение эффективности создания каверн-накопителей при разработке нефтяных месторождений в карбонатных коллекторах // Проблемы разработки нефт. и газ. мест, и интесиф. доб. углевод, сырья: Тез. докл. обл. НТК. - Астрахань, 1989, с.61

50. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Разработка научных основ применения геотехнологических принципов переработки горно-химического сырья разрезов нефтяных и газовых месторождений для интенсификации процесса извлечения углеводородов и комплексного освоения недр Башкортостана // Познание, освоение и сбережение недр Республики Башкортостан: Тез. докл. отделения наук о Земле и экологии АН РБ.-Уфа, 1994, с.74

51. Технико-экономическое обоснование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегзоносных территорий У Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е. и др. // Проблемы комплексного освоения

рудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов; Тез. докл. межд. :онф. • Казань, 1994, с.21

52. Комплексная система повышения эффективности выработки рудноизвлекаемых запасов нефти /Хайрединов H.III., Андреев В.Е. и др. // ?торая НТК "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового ;омплекса России": Тез, докл. Всерос. конф.- М: 1997, с.47-48

53. Андреев В.Е., Федоров K.M., Нугайбеков А.Г. Моделирование фоцесса комплексного физико - химического воздействия на карбонатный ;оллектор // Вторая НТК "Актуальные проблемы состояния и развития ¡ефтегазового комплекса России"; Тез. докл. Всерос. конф.- М,: 1997, с.60-II

54. Структура запасов и перспективы увеличения нефтеотдачи месторождений Дюртюлинской группы с применением шкробиологических методов /Загидуллина Л.Н., Андреев В.Е. и др. /Материалы III международной конференции по химии нефти.- Томск, 997, с. 14-16

55. Носачев A.A., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. Состояние разработки ! применение методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях НГДУ сАксаковнефть» //Материалы III международной конференции по химии )ефти,-Томск, 1997, с. 16-18

56. Повышение нефтеотдачи трещинно-поровых карбонатных юллекторов турнейского яруса Ново-Елховского месторождения Нугайбеков А.Г., Андреев В.Е. н др. //Материалы III международной ;онференции по химии нефти,-Томск, 1997, с. 18-19

Соискатель/'. 7 В.Е.Андреев

I - '........../ ! /■"■• "X

- V " / " ^ : Г

Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов Академии наук Республики Башкортостан (НИИнефтеотдача АН РБ)

УДК 622.276.6 На правах рукописи

Андреев Вадим Евгеньевич

КОМПЛЕКСНОЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ И ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ

Специальность 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

ДИССЕРТАЦИЯ

На соискание ученой степени доктора технических наук

Научный консультант

д.г.-м.н., профессор , ^айрединов

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ $

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И РАЗРАБОТКА КОМПЛЕКСНОГО ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПОДХОДА К ПРОГНОЗИРОВАНИЮ И ОБОСНОВАНИЮ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ (МУН) НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕГИОНОВ П

1.1. Современные подходы к проблеме обоснования и прогнозирования

методов увеличения нефтеотдачи

1.2. Классификация методов увеличения нефтеотдачи и критерии их эффективного применения ^

1.3. Методология комплексного геотехнологического подхода к прогнозированию применения МУН для крупных нефтегазоносных регионов

1.4. Выводы по разделу 36

33

2. ГРУППИРОВАНИЕ И КЛАССИФИКАЦИЯ РЕСУРСОВ ГОРНОХИМИЧЕСКОГО СЫРЬЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ И ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СПОСОБОВ ИХ ПЕРЕРАБОТКИ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА ВЫТЕСНЯЮЩИХ АГЕНТОВ 2.1. Основные виды горно-химического сырья нефтегазоносных комплексов

Башкортостана * 38

38

2.2. Способы внутрипластового и внутрискважинного производства

вытесняющих агентов для интенсификации процесса нефтеизвлечения. ^

2.2.1 .Способы внутрипластового образования поверхностно активных веществ 43

2.2.2.Внутрипластовое получение вытесняющих агентов-теплоносителей %

2.2.3.Способы внутрипластового производства физико-химических вытесняющих агентов

2.2.4.Способы внутрипластового производства тампонирующих и изолирующих агентов 5/

2.2.5.Способы вторичного геотехнологического воздействия на продуктивные

пласты

2.3. Способы повышения эффективности использования геохимических ресурсов разрезов нефтяных месторождений

2.4. Структуры, типовые элементы и характеристики геотехнологических способов производства вытесняющих агентов

2.5. Выводы по разделу т

3. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ

ПРОЦЕССОВ ПРОИЗВОДСТВА ВЫТЕСНЯЮЩИХ АГЕНТОВ 65

3.1. Процесс подземного выщелачивания карбонатных пород

3.1.1. Экспериментальное исследование кинетических характеристик выщелачивания карбонатов 65

3.1.2. Математическое моделирование процесса подземного выщелачивания карбонатов

3.1.3. Численное исследование процесса вытеснения нефти продуктами ПВК /32

3.1.4. Принципиальные технологические схемы организации процессов ПВК на нефтяном месторождении т

3.2. Процесс термического разложения карбонатных пород № 3.2.1. Статистический анализ наземного известково-обжигательного

производства ^

3.2.3. Математическое моделирование процесса термического разложения карбонатов

3.2.4. Принципиальная технологическая схема процесса термического разложения карбонатов в пластовых условиях

3.3. Процесс подземной газификации окисленных нефтей ^

3.3.1. Литолого-стратиграфическая характеристика нефтеносных отложений, содержащих окисленные нефти

3.3.2. Состав и физико-химические свойства нефтей №

3.3.3. Термографический анализ кернового материала зоны окисленной нефти 1?6

3.3.4. Оценка ресурсов окисленных нефтей Ш

3.3.5. Геолого-технологическое обоснование процесса подземной газификации окисленных нефтей ^

3.4. Выводы по разделу

4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ДЛЯ КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕГИОНОВ

4.1. Группирование объектов разработки по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластовых систем ^

4.1.1. Требования к выбору объектов группирования №

4.1.2. Цели и методы группирования объектов разработки 16

4.1.3. Группирование объектов разработки ггн

4.1.3.1.Смысловая интерпретация главных компонент и выделение групп объектов Ж

4.1.3^.Характеристика и особенности групп объектов ИЬ

4.1.3.3.Выбор объектов-полигонов 235

4.2. Критериальный анализ применимости методов увеличения нефтеотдачи для объектов идентифицированных групп

4.3. Математическое моделирование, исследование и определение технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи на объектах полигонах

4.3.1. Основные физические принципы регулирования водопритока из нефтяных пластов 23?

4.3.1.1 .Полимерное заводнение 23?

4.3.1.2.Водогазовое воздействие на пласт 1^0

4.3.1.3 .Изоляция высокопроницаемых зон

4.3.1.4.Применение композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи ЗДЗ

4.3.2. Математическое моделирование и численное исследование технологической эффективности методов регулирования водопритока

4.3.2.1 .Постановка задач Р^б

4.3.2.2.Основные уравнения '1Н9

4.3.2.3 .Замыкающие соотношения 25/

4.3.2.4. Анализ технологической эффективности рекомендуемых методов

воздействия на продуктивные коллекторы ^

4.4. Технико-экономический анализ эффективности применения технологий повышения нефтеотдачи пластов

4.4.1. Методика технико-экономического анализа ^

4.4.2. Технология полимерного заводнения ^

4.4.3. Технология закачки композиций ПАВ

4.4.4. Технология силикатно-щелочного заводнения

4.4.5. Технология водогазового воздействия ^

4.4.6. Технология биоцидного воздействия ^

4.4.7. Технология закачки биореагентов

4.4.8. Технология виброволнового воздействия ^

4.5. Структура запасов и рекомендации по повышению эффективности их выработки

4.6. Обобщение результатов прогнозирования применения МУН на месторождениях СНГ

4.6.1. Месторождения Республики Башкортостан ^^

4.6.2. Месторождения АО «Эмбамунайгаз»

4.6.3. Месторождения ТПП «ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз»

Ж

4.6.4. Месторождения АО «Красноднодарнефтегаз» 3/4 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ЗЮ ЛИТЕРАТУРА

ВВЕДЕНИЕ

ЦЕЛЬ РАБОТЫ. Повышение степени достоверности надежности прогнозирования применения методов увеличения нефтеотдачи на региональном этапе проведения геолого-технологического обоснования использования технологий.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1. Разработать методологию комплексного геолого-технологического подхода к прогнозированию и обоснованию применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов.

2. Провести систематизацию, анализ и группирование ресурсов горнохимического сырья нефтегазоносных комплексов и геотехнологических способов их переработки для производства вытесняющих агентов.

3. Разработать геотехнологические способы производства вытесняющих агентов путем подземного выщелачивания, термического разложения карбонатов и подземной газификации окисленных нефтей.

4. На основе проведения экспериментальных исследований и математического моделирования процессов оптимизировать технологические показатели геотехнологических способов производства вытесняющих агентов и разработать методики их расчетов.

5. Оценить технологическую эффективность вытесняющих агентов, полученных в геотехнологических способах их производства.

6. Провести комплексное геотехнологическое прогнозирование и обоснование применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях крупных нефтегазоносных регионов СНГ.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИИ. Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием современных экспериментальных методов (физических, физико-химических, химических, аналитических) и статистической обработки результатов экспериментов, математического моделирования геотехнологических процессов производства вытесняющих агентов и вытеснения нефти методами механики многофазных сред, геолого-математического моделирования объектов разработки с применением методов факторного анализа и теории распознавания образов.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА ВЫПОЛНЕННОЙ РАБОТЫ.

1. Разработан комплексный геолого-технологический подход к обоснованию и прогнозированию применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов

2. Предложена классификация ресурсов попутного горно-химического сырья нефтегазоносных комплексов и геотехнологических способов их переработки для производства вытесняющих агентов с целью сырьевого обеспечения МУН.

3. В результате обобщения и анализа проведенных экспериментальных, теоретических и промышленных исследований расширены и дополнены представления о геотехнологических процессах подземного выщелачивания, термического разложения карбонатов и газификации окисленных нефтей.

4. Проведено группирование объектов разработки крупных нефтегазоносных регионов Волго-Уральской , Западно-Сибирской, Прикаспийской и Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП методом главных компонент, определены центры группирования, выбраны объекты-полигоны, для которых по результатам критериального анализа обоснованы комплексы рекомендуемых к использованию технологий повышения нефтеотдачи пластов.

5. В результате имитационного моделирования разработки отобранных объектов-полигонов с применением предложенных комплексов МУН

исследованы диапазоны изменений основных технологических показателей процессов в зависимости от геолого-физических и физико-химических характеристик пластовых систем, стадий и параметров систем разработки.

6. На основе обобщения результатов комплексного геолого-технологического обоснования применения МУН для отдельных крупных нефтегазоносных регионов существенно расширены и дополнены представления о геолого-технологических особенностях применения методов повышения нефтеотдачи в геолого-физических условиях продуктивных пластов Волго-Уральской, Западно-Сибирской, Прикаспийской и Северо-Кавказско-Мангышлакской нефтегазоносных провинций.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ:

1) схема реализации комплексного геотехнологического подхода к обоснованию и прогнозированию применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов;

2) классификационная матрица геотехнологических способов внутрипластового производства вытесняющих агентов по их типовым структурам, видам рабочих агентов, ректоров, вытесняющих агентов и типов процессов в реакторах;

3) усовершенствованные методики расчета основных технологических показателей геотехнологических процессов производства вытесняющих агентов (подземное выщелачивание карбонатов(ПВК), термическое разложение карбонатов(ТРК), подземная газификация окисленных нефтей), которые базируются на обобщение экспериментальных, теоретических и промышленных исследований соответствующих процессов;

4) технологии и технические средства для реализации процессов геотехнологического производства вытесняющих с применением ПВК и ТРК;

5) технологии разработки нефтяных месторождений с применением геотехнологических процессов подземного выщелачивания карбонатов и подземной газификации окисленных нефтей(ПГОН);

6) методика и результаты комплексного геолого-технологического и технико-экономического обоснования применения МУН для ряда крупных нефтегазоносных регионов Волго-Уральской, Западно-Сибирской, Прикаспийской и Северо-Кавказско-Мангышлакской провинций.

ДОСТОВЕРНОСТЬ полученных результатов достигалась путем применения современных статистических методов планирования и обработки результатов экспериментальных, численных и промышленных исследований, использования прогрессивных методов механики многофазных сред, сопоставления результатов численных, аналитических и экспериментальных исследований.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ

1. Реализация комплексного геотехнологического обоснования применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов позволила значительно повысить степень достоверности и надежности прогнозирования применения технологий на объектах-полигонах при одновременном сокращении затрат времени и средств на проведение исследований.

2. На базе разработанной методики выполнены комплексные геолого-технологические и технико-экономические обоснования применения МУН на месторождениях АО "Башнефть", "Оренбургнефть", "Краснодарнефтегаз", ТПП "ЛУКОЙЛ-Когалымнефтегаз" (Россия), АО "Эмбамунайнефтегаз" и "Южказнефтегаз" (Казахстан), компании УНИПЕТРО (Перу).

3. Проведенные ТЭО позволили спрогнозировать технологическую и экономическую эффективность применения физико-химических,

гидродинамических, газовых, волновых, термических и биогеотехнологических технологий на месторождениях обследованных регионов, выбрать первоочередные объекты и технологии, обоснованно решить вопросы инвестирования проектов, значительно повысить надежность маркетинговых исследований по поиску рынков сбыта технологий на месторождениях Российской Федерации, ближнего и дальнего зарубежья.

4. Разработаны геотехнологии и технические средства для производства вытесняющих агентов, в том числе на уровне изобретений:

4.1. Способ подземного выщелачивания карбонатов: A.c. 890782 СССР, мки3 кл. Е 21 В 43/28/Д.Л. Рахманкулов, Н.Ш. Хайрединов, В.В. Баширов, В.Е.Андреев, А.Б. Тумасян - 8 е.: ил.

4.2. Способ получения и использования водного раствора углекислого газа при добыче нефти: A.c. 991782 СССР, МКИ3 кл. Е 21В 43/28/ Н.Ш. Хайрединов, В.В. Баширов, В.Е. Андреев - 8 е.: ил.

4.3.Устройство для разрушения твердых материалов высоконапорными струями жидкости: A.c. 1045657 СССР, МКИ3 кл. Е 2/В7/18, Е 2/С25/60/ А.И. Спивак, М.С. Гизетдинов, В.В. Баширов, С.С. Бадретдинов, В.Е. Андреев -7с: ил.

4.4. Способ переработки карбонатов: A.c. 1134703 СССР, МКИ3 кл. Е 21В 43/28/ Н.Ш. Хайрединов, З.Г. Шайхутдинов, В.В. Баширов, В.Е. Андреев, P.M. Ахметшин, А.Б. Тумасян, 4 е.: ил.

4.5. Способ переработки карбонатов: A.c. 1161693 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/28/ А.И. Спивак , В.В. Баширов, М.С. Гизетдинов, В.Е. Андреев, Д.З Шаихов. - 2 е.: ил.

5. Предложены технологии разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений с применением геотехнологических методов производства вытесняющих агентов, в том числе на уровне изобретений:

5.1. Способ разработки нефтяных месторождений, имеющих в своем разрезе карбонатные пласты: A.c. 1153610 СССР МКИ3 Е 21 В 43/22/ Н.Ш. Хайрединов, В.В. Баширов, В.Е. Андреев, А.Т. Горбунов и др. - 8 е.: ил.

5.2. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения: A.c. 1166542 СССР, МКИ3 Е 21 В/В 43/24/ В.В. Баширов, Г.А. Халиков, М.Н. Галлямов, A.B. Овсюков, В.Е. Андреев и др.- 4 е.: ил.

5.3.Способ разработки нефтегазового месторождения с газовой шапкой: A.c. 1637416 СССР, МКИ3 Е 21/В 43/24/ К.С. Фазлутдинов, Н.Ш. Хайрединов, М.С. Гизетдинов, В.Е. Андреев, K.M. Федоров - 3 с.:ил.

6. По материалам исследований разработаны и внедрены в нефтегазодобывающих предприятиях следующие документы:

6.1. Методика определения технологических параметров процесса подземного выщелачивания карбонатов для внутрипластового производства вытесняющих агентов. СТО 03 -124-83. ПО "Башнефть", 1983.

6.2. Соляно-кислотная обработка призабойных зон скважин. Метод оценки. Технология повышения эффективности. СТП 38-014-88, Уфа, НПО "Союзнефтеотдача", 1988-17 с.

6.3. Методика группирования залежей нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по геолого-физическим и физико-химическим характеристикам пластов и насыщающих флюидов. РД-39-054-90, Миннефтегазпром, 1990 -112с.

7. Результаты диссертационной работы использованы в следующих проектных документах: "Проект разработки Уршакского нефтяного месторождения", "Проект разработки Грачевского нефтяного месторождения", "Проект разработки Старо-Казанковского нефтяного месторождения", "Проект разработки Волостновского нефтяного месторождения".

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на : Республиканской межотраслевой научно-практической конференции "Ускорение научно-технического прогресса и повышение производительности труда - важнейшее условие выполнения X пятилетки (г.Уфа, 1980), на V ( г.Уфа, 1980), У1(г.Уфа, 1981), VII (г. Уфа, 1983) республиканских межотраслевых научно-практических конференциях

"Проблемы использования химических средств с целью увеличения нефтеотдачи пластов", на Всесоюзном семинаре - симпозиуме "Бурение геотехнологических скважин" (г. Москва, 1989), на VII двустороннем (СССР-ГДР) симпозиуме по истории геологических наук ( г. Баку, 1986), на республиканском научно-техническом совещании по химическим реактивам (г.Уфа, 1986), на Всесоюзном совещании "Получение и применение реагентов для процессов добычи нефти и газа на базе нефтехимического сырья" (г.Уфа, 1987), на XX научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ( г. Бугульма, 1987), на Всесоюзных научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов ( г. Шевченко, г. Ашхабад, г. Уфа, 1989), на Всесоюзной конференции "Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов" ( г. Бугульма, 1989), на областной научно-технической конференции «Проблемы разрботки нефтяных и га