автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Научно-методические основы исследования пластовых нефтей и прогнозирования изменений их свойств в процессе разработки нефтяных месторождений

На правах рукописи

Шейх-Али Давлет Мухамеджановцч

НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ИХ СВОЙСТВ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа - 1997

Работа выполнена в Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефти (Башншшнефть) - филиале акционерной нефтяной компании "Башнефть".

Официальные оппоненты:

Академик РАЕН,

доктор технических наук, профессор А. Т.Горбунов

доктор технических наук, профессор З.А.Хабибуллин

доктор технических наук Э. М. Юлбарисов

Ведущая организация: АО «Татнефть».

Защита состоится 16 января 1998 г. в 11— часов на заседании диссертационного совета Д 063.09.02 в УГНТУ по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УГНТУ.

Автореферат разослан // декабря 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор физико-математических на]

профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Свыше 80% отечественных нефтяных месторождений разрабатываются с использованием искусственного заводнения. Нагнетание воды производится как в законтурную область залежи, так внутри контура. Фильтрация нефти по пласту к добывающим скважинам сопровождается соответствующим продвижением водонефтя-ного контакта (ВНК). В зависимости от соотношения вязкости воды и вытесняемой нефти и степени неоднородности пласта движение ВНК характеризуется более или менее значительным языкообразованием. Это приводит к увеличению поверхности контакта нефти и воды. При внутриконтурном заводнении с самого начала поступление в пласт воды в зоне ВНК инициируется диффузионным массообменом между нефтью и контактирующей с ней водой - происходит обмен компонентами, входящими в состав, с одной стороны, пластовой нефти, а с другой - закачиваемой воды. Наиболее активно идут процессы диффузии тех компонентов, которые при пластовых условиях растворимы в обоих флюидах. В первую очередь, это азот, диоксид углерода, метан, некоторые другие газы, а также нафтеновые кислоты и другие вещества, которые перераспределяются между нефтью и водой, диффундируя из первого флюида во второй, причем тем активнее, чем больше градиенты концентрации.

При законтурном заводнении первоначально нефть вытесняется равновесной с ней пластовой водой, однако постепенно вследствие процессов смешивания и языкообразования в расширяющейся по размерам водонефтяной зоне также оказывается вода, в той или иной степени неравновесная с нефтью по содержанию вышеуказанных компонентов.

Следовательно, вне зависимости от расположения зоны нагнетания воды в пласт в нефтяной залежи либо с самого начала воздействия, либо через определенный период времени возникают градиенты концентрации и межфлюидная диффузия многих компонентов, в первую очередь, азота, диоксида углерода, метана в направлении нефть - вода.

Анализ геологопромысловых данных свидетельствует о том, что пластовая нефть даже в пределах одной залежи характеризуется различным начальным содержанием легких компонентов: азота, диоксида углерода и др. и по площади, и по толщине коллектора. Существовавшее до недавнего вре-

мени стандартное лабораторное и промысловое оборудование для оценки газосодержания, давления насыщения, сжимаемости, плотности, вязкости и других параметров пластовой нефти не позволяло с достаточной точностью оценить вариации этих параметров и состава пластовой нефти и следить за их изменением в процессе разработки месторождений.

В то же время недостаточная точность определения параметров на стадии проектирования разработки, а также в ходе контроля за разработкой обусловливают соответствующие отклонения важных фактических показателей разработки от проектных. Так как текущий и суммарный объем добычи нефти и газа, водонефтяной фактор (ВНФ) продукции скважин, коэффициенте нефтеотдачи и др.

В связи с этим представляется весьма актуальной задача, совершенствования промыслового и лабораторного оборудования, в первую очередь, безртутных (на ртутные в нашей стране существуют жесткие ограничения санитарно-эпидемиологической службы) установок исследования РУТ-соотношений для существенного повышения точности получаемых результатов и разработка соответствующих расчетно-экспериментальных методов диагностирования начального распределения по площади залежи и отслеживания в процессе разработки месторождений газосодержания (Гн), давления насыщения (РНас), вязкостных и других физико-химических свойств пластовой нефти.

Диссертационная работа посвящена решению этой важнейшей для нефтегазопромысловой практики задачи.

Цель работы Разработка и совершенствование безртутного лабораторного оборудования для определения основных параметров пластовой нефти с целью существенного повышения точности получаемых результатов, разработка методов прогнозирования этих параметров и создание на этой базе научно-методических основ исследования пластовых нефтей и прогнозирования их свойств на весь период разработки.

Основные задачи исследования

1. Совершенствование комплекса лабораторного оборудования для исследования пластовых нефтей с целью повышения точности получаемых результатов до уровня не более ±1% отн.

2. Создание лабораторных и расчетных методов прогнозирования свойств пластовых нефтей в процессе разработки нефтяных месторождений.

3. Использование усовершенствованных лабораторного оборудования и расчетных методов для оценки вариаций основных параметров пластовой нефти природного и техногенного характера на конкретных нефтяных месторождениях Башкортостана и других регионов.

4. Расширение возможностей разработанных методов исследования пластовых нефтей путем создания метода идентификации начальных свойств пластовых нефтей по пробам, отобранным на поздней и завершающей стадиях разработки и пробам, отобранным при давлениях ниже давления насыщения нефти газом.

5. Исследование процессов диффузии низкомолекулярных компонентов нефти в вытесняющую воду при заводнении залежи с целью оценки изменения свойств пластовых флюидов, оказывающих влияние на показатели разработки.

6. Создание научно - методических основ исследования пластовых нефтей и прогнозирования их основных параметров на весь период разработки нефтяных месторождений при заводнении залежей.

Методы решения поставленных задан

1. Анализ и обобщение информации по свойствам пластовых нефтей типичных месторождений Башкортостана и соседних регионов в сопоставлении с геологопромысловой информацией по отдельным участкам залежей.

2. Разработка более современной аппаратуры и проведение с ее помощью лабораторных и промысловых исследований по определению свойств пластовых нефтей.

3. Математическое моделирование процессов изменения компонентного состава пластовых нефтей и их параметров при разработке месторождений.

Основные защищаемые положения

1. Концепция изменяемости свойств пластовых нефтей, методология их исследования и прогнозирования изменений свойств пластовых нефтей на стадиях разработки в процессе разработки нефтяных месторождений.

2. Метод идентификации начальных свойств пластовой нефти по поздним пробам на основе изучения закономерно-

сти распределения компонентов и фракций нефтей по температурам их кипения.

3. Возможность использования глубинных проб нефти, отобранных при давлениях ниже давления насыщения, для определения свойств пластовых нефтей на текущей стадии разработки нефтяных месторождений.

Научная новизна Усовершенствование лабораторного оборудования для исследования пластовых нефтей и создание методов прогнозирования динамики изменения их основных свойств, позволившие впервые установить и сформулировать следующие научные положения диссертационной работы:

1. Существенно повышена точность результатов определения на лабораторном оборудовании давления насыщения, сжимаемости, газосодержания, вязкости и других характеристик пластовых нефтей.

2. Впервые предложен алгоритм прогнозирования изменения состава и основных свойств пластовых нефтей за весь период разработки нефтяной залежи путем заводнения.

3. Показана возможность использования усовершенствованного лабораторного оборудования и метод их исследования состава и основных параметров пластовых нефтей для оценки естественных вариаций этих параметров и их изменений в результате техногенных воздействий.

4. Расширены возможности разработанных методов исследования пластовых нефтей путем создания метода идентификации начальных свойств нефти по поздним пробам и использования проб, отобранных при давлениях ниже давления насыщения нефти газом.

5. Исследована динамика диффузионного перехода низкомолекулярных компонентов нефти в вытесняющую воду в процессе заводнения залежи, что дает возможность оценивать изменение свойств пластовых флюидов, определяющих в значительной степени показатели разработки.

6. Созданы научно-методические основы исследования пластовых нефтей и прогнозирования их основных параметров на весь период разработки нефтяных месторождений путем заводнения.

Практическая ценность выполненных диссертантом исследований состоит в развитии научно-методических основ исследования пластовых нефтей и прогнозирования их ос-

новных параметров на весь период разработки нефтяных месторождений, осуществляемой путем заводнения залежи; в совершенствовании комплекса лабораторного оборудования для исследования пластовых нефтей, что позволяет получать результаты с точностью, существенно более высокой, чем на обычно используемом оборудовании; в разработке алгоритма прогнозирования свойств пластовых нефтей добываемых при разработке месторождений путем заводнения залежи; в демонстрации возможностей использования усовершенствованного комплекса расчетно-экспериментальных методов исследования свойств пластовых нефтей для оценки вариаций этих свойств, связанных с причинами природного и техногенного характера; в расширении диапазона исследований путем создания метода идентификации начальных свойств пластовых нефтей по поздним пробам и путем привлечения проб, отобранных при давлениях ниже давления насыщения нефти газом; в получении результатов исследования динамики диффузионного перехода низкомолекулярных компонентов нефти в вытесняющую ее воду при заводнении залежи.

Реализация работы в промышленности Результаты научных исследований и обобщений диссертанта использованы при

- составлении проектов и анализе разработки по 29 месторождениям АНК "Башнефть" и ряду зарубежных месторождений;

- составлении справочника "Пластовые нефти Республики Башкортостан";

- составлении рекомендаций по применению газовых факторов по месторождениям АНК "Башнефть" на 1996-2000 гг.

Научные разработки диссертанта использованы в нормативных документах АНК "Башнефть":

- Методические руководства (инструкция) по определению комплекса физико-химических параметров пластовой нефти на установке "УПН-Башнипинефть" и других приборах, внедренных как в Башнипинефти, так и в подразделениях АНК "Башнефть" (ЦНИПРах) и в других лабораториях ряда нефтедобывающих регионов отрасли;

- Стандарт АНК "Башнефть", СТО 03-148-92. Нефти пластовые. Расчет состава и давления насыщения пластовой нефти при ее взаимодействии с водой.

Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались и получили одобрение на ряде Всесоюзных и Всероссийских совещаний:

- Всесоюзное совещание в области исследования физико-химических свойств пластовых нефтей(г.Самара, июнь1979г);

- Постоянно действующий семинар Башнипинефти по проблемам в области нефтедобычи (г. Уфа, апрель 1984 г.);

- Всесоюзная конференция "Химический состав нефтей и нефтепродуктов" (г. Тбилиси, октябрь 1984 г.);

- Всесоюзное совещание по проблеме "Ресурсы, сбор и подготовка нефтяного газа" (г. Краснодар, июнь 1986 г.);

- Всесоюзное совещание "Применение неньютоновских систем в нефтедобыче" (г. Уфа, сентябрь 1987 г.);

- Всесоюзная конференция по химии нефти" (г. Томск, октябрь 1988 г.);

- Всесоюзная конференция по проблеме "Ресурсы углеводородного сырья" (г. Казань, август 1990 г.);

- Всероссийское совещание "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения (г.Альметьевск, сентябрь 1995 г.).

- Семинар по теме "Совершенствование разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений" в рамках международной выставки "Газ. Нефть. Башкортостан-97" (г.Уфа, апрель 1997 г.);

Республиканская научно-практическая конференция "Проблемы разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами" (г. Уфа, июнь 1997 г.);

- Семинар - дискуссия "Концептуальные вопросы развития комплекса "нефтедобыча - нефтепереработка - нефтехимия" в регионе в связи с увеличением доли тяжелых, высокосернистых нефтей" (г. Казань, июнь 1997 г.).

По результатам исследований опубликовано 52 работы, в том числе 3 монографии, 1 обзор, 39 статей, 2 тезиса доклада, 4 методические разработки и 3 авторских свидетельства на изобретения. Часть материалов изложена в 32 научных отчетах.

Диссертационная работа выполнена в Башкирском научно-исследовательском и проектном институте нефти (Башнипинефть) - филиале АНК «Башнефть».

Автор искренне благодарен коллективу сотрудников, с которым ему пришлось выполнять исследования, состав-

ляющие предмет диссертации, а также работникам НГДУ АНК "Башнефть".

Соискатель выражает особую признательность специалистам соавторам совместно опубликованных работ, соисполнителям конструкторских разработок, необходимых для выполнения диссертационной работы Г.А.Бабаляну, Х.А. Газизовой, Р.К.Галеевой, А.Н.Ивановой, Ю.Б.Леванову, Г.П. Мейнцеру, Р.К. Нурисламову, A.C. Эйгенсону.

Автор признателен директору института, председателю Ученого совета, почетному академику РАЕН М.Н. Галлямову за стимулирование, обсуждение и создания условий для завершения настоящей работы.

При обсуждении отдельных аспектов проблемы были получены ценные советы со стороны д.т.н. И.И. Абызбаева, д.г.-м.н. К.С.Баймухаметова, д.т.н., профессора Н.Ф.Кагарманова, д.г.-м.н. Е.В. Лозина и к.т.н. A.C. Эйгенсо-на, за что автор выражает им искреннюю благодарность.

Объем работы Диссертационная работа общим объемом 215 страниц машинописного текста состоит из введения, 8 глав с выводами и рекомендациями, 49 таблиц, 43 иллюстраций. Список литературы включает 176 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении определены сущность проблемы и направления исследований, заключающихся в совершенствовании безртутного лабораторного оборудования для определения параметров пластовой нефти с целью существенного повышения точности получаемых результатов, разработке методов прогнозирования этих параметров и обосновании актуальности создания научно - методических основ решения этой проблемы.

Существующая промышленная аппаратура из-за низкой ее точности не позволяет надежно улавливать изменения параметров пластовой нефти в процессе разработки месторождений, чем в значительной мере обусловлены существующие отклонения важных фактических показателей разработки от проектных.

Для обеспечения современного уровня исследований и прогнозирования свойств пластовой нефти в течение всего периода эксплуатации месторождений необходимы создание

и внедрение в нефтепромысловую практику новых приборов, оборудования и методических разработок. Пути решения этой проблемы связаны с необходимостью дальнейших теоретических и экспериментальных исследований, а также апробации разработанных методов в промысловых условиях.

На современном этапе развития теории и практики разработки нефтяных месторождений требуется углубленный подход как к проблеме физико-химического взаимодействия нагнетаемой воды и пластовой нефти, так и к поиску закономерностей изменения состава и свойств нефтей в зависимости от различных геологопромысловых факторов. Достигнутый уровень изучения проблемы свидетельствует о перспективности исследований в указанных направлениях.

В первой главе рассматривается современное состояние проблемы изучения изменения свойств нефтей по площади месторождений как вследствие их природных вариаций, так и в процессе разработки нефтяных месторождений при различных условиях их заводнения. Рассмотрены результаты лабораторных работ по прогнозированию изменений параметров и состава пластовой нефти при взаимодействии с водой.

В разные годы различные аспекты проблемы, решаемые в настоящей работе, изучали И.М.Амерханов, К.Б.Аширов, Г.А. Бабалян, Д.Д.Бульчук, К.В.Виноградов, А.С.Гаджи-Касумов, В.И.Гороян, А.Т.Горбунов, А.Ф.Гильманшин, Ш.К.Гиматуди-нов, Н.М.Гулиева, В.И.Данилов,

В.В.Девликамов, И.И.Ду-нюшкин, А.И.Желонкин, М.М.Кабиров, Ю.В.Капырин, A.A. Карцев, В.Ф.Кондратьев, Е.А.Малицкий, И.Л.Мархасин, В.Н. Мамуна, Г.П.Мейнцер, В.С.Мелик-Пашаев, А.Х. Мирзаджан-заде, П.В.Михальков, А.Ю.Намиот, Т.Д.Островская, В.П. Прончук, Б.Н.Райхман,

A.В.Савинихина, Т.Ф.Салимгареев, В.А.Сахаров,

B.А.Симаков, Г.С.Степанова, Р.Г.Султанов, С.А.Султанов, М.Л.Сургучев, Е.И.Суханкин, Г.Ф.Требин, Н.А.Тривус, З.А.Хабибуллин, А.И.Хазнаферов, Г.В. Черчен-ко, В.И. Шилов, М.Д. Штоф, И.Н. Шустеф, A.C. Эйгенсон, Г.М. Ярышев и другие ученые.

Рядом исследователей отмечается, что природные вариации плотности и вязкости нефти в продуктивных залежах нефтяных месторождений можно объяснить проявлением окислительных процессов, происходящих под влиянием контактирующих пластовых вод в процессе формирования зале-

жей. При этом параметры разгазированной нефти заметно возрастают в направлении от центра залежи к периферии. Изучению зависимости физических и химических свойств нефтей от условий залегания пласта посвящены работы М.В. Абрамовича, К.Б.Аширова, А.С.Гаджи-Касумова, Г.Д. Галь-перна, А.Ф.Гильманшина, А.И.Желонкина, А.А.Карцева, B.C. Мелик-Пашаева, А.К.Котиной, Н.А.Пьянкова, Л.А.Рудченко, Р.М.Соковой, Е.И. Суханкина, А.И. Хазнафе-рова, Н.Д. Шустефа и других ученых.

Исследования, направленные на определение техногенных изменений физико-химических параметров нефти в процессе ее добычи на фоне их природных вариаций по площади залежей, представляют собой по сложности задачу более высокого порядка вследствие необходимости значительного повышения точности измерений того или иного параметра.

Изучению происходящих изменений свойств нефтей под влиянием техногенных факторов посвящены работы В.Ф. Белиховой, В.Г.Лупенко, Н.Б.Валитова, С.Х.Айгистовой,

A.C. Гаджи-Касумова, В.И.Данилова, Б.ПУсачева,

B.Н.Исаева, Н.Д.Шустефа, А.Н.Ивановой, И.Н.Шустефа, В.А.Томашина.

Анализ полученных данных по выяснению изменений свойств пластовой нефти по поверхностным пробам в соседних и других регионах показал, что несмотря на определенную их ценность исследовательские работы проводились, к сожалению, в сравнительно небольших объемах и без должной методической проработки, связанной с соблюдением необходимых условий эксплуатации скважин, технологии отбора проб нефти и их анализа.

Значительным шагом в деле изучения изменчивости нефти по Ромашкинскому месторождению, а также решения задач, связанных с контролем разработки, явилось использование И.Ф.Глумовым и А.Ф.Гильманшиным коэффициента светопоглощения нефти КсП. Было установлено, что величина светопоглощения (КсП) добываемой девонской нефти в процессе разработки изменяется по месторождению в широких пределах - от 250 до 1250.

Исследованиями В.В.Девликамова, И.Л.Мархасина, Г.А. Бабаляна установлено, что систематическое изменение К«, проб добываемой нефти во времени, безусловно, является

результатом процессов, сопровождающих, перемещение нефти по пласту.

В последние годы большой теоретический и практический интерес приобретают исследования по изучению закономерности состава пластовой нефти по распределению в ней фракций и компонентов. Особое значение это имеет для создания способа ретроспективного восстановления начальных свойств нефтей (при отсутствии таких сведений) только по поздним пробам поверхностным или метода идентификации пластовых нефтей по поздним пробам и данным по пластовым нефтям отдельных скважин. Это необходимо с целью создания базы начальных (фоновых) параметров пластовых нефтей по месторождению для их сопоставлении с параметрами нефтей на последующих стадий разработки.

Вопросам поиска и исследования закономерности распределения в нефтях компонентов и фракций посвящены работы М.А.Бестужева, С.С.Гандбинера, П.С.Вирка, В.А.Соколова, С.Р.Сильвемэна, Т.В.Тихомоловой, А.С.Эйгенсона и др. Отмечено наличие общих закономерностей распределения компонентов и фракций в нефтях. Линейный характер отдельных участков интегральных кривых «выхода фракций-ИТК», истинные температуры кипения (ИТК) указывает на сложный характер химических изменений нефти. Однако использование закономерностей для создания способа восстановления начальных свойств пластовых нефтей стало перспективным благодаря раскрытию А.С.Эйгенсоном количественной зависимости, между распределением фракций нефти по температурам кипения, всех компонентов, участвующих в термодинамическом равновесии в пластовых условиях. Это распределение описывается нормальным распределением Гаусса.

Неравномерное продвижение закачиваемой воды с опережением по наиболее проницаемым пластам наблюдается почти на всех месторождениях Урало-Поволжья, эксплуатирующихся с применением законтурного или внутриконтур-ного заводнения. Нефть, остающаяся в менее проницаемых пропластках, в процессе дальнейшей эксплуатации залежи продолжает свое движение вслед за перемещением контура нефтеносности. Таким образом, в реальных условиях, когда создается большая поверхность раздела закачиваемой воды и вытесняемой нефти, происходит интенсивный массообмен между нефтью и водой как вследствие непосредственного

контакта фаз, так и в результате диффузии, скорость которой в условиях тонких пластов является соизмеримой с реальными сроками разработки.

В процессе разработки месторождений, в особенности на начальной стадии, когда из-за отставания ввода системы заводнения, эксплуатация части фонда скважин ведется при забойном давлении (Рзаб) ниже величины Р„ас, происходит частичное разгазирование нефти в призабойной зоне пласта. Отбор представительных проб пластовой нефти в таких условиях считается проблематичным. Исследованию скважин, работающих при Рзаб < Р «ас, посвящены работы Д.Д. Бульчу-ка, К.В.Виноградова, С.А.Лебедева, С.Ф.Люшина, H.H. Не-примерова, И.Г.Пермякова, В.И.Портнова, Н.Н.Репина, В.А. Сахарова, В.Ф.Усенко и др. Выявлены некоторые особенности работы скважин в таких условиях и отмечены факты стабильного перенасыщенного состояния потока в НКТ скважин. Результаты проведенных работ таким образом являются перспективными для разработки способа использования проб, отбираемых при давлениях ниже Рнас.

Проектирование и анализ разработки месторождений с использованием заводнения действующими руководящими документами не предусматривает учета влияния происходящих изменений параметров пластовой нефти в процессе эксплуатации залежей. Несмотря на важность указанных работ для проектирования и контроля разработки таких объектов вопросам прогнозирования изменения параметров пластовой нефти практически не уделялось внимания.

Были проведены исследования лишь в части растворимости нефтяных газов в воде при ее контакте с нефтью в лабораторных условиях во ВНИИ А.Ю.Намиотом, М.М. Бондаревой, в Татнипинефти И.Ф.Глумовым. Но уже эти работы показали принципиальную возможность экспериментально-расчетного определения величин Рнас и Г„ и состава пластовой нефти при контактировании с водой.

Анализ современного состояния изученности физико-химических свойств нефтей, применительно к условиям разработки залежей по закономерностям состава нефти и растворимости газов в нефти и воде позволил сформулировать конкретные задачи исследований, решение которых обеспечило достижение поставленной в работе цели.

Во второй главе обобщены данные по нефтям типичных крупных и средних месторождений Башкортостана и соседних регионов, а также особенностям разработки залежей, на отдельных участках и скважинах которых проводились различные работы по исследованию пластовых нефтей и прогнозированию изменения их основных параметров и компонентного состава в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. Эти работы показали необходимость учета природных закономерностей изменений свойств пластовой нефти по площади отдельных залежей при постановке исследований, связанных с выявлением изменений в результате техногенного воздействия на залежь в процессе разработки.

Обобщение имеющихся материалов по пластовым нефтям, предпринятое автором, проводилось с учетом геолого-промысловых условий разработки и степени изученности и точности определения основных параметров при пластовых нефтей. При этом ставились следующие задачи:

1. Определить интервалы, в пределах которых варьируют природные изменения параметров пластовых нефтей крупных и средних нефтяных месторождений Башкортостана и соседних регионов. Это необходимо для выявления тех месторождений, на которых правомерно использование полученных в настоящей работе результатов, а также для определения технических требований к вновь создаваемой установке по исследованию пластовых нефтей и другой измерительной аппаратуре.

2. Определить залежи или их участки, которые имеют достаточно исходных данных по параметрам пластовой нефти, полученных с помощью высокоточного оборудования на начальной стадии разработки, чтобы выявить изменения свойств нефти в процессе разработки.

Исследования пластовых нефтей месторождений Урало-Поволжья и их систематизация проводились в отраслевых научно-исследовательских институтах. Проведенный автором анализ всех имеющихся данных по пластовым нефтям позволил определить интервалы предельных значений по важнейшим параметрам (Р„ас, Гн, плотность и вязкость нефти в пластовых условиях), на основании которых были выбраны объекты для проведения описываемых в данной работе исследований. Нефтяные месторождения Башкортостана по

разнообразию величин параметров своих нефтей охватывают количественно более половины всех залежей стран СНГ.

Изучение соискателем (в том числе и в составе комиссий по приемке новой аппаратуры) применяемой в отрасли аппаратуры по исследованию пластовых нефтей показало, что большинство приборов из-за низкой точности определения параметров не может быть использовано для проведения научно-исследовательских работ по определению происходящих в процессе разработки изменений при техногенных воздействиях на залежи.

В период 1948-1966гг. исследование пластовых нефтей месторождений Башкортостана на ранней стадии их разработки осуществлялось на ртутной аппаратуре, обладающей высокой точностью получаемых результатов (до ±1%) по давлению насыщения и газосодержанию. К моменту смены используемой ртутной аппаратуры на безртутную установку "УПН-Башнипинефть" были, в основном, определены начальные параметры пластовых нефтей и природные вариации изменения их свойств по ряду месторождений. Полученные данные по нефтям позволили одновременно выработать технические требования к безртутной установке, эквивалентной по точности ртутной.

Впервые исследования свойств нефтей применительно к пластовым условиям (при Рзаб>РНас) по Туймазинскому месторождению были проведены в УфНИИ (ныне Башнипи-нефть) в 1948 г. по скв. 158 пласта Д], расположенной в купольной части структуры. В последующие годы, особенно в течение 1955-1960 гг., были исследованы пластовые нефти по большому количеству (более 100 скв.) скважин. Полученные данные позволили впервые построить карту распределения давления насыщения по пласту Дь в которой изобара максимального значения Ршс (9,4 МПа) находится в центральной части залежи, а минимального - на периферии (8,2 МПа). Построение карт распределения других параметров (газосодержание, вязкость), сопоставимых по точности измерений Рнас, оказалось невозможным из-за недостаточного количества исследований и меньшей точности определения самих параметров.

Наряду с исследованием Туймазинского месторождения был проведен анализ геологопромысловых данных по Сергеевскому месторождению, в результате которого была опре-

делена возможность отбора представительных проб на поздней стадии разработки лишь по IV блоку Северо-Сергеевской площади, который был наиболее полно представлен данными по свойствам пластовых нефтей.

Большой практический интерес представляет проведение подобных исследований по Арланскому месторождению, находящемуся в настоящее время на завершающей стадии разработки, когда отбор представительных пластовых проб нефти традиционными методами практически невозможен. В качестве альтернативного метода оценки изменяющихся параметров пластовой нефти были использованы величина газового фактора, определение которого осуществлялось с помощью передвижной сепарационной установки УГФ-2,5-200, и компонентный состав летучих компонентов газа и жидкости.

Исследование пластовых нефтей по Арланскому месторождению было начато в Башнипинефти по пробам, отобранным на стадии разведки. Однако, несмотря на сравнительно большое количество исследований по этому месторождению построить карту распределения Рнас пластовых нефтей по продуктивным пластам, как это было сделано по пласту Д1 Туймазинского месторождения, оказалось не возможным из-за больших размеров месторождения и его сложного геологического строения. Проведенный анализ изменчивости пластовых нефтей по площадям Арланского месторождения показал достаточно сложную картину распределения параметров пластовых нефтей.

Таким образом, в результате проведенных обобщений определены природные вариации физико-химических свойств пластовых нефтей по крупным и средним месторождениям, что дало возможность осуществить исследовательские работы по определению происходящих изменений пластовых нефтей на последующих стадиях разработки. Одновременно была получена база данных по нефтям для осуществления поиска взаимосвязей между параметрами пластовой и поверхностной нефтями для разработки методических руководств и расчетных программ применительно к нефтям месторождений Урало-Поволжья и определен диапазон значений параметров для составления технических требований на разработку безртутной установки и других приборов по исследованию пластовых нефтей.

В третьей главе изложены результаты работ по созданию и совершенствованию безртутной установки по исследованию пластовых нефтей.

По техническим условиям под руководством и с участием автора была спроектирована и создана безртутная установка "УПН-Башнипинефть" для исследования пластовых нефтей в достаточно широком диапазоне давлений (до 30 МПа) и температур (до 95°С), в котором находятся почти 90% нефтяных залежей стран СНГ. На конструктивные особенности бомбы РУТ установки было получено авторское свидетельство.

При подготовке технических требований на разработку аппаратуры был проведен анализ конструктивных и методических особенностей как ртутной, так и выпускаемых в то время промышленностью безртутных установок УИПН-2М, АСМ-300 и др. Однако бомбы РУТ этих установок имеют серьезные недостатки, к которым относятся большой "мертвый объем", отсутствие термодатчика для измерения температуры внутри бомбы, для УИПН-2М разобщенность перемешивающего устройства с бомбой, для АСМ-300 нагрев перемешивающего устройства и т. д.

При разработке установки "УПН-Башнипинефть" были максимально сохранены преимущества ртутной установки, существенно улучшены технологические условия процесса исследования пробы, что было достигнуто благодаря оптимальным конструктивным решениям, основными из которых являются:

- исключение контакта в бомбе РУТ исследуемой пробы с поджимной жидкостью, используемой взамен ртути, за счет применения межфазного разделительного устройства плавающего типа с низким коэффициентом трения;

- обеспечение минимального трения разделительного устройства при перемещении границы раздела "поджимная жидкость-нефть" в бомбе РУТ, позволившей установить измерительный образцовый манометр на гидравлической линии поджимной жидкости;

- улучшена система перемешивания пробы в бомбе РУТ, достаточного для более быстрого достижения термодинамического равновесия;

- портативность, простота в обслуживании установки и в проведении отдельных операций исследования пробы пла-

сто-вой нефти по основному комплексу физических параметров.

С целью объективного установления точности определения величины Рнас по исследовательским организациям отрасли, выяснения преимуществ и недостатков применяемых для этой цели методов и приборов в Гипровостокнефти были проведены специальные исследования где были рассмотрены практически все виды исследовательской аппаратуры применяемой в отрасли: установки УИПН-2М, АСМ-ЗООМ, АСМ-600М, РУТ-12, ''УПН-Башнипинефть'1, с помощью которых осуществляется объемный метод измерения Рнас. В качестве эталона использовались калибровочные смеси, приготовленные на основе сепарированных нефтей, газа 1-ой ступени сепарации с ГБЗ и технического азота.

В результате проверки было установлено, что по трем калибровочным смесям измеренное на установке «УПН-Башнипинефть» давление насыщения отличалось от истинных значений соответственно -2,5% при Рнас=1,96МПа, -0,5% при Р„ас=0,5 МПа и -0,5% при Рнас=7,5 МПа, в то время как на промышленных установках АСМ-300, УИПН-2М при исследовании тех же смесей отклонения составляли соответственно +21,9%, +0,5% (смесь 1); +4,6%, +11,9% (смесь 2) и -9,2%, +8,6% (смесь 3). Основываясь на результатах этих исследований ряд институтов (СибНИИ НП, Пермнипинефть, Сургутнипинефть и др.) перешел на использование установки "УПН-Башнипинефть". Экономический эффект от внедрения трех установок в Башнипинефти составил 2,42 млрд. руб.

Идея разделения поджимной жидкости от нефти, реализованная в установке "УПН-Башнипинефть", в настоящее время используется в системе высокого давления современных установок либо в виде эластичной мембраны (фирма Ье^еЛ, ФРГ), либо в виде свободно плавающего поршня с двумя уплотнительными кольцами и системой их смазки (бомба РУТ модели 2370 корпорации 11изка 1пз1гит1п1, США).

Одновременно с установкой по исследованию пластовых нефтей был создан и внедрен вискозиметр высокого давления "ВВД-Башнипинефть", который в отличие от промышленного вискозиметра ВВДУ-2, имеет более высокую точность измерения вязкости пластовой нефти (в 1,5 раза) за счет увеличения длины измерительной трубки со 140 до 210

мм, наличия двух датчиков на концах измерительного отрезка вместо одного и других конструктивных особенностей.

Внедрение установки "УПН-Башнипинефть" взамен ртутной для работ по исследованию пластовых нефтей новых и месторождений, находящихся в разработке, а также поисковых работ по выявлению связей между параметрами пластовых и поверхностных нефтей позволило при сохранении высокой точности определяемых параметров повысить производительность труда и улучшить условия труда.

В четвертой главе описывается метод идентификации исходных свойств пластовых нефтей по пробам поверхностных нефтей.

К началу составления проекта разработки по каждому месторождению, обычно, имеется информация по физико-химическим свойствам пластовой нефти лишь по небольшому (15-20) фонду разведочных скважин, что недостаточно для построения карты распределения природных (фоновых) значений какого-либо параметра. В то же время отбираемые в процессе разработки пробы поверхностной нефти могли бы быть полезными для значительного расширения информации при условии создания метода идентификации начальной пластовой нефти.

Разработка этого метода проводилась автором на основе выявленной А.С.Эйгенсоном закономерности, заключающейся в том, что распределения фракций нефти, содержащей все компоненты в пластовых условиях, по их стандартным температурам кипения (СТК), подчиняется нормальному (гауссовскому) закону.

Аналитическое выражение этой закономерности представляет собой математическую модель нефти, где характеристическими параметрами нормального распределения являются: 6 - средняя температура кипения пластовой нефти (СТК) в целом (от метана до асфальтенов); а - среднее квадратичное отклонение СТК всех компонентов и фракций от 0. Важным является то обстоятельство, что характеристические параметры 9 и а не меняются при потере нефтью летучих компонентов.

Нижняя граница СТК сохраняющихся в нефти компонентов при отборе и хранении поверхностных проб близка к 100°С. Верхняя граница, определяемая техникой анализа, принимается для большинства нефтей 400-500°С.

На основе этой закономерности на первом этапе с целью ее апробации применительно к индивидуальным образцам пластовой нефти автором были обработаны данные по 116 пробам нефтей различных нефтяных месторождений Башкортостана, на основе анализа которых были сделаны выводы, показывающие, что с точностью, допустимой для практических расчетов, содержание летучих углеводородных компонентов пластовой нефти (от метана до гептанов включительно), в большинстве своем, вполне удовлетворительно соответствует описанной закономерности. Содержание растворенного азота и диоксида углерода в пластовой нефти, как правило, не подчиняется этой закономерности. Тем не менее, выявленная закономерность оказалась весьма перспективной основой для разработки метода идентификации начальных параметров пластовых нефтей.

Дальнейшие исследования на втором этапе были направлены на выявление степени универсальности найденной закономерности применительно к более широкому диапазону компонентов и фракций пластовых нефтей от метана до 450-500°С. С этой целью было проведено около тридцати совместных с БашНИИ НП (А.С.Эйгенсон) комплексных исследований, направленных на одновременное проведение серии лабораторно-аналитических работ по индивидуальным пробам пластовых и соответствующим им поверхностным неф-тям высокопродуктивных фонтанных скважин разведочных площадей АНК "Башнефть". Исследования пластовых нефтей проводились на установке "УПН-Башнипинефть" с ис-поль-зованием газохроматографического оборудования, а разгонка поверхностных нефтей - в БашНИИ НП на аппарате АРН-2.

В результате собственных экспериментальных исследований, а также обработки и анализа опубликованных данных по нефтяным месторождениям различных регионов было выявлено наличие двух классов пластовых нефтей: равновесных, с содержанием компонентов СгСб, практически совпадающими с вычисленными по условиям нормального распределения, и названных нами «декомпенсированных», в которых содержания указанных компонентов было ниже, рассчитанных по нормальному распределению.

Далее на основе анализа большого количества результатов исследований как равновесных, так и декомпенсированных

нефтей было показано, что для пластовых нефтей, взятых в различных точках залежи сохраняется один и тот же тип компонентно-фракционного состава (КФС). Нефти одной и той же залежи имеют близкие параметры, но в то же время различные значения характеристических параметров (9, а) кривых КФС нефтей.

Обработка данных по большому количеству (более 300) нефтей показала, что вполне надежными можно считать данные о фракционном составе при минимальном среднем квадратичном отклонении не более 1-1,5° от рассчитанной кривой нормального распределения данной нефти.

Исследования показали, что существующая отечественная аппаратура нуждается в коренном усовершенствовании.

Ввиду того, что в исследовательских лабораториях отрасли высокоточная фракционная аппаратура не используется, то для получения характеристических параметров нефтей при участии автора был отработан метод "имитированной" дистилляции для получения КФС (от СН4 до C17H36) нефтей с использованием высокотемпературных газовых хроматографов с насадочными колонками. Одновременно разработана и внедрена программа расчета на ПЭВМ характеристических параметров нефти.

Анализ свыше 220 нефтей некоторых месторождений АНК "Башнефть", проведенных за 1990-1996 гг., позволил определить методом идентификации необходимые данные по свойствам пластовых нефтей, что дало существенный экономический эффект (1,27 млрд. руб.)

В пятой главе работы представлены результаты лабораторных работ по изучению механизма образования в пласте в неравновесных условиях газовой фазы и промысловых работ по определению условий отбора представительных проб пластовой нефти применительно к условиям локального снижения давления в пласте ниже давления насыщения.

Изучением различных аспектов механизма выделения и растворения газа в НКТ и в процессах вытеснения нефти водой из пористой среды занимались Г.А.Бабалян, Д.Л. Бульчук, К.В.Виноградов, Х.А.Газизова, Ш.К.Гиматудинов, В.В. Девликамов, В.И.Классен, С.А.Лебедев, С.Ф.Люшин, А.Х. Мирзаджанзаде, А.Ю.Намиот, Н.Н.Непримеров, И.Г. Пермяков, Г.Н.Пияков, В.И.Портнов, Н.М.Гулиева, H.H. Ре-

пин, В.А.Сахаров, Г.Ф.Требин, В.Ф.Усенко, А.Н. Шедлов-ский, М.Рейнал, Р.Тинди, А.Четеневр и др.

Несмотря на многочисленность работ, посвященных изучению процессов образования газовой фазы в нефти, остается открытым вопрос о влиянии свойств пористой среды (в первую очередь, проницаемости) и скорости изменения давления в ней на процесс образования перенасыщенного состояния нефти. С другой стороны, возможность сохранения нефтью своего перенасыщенного состояния при ее движении по насосно-компрессорным трубам (НКТ) является определяющей для отбора представительных проб пластовой нефти.

Под руководством автора спроектирована и создана специальная установка для визуального изучения процесса образования и растворения отдельного газового пузырька в жидкой фазе в условиях сменных прозрачных стеклянных или кварцевых капилляров разного размера с внутренним диаметром ЗО-бООмкм. Установка позволяет проводить исследования в достаточно широком диапазоне давлений (до 10 МПа) и температур (до 60°С) с точностью ±0,2°. Основным достоинством этой установки является то, что она позволяет в капилляре отсечь требуемый объем пробы с обеих сторон ртутным затвором. Установка защищена авторским свидетельством.

В качестве модели нефти была использована двойная (прозрачная) система изооктан-диоксид углерода. Концентрация диоксида углерода в изооктане составляет 40% вес. Ряд исследований был проведен с девонской нефтью Копей-Кубовского месторождения.

Выполненные на капиллярной установке эксперименты показали, что в начальной стадии снижения давления ниже величины Рнас пузырьки газа возникают возле ртутных менисков, а при дальнейшем, более глубоком разгазировании пузырьки появляются и в средней части отсеченного ртутью участка пробы. Они растут в результате диффузии газа из окружающей жидкости и занимают все поперечное сечение капилляра. Для системы изооктан-диоксид углерода при выделении и растворении газа наблюдается явление гистерезиса, величина которого снижается с увеличением времени выдержки (8, 30, 60 и 120 мин.) на ступенях изменения давления, что свидетельствует о том, что область перенасыщен-

ного состояния тем больше, чем меньше времени выдержки при разгазировании.

Давление начала выделения газа в капилляре ниже величины РНас, определенной для той же системы в бомбе РУТ, оно понижается с уменьшением диаметра и температуры капилляра. Визуальные наблюдения показали, что растворение газа из пузырька при повышении давления газожидкостной смеси происходит путем диффузии в жидкость.

Поскольку эти лабораторные опыты указали на перспективность разработки метода отбора представительных проб пластовой нефти в перенасыщенной зоне НКТ, на скважинах Ракитовского, Туймазинского, Сергеевского и Гремяченско-го месторождений были проведены специальные работы. Наиболее детальные исследования по определению величины перенасыщения нефти газом были проведены в НКТ фонтанной скв. 132 Ракитовского месторождения. По этой скважине были проведены поинтервальные замеры давления и температуры и с разных глубин (400, 800, 1400 и 2000 м) отбирались пробы, по которым в лаборатории на установке "УПН-Башнипинефть" при различных температурах, соответствующих замеренным в НКТ, определялись давление насыщения, газосодержание, плотность и компонентный состав пластовой нефти и газа. Зона перенасыщения по высоте НКТ этой скважины составила более 200 м, что соответствует перепаду давления 1,6 МПа.

Лабораторные и промысловые исследования условий существования перенасыщенного состояния нефтей показали возможность отбора представительных проб при давлениях значительно ниже Рнас. Это рекомендовано использовать для существенного увеличения количества отбираемых представительных проб в процессе разработки месторождения.

В шестой главе работы представлены результаты лабораторных исследований по определению изменений физико-химических СВОЙСТВ (Рнас, Г„, ПЛОТНОСТЬ, ВЯЗКОСТЬ, КОМПОнентный состав газа и нефти) типичных для Республики Башкортостан пластовых нефтей при их взаимодействии с водой. Были изучены пластовые нефти разных продуктивных горизонтов крупных и средних месторождений Башкортостана: Туймазинского, Сергеевского, Арланского, Шкапов-ского, Шафрановского и др. В опытах по контактному взаимодействию использовались закачиваемые пресные воды,

содержание которых в смеси с нефтью изменялось последовательно от 20 до 70%. Обнаружено, что величина Р„ас при 70% содержании воды в смеси снижается от 14 до 28%, а газосодержание от 15 до 27%. Содержание азота в газе, выделившегося при разгазировании контактирующей с водой пластовой нефти, например, Сергеевского месторождения, уменьшается с 11,89 до 8,22%, а метана с 36,82 до 34,41% молярн. по мере повышения содержания воды в смеси до 70%. Выявлено также наличие существенного изменения вязкости на 9,8% по мере повышения содержании воды в пробе до 50%.

В процессе разработки суммарный водонефтяной фактор (ВНФ) по месторождению может достигать 4м3/м3 и более, по отдельным участкам пласта в несколько раз больше. Моделирование интенсивного воздействия воды на пробу пластовой нефти в бомбе РУТ производилось путем смешивания одного и того же объема нефти с заданным количеством объемов свежих порций контактирующей воды. Исследования проводились на пластовых нефтях Туймазинского, Бузовья-зовского, Узыбашского и др. месторождениях. Нефть, находившаяся в контакте с водой, на каждой ступени подвергалась анализу с определением ее физических параметров (давление насыщения, газосодержание, плотность в пластовых условиях, объемный коэффициент), а также компонентного состава сепарированного газа и нефти, приведенной к атмосферным условиям. Давление насыщения пластовой нефти Узыбашского месторождения после взаимодействия с 9 объемами пластовой воды снижается с 4,81 до 3,68МПа, газосодержание с 32,4 до 27,Зм3/т. Содержание азота в газовой фазе - с 6,95 до 5,01%, метана - с 37,81 до 34,34%. Аналогичные изменения физических параметров и газового фактора наблюдались в опытах с другими пластовыми нефтями.

Следует отметить, что свыше 80% моляр, газа выделившегося из воды составляют в сумме азот и метан.

Изучалось и влияние контактирования минерализованной воды на пластовую нефть. Так, для снижения величины Рнас с 6,5 до 1,0 МПа устюбинской пластовой нефти при минерализованной воде плотностью 1,18г/см3 требуется последовательное взаимодействие нефти с 30 объемами воды, тогда как для дистиллированной воды этот эффект достигается взаимодействии нефти с 17 объемами воды.

В седьмой главе работы приведены результаты промысловых исследований, посвященные определению фактических изменений физико-химических свойств пластовой нефти на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений.

Совместно с главными геологами НГДУ "Туймазанефть", "Уфанефть" и "Арланнефть" были выбраны объекты для определения изменений величин давления насыщения, газосодержания, плотности, вязкости и состава пластовой нефти по глубинным пробам на поздней стадии, газового фактора и состава газа с помощью передвижной сепарационной установки на завершающей стадии разработки, когда отбор глубинных проб пластовой нефти практически невозможен из-за высокой обводненности продукции.

Результаты исследований пластовых нефтей по 15 скважинам (1973-1974 гг.) показывают, что в процессе разработки, (при Рзаб^нас) произошло значительное снижение величины Рнас (в среднем до 76%), газосодержания, а также повышение плотности и вязкости нефтей за счет уменьшения содержания в них легких компонентов (в основном, азота и метана).

Минимальные текущие значения Р„ас по нефтям ряда скважин значительно ниже, чем данные зафиксированные на карте распределения Р„ас на начальной стадии разработки, что исключает возможность его уменьшения лишь за счет притока менее газонасыщенной нефти из удаленной зоны пласта. Снижение величины Гн пластовой нефти менее заметно, чем Рнас, так как разрешающая способность карты, построенной по значениям Гн значительно ниже, из-за высокой чувствительности параметра к скорости разгазирования. Сопоставление средних значений Г„ пластовой нефти на начальной и поздней стадиях разработки, имеющих Рнас более 9 МПа, показало, что среднее значение Гн по пробам 26 скважин в начальный период разработки составляет 63,6 м3/т, по десяти нефтям поздней стадии - 59,4 м3/т, то есть снижение газосодержания составляет более 4 м3/т.

В связи со снижением газосодержания соответственно увеличилось значения плотности и вязкости нефтей в пластовых условиях, которые соответственно оказались равными 0,805г/см3 и 2,85 мПа*с. Средние же значения плотности и вязкости по пробам 34 скважин (пласт Д^) в начальный пе-

риод разработки, составляют соответственно 0,800 г/см3 и 2,60 мПа*с.

Наблюдалось также снижение содержания в газовой фазе наиболее упругих компонентов пластовой нефти - азота и метана. Так, содержание этих компонентов в газовой фазе по 26 скважинам на ранней стадии разработки составляло соответственно 9,2 и 36,7, на поздней - по 15 скважинам - 8,0 и 31,5% молярных.

Снижение газосодержания пластовой нефти при заводнении в условиях, когда величина Рзаб выше Рнас происходит из-за высокой растворимости азота и метана в воде. Этим оно существенно отличается от дегазации нефти при режиме работы скважин, когда Рзае ниже Рнас, определяемым соотношением констант фазового равновесия упругих компонентов. Различие процессов снижения газосодержания пластовой нефти при заводнении и при разгазировании, когда в пласте выделяется свободная газовая фаза, иллюстрируется графиками, построенными по составу газа в координатах «СН4/К2 отСН4+К2».

Аналогичные результаты получены при исследовании пластовой нефти скв. 324 Сергеевского месторождения, по которой за 23 года эксплуатации залежи физико-химические свойства нефти претерпели значительные изменения: величина Рнас снизилась с 10,1 до 8,1 МПа, газосодержание с 61,4 до 53,9 м3/т, суммарный ВНФ около четырех.

На завершающей стадии разработки, когда обводненность добываемой жидкости достигает 95% и более, отбор представительных проб пластовой нефти из скважин практически невозможен. В этом случае значения параметров пластовой нефти в зоне дренирования скважин можно оценить по величине Г„, определяемого с помощью сепарационных установок. Определения газового фактора на завершающей стадии разработки были осуществлены на передвижной сепараци-онной установке УГФ-2,5-200 (ВНИИКАнефтегаз) с пропускной способностью по жидкости от 2 до 200 м3/сут, по газу от 150 до 30000 м3/сут и рабочем давлении до 2,5 МПа.

По ряду скважин Туймазинского месторождения, пластовые нефти которых исследовались на поздней стадии (скв. 446, 1053 и 1346), а также по скважинам 329, 985, и 3970 расположенных рядом, с помощью установки УГФ-2,5-200 определены значения газового фактора на завершающей ста-

дии разработки (1997г.). Газовый фактор по указанным скважинам находился в пределах от 27,5 до З8,0м3/т, что значительно меньше значений, определенных на поздней (49,6-58,6м3/т) стадии разработки. Содержание азота и метана в попутном газе добываемой жидкости по группе исследованных скважин в среднем увеличилось соответственно на 53 и 22%.

Наиболее обстоятельные исследования на завершающей стадии разработки по определению изменений газового фактора и состава попутного и растворенного газа были проведены в течение 1990-1996 гг. на Арланском нефтяном месторождении. Процесс снижения газосодержания при эксплуатации месторождения при естественном режиме, сопровождавшемся выделением свободной газовой фазы, и упруговодонапорном при заводнении происходит значительно сложнее, чем только при упруговодонапорном режиме.

Определения газового фактора на Арланском месторождении с помощью установки УГФ-2,5-200 проводились по отдельным скважинам на Новохазинской площади, на Ар-ланской и Николо-Березовской площадям - по отдельным скважинам и при совместной работе нескольких скважин. Всего было охвачено исследованиями свыше 60 скважин, по которым имелись данные по начальным физико-химическим свойствам пластовой нефти. Ретроспективный анализ геоло-гопромыслового материала, в частности по величинам Рщ,, Рза5, Рнас, и данных по определению газового фактора, полученных по исследованным объектам показал наличие разных режимов работы пластов и скважин в течение всего периода эксплуатации скважин Арланского месторождения. Особенности работы отдельных скважин неодинаково сказываются на величине газового фактора скважин и состава попутного газа.

По Новохазинской площади по большому количеству обводненных скважин наблюдается значительное снижение величины Г„ (среднее значение по исследованным скважинам снизилось с 14,1 до 8,Зм3/т). По Николо-Березовской площади на шести из одиннадцати участков Гн снизилось в 3 раза и более, а его среднее значение с 11,6 до 5,2м3/т. В остальных случаях это снижение было менее значительным. Несмотря на значительное снижение значений Гн добываемой жидкости, четкой зависимости между содержанием воды в добы-

ваемой продукции и газовым фактором нефти не прослеживается. Это указывает на наличие сложного характера взаимодействия нагнетаемой воды и добываемой нефти в процессе всего времени разработки месторождения.

При определении величины Гн было обнаружено, что текущий состав газа, проходящего через автоматическую газомерную установку (АГЗУ), характеризуется высоким содержанием азота (до 80%), по сравнению с его начальным содержанием (42-48%). При этом условия сепарации по давлению и температуре различались незначительно. На начальной стадии содержание азота в попутном газе, растворенного в воде (85-90%), было значительно выше (от 1,7 до 2 раз) и было сопоставимо с его содержанием в добываемой воде на завершающей стадии разработки. Однако при этом отмечается значительное различие (до трех и более раз) величин газового фактора пластовой воды на начальной и завершающей стадиях разработки.

Промысловыми работами подтверждены основные выводы лабораторных исследований и справедливость предложенной концепции о существовании значительных изменений свойств пластовой нефти при заводнении залежей и показана необходимость учета этих изменений при анализе и проектировании разработки нефтяных месторождений.

Восьмая глава работы посвящена совершенствованию методов прогнозирования свойств пластовой нефти в процессе разработки нефтяных месторождений.

Метод экспериментального прогнозирования, как показали наши исследования, сопряжен с необходимостью проведения лабораторных исследований, для чего необходимо располагать представительными пробами пластовой нефти. Однако получение таких проб не всегда возможно из-за изменения начального состояния нефти и воды в пласте, а также технологических возможностей добывающих скважин.

Для решения задачи прогнозирования, когда имеются только данные по пробам, отобранным в ранний период эксплуатации залежи, был создан расчетный метод прогнозирования изменения свойств пластовых нефтей за весь период разработки залежи заводнением. Метод включает комплекс уже имеющихся и разработанных автором расчетных способов определения отдельных параметров и состава пластовой

нефти применительно к различным условиям разработки нефтяных месторождений.

Определение физико-химических свойств пластовых неф-тей при дифференциальном разгазировании до принятия Регламента РД 39-9-452-80 инструкциями не регламентировалось. Поэтому пластовые нефти многих месторождений, введенных в разработку до 1980 г., исследовались, в основном, при однократном разгазировании. Для проектирования и анализа разработки тех залежей или их участков, которые временно или постоянно эксплуатируются на режимах Рза6 < Рнас, дополнительно к распространенному в отрасли расчетному методу определения параметров нефти с целью повышения точности требовалось создание способов коррекции рассчитываемых параметров.

На основе результатов исследований при дифференциальном разгазировании 14-ти пластовых нефтей карбона различной плотности автором разработан метод расчета с использованием вспомогательных и рабочих графиков, позволяющий с погрешностью не более 5%отн. рассчитать:

- вязкость частично дегазированных нефтей по исходной вязкости нефти при пластовых условиях;

- газосодержание нефтей разной плотности при заданном давлении насыщения;

- объемный коэффициент нефтей разной плотности при давлении от 1 МПа до пластового (погрешность не более 1% отн.).

Полученные для нефтей карбона зависимости непригодны для расчета аналогичных параметров газонасыщенных девонских нефтей, что предопределило необходимость проведения работ по совершенствованию расчетных методов определения состава и физических параметров пластовой нефти.

В Башнипинефти с участием автора разработана программа расчета на ПЭВМ процесса разгазирования газонефтяной смеси. Сравнение экспериментально полученных результатов с расчетными показало, что существенная погрешность наблюдается при использовании применяемых обычно констант равновесия азота по атласу американской ассоциации газобензинового производства (NGAA), содержание которого в газе месторождений Башкортостана достигает 10-30% молярных и более.

На основании анализа обширного экспериментального материала по нефтям месторождения Башкортостана была установлена необходимость коррекции констант фазового равновесия для азота по результатам исследования дифференциального разгазирования нефти. Для нахождения констант равновесия азота давлений в интервале от 0,3 до 15 Мпа предложено уравнение.

Для прогнозного расчета значений плотности и вязкости при изменяющейся в процессе разработки величине газосодержания пластовой нефти была разработана методика определения этих параметров по данным дегазации поверхностных проб нефти. Расчетные формулы были выведены автором совместно с А.С.Эйгенсоном на базе исследований, проводившихся в Башнипинефти и Гипровостокнефти по пластовым и соответствующим им дегазированным нефтям ряда месторождений Западного Приуралья, Башкортостана, Удмуртии и Оренбургской области.

Полученные зависимости проверялись на нефтях Среднего Поволжья и Западной Сибири. Расчеты, проведенные с использованием предложенных формул для пластовых нефтей Западного Приуралья, показали, что по 24 месторождениям (анализ 101 пары проб) среднее квадратичное относительное отклонение расчетного от измеренного значения по плотности пластовой нефти составило 0,65%, а по вязкости - 12,1%.

В Башнипинефти составлена и внедрена программа для расчета на ПЭВМ плотности и вязкости пластовых нефтей по их значениям для поверхностных проб.

При разработке методики расчета, оформленной затем в виде методического руководства определения состава пластовой нефти и величины Р„ас при ее взаимодействии с водой (при Рщ^Рнас) использовался метод, предложенный А.Ю. Намиотом и М.М. Бондаревой для расчета растворимости в воде летучих компонентов нефти при ее контакте с водой под давлением. Содержание упругих компонентов в пластовой нефти после контакта с водой численно определяется их коэффициентами распределения между водой и нефтью.

Программа расчета, составляющая основное содержание методического руководства, позволяет вычислить параметры с помощью ПЭВМ параметры пластовой нефти в процессе разработки залежей.

При сопоставлении прогнозных (расчетных) величин параметров и состава пластовой нефти с результатами исследования пластовых нефтей, отобранных на поздней стадии разработки, получена хорошая сходимость результатов. Это дает основание для применения расчетного метода в тех случаях, когда отбор представительных проб пластовых нефтей невозможен.

Прогнозирование свойств пластовой нефти при одновременном или последовательном осуществлении режимов разработки месторождений таких, как естественный режим и упруговодонапорный режим с использованием заводнения требует повышенного внимания к геологопромысловому анализу работы скважин и участков в части данных по пластовому и забойному давлениям, отборам жидкости и минерализации воды. Для получения расчетных прогнозных параметров пластовой нефти на разных стадиях разработки Арланского месторождения рекомендовано принять следующие исходные данные:

- дифференциальное разгазирование пластовой нефти происходит от величины Рнас до давления 5,0 МПа (проектная величина Рзаб) при пластовой температуре 24°С;

- взаимодействие нагнетаемой воды на пластовую нефть осуществляется при пластовой температуре и давлении 5,0 МПа при различных объемах контактирующей воды;

- состав жидкой и газовой фаз, а также газовый фактор на ступенях сепарации пластовой нефти, рассчитывается для соответствующих условий сепарации.

Сопоставление расчетного содержания азота и метана в газе по группе скважин при одних и тех же величинах газового фактора (фактического и расчетного) с экспериментальными показало удовлетворительную сходимость: средние расчетные отклонения значений от фактических по этим компонентам оказалось не более 12%. Точность расчетов можно значительно повысить за счет более полного учета всех геологопромысловых факторов.

Таким образом, для расчетного прогнозирования физико-химических свойств пластовой нефти нефтяного месторождения достаточно иметь следующие исходные данные:

- физические параметры и компонентный состав пластовой нефти в начальный период разработки месторождения;

- количество и минерализацию воды, взаимодействующей с нефтью в процессе разработки;

- информацию о работе скважин, участков, а также данных по пластовому, забойному давлениям, отборам газа и минерализации воды.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В диссертационной работе обобщены результаты многолетних лабораторных и промысловых работ, выполненных соискателем, а также под его руководством и при непосредственном участии по следующим направлениям:

- совершенствование лабораторного оборудования с точностью получаемых результатов, достаточных для определения природных вариаций физико-химических свойств пластовых нефтей, а также прослеживания их изменений в процессе разработки.

- проведение лабораторных и промысловых исследований по выявлению изменений основных параметров и состава пластовой нефти в процессе разработки месторождений.

- разработка лабораторных и расчетных методов прогнозирования изменения состава и основных свойств пластовых нефтей при эксплуатации месторождений.

- обобщение результатов исследований пластовых нефтей с целью отыскания закономерностей между параметрами пластовых и поверхностных нефтей, а также исследований, направленных на расширение возможностей разработанных методов за счет повышения информативности проб нефти, отобранных на поздних стадиях разработки и при забойных давлениях ниже давления насыщения.

По результатам выполненных исследований сформулированы научно-методические основы исследования пластовых нефтей и прогнозирования изменений их физико-химических свойств на всех этапах разработки нефтяных месторождений методом заводнения. При этом решены следующие задачи:

1. Усовершенствовано лабораторное оборудование для исследования свойств пластовых нефтей, что позволило существенно повысить точность (не более ¿1% отн.) давления насыщения и газосодержания. Использование такого высокоточного оборудования дало возможность значительно расширить диапазон исследования основных параметров пла-

стовой нефти при их естественных вариациях по площади залежей, так и изменений их в процессе разработки.

2. Лабораторными и промысловыми исследованиями показана значительная изменяемость состава и физических свойств пластовых нефтей в процессе разработки. Давление насыщения пластовой нефти по глубинным пробам отдельных скважин Туймазинского месторождения на поздней стадии разработки снизилось более, чем в два раза, а газосодержание на 20%. Промысловый газовый фактор по группе исследованных скважин на завершающей стадии разработки Арланского месторождения в среднем снизился в два раза и более. Происходящие изменения таковы, что их необходимо учитывать при проектировании разработки нефтяных месторождений.

3. Исследован механизм перехода низкомолекулярных компонентов нефти (метан, азот и др.) в вытесняющую воду в процессе заводнения залежи, что дает возможность оценивать происходящее изменение компонентного состава, давления насыщения, газосодержания и вязкости пластовой нефти.

4. Разработаны методики экспериментального и расчетного прогнозирования изменений компонентного состава и основных параметров пластовой нефти в процессе разработки залежей, которые дают возможность получения существенно более надежных расчетных показателей разработки (текущий и суммарный объем добычи нефти и газа, ВНФ, коэффициент нефтеотдачи) месторождений уже на этапе проектирования.

5. Разработан метод идентификации начальных свойств пластовых нефтей по поверхностным пробам нефти, отобранным поздних стадиях разработки.

6. Показана возможность оценки свойств пластовой нефти по результатам исследования проб, отобранных при давлениях ниже давления насыщения.

7. На завершающей стадии разработки месторождений при высокой обводненности ее продукции газосодержание и давление насыщения пластовой нефти отдельных участков залежей можно оценивать по величине газового фактора, определяемого передвижной сепарационной установкой типа УГФ-2,5-200, и составу попутного газа.

Показано, что при определению газового фактора нефти, необходимо учитывать величину газового фактора воды, поскольку количество газа, растворенного в воде и нефти в условиях обводненного пласта, является сопоставимым.

8. Внедрение установок по исследованию пластовых неф-тей "УПН-Башнипинефть" в Башнипинефти позволили получить экономический эффект в размере 2421 млн. руб. Использование для расширения информации метода идентификации начальных свойств пластовых нефтей' при проектировании разработки месторождений АНК "Башнефть" позволило получить в течение 1990-1996 гг. экономический эффект в размере 1268 млн. руб.

Основные положения диссертации отражены в следующих печатных работах, опубликованных автором лично или в соавторстве:

МОНОГРАФИИ

1. Эйгенсон A.C., Шейх-Али Д.М. Методическое руководство по расчету фазовых равновесий в нефтегазовых системах. Разработка схем вычисления и расчетных уравнений.-Башнипинефть.-Уфа - 1983.- 51 с.

2. Эйгенсон A.C., Шейх-Али Д.М. Закономерности компонентно-фракционного состава и химических характеристик пластовых и резервуарных нефтей.- Препринт № 15, Томский филиал СО АН СССР.- Томск, 1986,- 66 с.

3. Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К. Пластовые нефти Республики Башкортостан.-Уфа.-Башнипинефть.-1997.-340 с.

ОБЗОРЫ

1. Определение свойств пластовой нефти при заводнении./ Д.М.Шейх-Али.//Обзор. информ.- Сер. " Нефтепромысловое дело".-М.: ВНИИОЭНГ,- 1985.-Вып.7.- 44 с.

НАУЧНЫЕ СТАТЬИ

1. Галеева Р.К., Шейх-Али Д.М., Мейнцер Г.П. К вопросу о влиянии контактирующей воды на физико-химические свойства нефти.//Сб. аспирантских работ УфНИИ,- Уфа.-1970.-С. 251-259.

2. Газизова Х.А., Бабалян Г.А., Мейнцер Г.П., Шейх-Али Д.М. Влияние отдельных параметров на процесс выделения газа из раствора,- Вопросы интенсификации добычи неф-

ти./Тр./УфНИИ.-Вып. 28,-Уфа, 1970.- С. 234-239.

3. Газизова Х.А., Бабалян Г.А., Мейнцер Г.П., Шейх-Али Д.М. Исследование образования пузырьков в поровом кана-ле.-Применение поверхностно-активных веществ и других химических реагентов в нефтедобывающей промышленно-сти.//Тр./Башнипинефть.-М.: Недра.-1970.-С.152-157.

4. Зарипова Н.И., Шейх-Али Д.М., Мейнцер Г.П. Пластовые нефти Демского месторождения.-Геологическое строение и перспективы нефтеносности Башкирии. //Тр. /УфНИИ.-Вып.29.-1971.-С.313-318.

5. Глебов Г.А., Шейх-Али Д.М., Мейнцер Г.П. Определение содержания летучих компонентов в пластовой нефти хроматографическим методом с помощью микрокапсул высокого давленияУ/Нефтепромысловое дело.-М.: ВНИИОЭНГ,-1974.-Вып. 9.-С. 51-52.

6. Галеева Р.К., Шейх-Али Д.М., Халимов Э.М. Об изменении свойств пластовых нефтей Туймазинского нефтяного месторождения в процессе его разработки,- Геология и разработка нефтяных месторождений Башкирии //Тр. / Башни-пинефть.-1975,- Вып.44,- С.57-62.

7. Галеева Р.К., Шейх-Али Д.М., Халимов Э.М. Изменение свойств пластовой нефти Туймазинского месторождения в процессе разработки/ЛГеология нефти и газа.-1976,- № 12,-С. 24-27.

8. Шейх-Али Д.М., Мейнцер Г.П. О причинах образования сероводорода в пластовой нефти Арланского месторождения в процессе его разработки,- Геология и разработка нефтяных месторождений Башкирии //Тр./Башнипинефть,- Вып.49.-Уфа.- 1977,- С. 149-154.

9. Шейх-Али Д.М., Мейнцер Г.П., Патосина Н.И. Рекомендации по оценке свойств пластовой нефти Раевского месторождения.// Башнипинефть,- Уфа.- 1977.- 10 с.

10. Шейх-Али Д.М., Нурисламов Р.К. Рекомендации по оценке свойств пластовой нефти терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения.//Башнипинефть,- Уфа.-1978.- 19 с.

11. Шейх-Али Д.М.. Мейнцер Г.П., Зарипова Н.И. Рекомендации по оценке свойств пластовой нефти Уршакской группы месторождений.//Башнипинефть.- Уфа.- 1978.- 25 с.

12. Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К., Патосина Н.И. и др. Рекомендации по оценке свойств пластовых нефтей Сергеев-

ского месторождения.//Башнипинефть,- 1980,- 32 с.

13. Шейх-Али Д.М., Гильманшин И.Г., Мусалипова М.Н., Иванова А.Н. Определение состава жидких и газовых фаз при дифференциально-ступенчатом разгазировании // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ,- Вып.7.-1980,- 14-16.

14. Шейх-Али Д.М. О механизме снижения газонасыщенности пластовой нефти в процессе разработки месторожде-ний.-Особенности разработки нефтяных залежей с трудноиз-влекаемыми запасами.//Тр./Башнипинефть.- Вып. 57.-1980,-С. 12-17.

15. Штоф М.Д., Райхман Б.Н., Шейх-Али Д.М. и др. О точности определения давления насыщения нефти газом. //Нефтяное хозяйство,- 1981, № 5,- С. 44-47.

16. Шейх-Али Д.М., Нурисламов Р.К., Зеленчук М.К. Использование явления перенасыщения нефти газом при разработке нефтяных месторождений,- Совершенствование разработки небольших и средних месторождений нефти. //Тр./Башнипинефть,- Вып. 60,- Уфа.- 1981.- С. 83-88.

17. Нурисламов Р.К., Патосина Н.И., Шейх-Али Д.М. и др. Рекомендации по оценке свойств пластовых нефтей Воядин-ского и Игровского месторождения. // Башнипинефть.- Уфа, 1981.- 17 с.

18. Шейх-Али Д.М. Определение параметров пластовой нефти обводненных зон месторождений,- Нефтегеологиче-ское районирование перспектив нефтегазоносности Башки-рии.//Тр./ Башнипинефть,- 1982,- Вып. 63.- С. 75-79.

19. Шейх-Али Д.М., Нурисламов Р.К., Кузнецова М.Г. и др., Рекомендации по оценке свойств пластовых нефтей тер-ригенной толщи нижнего карбона Манчаровского месторождения./ Башнипинефть,- Уфа,- 1983,- 32 с.

20. Галеева Р.К., Шейх-Али Д.М. Параметры пластовой нефти при исследовании обводненных проб.- Тектоника и нефтегазоносность Башкирии //Тр./Башнипинефть,- 1983.-Вып. 65.- С. 18-21.

21. Шейх-Али Д.М. Прогнозирование изменений параметров пластовых нефтей,- Тектоника и нефтегазоносность Башкирии.// Тр./Башнипинефть,- 1983,- Вып. 65.- С. 12-18.

22. Шейх-Али Д.М. Определение газосодержания пластовой нефти при эксплуатации скважин в условиях обводнения их продукции,- Новое в бурении и добыче нефти на место-

рождениях Башкирии//Тр./Башнипинефть.-Вып.70.-1984.-С. 119-124.

23. Шейх-Али Д.М., Танеева Р.К., Патосина Н.И., Юсупова B.C. Рекомендации по оценке свойств пластовой нефти Туймазинского месторождения на ранней и на поздней стадиях разработки. Башнипинефть,- Уфа,- 1984 - 28 с.

24. Нурисламов Р.К., Патосина Н.И., Шейх-Али Д.М. и др. Рекомендации по оценке свойств пластовых нефтей Четыр-манского месторождения//Башнипинефть.-Уфа,1984.-15 с

25. Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К. Исследование пластовых нефтей в процессе разработки месторождений.-Проблемы разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Баш-кирии//Тр./Башнипинефть,- Вып. 66.- 1984,- С.57-62.

26. Эйгенсон A.C., Шейх-Али Д.М. Количественные закономерности распределения органических компонентов, фракций, азота и серы в пластовых нефтях.//Тезисы докладов Всесоюзной конференции АН СССР (Тбилиси) "Химический состав нефтей и нефтепродуктов."-М.: Наука. - 1984.- С.87.

27. Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К., Иванова А.Н. Лабораторные исследования по определению влияния закачиваемой воды на физико-химические свойства пластовых нефтей. Регулирование процесса разработки месторождений Башкирии в стадии высокой обводненности. //Тр. /Башнипинефть,-1985.73.-С.29-33.

28. Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К., Иванова А.Н. Прогнозирование свойств пластовой нефти при заводнении.// Нефтяное хозяйство,- 1985,-№ 10.- С. 22-25.

29. Шейх-Али Д.М. Определение свойств пластовой нефти месторождений при минимальной исходной информации. -Проблемы геологоразведочных работ и разработки нефтяных месторождений.//Тр./Башнипинефть.-1986.-С.98-104.

30. Шейх-Али Д.М. Отбор проб и исследование газонасыщенной высоковязкой нефти .//Применение неньютоновских систем в технологических процессах нефтегаздобычи. /Тезисы докладов Всесоюзного совещания.-НТО НГП.- М.: 1987.- С. 45, 46.

31. Эйгенсон A.C., Шейх-Ал и Д.М. Распределение компонентов и фракций нефти по температурам кипения. //Геология нефти и газа,- 1987.- № 8 - С.47-50.

32. Эйгенсон A.C., Шейх-Али Д.М. Закономерности компонентно-фракционного и химического состава нефтей.- Хи-

мия и технология топлив и масел.- № 10, 1987.- С.32-37.

33. Шейх-Али Д.М. Закономерность распределения компонентно-фракционного состава пластовых и поверхностных нефтей при проектировании разработки,- Научное обеспечение стабилизации добычи нефти в Башкирии. /Тр./Башнипинефть,- Вып.77.- Уфа,- 1988.-С. 144-151.

34. Эйгенсон А.С., Шейх-Али Д.М. Расчет плотности и вязкости пластовой нефти по данным поверхностной дегазации.// Геология нефти и газа,- 1989.- № 11.- С. 31,34-38. '

35. Шейх-Али Д.М. Определение условий отбора представительных проб пластовой нефти.-Добыча нефти на поздней стадии разработки месторождений//Тр./ Башнипинефть.-Вып. 82.- Уфа,- 1991.- С. 135-141.

36. Эйгенсон А.С., Шейх-Али Д.М. О механизме влияния смол и асфальтенов на некоторые внутрипластовые процессы при вторичных методах добычи нефти//Нефтяное хозяйство.-1992.-№ 7,- С. 20-22.

37. Шейх-Али Д.М. Лабораторная идентификация пластовых нефтей для анализа и контроля за разработкой нефтяных месторождений.- Научные исследования при доразведке и доразработке нефтяных месторождений //Тр. / Башнипи-нефть,- Вып. 91,- Уфа.- 1995.- С. 94-103.

38. Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К., Леванов Ю.Б. Прогнозирование изменений свойств пластовой нефти в процессе разработки нефтяных месторождений.//Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние проблемы и пути их решения/Материалы совещания (г.Альметьевск).- М.: ВНИИОЭНГ.- 1996,- С. 518-532.

39. Шейх-Али Д.М. Газовый фактор и состав попутного газа на современной стадии разработки Арланского месторождения.//Тр./Башнипинефть,- 1997,- Вып. 92.- С. 18 - 26.

40. Sheij-Ali D.M., Meintser G.P., Galeeva R.K., Ivanova A.N. Investigación de los petroleos de capa délos Pozos А, В y C.- Centro de investigaciones geológicas.- Habana, Cuba, 1981. Nov. P. 16-41.

41. Sheij-Ali D.M., Zelenchuk M.K., Luisa Dias, Miguel Valdes y Wilfredo Rivas/ Investigaciones de campo con muestrej del petroleo de capa, determinación de su calidad y medición de la relación Gas-Petroleo.- Centro de investigaciones geologicas.-Habana, Cuba, 1981. Nov. P. 42 - 52.

ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. А.с. 266355 СССР, МПК G 01 п, Кл. 13/03. Устройство для исследования фазовых состояний/ Г.А.Бабалян, Г.П.Мейнцер, Д.М.Шейх-Али, Х.А.Газизова, Д.Я. Звонарев.-Опубл. вБ.И., 1970, № 11.

2. А.с.304498 СССР, МПК G 01 п, Кл. 33/22. Бомба PVT-соотношений для исследования газожидкостных смесей/ Г.П.Мейнцер, Д.М.Шейх-Али, Д.Л.Звонарев,- Опубл. в Б.И., 1971, № 17.

3. А.с. 930074 СССР, М. Кл. 3. G 01 п 11/10. Реовискози-метр высокого давления/ Г.П.Мейнцер, Д.М.Шейх-Али.-Опубл. вБ.И., 1982, № 19.

МЕТОДИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ

1. Мейнцер Г.П., Шейх-Али Д.М., Зарипова Н.И. и др. Инструкция (методическое руководство) по определению комплекса физико-химических параметров пластовых нефтей с помощью установки "УПН-Башнипинефть"/ Башнипинефть,-Уфа,- 1980,- 110 с.

2 Мейнцер Г.П., Шейх-Али Д.М. Рекомендации по оценке физических параметров пластовых нефтей карбона Башкирии различной плотности и газонасыщенности на поздней стадии разработки залежей./Башнипинефть.-Уфа.-1982.-22с.

3. Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К., Иванова А.Н. Методическое руководство по расчету состава и давления насыщения пластовой нефти при ее взаимодействии с водой. /Башнипинефть,- Уфа,- 1988. 26 с.

4. СТО 03-148-92. Расчет состава и давления насыщения пластовой нефти при ее взаимодействии с водой. -Уфа: Башнипинефть, 1992.-26 с.

Соискатель