автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение эффективности выработки остаточных запасов углеводородного сырья

На правах рукописи

Галеев Ринат Гимаделисламович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ . ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Специальность 05.15.06. - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наух

Уфа-1998г.

Работа выполнена в АО " Татнефть "

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

A.Т.Горбунов доктор технических наук, профессор

Ю.Е.Батурин доктор технических наук, старший научный сотрудник

B.Г.Уметбаев

Ведущее предприятие: ОАО "Удмуртнефть".

Защита состоится 02 октября 1998 года в 15 часов на заседании диссертационного Совета Д.063.09.02 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по'адресу: 450062, город Уфа, ул.Космонавтов,. 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан" 31 " августа 1998 года

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор физико-математических наук, профессор

Р.Н.Бахтизин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ. Обеспечение полноты извлечения природного углеводородного сырья из недр откосится к одной из важных и актуальных задач нефтяной и газовой отрасли промышленности.

В недрах территории Волго-Уральсхого нефтегазоносного региона имеются значительные запасы природного углеводородного сырья: нефти, газа и природного битума. Ряд месторождений нефти и газа отнесены к уникальным и крупнейшим.

Месторождения этого региона промышленно разрабатываются с 40-х годов текущего столетия. За прошедшие годы из недр только республик Татарстан и Башкортостан извлечено свыше 4,1 млрд. тонн нефти и более 160 млрд. м 3 попутного газа, т.е. добыто около 30% накопленной добычи нефти за 100-летиюю историю России. С начала разработки нефтяных месторождений отобрано свыше 77 % начальных извлекаемых запасов. Ускоренными темпами вырабатываются активные запасы легких девонских нефтей. Из года в год повышается доля трудноизвлекаемых запасов вязких тяжелых нефтей в каменноугольных отложениях и пермских битумов, Так, в Татарстане отобрано 92,9 % активных и 45,4 % трудноизвлекаемых запасов нефти. В текущих остаточных запасах нефти доля активных составляет 80,2 %, а трудноизвлекаемых -лишь 19,8 %.

Доля остаточных запасов нефти в недрах Волго-Уральского региона растет при переходе от девонских отложений к верхним отложениям карбона и перми. В этом направлении отмечаются определенные закономерности в составе и свойствах углеводородного сырья - снижается газосодержание, повышается содержание асфальтено - смолистых веществ и вязкость нефти, как правила усиливаются ее структурно-механические свойства. В залежах верхних отложений усиливается неоднородность коллекторе««, свойств пород, а именно, увеличиваются различия в проницаемости пород продуктивных пластов.

Решение проблемы повышения выработки месторождений углеводородного сырья связано с прогнозированием и предупреждением причин формирования остаточной нефти, газа и битума. Известно, что к этим причинам относятся неоднородное строение коллектора, особенно по проницаемости порок различия в свойствах пластовой нефти и вытесняющего агента, усиливающиеся в условиях проявления аномально вязких свойств нефти; неоднородное поле скоростей фильтрации и градиентов давлений. Все эти

причины обуславливают ускоренный прорыв вытесняющего агента в добывающие скважины, низкие коэффициенты вытеснения и охвата пластов дренированием.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ заключается в исследования, научном обосновании и создании перспективных технологий разработки залежей стратиграфических горизонтов Волго-Уральского региона, обеспечивающих полноту извлечения остаточных запасов углеводородного сырья с сохранением экологической чистоты при экономически приемлемых условиях.

ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.Изучение динамики структуры остаточных запасов углеводородного сырья в стратиграфических горизонтах основных регионов нефтегазодобычи Волго-Уральской зоны.

2.Выявление особенностей выработки запасов углеводородного сырья продуктивных отложений крупных и уникальных месторождений нефти Волго-Уральского региона.

З.Обоснование новых и усовершенствование перспективных технологий вторичных и третичных методов воздействия на пласты для обеспечения полноты выработки остаточных запасав углеводородного сырья на поздней стадии разработки залежей.

4.Развитие технологий вскрытия пласта, освоения скважин и стимуляции притока на залежах с трудноизвлекаемыми запасами .

5.Разработка комплекса экологически чистых технологий эксплуатации залежей углеводородного сырья, а * также усовершенствование технических средств по предотвращению загрязнения окружающей среды в системе нефтегазодобычи.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1.Выявлены . закономерности размещения остаточных запасов, а также распределения и динамика свойств и состава углеводородного сырья основных районов нефтедобычи Волго-Уральского региона, влияющие на уровни добычи нефти. Обоснована необходимость учета динамики структуры запасов нефти при долгосрочном планировании показателей разработки месторождений.

2.Установлены основные причины недостаточно полной выработки запасов углеводородного сырья отдельных регионально нефтеносных горизонтов. Показано, что на залежах маловязких (до 10 мПа*с) нефтей это связано с наличием слабопроницаемых зон и участков; на залежах вязких нефтей в карбонатных коллекторах, в основном,

обусловлено сложностью геологического строения и коллекторов« свойств пород; на залежах каменноугольных и пермских отложений - сочетанием неоднородного строения коллекторов, свойств и состава углеводородов, а также неоднородностью гидродинамического поля давлений, на залежах природных битумов - сложными реологическими свойствами углеводородного сырья.

3.С учетом динамики структуры запасов углеводородного сырья обоснованы критерии комплексной системы обеспечения полноты выработки каждой из групп трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья из стратиграфических горизонтов. Предложены технологические решения по вводу в разработку залежей со слабопроницаемыми и неоднородными коллекторами.

4.Созданы новые и предложены перспективные технологии разработки, а также сформулированы области их эффективного применения, для активной выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из стратиграфических горизонтов комплексом физико-химических и гидродинамических методов.

5,Обоснованы системные технологии вскрытия пласта, освоения скважин и стимуляции притока Усовершенствованы технологические приемы по вскрытию пласта, освоения скважин на залежах нефти в карбонатных и террнгенных коллекторах.

б.Разработана комплексная система экологически чистых технологий и технических средств при освоении запасов углеводородного сырья.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.Закономерности распределения остаточных запасов углеводородного сырья в основных регионах нефтегазодобычи Волго-Уральской зоны, влияющие на технико-экономические показатели разработки залежей.

2.Критерии комплексной системы обеспечения полноты выработки трудноизвлекаемых запасов нефти стратиграфических горизонтов с учетом типа коллекторов.

3.Новые технологии разработки залежей с использованием физико-химических и гидродинамических методов воздействия на пласты дня извлечения остаточных запасов нефти.

4.Системные технологии и технологические приемы вскрытия пласта, освоения и стимуляции скважин в различных типах коллекторов.

5.Комплекс научно обоснованных экологически чистых технологий и улучшенных 1 технических средств освоения запасов углеводородного сътрья.

I

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ И РЕАЛИЗАЦИЯ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ

1.Предложены и реализованы комплексные системы обеспечения полноты выработки различных групп трудноязвлекаемых запасов углеводородного сырья: из слабопроницаемых терригенных и сложнопосгроенных карбонатных коллекторов, водонефтяных зон и залежей высоковязких нефтей.

2.Разработаны и внедрены усовершенствованные технологии доотмыва остаточной нефти и повышения охвата пластов дренированием с применением химических реагентов и их композиций, а также тепловых методов воздействия на залежи тяжелых нефтей и природных битумов.

3.Предложены усовершенствованные технологии отбора запасов нефти водонефтяных зон (ВНЗ) из прикровельной части пласта и на залежах массивного типа.

4.Разработакы и внедрены системные технологии, усовершенствованы технологические приемы по вскрытию пласта, освоению скважин и стимуляции притока нефти на залежах в карбонатных и терригенных коллекторах.

5.Предложен комплекс организационных, технических и технологических мероприятий по экологически безопасной эксплуатации залежей углеводородного сырья. На этой основе разработаны и внедрены в производство программы АО "Татнефть" "Экология -1990-1995" и "Экология -1996-2000".

При применении технологий увеличения нефтеотдачи пластов на основ е растворов полиакриламида и эфиров целлюлозы на объектах АО 'Татнефть" в 1990-97г.г. на 93 участках нагнетательных скважин объем дополнительной добычи составил 561 тыс.т.

В результате применения комплекса технологий обработки карбонатных коллекторов с «елью стимуляции скважин в 1990-97г.г. на 520 участках нагнетательных скважин дополнительно добыто 321 тыс.т. нефти.

Дополнительная добыча нефти от применения комплекса технологий ввода в разработку залежей со слабопроницаемыми коллекторами в АО «Татнефть» в 1987-1997 г.г. на 14 опытных участках, представленных 786 скважинами, на 1.01.1998 г. составила 4 млн. 850 тыс.т.

При внедрении технологии разработки залежей на поздней стадии на Красноярском участке Ново-Елховского месторождения АО "Татнефть" текущая дополнительная добыча на 1.03.1998 г. составила 10 тыс.т нефти.

Работы по внедрению технологии гидроизоляции земляных амбаров при

строительстве и капитальном ремонте скважин с целью охраны окружающей среды по РД 39-0147585-149-97 в 1993-97гг проведены на 656 скважинах следующими предприятиями АО "Татнефть: управлениями буровых работ: Алъметьевским, Азнакаевским, Лениногорским, Елабужским УРБ, Бавлинским УБР; НГДУ: "Заинскнефгь", "Ямашнефть", "Азнакаевскнефть".

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ Основные положения диссертационной работы доложены на заседаниях Ученых Советов ТатНИПИяефть и ВНИИнефть, технико-экономического Совета АО "Татнефть", Президиума Академии наук Республики Татарстан, а также на Российских и международных семинарах, выставках, конференциях и симпозиумах: конференции по добыче и переработке тяжелых нефтей (г.Дагомыс, 1993 г.); международном симпозиуме по термическим проектам (г.Вейкерсфильд,1993 г.); международной конференции по проблемам комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (г.Казань,1994 г.); шестой международной конференции по тяжелым нефтям и битумам (г.Хьюстон, 1995г.); восьмом Европейском симпозиуме по усовершенствованным методам нефтедобычи (г.Вена, 1995 г.); на семинаре-дискуссии о концепции развития методов увеличения нефтеизвлечения ( г.Бугульма, 1996 г.); на республиканской научно-практической конференции по "Проблемам разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в вузе" ( г.Альметьевск, 1996 г.); на семинаре-дискуссии по проблемам первичяого и вторичного вскрьггия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин (г.Уфа, 1996 г.); семинаре ^'Современные достижения в области разработки газовых и нефтяных месторождений" международной выставке "Нефть. Газ-96" (г.Уфа,1996 г.); конференции "Системный анализ процессов разработки нефтяных месторождений и транспорта нефти и нефтепродуктов" (г.Уфа,1996 г.); на втором международном симпозиуме "Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы их освоения" (г.Санкт-Петербург,1997 г.); на семинаре по проблемам бурения скважин, разработки нефтяных и газовых, месторождений и эксплуатации газонефтепромыслового оборудования; на международной выставке 'Таз. Нефть-97" (г.Уфа,1997 г.); на республиканской научно-практической конференции по проблемам разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами (г.Уфа, 1997 г.); на Всероссийской научно-практической конференции "Тюменская нефть - вчера и сегодня" (г.Тюмень,1997г.); на научно-практических конференциях, посвященных 50-летию открытия девонской нефти

Ромашкинского месторождения и других крупных месторождений Волго-Камского региона (г.Бугульма, 25-26 ноября 1997 года, г.Казань, 18-19 декабря 1997 года, г. Лениногорск, 17-18марта 1998 года).

СТРУКТУРА РАБОТЫ

Диссертация состоит ю введения, шести глав, заключения, списка использованной литературы из 260 наименований и приложений. Объем работы составляет 358 страниц, в т.ч. 38 рисунков и 54 таблицы, приложения на 2-х страницах.

ПУБЛИКАЦИИ

Основное содержание диссертации изложено в трех монографиях и двух обзор-брошюрах, 37 статьях (в т.ч. четырех тезисах к докладам), одном руководящем документе, 10 патентах.

Автор благодарен своему научному консультанту академику Р.Х. Муслимову, а также сотрудникам и специалистам АО "Татнефть" и Уфимского государственного нефтяного технического университета за плодотворное сотрудничество и внимание к работе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ВО ВВЕДЕНИИ обоснована актуальность и важность проблемы совершенствования и создания более эффективных методов извлечения трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти, а также сформулированы научная новизна, основные защищаемые положения, практическая ценность работы и реализация ее в промышленности. ~ .

В ПЕРВОЙ ГЛАВЕ раскрыты основные закономерности и особенности размещения запасов углеводородного сырья в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, приведена классификация остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти и на этой основе сформулированы пути повышения их выработки.

По разрезу диапазон нефтебитумоносности простирается от живетского яруса среднего девона до верхнеказанского подьяруса верхней Перми. В пределах территории Татарстана открыты 94 нефтяных месторождения, объединяющие 2500 залежей. Выявлены 150 залежей битумов в пермских отложениях, из которых 22 разведаны детально.

Известно, что основные запасы углеводородного сырья Волго-Уральской нефтегазоносной провинции сосредоточены в Татарстане и Башкортостане. Сходство и

различие литолого-стратиграфичесхих особенностей разреза залежей и размещения запасов нефти и газа на этой территории заключаются в следующем :

1.Небольшое количество месторождений содержат основные запасы нефти. В Татарстане около 94% балансовых запасов нефти приходится на 15% месторождений, а в Башкортостане 85% батансовых запасов нефти содержатся на 11% месторождений. Наиболее крупные эксплуатационные объекты в Татарстане приурочены к горизонту Д 1 Ромашюшского, Бавлинского и Ново-Елховского, Бондюжского и Первомайского месторождений. В горизонте Д1 содержатся 84,5% извлекаемых запасов нефти республики.

2.Наличие множества мелких месторождений. Так, в Татарстане на 29% месторождений с извлекаемыми запасами 5-10 млн.тонн содержится 3,5% суммарных запасов, а 56% месторождений, каждое с запасами менее 5 млн. тонн, имеют - 2,5% запасов нефти республихи.

В Башкортостане в 35% месторождений от общего количества месторождений с извлекаемыми запасами нефти 5-10 млн. тонн сосредоточены 9,2% запасов, а 54% месторождений с запасами менее 5 млн. тонн - 5,9 % запасов нефти.

3.Наличие в л ито.того-страти графическом разрезе большого числа продуктивных пластов и горизонтов с отличающимися фильтрадионно-емкостными свойствами пород-коллекторов и насыщающих их пластовых жидкостей. Эти отложения, в свою очередь, расчленяются на большое число продуктивных пачек и подьярусов.

4.3начительное число залежей нефти приурочено к карбонатным коллекторам. Такие коллекторы по всем основным показателям ■ геолого-физических свойств отличаются от терригешшх. В Татарстане к карбонатным коллекторам приурочено около 22% разведанных запасов нефти. Перспективные и прогнозные ресурсы углеводородного сырья в карбонатных коллекторах составляют более 60%.

5.В Татарстане трудяоизвлекаемые запасы составляют 48,2% от начальных балансовых запасов нефти и доля их увеличивается из года в год . В Башкортостане к трудноизвлекаемым относится 45% всех запасов. Такие запасы при применении традиционных методов вырабатываются медленными темпами, а коэффициент нефтеизвлечения оказывается низким.

6.С уменьшением глубины залегания залежей от девонских отложений к отложениям среднего карбона происходит последовательное утяжеление нефтей.

Вышезалегающие продуктивные отложения насыщены наиболее тяжелой высоковязкой.

1

нефтью. Плотность нефти повышается от 857 до 90S кг/м3, динамическая вязкость при 20°С - от 19 до 130 мПа с. Массовое содержание асфальтенов и смол увеличивается с 1015 % для легких нефтей до 35-40 % для высоковязких тяжелых нефтей.

В настоящее время к трудноизвлекаемым принято относить запасы нефти: -в залежах, полностью подстилаемых подошвенной водой, с , низким коэффициентом анизотропии пласта по проницаемости 0,9-1,5;

-в залежах терригенных отложений со слабопроницаемыми коллекторами менее 0,1 мкм2 и глинистостью более 2%, насыщенных нефтью с вязкостью выше 30 мПа-с, в песчаных линзах, вскрытых одной-двумя скважинами среди низкопористых пород и в тупиковых зонах;

-в залежах карбонатных отложений с проницаемостью менее 0,1 мкм г, а также с вязкостью нефти более 30 мПа-с.

Малоэффективными для промышленной разработки являются залежи вязких и высоковязхих нефтей в низкопроницаемых или проницаемых коллекторах с преимущественно трудноизвлекаемьми запасами и низкими дебетами скважины.

На территории Татарстана в разработке находится 61 месторождение. В настоящее время в структуре остаточных извлекаемых запасов активные извлекаемые запасы составляют 20,7, а трудноизвлекаемые - 79,3%, в т.ч. на долю запасов высоковязких нефтей приходится 14,5%, в малопроницаемых коллекторах - 15,9%, в водонефтяных зонах 12,7%, карбонатных коллекторах - 27,5 % запасов, в глинистых песчаниках 8,7% от остаточных запасов.

Полнота выработки продуктивных пластов при использовании заводнения тесно связана и со свойствами пластовой нефти. Кроме того, в процессе разработки месторождений с заводнением свойства остаточной нефти и состав растворенного газа изменяются. Часть растворенного газа переходит в контактирующую с нефтью вытесняющую воду. Высокое содержание в нефти высокомолекулярных асфальтеносмолистых веществ ускоряет диффузию азота и метана из-за ухудшения растворимости этих компонентов в нефти. В связи с этим снижается давление насыщения газом и повышается вязкость остаточной нефти.

Значительный вклад в решение проблемы повышения полноты извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти внесли: Р.Г. Абдулмазитов, И.И. Абызбаев, К.Б. Аширов, Б.Т.Баишев, К.С.Баймухаметов, Ю.Е. Батурин, В.Д.Викторин, И.Ф.Глумов, А.Т. Горбунов,В.В. Девликамов, Р.Н. Дияшев, Ю.В.Желтов, С.А.Жданов, С.А.Забродин, P.P.

и

Ибатуллин, А.П.Крылов, Е.В. Лозин, В.Д.Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Х. Муслимов, Э.Д,Мухарский, H.H. Непримеров, С.Г.Овнатанов, И.Г.Пермяков, М.М. Сатиров, Э.И. Сулейманов, М.Л. Сургучев, Э.М. Тимашев, М.А. Токарев, З.А. Хабибуллин, Н.И.Хисамутдинов, Э.М. Халимов, Н.Ш. Хайретдинов, P.C. Хисамов, В.Ф.Усенко, Р.Т. Фазлыев, И.Г. Юсупов, И.Н.Шустеф, В.Н.Щелкачев и др.

ВО ВТОРОЙ ГЛАВЕ проведен краткий анализ состояния разработки крупных и уникальных нефтяных месторождений Татарстана и Башкортостана и эффективности разработки залежей отдельных регионально нефтеносных продуктивных горизонтов.

Основные залежи в девонских отложениях Волго-Ураяьской нефтегазоносной провинции на территории Татарстана и Башкортостана открыты в 1944-1956 годы. Это Туймазинское, Бавлинское, Ромашкинское, Шкаповское, Серафимовско-Константиновское, Ново-Елховское и Первомайское месторождения. Разработка месторождений в девонских отложениях осуществлялась высокими годовыми темпами: 3,9-4,7 % от начальных извлекаемых запасов. Конечный коэффициент нефтеизвлечения по этим месторождениям прогнозируется на уровне 43-60%. Текущий коэффициент нефтеизвлечения на Ромашкинском и Первомайском месторождениях достиг 47%, на Бондюжском - 56%. В настоящее время текущая нефтеотдача на Туймазинском, Шкаповском и СерафимоЕском месторождениях достигла 54-58% при текущей обводненности продукции 92-97%.

Начиная с 60-х годов по Ромапшмскому месторождению ведется бурение дополнительных скважин сверх основного фонда (79,5% дополнительного фонда), с целью оптимизации плотности сетки, интенсификации процесса ра зработки залежи для поддержания достигнутого и обеспечения запланированного уровня добычи нефти, сдерживания темпа его падения, а также достижения запроектированного коэффициента нефтеизвлечения эксплуатационного объекта. Скважины, пробуренные для повышения нефтеизвлечения, обычно подразделяют на пять категорий. Из общего числа дополнительных скважин с целью вовлечения в разработку линз, полулинз и тупиковых зон приходится 47,4%, малопродуктивных коллекторов - 18,6%, водонефтяных зон -11,7%, застойных зон -11,5% и стягивания контуров нефтеносности -10,8%.

Интенсивное падение добычи нефти на поздней стадии происходит не только за счет истощения запасов эксплуатационных объектов, но, главным образом, в связи с изменением структуры остаточных запасов. На начальной стадии, до отбора 50-60% начальных извлекаемых запасов нефти, ухудшение структуры запасов оказывает слабое

влияние на динамику добычи нефти, так как основной отбор нефти обеспечивается за счет активных запасов. На завершающей стадии, после о тбора 2/3 запасов нефти, несмотря на реализацию большого объема дополнительных меропри ятий, структура запасов оказывает отрицательное влияние на динамику добычи нефти. При этом, чем больше доля трудноизвле*аемых запасов, тем при более низкой суммарной добыче начинается снижение темпов отбора от начальных извлекаемых запасов.

На первой и второй стадиях, в связи с массовым вводом в эк сплуатацию новых добывающих скважин и систематическим отставанием строительства объектов заводнения, пластовое давление по отдельным площадям Ромашкинского месторождения снизилось до 14 МПа, а по другим месторождениям - до 13,5 МПа. По слабопроницаемым коллекторам оно продолжало снижаться и в третьей стадии разработки. По отдельным участкам пластовое давление достигло 12 МПа. Опыт разработки показал, что оптимальным для выработки основных запасов нефти является давление нагнетания около 15 МПа, а для освоения слабопроницаемых коллекторов целесообразно применять закачку воды высокой минерализации, сточной воды с минерализацией 60-100 г/л или облагороженной воды при давлениях закачки 20-25 МПа.

Сопоставление фактических данных о плотности сетки скважин, текущего коэффициента нефтеизвлечения и накопленных водонефтяных факторов Туймазинского, Ромашкинского и др. месторождений подтверждает, что между этими параметрами существует определенная зависимость. При более плотной сетке скважин, при прочих равных условиях, водонефтяные факторы ниже, а текущая нефтеотдача выше. Разработка многопластовых месторождений в настоящее время, особенно по возвратным объектам осуществляется, естественно, при более редких сетках скважин из-за отключения значительного их числа по причине достижения высокой обводненности продукции, перевода с одного объекта на другой, освоения добывающих скважин под закачку воды и т.д. На действующий фонд добывающих скважин накладывается большая нагрузка.

Если влияние структурно-механических свойств пластовых нефтей на разработку высокопроницаемых участков девонских отложений оказывается незначительным, то на низкоцрощщаемых участках аномально вязкие свойства могут оказывать заметное влияние на процессы фильтрации и вытеснения нефти в пласте. Характерной особенностью аномальных нефтей при фильтрации через пористую среду является наличие динамического давления сдвига. При градиентах давления ниже градиента динамического давления сдвига в пласт« образуются области с практически

неподвижной нефтью - застойные зоны. Кроме того, образование застойных зон ведет к увеличению фильтрационных сопротивлений в пласте, а значит, и к снижению уровня добычи нефти из залежи.

Подход к решению проблемы обеспечения полноты выработки водонефтяных зон (ВИЗ) однопластовых месторождений типа Бавлинского, Туймазинского и Шкаповского с расчлененностью эксплуатационного объекта не более 1,5, что существенно отличается от многопластовых Ромашкинского, Ново-Елховского, Бондюжского и Первомайского месторождений. Это обусловлено высокой расчлененностью эксплуатационного объекта и разработкой его единой системой скважин.

На Ромашкинском месторождении в ВИЗ содержится 18% начальных извлекаемых запасов нефти. Анализ групп скважин, вскрывших ВНЗ с разным соотношением нефтенасыщенной толщины пласта к общей, показал, что здесь запасы нефти распределены следующим образом: в группе с соотношением до 0,4 сосредоточено 8% , от 0,4 до 0,8-48 % и более 0,8-44% запасов. Расчеты показывают, что первая группа с соотношением до 0,4 может быть отнесена к категории трудноизвлекаемых. При разработке пластов с подошвенной водой с более высокими значениями нефтенасыщенной толщины могут быть достигнуты коэффициенты нефтеизвлечения, сопоставимые с коэффициентами нефтеизвлечения чисто нефтяных зон. Остаточные запасы нефти ВНЗ можно извлекать изменением направления потоков жидкости в пласте путем ограничения закачки воды в пласт с подошвенной водой и увеличения нагнетания в верхние пласты. Это необходимо для выравнивания давления в пластах. В связи с этим следует организовать контроль за отбором и закачкой воды по пластам и регулировать направления потоков жидкости в пласте.

Более сложную задачу представляет разработка обширных водонефтяных зон. Но основным условием их выработки является раздельная эксплуатация пластов с подошвенной водой и полностью нефтяных зон. Она осуществляется либо возвратом части скважин на пласты с подошвенной водой после полной выработки нефтяных пластов, либо бурением специальных скважин на ВНЗ. Скважины рекомендуется бурить при условии, если отсутствует возможность вытеснения нефти в нефтяную часть залежи на участках, где верхние пласты более продуктивны, характеризуются большой расчлененностью и будут эксплуатироваться длительное время. Скважины следует размещать преимущественно на участках, где выше ВНК имеются глинистые разделы, а также в зонах, где подъем ВНК не происходит или он незначителен. Наличие

бесконтактных полей, их размеры и местоположение оказ ывают существенное влияние на весь процесс выработки запасов нефти из в одонефтяных участков и блоков, выделенных в самостоятельные объекты разработки.

Анализ выработки запасов нефти показывает, что в промытой части продуктивных пластов при заводнении достигается высокое нефтеизвлечение. Однако, выработка запасов происходит неравномерно по площади и по разрезу, уменьшаясь в малопродуктивных зонах и пропластках.

В результате бурения новых скважин в различные годы установлено, что песчаники с начальной нефтенасыщенносгью вскрываются в прослоях верхней продуктивной пачки, а также в прикровельной части основного продуктивного пласта. В 2/3 пробуренных скважинах нефтенасыщенная толщина прикровельной части пласта колеблется в пределах 2-4 м, а в остальных - в пределах 4-8 м. Такая закономерность распределения остаточных запасов нефти в основном продуктивном пласте наблюдается в скважинах, пробуренных на различных участках залежи.

Отдельной проблемой является задача вовлечения в разработку малопродуктивных коллекторов.

По ' составленной, при активном участии автора, программе опытно-промышленных работ по вовлечению слабопроницаемых коллекторов на Р омашкинском и Ново-Елховском месторождениях экспериментальные работы проведены на 14 участках. На этих участках пробурены 786 скважин, в том числе 199 нагнетател ьных и 587 добывакяцих, и опробованы 9 технологий. Расстояние между скважинами составляло 300-400 м, а плотность сетки - 12-16 га/ скв. Приемистость нагнетательных скважин была равной 30-200 м3/сут, в среднем, около 100 м3/сут. Наиболее значимые результаты получены по пяти технологиям. Общим для этих технологий является выделение слабопроницаемых пластов в самостоятельный объект разработки и разбуривание их по сетке 12-16 га/скв, применение новой технологии первичного вскрытия пласта с интенсификацией притока импульсивным воздействием на зону проникновения специальной технологической жидкостью ТЖУ-2.Технология предусматривает применение площадных систем заводнения с соотношением добывающих скважин к нагнетательным равным двум, повышение забойного давления в нагнетательных скважинах до 0,9 горного, на устье до 20-25 МПа.

Для залежей в отложениях нижнего карбона характерна резкая фациальная изменчивость разреза, размыв отдельных пачек, переслаивание в различных сочетаниях

песчано-алевролитовых и глинистых слоев и пластов. О тложения бобриковского горизонта на территории Татарстана по сравнению с залежами девона характер изуются меньшей расчлененностью, более высокой проницаемостью и песчакисгостью, но более значительной прерывистостью и зональной неоднородностью. Залежи насыщены высоковязкой нефтью от 10-30 мЛа с до 550 мПа-с. С учетом этих обстоятельств залежи нижнего карбона часто относят к малоэффективным и разработка их возможна только с применением новых разнообразных прогрессивных технологий.

В Самарской, Пермской и Оренбургской областях в залежах в карбонатных коллекторах содержится соответственно, 40, 50 и 60% общих запасов, в Татарстане и Башкортостане соответственно 18 и 22 %, а прогнозные запасы составляют более 70%. В Удмуртии 78 % запасов ныне разрабатываемых месторождений приурочены к карбонатным коллекторам.

Основное отличие карбонатных коллекторов от терригенных з аключается в наличии трещин и каверн, в более высокой неоднородности, прерывистости (линзовидности) и расчлененности пластов. На территории Татарстана запасы нефти в карбонатных коллекторах сосредоточены в турнейских и верейско-башкирских отложениях карбона на глубине 650-1300 м. Вязкость не фти в карбонатных коллекторах Татарстана на порядок выше, чем в соседних регионах и составляет 20-200 мПа с. На Шегурчинском, Ямашинском и Ромашкинском месторождениях проведены опытно-промьппленные работы по изучению влияния плотности сетки скважин на выработку запасов и созданию эффективных систем разработки залежей в карбонатных отложениях. Плотность сетки скважин изменялась в пределах от одного до 25 га/ скв. Установлено, что уплотнение сетки скважин ведет к увеличению охвата пластов вытеснением по толщине и отражает кривую распределения коллекторов по размерам линз, т.е. прерывистость строения карбонатных коллекторов. Однако, решение пр облемы нефтеизвлечения возможно не только за счет уплотнения сетки скважин, но и путем совершенствования системы заводнения, нестационарн ого заводнения, применения химических реагентов и другими методами.

Фильтрационные свойства карбонатных коллекторов во многом определяются трещиноватостъю. Для изучения трещиноватости больших участков с 1994 г. проводятся систематические обследования нефтеносных объектов Татарстана методом сейсмолокациибокового обзора (СЛБО). Развитая трещиноватостъ приводит к отбору больших объемов воды и снижению нефтеизвлеч ения.

В ТРЕТЬЕЙ ГЛАВЕ рассмотрены результаты обеспечения полноты кефтеизвлечекия из пластов с трудноизвлекаемыми запасами гидродинамическими методами.

Повышение эффективности гидродинамических методов на поздней стадии разработки месторождений достигалось путем реализации следующих технологических мероприятий:

-разукрупнение и оптимизация эксплуатационных объектов и ввод в а ктивную разработку недренируемых запасов нефти слабо вырабатываемых участков и пластов многопластового месторождения;

-бурение дополнительных скважин и оптимизация плотности сетки скважин, в т.ч. с применением нетрадиционных технологий с бурением горизонтальных скважин и зарезкой боковых стволов в обсаженных скважинах;

-совершенствование системы заводнения залежей в терригенных отложениях девона и нижнего карбона;

-регулирование темпов отбора жидкости, нефти и воды на залежах дево неких и нижнекаменноугольных, отложений;

-повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений платформенного типа;

-применение нестационарного заводнения с изменением направлений фильтрационных потоков с целью снижения темпов обводнения залежей в карбонатных и терригенных коллекторах;

-поддержание оптимальных давлений нагнет ания воды в зависимости от геолого-физических параметров пласта и свойств насыщающих нефтей;

-использование высокоэффективных технологий стимуляции притока нефти : создание искусственных каверн-накопителей нефти, внедрение направленной солянокислотной обработки, применение композиции на основе аллюмохлорида в карбонатных коллекторах, депрессионных методов очистки призабойных зон, термохимических методов в случае терригенных коллекторов;

-применение новых высокоэффективных методов первичного и вторичного вскрытия пласта с использованием УСИП 146/216, крепления колонн модул ьными отсекателями, перфорации с применением сверлящего перфоратора ПС-112 , бесперфораторного вскрытия, а также более совершенных технологий глушения скважин при текущем подземном и капитальном ремонтах.

Выполнен анализ эффективности видов и систем заводнения залежей девона и карбона. Традиционное законтурное заводнение является эффективным, так как при этом нефть вытесняется оторочкой пластовой совместимой воды. Однако, во избежание известных его недостатков на крупных и уникальных месторождениях используется внутриконтурное заводнение. На Ромашкинском месторождении при непосредственном участии автора, система заводнения развивалась и совершенствовалась с использованием очагового и избирательного заводнения, линейного разрезания путем постепенного уменьшения ширины площадей самостоятельной разработки с последующим разделением их на дополнительные блоки.

В дальнейшем заводнение на девонских объектах совершенствовалось переносом фронта нагнетания. Эффективность его определяется рядом обстоятельств. Во-первых, при-переносе закачки воды на обводненные скважины фронт нагнетания приближается к зоне отбора. Выяснено, что при приближении фронта нагнетания с 1200 м до 600 м повышается темп разработки залежи за счет увеличения среднего дебита скважин на 44 %, а нефтеотдача за счет увеличения коэффициента сетки возрастает на 8,1 %. Во-вторых, при этом зачастую подключаются в разработку участки продуктивного пласта, экранированные ранее от воздействия нагнетания зонами непроницаемых пород. В-третьих, перенос нагнетания на высокопродуктивные промытые участки обеспечивает более высокую приемистость скважин и улучшает охват пластов заводнением. На Ромашкинском месторождении перенос нагнетания осуществлен на 428 скважинах, что составляет 10% отключенного из процесса разработки фонда.

Выяснено, что очаговое заводнение следует применять в конце второй и в начале третьей стадии разработки после полного освоения и использования возможностей линейного разрезания. В зоне очагового заводнения в активную разработку дополнительно введено 355 млн.т извлекаемых запасов нефти.

Для повышения охвата воздействием и коэффициента нефтеизвлечения многопластовых прерывистых коллекторов предложена замкнутая система заводнения. С целью ее реализации многопластовое нефтяное месторождение с прерывистыми пластами разбуривается радами нагнетательных и д обивающих скважин. Через нагнетательные скважины в основной и прерыви стые пласты закачивается вода. По мере обводнения добывающих скважин на конечной стадии при наличии в разрезе этих скважин не менее одного прерывистого пласта они переводятся под нагнетание, причем переводят скважины вдоль периметра участка с максимальным количеством вскрытых

пластов. Создается замкнутая система вокруг участка с наибольшим количеством пластов.

Эксплуатационные объекты залежей терригенной толщи нижнего карбона Татарстана с повышенной вязкостью нефти имеют прерывистое строение, на них наблюдаются многочисленные зоны замещения коллекторов плотными непроницаемыми породами, а продуктивные пласты характеризуются объемной неоднородностью. С учетом этих обстоятельств технологическими схемами предложено поддержание пластового давления путем сочетания очагово-избирательного и законтурного заводнения. Оказалось, что такая система заводнения является эффективным средством интенсификации добычи нефти на начальной стадии разработки бобриковского горизонта. С начала разработки под этот вид заводнения освоено 367 скважин и закачано 110,3 млн. м3 води, что составило 44,2 % объема всей закачки воды. Средняя приемистость одной нагнетательной скважины составила 187 м 3/сут при давлении закачки на устье 9,6 МПа. Очагово-избирателышм заводнением охвачено 66,0 млн. т или 50,2 % начальных извлекаемых запасов нефти. Это позволило дополнительно добыть 34,8 млн. т нефти.

Было показано, что заводнение является эффе ктивным на залежах с вязкостью нефти до 30 мПа с и, что возможно применение заводнения водой, обработанной химическими реагентами, на залежах с вязкостью нефти до 60 мПа-с. Дискуссионным остается вопрос об эффективности применения завода ения на залежах битумов и тяжелых нефтей в условиях значительного проявления неньютоновских свойств при

N

низкой приемистости скважин в слабопроницаемых' и маломощных пластах, на обширных водонефтяных зонах, когда забой находится вблизи водонефтяного контакта, на залежах в карбонатных коллекторах с густой сетью трещин разной протяженности и раскрьпости. Однако, практика применения нестационарного заводнения на залежах с вязкостью нефти 60-200 мПа -с в бобриковском горизонте Нурлатского, Бурейкинского и Ильмовского месторождений Татарстана свидетельствуют о повышении темпов отбора и конечной нефтеотдачи в 2-3 раза по сравнению с естественным режимом .

Анализ эффективности методов регулирования градиента давления п утем повышения давления нагнетания при заводнении месторождений в неоднородных коллекторах с отличающимися свойствами нефтей привел к следующим основным выводам:

-общая, и удельная приемистости, а также ох ват заводнением повышаются до определенных значений давления нагнетания. Предел эффективного прим енения метода повышения давления нагнетания связан с физико-химическими свойствами нефти. На залежах малосмолистых нефтей коэффициент охвата растет при повышении давления нагнетания вплоть до 0,80-0,95, на залежах смолистых нефтей - до 0,70-0,80, а иа залежах высокосмолистых нефтей - до 0,55-0,65 горного давления. Эффективность дальнейшего повышения давления нагнетания снижается в связи с резким ростом пластового давления в высокопроницаемом пласте. Установлено что:

-при повышении давления нагнетания до определенной величины растет отношение максимальной проницаемости пласта в перфорированной толщине к наименьшей проницаемости пласта, охваченного фильтрацией. На залежах с менее смолистой нефтью это соотношение выше. С повышением давления о хват заводнением увеличивается за счет вовлечения пластов с худшими коллекторскими свойствами;

-использование повышенного давления нагнетания в условиях неодн ородных пластов ускоряет процесс естественного роста содержания воды в продукции скважин. При недостаточных отборах жидкости из добывающих скважин после появления воды в продукции растет пластовое давление в выс окопроницаемом пласте. Снижение градиента давления в пласте приводит к снижению добычи жвдкости и нефти по скважинам с обводненной продукцией;

-при достижении предельных значений давления нагнетания (градиента давления) доля приемистости высокопроницаемых пластов из-за повышения пластового давления уменьшается, а доля менее • проницаемых продолжает ра сти. При продолжительной эксплуатации скважин происходит уменьшение содержания воды в их продукции. Это обусловлено притоком нефти из слаб опроницаемых пропластков.

На поздней стадии разработки месторождений при заводнении возникают проблемы сдерживания темпов падения добычи нефти и сокращения объёмов добычи попутной воды. Для поддержания темпов добычи нефти используется форсированный отбор жидкости. При этом эффективность отбора жидкости оценивалась по увеличению дебита нефти на отдельных скважинах, а не в целом по площади. Из-за интерференции повышение отбора жидкости (нефти) из одних скважин могло привести к сн ижеиию на соседних. Сформулирован новый подход к эффективному применению форсированного отбора жидкости. Это - поэтапное сущ есгвенное, в 1,5 и более раз, увеличение отборов жидкости из группы высокообводненных (90-95 % и выше) и высокопродуктивных (с

дебитом жидкости более 50 т/суг.) компактно размещенных скважин при условии обеспечения компенсации отбора жидкости закачкой воды. Увеличение отборов жидкости из скважин с меньшей обводненностью и дебитом жидкости, ниже указанных выше значений, рассматривается как оптимизация режима работы. Реализация нового подхода позволяет эксплуатировать высокообводненные скважины и участки залежи при рентабельных отборах жидкости.

Наращивание отбора жидкости в период падающей добычи нефти на з алежах, содержащих нефти с повышенной вязкостью, оказывается более эффективным, чем в терригенных пластах девона с маловязкой нефтью. Эффективность форсированного отбора жидкости, по всей вероятности, обусловлена подключением в активную выработку запасов застойных и менее проницаемых зон благодаря повышению градиента давления и снижению эффективной вязкости аномальных нефтей. Таким образом, форсирование отбора жидкости в целом сопровождается вовлечением в активную выработку дополнительных запасов и приводит к п овышекию коэффициента нефтеотдачи. Лучшие результаты при форсировании отбора жидкости достигаются в терригенных отложениях нижнего карбона. Меньший эффект достигнут на залежах с монолитным разрезом. Опыт доказал, что применение форсированного отбора требует реконструкции системы сбора и закачки воды, бурения скважин большого диаметра, внедрения насосов высокой производительности. Добыча значительных объ емов попутной воды должна компенсироваться соответствующими объемами закачки вытесняющего агента. Применение форсированного отбора жидкости на поздней стадии разработки месторождений ограничивается в связи с. повышением экологической нагрузки на окружающую среду из-за порывов трубопроводов. Для достижения утвержденных значений коэффициента нефтеизвлечения используются методы регулирования фильтрационных потоков.

Для ослабления последствий неоднородного строения эксплуатационн ого объекта (неравномерность вытеснения нефти, рост отбора попутной воды), а также обеспечения контроля и регулирования процесса выработки отдельных пластов осуществляется разукрупнение эксплуатационных объектов. Это сопровождается разделением месторождения на отдельные крупные площади рядами н агнетательных скважин, оптимизацией сепси скважин, совершенствованием системы заводнения и вводом в активную разработку запасов нефти. Сформулированы принципы разукрупнения эксплуатационных объектов. Наличие низкопродуктивных пластов требует выделения их

в самостоятельный объект разработки. В геологическом плане по малоэффективным месторождениям в самостоятельные объекты выделяют продуктивные отложения с учетом геолого-физических характеристик на основе изучения их взаимного расположения, надежности глинистого раздела, зональной и послойной неоднородности коллекторов и параметров насыщающих пласты флюидов. В технологическом плане составляют варианты систем заводнения пластов и плотности сетки скважин для обеспечения проектной нефтеотдачи и рентабельности разработки выделенного объекта, учитывающие горно-геологические условия.

Практика разработки нефтяных месторождений Татарстана показала необходимость увеличения основного фонда скважин, предусмотренного в первоначальных генеральных схемах, за счет так называемых дополнительных скважин. В настоящее время на Ромашкинском месторожд еиии без учета скважин-дублеров пробурено сверх основного фонда 18847 скважин. Это составляет 46,б % проектного фонда. Около половины скважин пробурено с целью разукрупнения эксплуатационных объектов и столько же для оптимизации плотности сетки. Бурение дополнительных скважин позволило вовлечь в активную разработку 461 млн.т извлекаемых запасов. С начала разработки на одну Добывающую скважину дополнительного фонда добыто свыше 50 тыс.т нефти.

На месторождении Татарстана имеются благоприятные условия для оценки влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу. Во-первых, основные залежи девонских отложений, находящиеся на поздней стадии, разбурены сетками скважин с различной плотностью и ^поэтому по ним накоплен большой объем необходимой информации. Во-вторых., на месторождениях проведен значительный объем дополнительного бурения с целью оптимизации плотности сетки скважин. В-третьих, в республике проводятся экспериментальные работы на 32 участках залежей с повышенной вязкостью и в карбонатных отложениях, разбуренных сеткой плотностью от 1 га/скв. до 16 га/скв.

С 1958 года на основной залежи пласта Д1 Бавлинского месторождения осуществляется промышленный эксперимент по изучению зависимости нефтеизвлечения от плотности сетки скважин и возможности сохранения д остигнутого объема добычи нефти (10 тыс.т/сут) при остановке 50 % скважин действующего добывающего фонда. В соответствии с задачами эксперимента плотность сетки скважин изменена с 20 га/ скв. на

40 га/скв. При анализе было установлено, что потери в нефтеизвлечении вследствие разрежения сетки скважин, составляют, по разным оценка, от 4 ,7 до 12,7 %.

На залежах, содержащих нефти с повышенной и высокой вязкостью, вли яние плотности сетки скважин на нефтеотдачу при прочих равных условиях заметно выше, чем на объектах с маповязкой нефтью. С целью оценки эффективности уплотнения сетки скважин на залежах бобриковского горизонта Бавлинского месторождения проведено исследование парных зависимостей «нефтеизвлечение — плотность сетки скважин». В целом по пласту в исследуемых интервалах прирост нефтеотдачи составляет 0,68 пункта на 1 га Извлекаемые запасы нефти на одну дополнительную скважину составляют 31,6 тыс.т. Максимальный народнохозяйственный эффект получен в интервале плотности сетки 20-23 га/скв.

Под руководством и непосредственном участии автора на основе проведенных теоретических и промысловых исследований научно основаны новые технологии обеспечения полноты выработки трудноизвлекаемых запасов гидродинамическими методами.

Предложена интенсивная технология разработки нефтяных залежей массивного типа с подошвенной водой, имеющих вертикальную проницаемость пласта. Ее можно использовать в горизонтальных скважинах, пробуренных с пилотным вертикальном стволом. Кроме того, рассматриваемая технология благоприятна на небольших залежах, когда невозможно разместить нагнетательные скважины с созданием ячейки заводнения или по экономическим критериям нецелесообразно бурение новой скважины. Целью предлагаемой технологии является повышение дебита горизонтальных скважин за счет приближения фронта нагнетания к зоне отбора. Сущность рассматриваемой технологии заключается в том, что вертикальные и горизонтальные стволы совмещают в одной скважине, причем первоначально бурят вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта и в случае благоприятного геологического строения продуктивного пласта бурят горизонтальные стволы в нефтенасыщенной части в той же скважине, а затем циклически осуществляют закачку вытесняющего агента в вертикальную часть ствола и отбор продукции из горизонтального.

Известно, что из-за сил гравитации и структурных особенностей нефтяных месторождений в прикровельной части пластов после заводнения остаются целики нефти.

Проблема извлечения нефти из прикровельной, как правило ухудшенной, части пласта в настоящее время решена недостаточно полно. Предлагаемая технология по вовлечению в разработку запасов нефти прикровельной части пласта не требует дополнительных капитальных и эксплуатационных расходов. Технология реализуется в следующей последовательности. После построения структурной карты выявляются скважины, имеющие повышенные отметки кровли пласта. В нагнетательные скважины, имеющие повышенные отметки кровли пласта, ограничивают закачку воды, а из добывающих скважин, находящихся в повышенных частях структуры, увеличивают отборы жидкости. Соотношение отбора жидкости в пластовых условиях закачкой агента в зонах с повышенными отметками структуры устанавливают менее 100%. Если имеется связь с законтурной областью, это соотношение может устанавливаться на уровне до 50% За счет снижения компенсации отбора жидкости закачкой рабочего агента пластовое давление в пласте снижается. Пластовое давление снижают ниже давления насыщения нефти газом до заданного уровня в зонах пласта с повышенными гипсометрическими отметками. При этом происходит выделение газа га нефти. В скважинах, находящихся в погруженных местах, пластовое давление может и не снижаться ниже давления насыщения нефти газом. Выделившийся газ занимает кровельную часть пласта, а нефть оттесняется в пониженные частя. Так как в повышенных частях структуры пластовое давление снижается на большую величину, то газообразование и оттеснение нефти в зонах с большими остаточными запасами приводит к образованию техногенной газовой шапки с газонасыщенной толщиной. В связи с этим закачиваемый агент поступает в кровельную часть пласта ^вытесняет нефть к добывающим скважинам. Охват пласта воздействием возрастает. В процессе внедрения предлагаемого способа на Красноярском участке Акташской площади были получены первые обнадеживающие результаты: произошло снижение обводненности и возросла добыча нефти.

В ЧЕТВЕРТОЙ ГЛАВЕ описаны результаты исследований по совершенствованию гидродинамических методов повышения нефтеизвлечения пластов в сочетании с применением химических реагентов и их композиций.

На месторождениях Татарстана третичными методами увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов охвачено свыше 400 млн.т запасов. На залежах внедряются или испьггываются около 30 наиболее известных в отечественной и зарубежной практике технологии повышения нефтеизвлечения пла стов. За счет их применения было добыто около 18 млн.тонн нефти.

Все физико-химические методы воздействия, применяемые на месторо ждениях Татарстана при заводнении, направлены на улучшение охвата пластов вытеснением расчленённых и неоднородных коллекторов, а также вытесняющих свойств воды для обеспечения полноты выработки остаточной нефти заводнённых зон, изменение свойств коллектора, сокращение отбора попутной воды.

Повышение эффективности разработки залежей на поздней стадии с использованием полимерных систем основано на образовании геля в пластовых условиях. Для объектов с обводненностью продукции до 80-90% рекомендован МУН с применением полимерно-дисперсных систем (ЦЦС). Область применения полиакриламида также расширялась путем улучшения свойств их растворов с добавкой сшивателей. Такие растворы оказались эффективными при заводнении маловязких нефтей в терригенных коллекторах. С целью изучения возможности применения сшитых полимерных систем (СПС) для увеличения нефтеотдачи заводненных пластов в девонских отложениях ведутся опытно-промышленные работы на Абдрахмановской площади. На опытном участке в 1993 году осуществлено два цикла закачки СПС с объемами, соответственно, 322 и 1520 м у а в 1994 г. - один цикл с объемом 1100 м3 СПС.

В процессе закачки СПС давление на устье скважины возросло с 8,0 до 12,5 М Па. Это указывает на образование геля в пласте. Текущая удельная эффективность за 1,5 года опытно - промышленных работ составила 455 тонн нефти на одну тонну полимера, а обводненность продукции снизилась с 96,2 до 94,8%. На залежи 31 бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения в результате закачки 70 тонн полиакриламида с концентрацией 0,15-0,10-0,5%, технологическая эффективность за 26 месяцев 1985 -1987 гг составила 774 тонн на одну тонну реагента. .

Блокирование дальнейшего поступления воды в промытой зоне пласта и направления вытесняющего агента в зоны, неохваченные воздействием, возможно путем применения эфиров целлюлозы (ЭЦ). Установлено, что закачка более 2000 м 3 водных растворов ЭЦ сопровождается перераспределением фильтрационных потоков не только в призабойной зоне скважины, но и на дост аточно большом от нее удалении. В пласте под воздействием температуры, изменения рН, ионов металла, содержащихся как в воде, на которой производится приготовление раствора, так и в пластовой воде, происходит загущение закачиваемого раствора эфиров целлюлозы до образования гидрогелей различной степени подвижности. Добавление в раствор сшивателя, ионов металлов позволяет целенаправленно регулировать свойства растворов. Благодаря этому

технология применима на любой стадии разработки. Промысловые испытания по закачке ЭЦ проводятся с 1979 года . Результаты опытно-промышленных работ показали высокую эффективность применения этого реагента на участках, обводненных до 95 %. 1т закачки 729 тонн ЭЦ на очаговых скважинах , размещенных на высокообводненных пластах Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского месторождениях , получено 312 тыс. тонн, дополнительной нефти, в том числе на Ромашкинском месторождении - 269 тыс. тонн.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) широко используются на залежах Татарстана для улучшения свойств вытесняющей воды по следующим технологиям : долговременная дозированная закачка с. кустовых насосных станций больших объемов растворов ПАВ низкой (0,05 %) концентрации, разовая закачка малых объемов растворов высокой (5-10%) концентрации ПАВ в отдельные нагнетательные скважины при первичном вытеснении нефти. Одним из наиболее информативных участков закачки ПАВ по технологии долговременного дозирования является очаговая скважина № .28 Карамалинской площади.

Дозирование ПАВ осуществляется с октября 1986 года. До начала применения ПАВ в нагнетательную скважину закачано 1179 тыс .м3 сточной воды. Объем закачанного ПАВ по участку составил 378 т. Изучение промысловых материалов показывает, что после закачки ПАВ увеличиваются дебиты скважин, снижается обводненность их продукции. Текущий прирост добычи нефти составляет 12 тыс .т или 32 тонны дополнительной нефти на одну тонну закачанного ПАВ. По технологии долговременного дозирования на 14 опытных*участках закачано 15 тыс .т ПАВ и дополнительно добыто 419 тыс.6 нефти. По разовой технологии закачано 17,6 тыс. тонн ПАВ в 151 нагнетательную скважину. Удельная технологическая эффективность применения оторочки концентрированного ПАВ ОП-Ю составляет 60 т дополн ительной добычи нефти на одну тонну реагента.

С целью вовлечения слабопроницаемых коллекторов в активную разрабо тку создана технология повышения нефтеотдачи при первичном вытеснении нефти из пластов путем закачки ПАВ. По данной технологии закачано 4 тыс. т ПАВ и добыто 170 тыс.т нефти. Текущая удельная технологическая эффективность колеблется от 20,9 до 68,6 тонны, составляя в среднем 42,5 т нефти на одну тонну закачанного в пласт ПАВ .

Наиболее интересные результаты пол учены с использованием водной ди сперсии маслорастворимых неионогенных ПАВ АФ 9-6. После закачки в пласт часть

неионогенных ПАВ переходит из водной фазы в капиллярно- и пленочно-удержанную нефть. Это сопровождается ослаблением аномалии вязкости и структурно-механических свойств нефти. Кроме того, при этом формируется межфазный слой , так называемая средняя фаза с низким межфазным натяжек нем на контакте нефти с водой. Этот процесс ведет к формированию микроэмульсионной оторочки с низким содержанием нефти и хорошей нефтевытесняющей способностью. Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкости нефти. При увеличении содержания нефти выше 10-15 % вязкость эмульсии снижается с ростом содержания воды - повышается вплоть до 10-20-кратного разбавления. В связи с этим фильтрационное сопротивление увеличивается из-за снижения подвижности при движении эмульсии в пласте . Механизм вытеснения нефти с применением микроэмульсий может быть охаракг еризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти.

Трудности извлечения тяжелых нефтей и битумов обусловлены их высокой вязкостью и низкой насыщенностью залежей этой разновидностью углеводородного сырья. Подавляющее большинство технологий и звлечекия тяжелых нефтей и битумов основаны на использовании тепла. Эффективность тепловых методов обеспечивается ослаблением аномалий вязкости нефти при повышении температуры. При нагревании нефти от 20-25 °С до 100-120°С вязкость снижается от 500-1000 мПа с до 5-20 мПа с. Впервые экспериментальные работы по скважинной добыче приро дного битума с применением тепловых методов были начаты на Мордово-Кармальском месторождении в 1978 году. В дальнейшем на этом и Ашальчинском месторождениях апробир ован ряд термических методов воздействия на бшумонасьпценные пласты - паротепловое, внутрипластовое горение и их разновидности: сухое и влажное внутрипластовое горение, вытеснение паром, горячей водой и пароциклические обработки скважин..

На Мордово-Кармальском и Ашальчинском месторождениях природных битумов разработаны и апробированы следующие технологии внутрипластового горения:

-инициирование внутрипластового горения термогазовым генератором, высокочастотным электромагнитным полем, а также с помощью пара и электронагревательной установки УЭСК-100;

-низкотемпературное окисление (НТО) путем термоциклического во здействия

паром;

-термоциклическое воздействие парогазом.

Мордово-Кармальское месторождение полностью разбурено. С начала разработки месторождения введено 28 элементов. На южном куполе испьггывается внутрипластовое горение на элементах с 22 нагнетательными скважинами. На северном куполе осуществляется закачка парогаза. С начала разработки с месторождения добыто 141,2 тыс.т битума и 341,5 тыс.м3 жидкости. Среднегодовая обводненность продукции составляет 59 % . Отобрано от начальных извлекаемых запасов 14,7 %. Дебит одной действующей скважины по битуму составляет 1,1т/сут. На месторождении осуществлена добыча битума с использованием следующих технологий: внутрипластовое горение - 121,1 тыс.т, циклическая закачка пара - 9,3 тыс.т, циклическая закачка парогаза - 4,5 тыс.т, площадная закачка парогаза - 5,6 тыс.т, циклическая закачка воздуха • 0,7 тыс.т.

Технология влажного внугрипластового горения осуществляется путем подачи в пласт воздуха. Для ускорения теплопереноса в область пласта, где прошел фронт горения, вместе с воздухом закачивается вода, имеющая выс окую теплоемкость. По Мордово-Кармальскому месторождении соотношение закачиваемых объемов воды и воздуха составляет соответственно 1-5:100. Текущие коэффициенты битумоизвлечения на элементах .%№ 12 и 464 за 17 лег достигли 27,1 % и 17,9 % при удел ьных расходах воздуха 4,6 тыс.м3/т. и 3,9 тыс.м3/т. В течение 9 лет выработка элементов №№ 345 и 363 достигла 19,6 % и 33,8 % запасов. С начала разрабо тки закачано 660,6 млн.м3 воздуха Удельный расход его составил 4,7 тыс.м 3/т. Закачано 5,5 тыс.т пара, парогаза для циклического воздействия - 9,3тые.т, для площадного -29,1 шс.т.

На Ашальчинском'1' 'месторождении опытно-промышленные работы по паротепловому воздействию ведутся с 1987 года. На месторождении пробурено 77 скважин, в том числе 51 скважина по технологической схеме разработки первоочередного участка. С начала разработки на этом месторождении добыто 2,35 тыс.т битума, в том числе с использованием технологии циклической закачки пара -1,13 тыс.т, циклической закачки парогаза - 0,54 тыс. т, площадной закачки парогаза - 0,68 тыс.т. Добыча жидкости с начала разработки составила 8797 м 3. Закачка пара для циклического воздействия - 169 т, парогаза для площадного воздействия - 448 т. Дебит скважин по битуму составил 0,55 т/сут. На кустовой площадке размером всего в 300 м 2 размещаются групповая замерная установка и групповая распределительная установка для распределения и замера объема пара, закачанного в нагнетательные скважины. При сетке 100x100 м с одного куста охватывается 7,8 га площади продуктивного пласта. До трети

или половины проектной глубины скважину проводят вертикально, а ниже стволы отклоняются в сторону запроектированных забоев. Добываемая продукция в виде смеси битума, воды и газа отправляется по трубопроводу на центральный пункт подготовки. Вода из пункта подготовки направляется в парогенераторы, обеспеченность которых попутной водой составляет 70-80%. Остальная часть воды добавляется из различных пресноводных источников. На битумных месторождениях из-за высокой вязкости битума гидродинамическая связь между нагнетательными и добывающими скважинами затруднена. В связи с этим битумные месторождения должны разрабатываться по площадной системе, при которой вначале все скважины работают в цикл ическом режиме "закачха-выдержка-отбор". В последующем при возникновении гидродинамической связи выбирается нагнетательная скважина с учетом геолого-физических условий. Паротепдовое воздействие в сочетании с циклической обработкой скважин представляет двухэтапный процесс. На первом этапе циклической обработке подвергаются как добывающие, так и нагнетательные скважины. Добыча битума производится за счет сравнительно кратковременного воздействия на пласт. Это приводит к раздренированию пласта и повышает приемистость нагнетательных скважин. На втором этапе производится закачка пара в нагнетательные скважины в количестве 0,9-1,5 от объема пор и создавшаяся тепловая оторочка проталкивается водой. Для контроля за выработкой пластов и экологическим состоянием природной среды при разработке месторождений природных битумов с использованием теплового воздействия предлагается методика, основанная на измерении потенциалов электрических полей.

Многие месторождения Волго-УральскоЙ зоны вступили в позднюю стадию для которой в условиях использования искусственного или естественного активного водонапорного режима характерна добыча большого объема попутной пластовой воды. Перекачка, промысловая подготовка и утилизация этой воды требуют значительных материальных затрат и повышают экологическую нагрузку в регионе нефтегазодобычи. Это предопределяет важность решения проблемы ограничения притока воды применением осадкообразующих и гелеобразующих технологий. Одним из путей ограничения добычи попутной воды является качественное проведение водоизоляционных работ на скважинах. Им предшествует достоверное пр огнозирование причины обводнения продукции, разработка рецептуры изол яционного материала и технологии работ, а также создание методов контроля за результатами их внедрения на скважинах.

Комплексная технология селективной изоляции пластовых вод с поел едующей обработкой продуктивного пласта используется на скважинах с выс окой обводненностью продукции (90% и более), нередко длительное время пр остаивающих в ожидании ремонта. Обычно изоляцию пластовых вод проводят через перфорационные о тверстия в эксплуатационной колонне скважины с последующим разбуриванием цементного моста в интервале фильтра и повторной перфорацией проду ктивного пласта. При этом слабо проявляется селективность водоизолирукяцих реагентов. В связи с этим затрудняется изоляция непосредственного источника обводнения с сохранением проницаемости нефтенасьпценного интервала. Предлагаемая комплексная технология обеспечивает проведение водоизоляционных работ, направленных непосредственно на обводнившийся интервал с разобщением зумпфа скважины отсекающим устройством, а эксплуатационного фильтра- пакерующим устройством. С помощью специального фильтра создается полимерный водоизол яционный экран, с последующим отключением фильтра цементированием, одновременным бесперфораторным вскрытием и направленной обработкой пр изабойной зоны продуктивного пласта. Перечисленные работы выполняются за один спуск инструмента. Рекомендуемая технология водоизоляционных работ болре эффективна и менее трудоемка (успешность базовой технологии составляет 45-50%, а новой - 84%) и исключает недостатки существующей.

В ПЯТОЙ ГЛАВЕ рассмотрены результаты исследований по совершенствованию методов вскрытая пласта, освоению скважин и стимуляции притока к скважинам на залежах с трудноизвлекаемыми запасами.

В течение всего периода существования скважины призабойная зона пласта подвергается негативному воздействию различных технологических жидкостей. Вскрьгтие продуктивных пластов бурением по общепринятой технологии неизбежно сопровождается снижением их естественной продуктивности. Это прежде всего обусловлено проникновением в прискважинную зону коллектора фильтрата и твердой фазы промывочной жидкости. По разным источникам глубина проникновения твердой фазы составляет от 3-5 мм до 20 см и зависит от коллекторских свойств пласта. Фильтрат же проникает на большую глубину 0,4-1м или даже до 3-28 м.

Работы по обеспечению высокого качества вскрытия пластов и заканчивания скважин охватывают в АО "Татнефть" два направления:

-создание оптимальных рецептур промывочных жидкостей, обеспечивающих сохранение начальных свойств коллектора;

-разработка комплексных технологий сохранения и повышения фильтрационно-емкостных свойств коллектора на стадии первичного и вторичного вскрьггия , а также освоения скважин.

Успешно проходит промышленное опробование комплексная технология заканчивания и освоения скважин, включающая:

-первичное вскрытие продуктивной толщи на полимерных безглинистых или полимерных с химически активной твердой фазой растворах;

-проведение прострелочно-взрывных работ в открытом стволе скважины; -спуск и цементирование эксплуатационной колонны с применением полимерцементных составов, обеспечивающих сохранность коллектора;

-вторичное вскрытие пластов и кислотная обработка призабойной зоны. Наибольшее распространение при вскрытии пластов получили растворы на водной основе с использованием глин кальциевого типа. Однако, такие глинистые растворы имеют повышенную толщину глинистой корки и водоотдачу. Для предупреждения набухания глинистых компонентов пород при взаимодействии с фильтратом бурового раствора и образования осадка в порах пласта разработана рецептура бурового раствора на основе минерализованных вод. В качестве водной фазы использована минерализованная пластовая вода плотностью 1180 кг/м3, обработанная полимером-оксиэтилцеллюлозой. Разработанная технология заканчивания скважин, направлена не только на сохранение коллеггорских свойств, но и на обеспечение при первичном вскрытии подготовки продуктивных пластов к кислотным обработкам. Технология включает выполнение следующих операций:

-формирование высокопроницаемой призабойной зоны проведением взрывных работ в открытом стволе скважин перед их креплением в среде полимерных растворов с химически активной твердой фазой;

-проведение кислотных обработок призабойной зоны на стадии освоения. На промыслах Татарстана также испытана и внедряется технология, представляющая собой комплекс технологических операций, включающих бурение интервала продуктивных отложений с применением растворов на водной основе, перфорацию в среде раствора ПАВ и работы по интенсификации вызова притока с использованием растворов неионогенных масло- и водорастворимых ПАВ в углеводородных жидкостях (ТЖУ-2).

В последние годы получила развитие тенденция вскрытия продуктивных пластов с регулируемым притоком жидкости на забое: на равновесии либо на депрессия. Такая технология рекомендована для залежей с пластовым давлением ниже гидростатического. Бурение в режиме притока является в АО "Татнефть" новым, прогрессивным и высокоэффективным способом вскрытия пластов. Смысл одного из реализуемых видов этого способа заключается в том, что при определенных условиях вместе с буровым раствором или отдельно для предупреждения проникновения промывочных жидкостей, очистки забоя и удаления выбуренной породы из скважины, а также для охлаждения разрушающего инструмента используются газообразные агенты.

При освоении скважин на залежах с трудноизвлекаемыми запасами эффективной является обработка призабойной зоны углеводородными растворами ПАВ и кислотные обработки. В качестве углеводородной жидкости используется нефть, битумный дистиллят, а в качестве ПАВ - эмультал. Разработанная технология заканчивания скважин позволяет повысить в среднем на 50-70% продуктивные характеристики скважин в диапазоне начальных дебитов 2,5-12,7 т/сут. Новая технология наиболее эффективна для разработки малопродуктивных и слабопронвдаемых терригенных коллекторов. Кислотная обработка на стадии освоения эффективна на карбонатных коллекторах в сочетании с формированием высокопроницаемой призабойной зоны.

Разработка и внедрение при активном участии автора новых технологий обработки призабойной и удаленной зон скважин на залежах в карбонатных коллекторах тесно связаны с предлагаемым новым концептуальным подходом. Анализ экспериментальных и промышленных работ в области совершенствования солянокислотных обработок скважин на месторождениях Татарстана и других регионов позволил выработать концепцию системных солянокислотных воздействий на карбонатные коллекторы. Согласно этой концепции на стадии ввода скважин в эксплуатацию рекомендуется проведение традиционной простой солянокислотной обработки, которая может сочетаться с методами вторичного вскрытия пластов. В дальнейшем реализуются технологии, позволяющие дренировать всю перфорированную толщину пласта. Для этого разработаны и широко используются технология направленной солянокислотной обработки пластов толщиной до 10 м и технология циклической направленной солянокислотной обработки для пластов толщиной более 10 м. Анализ результатов промышленного системного внедрения указанных выше технологий на месторождениях Татарстана позволяет отнести эти способы к физико-химическим методам повышения

нефтеотдачи пластов. Одним из подтверждений этого положения является рост пластового давления практически на всех обработанных скважинах, что свидетельствует о подключении в работу зон, не имевших ранее гидродинамической связи со стволом скважины. Третий этап в системе стимуляции скважин составляют методы глубокого химического воздействия на продуктивный пласт. Разработаны двухкомпонентные рецептуры нефтекислотных эмульсий с регулируемой вязкостью и скоростью реакции. На основе кислотосодержащих составов замедленного химического действия разработана технология глубокой солянокислотной обработки пласта. Сущность технологии заключается в последовательной закачке в скважину расчетных объемов нефтекислотной эмульсии и водного раствора соляной кислоты. Развитием идеи глубоко проникающего физико-химического воздействия на карбонатный пласт явилась новая технология кислотного гидравлического разрыва пласта, основанная на применении загущенных кислотосодержащих рабочих жидкостей. Технология кислотного гидравлического разрыва пласта испытивается с 1992 года на месторождениях АО "Татнефть" и "Удмуртнефтъ". Положительные результаты, полученные на 80 скважинах, эксплуатирующих башкирские и верейские горизонты, позволили приступить к промышленному внедрению новой технологии при значительно меньших затратах по сравнению с зарубежной технологией гидравлического разрыва пласта..

Одним из высокоэффективных способов интенсификации добычи нефти и увеличения коэффициента кефтеизвлечения слабопроницаемых коллекторов с низкой продуктивностью является гидроразрыв пласта. С 1991 по 1994 год на Ромашкинском месторождении выполнены 190 операций по гидравлическому разрыву пласта, в том числе 19 операций - на Абдрахмановской площади с целью оценки возможности интенсификации добычи нефти в поздней стадии эксплуатации многопластового объекта.. Осуществлено сопоставление эксплуатационных характеристик скважины №8902 опытного участка, на котором выполнен гидравлический разрыв пласта, и сходной по геолого-промысловой характеристике скважины № 8904 участка, где операция не проводилась. За период с августа 1990 года по декабрь 1994 года на скважине № 8902 добыто 4599 т нефти и 8925 т жидкости, а на скважине № 8904 - 1954 т нефти и 3477 т жидкости. Прирост добычи нефти от гидравлического разрыва пласта по скважине № 8902 составляет 2645 т.

В числе новых и перспективных методов, применяемых на месторождениях

Татарстана в последние годы, является сейсмоакустическое воздействие.

\

Сейсмоакустическое воздействие основано на • использовании упругих волн, возбуждаемых в скважине против продуктивного пласта. Сейсмоакустическое воздействие в условиях сложного напряженного состояния пород вызывает сейсмоакустическую эмиссию, сопровождаемую возникновением трещин, на больших удалениях от скважины. Возникновение новых трещин на менее выработанных участках, не вовлеченных в эксплуатацию, приводит к снижению обводненности, увеличению охвата выработкой и в результате к увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

Под руководством и активном участии автора разработана новая технология комплексного акустико-химического воздействия на призабойную зону, основанная на синхронизации во времени ряда физических эффектов:

-термоакустических полей в ультразвуковом диапазоне, отмыва органоминеральных загрязнений специальным составом, гидрофобизации поровых каналов в нефтяных скважинах, повышения полноты очистки пласта за счет поддержания оптимального гидродинамического режима обработки. В АО "Татнефть" технология успешно внедряется с 1996 года. Использование технологии комплексной стимуляции скважин на бездействующем нерентабельном фонде обеспечивает устойчивые режимы работы их с дебитами нефти 5-8 т/сут. Приемистость нагнетательных скважин возростает в 2-2,5 раза. Для интенсификации добычи нефти широко применяется, так называемая, депрессионно-репрессионная технология обработки призабойной зоны скважины в импульсном режиме.

Автором выполнен анализ эффективности технологий стимуляции скважин. В АО "Татнефть" применяются разнообразные методы стимуляции притока нефти к скважинам. На породы призабойной зоны оказывают механическое, химическое, физическое и комбинированное воздействие с целью вовлечения в разработку слабопроницаемых нефтенасьпценных интервалов. Ухудшение условий для притока воды достигается гидрЬфобизацией поверхности пор водопроводящих зон закачкой в эти зоны закупоривающих веществ и композиций реагентов.

В Татарстане в последние годы применяются 32 технологии на основе 23 различных реагентов. Анализ эффективности этих технологий показал что по отдельным опытным участкам было добыто от 230-250 до 6500-7000 тонн дополнительной нефти при продолжительность эффекта 0,5 до 5 лет. Выяснилось, что среди этих технологий более эффективными оказываются те, которые одновременно обеспечивают расширение охвата глубскозалегаюших зон пласта воздействием и лучший отмыв остаточной нефти

из заводненного объема.

К высокоэффективным следует отнести технологии по закачке водных растворов на основе полимеров, оксиэтшгцеллюлозы, микробиологическому воздействию. Достаточно эффективными оказались технологии с применением неионогенных и ионогенных анионоакгивных ПАВ, тринатрийфосфата , алкилированной серной кислоты и композиций на нх основе, а также сейсмоакустическое воздействие, При применении же технологий с воздействием на участки вблизи призабойной зоны пласта эффективность оказывается недостаточно высокой. К таким технологиям следует отнести, например, закачку вязкоупругих систем, биополимера, высокомодульного жидкого стекла, композиций углеводородных жидкостей и резиновой крошки. В связи с этим для дальнейшего внедрения следует рекомендовать технологии с обеспечением воздействия на нефть в удаленных зонах с охватом большого объема нефтенасыщенного интервала пласта. Кроме того, следует иметь в виду, что применение технологии при высокой нефтенасыщенности пласта, как правило, оказывается более эффективным. Эффективность многих технологий выше для терригенных девонских отложений. На залежах карбона эффективность технологий тесно связано с неоднородностью строения эксплуатационных объектов, составом и свойствами пластовых нефтей. С учетом этого следует более тщательно подбирать технологии воздействия на пласты каменноугольных и пермских отложений.

Технологии стимуляции притока жидкости нашли широкое применение. В 1995 г. они осуществлены на 663 скважинах, в 1996гна-768 ив 1997г на-525 скважинах.

В ШЕСТОЙ ГЛАВЕ рассмотрены пути эффективного решения экологических проблем и направления повышения экологической, безопасности нефтегазодобычи на современном этапе.

Разработка нефтяных месторождений обычно сопровождается загрязнением воздуха различными вредными примесями, водных источников и грунта - нефтью и сточными водами. В последние годы в общей добыче увеличивается доля тяжелых экологически более опасных сернистых нефтей, объемы сероводородсодержащих пластовых вод и сернистого нефтяного газа. При разработке залежей вязких нефтей и битумов скважинными тепловыми методами изменяется термоградиент по разрезу, химический состав воды и ухудшается ее качество в вышележащих водоносных горизонтах. Атмосферный воздух загрязняется сероводородом и меркаптанами.

Негативно сказывается и старение нефтепромысловых сооружений и оборудования, которые эксплуатируются уже более 35-40 лет.

В АО "Татнефть" под руководством и непосредственном участии автора была разработана комплексная программа "Экология - 90-95". Положения этого документа получили дальнейшее развитие в программе " Экология 1996-2000". Программы явились базовыми документами для деятельности всех подразделений АО "Татнефть" в области охраны окружающей среды на современном этапе разработки нефтяных месторождений Татарстана. Для реализации программы в 320 населенных пунктах на территории деятельности АО "Татнефть" созданы посты для санитарного надзора за состоянием окружающей среды. Целевыми исследованиями выявлены источники и причины загрязнения воды и воздушного бассейна. В результате комплекса исследовательских работ установлено, что загрязнение вод происходит в связи с осложнениями в технологии разработки нефтяных месторождений, из-за порывов водоводов сточных вод в системе поддержания пластового давления в 46% случаях; в процессе капитального ремонта скважин - в 23 %; из-за межпластовых перетоков - в 10 %; в результате негерметичности земляных амбаров - в 15 % и прочих причин - 6% случаев. Установлено, что 90% выбросов углеводородов в атмосферу дают технологические резервуары и 8% - потери при сборе попутного нефтяного газа. Выявлено, что 50 % выбросов сернистого ангидрида составляют продукты сгорания кислых газов и факелах и около 35 % -выбросы от сжигания попутного сероводородосодержащего газа.

Разработка залежей трудноизвлекаемых запасов с применением различных методов интенсификация добычи, повышение уровня защищенности водоносных объектов, особенно содержащих пресные воды, обусловили необходимость применения усиленных конструкций скважин.

Проблема коррозии нефтепромыслового оборудования в Татарстане, как и в других нефтяных регионах страны, возникла в связи с началом использования промысловых сточных вод в системе поддержания пластового давления. На основе анализа эффективности применяемых разнообразных методов антикоррозийной защиты еще в конце 70-х годов доказана высокая надежность использования оборудования и сооружений с применением защитных покрытий, в основном на неметаллической основе. Доказана целесообразность, организовано и продолжает наращиваться производство металлопластмассовых труб. В настоящее время в системе утилизации нефтепромысловых сточных вод находятся в эксплуатации более 5 тыс.км защищенных

от внутренней и внешней коррозии труб. В результате аварийность снизилась в три раза. Важным направлением является повторное использование старых трубопроводов.

Большое внимание уделяется в АО «Татнефть» очистке газа. До подачи на переработку сернистый газ проходит через три установки сероочистки. Для значительного сокращения выбросов в атмосферу разработана и внедрена новая технология улавливания легких фракций углеводородов. В последние годы наблюдается значительное улучшение атмосферного воздуха, в связи с чем число анализов, выявлякнцих превышение ПДК, существенно сократилось.

Разбуривание и обустройство нефтяных месторождений и залежей влечет за собой отвод больших площадей земель. В начале 80-х годов в пользовании объединения "Татнефть" находилось более 55 тыс.га земель. За последнее десятилетие площадь их сократилась до 38,8 тыс.га, в то время фонд пробуренных скважин за этот период вырос в 1,3 раза. Все это достигнуто благодаря упорядочению отвода и возврата земель, строгому соблюдению норм, рациональному размещению объектов и сооружений. Отвод земель под бурение и обустройство скважин и затраты, связанные с использованием земель, в значительной степени сокращены из-за внедрения кустового метода строительства и бурения горизонтальных скважин. В АО "Татнефть" впервые в отрасли разработаны технологии рекультивации земель, загрязненных нефтепромысловыми сточными водами и нефтью.

Ежегодно по нефтепромысловым трубопроводам перекачиваются сотни миллионов кубометров нефти и технологической жидкости, содержащих в значительных количествах коррозионно-активные компоненты: сероводород, двуокись углерода, ионы хлора и др. С целью предотвращения коррозионного износа нефтяных коммуникаций совершенствуются существующие и разрабатываются новые методы защиты оборудования путем создания:

-новых материалов покрытий, менее склонных к накоплению асфальто-смолопарафиновых компонентов нефти;

-новых методов удаления асфальто-смолопарафиновых отложений (АСПО); -методов контроля осаждения и удаления отложений на нефтепромысловых трубах и насосных штангах;

-методики и организации сервисной службы по диагностике технического состояния трубопроводов;

-ингибиторов коррозии, бактерицидов на базе местного сырья;

-новых материалов для повышения качества наружной изоляции и др. В АО "Татнефть" построены и функционируют цеха по покрытию насосно-компрессорных труб (НКТ) производительностью 400 км в год и по изготовлению металлопластмассовых труб с общей производительностью более 2000 км в год. В результате применения защитных мероприятий порывы напорных нефтепроводов в АО "Татнефть" уменьшились с 0,23 до 0,18 порыв./км.

Подготовка нефти, добываемой на месторождениях АО "Татнефть", осуществляется на 25 установках, в том числе девонской нефти - на восьми установках комплексной подготовки нефти и шести термохимических установках, а на одиннадцати установках - высокосернистой нефти. Известно, что основными источниками выбросов легких углеводородов (до 1%) в атмосферу являются технологические, товарные и буферные резервуары на товарных парках. С целью предотвращения выбросов на резервуарах АО "Татнефть" смонтированы и функционируют системы улавливания легких фракций, экологическая обстановка на объектах подготовки нефти АО 'Татнефть" ежегодно улучшается благодаря внедрению в широких промышленных масштабах технологических, технических и организационных мероприятий.

Широкое использование в системе ППД нефтепромысловых сточных вод, содержащих коррозиояно-активные компоненты, в значительной мере снижает надежность и долговечность трубопроводных систем, насосного оборудования, блоков, напорных гребенок, запорных арматур. За последние годы выполнен большой объем работ по созданию коррозионно-стойких покрытий для оборудования и трубопроводов. Использование металлопластмассовых труб (МПТ) для реконструкции и капитального строительства трубопроводов позволило снизить аварийные порывы за последние десять лет в 4,2 раза. Повышение надежности работы объектов и оборудования осуществляется в следующих направлениях:

-применение более совершенных коррозионно-стойких покрытий поверхности оборудования и трубопроводов;

-сокращение коммуникаций системы ППД с применением насосных установок малой производительности (150-2500 м3 в сутки и давлением нагнетания 10-25 МПа) для индивидуальной и групповой закачки пресной и сточной вод с организацией предварительного сброса попутно добываемой воды, ее очистки и закачки в ближайшие нагнетательные скважины;

-поиск совершенных технических средств для учета закачки воды по каждой группе скважин, а также объектам разработки;

-организация сервисного обслуживания насосных агрегатов объемного и динамического действия для закачки воды, ремонт запорной и регулирующей арматуры с антикоррозионным покрытием;

-защита обвязки скважин и КНС (БКНС) от замораживания, работы на нагнетательных скважинах с пакером-отсекателем и футерованными НКТ.

Важное внимание в программе уделено на обеспечение экологической безопасности при строительстве, ремонте и ликвидации скважин. Свыше 50% объемов буровых работ в АО 'Татнефть" производятся та землях активного сельскохозяйственного и лесного пользования. С целью улучшения экологической обстановки в районах ведения буровых работ предлагается комплекс мероприятий по предотвращению загрязнений и засолонения почв и водоемов. К этим мероприятиям относится применение усложненной конструкции скважин в пределах верхних горизонтов питьевых вод, гидроизоляция земляных амбаров, оснащение буровых установок закрытыми циркуляционными системами, кустовое строительство скважин, исключение применения нефти в качестве смазывающей добавки к буровым растворам, регенерация отработанного бурового раствора закачка отходов бурения в поглощающие горизонты и использование отходов бурения в других целях.

Технологические ремонтные операции производятся по замкнутой схеме с применением земляных амбаров, изолированных полиэтиленовой оболочкой, закрытых циркуляционных систем, герметизирующих сальниковых устройств, быстросъемных трубных соединений, предотвращающих попадание технологических жидкостей и других материалов на почву. Одной из концепций утилизации жидких отходов от технологических процессов нефтедобычи в АО "Татнефть" является их закачка в поглощающие горизонты фаменского яруса. Это осуществляется через специально пробуренные скважины. Для определения условий скважинной утилизации учтены все методы, применяемые на промыслах Татарстана. Это позволяет определять всевозможные сочетания различных реагентов в жидких отходах и объемы отходов. В 1994 году завершена разработка и освоен выпуск природоохранного оборудования для подземных ремонтов скважин. В комплекс входит: циркуляционная емкость из трех отделений, устройство по очистке внешней поверхности колонны НКТ от любой скважинной жидкости при подъеме труб из скважины, а также устройство по

предотвращению разбрызгивания скважинкой жидкости при подъеме НКТ, когда не срабатывает сливной кран.

Наиболее перспективной и экологически безопасной является биологическая рекультивация путем использования и активизации жизнедеятельности почвенных микроорганизмов и внесения специальных биопрепаратов содержащих нефтеокисляющие микроорганизмы. Применение биологической рекультивации в комплексе с агрохимическими и агротехническими мероприятиями резко повышает их общую эффективность.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1.Изучены распределение остаточных запасов углеводородного сырья основных регионов нефтегазодобычи в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и особенности геологического строения и размещения залежей нефти. На этой основе дана классификация я выполнена количественная и качественная оценка трудноизвлекаемых запасов нефти.

2-Показано, что интенсивное падение добычи нефти на поздней стадии происходит не только за счет истощения запасов по эксплуатационным объектам, но, главным образом, за счет изменения структуры остаточных запасов. При этом, чем больше доля трудноизвлекаемых запасов нефти, тем при более низкой суммарной добыче начинается снижение темпов отбора от начальных извлекаемых запасов. Задача стабилизации добычи нефти во многом может быть решена не только совершенствованием систем разработки по повышению эффективности выработки запасов в водонефтяных зонах, в пластах с незначительной нефтенасыщенной толщиной, слабопроницаемых коллекторах и маломощных пластах (линзах, тупиках и застойных зонах) в отложениях девона, но и созданием прогрессивных технологий по выработке запасов в залежах с высоковязкой нефтью как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах каменноугольных отложений. По этой группе трудноизвлекаемых запасов установлено более значительное влияние плотности сетки скважин, систем заводнения, режимов работы скважин на нефтеизвлечение и водонефтяной фактор.

З.На основе анализа эффективности гидродинамических методов повышения нефтеизвлечения пластов с трудноизвлекаемыми запасами установлено:

-обеспечение выработки остаточных запасов на поздней стадии возможно путем создания замкнутых систем заводнения с формированием на залежах зон стягивания контуров нефтеносности;

-повышение темпов отбора и конечного нефтеизвлечения в 2-3 раза по сравнению с естественным режимов для залежей с вязкостью нефти 60-120 мПа.с возможно с использованием нестационарного заводнения;

-предел эффективного применения метода повышения давления нагнетания связан с физико-химическими свойствами нефти. На залежах смолистых нефтей он составляет до 0,70-0,80, а на залежах высокосмолистых нефтей - до 0,55-0,65 горного давления.

-форсирование отбора жидкости сопровождается вовлечением- в активную выработку дополнительных запасов и приводит к повышению коэффициента нефтеотдачи. Применение форсированного отбора требует реконструкции системы сбора и закачки воды, бурения скважин большого диаметра, внедрения насосов высокой производительности. Однако внедрение метода на поздней стадии ведет к повышению экологической нагрузки на окружающую среду из-за порывов трубопроводов. Для достижения запланированного коэффициента нефтеизвлечения лучше использовать методы регулирования фильтрационных потоков.

4.На месторождениях природных битумов разработаны, апробированы и рекомендованы для дальнейшей реализации следующие технологии с применением тепловых методов:

-инициирование внутрипласгового горения термогазовым генератором, высокочастотным электромагнитным полем, а также с помощью пара и электронагревательной установки УЭСК-ЮО;

-низкотемпературное окисление путем термоциклического воздействия паром; -термоциклическое воздействие парогазом.

5.Научно обоснован комплекс физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения путем регулирования подвижностей нефтяной и вытесняющей фаз для нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Разработаны критерии выбора объектов для реализации методов увеличения нефтеизвлечения пластов для разных групп грудноизвлекаемых запасов. Показаны наиболее перспективные методы и эффективность применения новых композиционных систем с широким спектром нефтевытесняющих свойств.

6.С учетом геолого-физических характеристик залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами обоснованы системные технологии вскрытия пластов и освоения скважин. Определены пути предупреждения загрязнения и методы обработки призабойной зоны скважин, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств пласта и увеличение естественной проницаемости. Предложен комплекс технологий стимуляции притока жидкости и повышения нефтеизвлечеяия карбонатных коллекторов.

7.Разработана комплексная программа "Экология 1996-2000", в которой определены направления и предусмотрены основные организационно-технические и технологические мероприятия по обеспечению экологической безопасности населения, охраны недр и окружающей среды от возможных вредных воздействий, связанных с эксплуатацией месторождения. Определены источники загрязнения природной среды при освоении запасов углеводородного сырья, разработаны и внедрены мероприятия по улучшению состояния природной среды. Показана экологическая эффективность внедрения этих мероприятий.

8.По лучило дальнейшее развитие комплексная система разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородного сырья, включающая следующие элементы, единые для различных типов коллекторов:

-обоснованное выделение на малопродуктивных и оптимизация объединения залежей в эксплутационные объекты на крупных месторождениях;

-оптимизацию плотности сетки скважин;

-развитие традиционного стационарного и применения различных модификаций нестационарного заводнения в сочетании с изменением направлений фильтрационных потоков жидкости в пласте;

-применение системы разработки эксплутационных объектов с бурением скважин с горизонтальным стволом в продуктивной части пластов;

-обоснованное применение новых методов повышения полноты извлечения углеводородного сырья;

-широкое использование более совершенных методов вскрытия и интенсификации потока;

-выбор и применение экологически чистых технологий.

Кроме того, для залежей нефти в карбонатных коллекторах установлено ,что:

- определяющее влияние на процессы вытеснения нефти имеют рациональное сочетание методов глубокой и прискважинной обработки пласта , с применением в качестве основной компоненты соляной кислоты;

-проектирование разработки залежей должно осуществляться после предварительного выяснения местоположения зон и направлений трещиноватости для размещения нагнетательных и добывающих скважин на залежи. Нагнетательные скважины не должны располагаться в узких зонах разуплотнения, имеющих большую протяженность;

-использование эффективных вторичных методов вскрытая пласта с целью сохранения начальной продуктивной характеристики пласта.

Комплексная технология признана широкой научной общественностью Татарстана (присуждена Государственная премия РТ), внедрена на многих месторождениях и дала значительный экономический эффект. В результате внедрения этой технологии получен прирост запасов нефти в Татарстане около 400 млн.т. и остаточных извлекаемых запасов с 39% до 50%, а темпы разработки трудноизвлекаемых запасов от начальных извлекаемых до 3-5% в год при достижении коэффициента нефтеотдачи 30-40%, дополнительная добыча нефти составила 335 млн.т.

Дополнительная добыча нефти за счет' разработок автора по актам внедрения составила 5742 тыс.т

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

МОНОГРАФИИ И ОБЗОР-БРОШЮРЫ 1. Программа «Экология» по улучшению состояния охраны недр и окружающей среды на териитории деятельности производственного предприятия «Татнефть» на 19901995 годы / Галеев Р.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Муслимов Р.Х. и др. - г. Альметьевск: КИВЦ АО «Татнефть», 1990. -152 с.

2. Техногенез и экологический мониторинг юго-востока Республики Татарстан I Галеев Р.Г., Муслимов . Р.Х., Васянин Г.И. и др. - Казань: КГУ, 1995—244 с.

3. Галеев Р.Г., Юсупов И.Г. Экологические аспекты современной стадии разработки нефтяных месторождений Татарстана. - Альметьевск, КИВЦ АО «Татнефть», 1995. -Юс,

4. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. -М.; КУбК-а, 1997.-352 с.

5. Галеев Р.Г. Опыт применения полимерного заводнения и его разновидностей на нефтяных месторождениях. -Альметьевск, 1998.-34 с.

НАУЧНЫЕ СТАТЬИ

1.Галеев Р.Г., Юмадилов A.A., Газизов А.Ш. Некоторые особенности технологии изоляции подошвенных вод с использованием гипана // Нефтяник,- 1972,-№ 10,-С. 15-16.

2. Галеев Р.Г., Ткачеико И.А., Токарев М.А. Метод оценки нефтенасьпценности пласта //Нефтяное хозяйство.-1980,- № 4,- С. 34-36.

3. Дияшев Р.Н., Галеев Р.Г., Соскннд Д.И. Облагораживание или переработка на месте добычи - неизбежное будущее Татарской нефти // НТЖ. Нефтепромысловое дело. -1993.-№ 10.-С.16-18.

4. Surface Control on Thermal Front Movement in FirefloodingProcess / Diyashev R.N., Galeev R.G., Kondrashkin V.F., Shvydrin E.R. // 1993 SPE International Thermal Operation Symposium, 8-10 Ftbruary 1993, Bakersfield, California, USA: Society of Petroleum Engineers, - p. 343 -357.

5. Галеев Р.Г. Наш девиз: крепить союз науки и практики // Нефть и наука. -Казань: ФЭН, 1993.-С.5-11.

6. Галеев Р.Г., Дияров И.Н., Дияшев Р.Н. О разработке концепции переработки высоковязких, тяжелых нефтей и природных битумов Татарстана //Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка). Нефть и бшумы: Международная конференция , 4-8 окт.,1994 г., Казань: Сборник трудов в 6-тн т. Т.6.- Казань,1994,- С.1860-1868.

7. К вопросу о влиянии свойств пластовой высоковязкой нефти на выбор системы разработки залежи / Сулейманов Э.И., Муслимов Р.Х., Галеев Р.Г., Фархуллин Р.Г. // Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка). Нефть и битумы: Международная конференция., 4-8 окт., 1994г., Казань. Т-3.-Казань, 1994.- С.960-969.

8. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Галеев Р.Г. Комплекс технологий стимуляции работы скважин и повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов // Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка). Нефть и битумы: Международная конференция., 4-8 окт., 1994 г., Казань. Т.2 - Казань, 1994.-С.638-648.

9. Оценка технологической эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти / Муслимов Р.Х., Галеев Р.Г., Хусаанова A.A. и др. II Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и битумов (добыча и переработка). Нефть и битумы: Международная конференция., 4-8 окт., 1994г., Казань. Т.2.-Казань,1994,-С.442-452.

10. Повышение эффективности заводнения с применением физико-химических методов /Закиров А.Ф., Панарин А.Т., Абдулмазитов Р.Г., Галеев Р.Г. // Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка): Международная конференция., 4-8 окг., Казань,1994 г. Т.З.-Казань.С.853-855.

11. Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И. Проблемы совершенствовашш научных основ разработки нефтяных месторождений Сборник трудов // Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов: Сборник трудов. - г.Альметьевск, 1994г, С.18-23.

12. Галеев Р.Г., Дияшев Р.Н., Мусабирова Н.Х. Экспертная оценка перспективы применения методов увеличения нефтеизвлечения на месторождениях Татарстана // НТЖ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1995.-К» 7.-С. 49-53.

13. Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х. Состояние нефтяной промышленности Татарстана и пути высокоэффективной разработки месторождений на поздней стадии освоения нефтяных ресурсов 1! Нефтяное хозхнство.-1995.-№ 12. -С.26-34.

14. Combustion Process with Chemical Injections / Galeev R.G., Diyashev R.N., Saffarova F.M., Volkov I.V. // Heavy Crude and Tar Sands -Combined In-Situ Sixth UNITAR International Conference on Heavy Crude and Tar Sands. 12-17 February, 1995, -Houstion, Texas, USA. -P. 190-191.

15. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти / Муслимов Р.Х., Галеев Р.Г., Сулейманов Э.И. и др. И Нефтяное хозяйство. - 1996. -№ 6.-С.23-26.

16. Галеев Р.Г. Развитие АО "Татнефть" в новый условиях // Нефтяное хозяйство. -1996,- Ks 12.-С.6-7.

17. Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х. Состояние нефтяной отрасли Татарстана и пути высокоэффективной эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии освоения нефтяных ресурсов региона Н Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Состояние, проблемы и пути их решения: Материалы совещания: г.Альметьевск, сент. 1995 г. -М.: ВНИИОЭНГ, 1996.-С. 70-92.

18. Основные направления природоохранной деятельности в АО "Татнефть" /Галеев Р.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Муслимов Р.Х., и др. //Нефтяное хозяйство. -1996.- № 12,-С. 73-75.

19. Анализ состояния разработки залежей высоковязкой нефти и создание технологий по повышению коэффициента нефтеизвлечения / Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г и др. // Системный анализ процессов разработки нефтяных месторождений и транспорта нефти и нефтепродуктов, -Уфа, 1996. -С. 8-10.

20. Галеев Р.Г., Хабябуялин З.А. Эффективность заводнения месторождений аномальных нефтей в неоднородных коллекторах // Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в вузе ( к 40-летию высшего нефтяного образования в Республике Татарстан): Тезисы докладов научно- практической конференции. - Альметьевск. 1996, С. 26-29.

21. Галеев Р.Г. Влияние темпа разработки нефтяных залежей на нефтеотдачу //Межвузовский сборник научных статей "Нефть и газ",- 1997. - №1- С.20-22.

22. Галеев Р.Г., Хабибуялин З.А., Шейх-Али Д.М. Динамика свойств и состава пластовых остаточных нефтей // Изв.ВУЗов"Нефть и газ".-1997,- №6- С.99.

23. Галеев Р.Г., Дияшев Р.Н. О долгосрочной перспективе развития нефтяной отрасли республики Татарстан // Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения: Материалы семинара-дискуссии. Бугульма, 27-28 мая 1996 г. -Казань: Новое Знание. - 1997.-С. 24-40.

24. Галеев Р.Г. Повышение нефтеотдачи пластов - реальная основа стабилизации добычи нефти в республике Татарстан на длительный период //Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения: Материалы семинара-дискуссии. Бугульма, 27-28 мая 1996 года. - Казань: Новое Знание. - 1997.-С.З-8

25. Учет особенностей геологического строения при разработке залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах (на примере месторождений Татарстана) / Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Галеев, Р.Х. Муслимов, и др..// Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тезисы докладов. Второй Международный Симпозиум, Санкт-Петербург 23-27 июня 1997.-С.-Перербург,1997. С. 30-31.

26. Проблемы освоения запасов нефти в карбонатных коллекторах Татарстана / Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Галеев, Р.Х. Муслимов, и др..// Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тезисы докладов. Второй Международный Симпозиум, Санкт-Петербург 23-27 июня 1997.-С.-Перербург,1997. С. 66.

27. Галеев Р.Г., Дияшев Р.Н. О долгосрочной перспективе развития нефтяной отрасли Республики Татарстан // Концентрация развития методов увеличения нефтеизвлеченкя: Материалы семинара-дискуссии. -Бугульма (27-28.05.1996), Казань: Новое знание.-1997,- С.24-40

28. Галеев Р.Г.,Тахаутданов Ш.Ф. Результаты и перспективы реализации программы экологической безопасности в АО «Татнефть» // Актуальные экологические проблемы Республики Татарстан: Тез.докл. Ш Республиканской научной конференции. -Казань, 1997.- С.22-23

29. Галеев Р.Г, Хисамов P.C. Ромашкинское месторождение. Технология освоения. //Нефть и капитал, 1998.-№ 6-7.-С.40-42

30. Состояние и перспективы совершенствования вскрытия и освоения низкопродуктивных коллекторов на месторождениях АО «Татнефть» /Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х. Юсупов И.Г. // Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин. Материалы семинара дискуссии: г. Уфа, 5-6 декабря 1996 г.. Уфа: УГНТУ, 1998. С.32-33

31. Исследование минерального состава и причин отложений солей в нефтепромысловом оборудовании / Галеев Р.Г., Дияшев Р.Н., Сатарова Ф .М., нотапов С.С. //Нефтяное хозяйство.-!998.- я»5.-С.41-45.

32.Галеев Р.Г. Резервы повышения сырьевой базы нефтяной промышленности Татарстана //Геология, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади: Сб.научн.трудов. Вып.2 / под. Ред. Р.С.Хисамова. - Уфа: УГНТУ, 1998.- С.5-12.

33.Галеев Р.Г. Нетрадиционное направление решения проблемы стабилизации добычи нефти в АО «Татнефть» //Геология, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади: Ст. научн.трудов. Вып.2 / Под ред. Р.С.Хисамова. -Уфа: Изд-во УГПТУ, 1998.-С.13-18,

34.Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах гранулярного типа ограничения толщины / Р.Г.Галеев, Э.И.Сулейманов, Р.С.Хисамов, Р.Г.Фархуллин

//Геология, разработка и эксплуатация Абдрахмановской площади: Сб.научн.трудов. Вып. 2/ Под ред. Р.С.Хисамова.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998.-С.21-22.

35.Галеев Р.Г, Будущее - за нефтью с больших глубин // Перспективы нефтегазоносности кристаллического фундамента на территории Татарстана и Волго-Камского региона: Тр.научн.-практ.конф. .посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения. Казань, 18-19 декабря 1997 г.- Казань: Новое Знание, 1998.-С.З-6.

36.Горизонтальные скважины - система разработки, техника и технология бурения /Р.Г.Галеев, Ш.Ф.Тахаутдинов, Р,Х.Муслимов, Р.С.Хисамов, Э.И.Сулейманов, И.Г.Юсупов , Р.С.Абдрахманов, Р.Т.Фазлыев //Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий: Тр.научн.-практ.конф.,посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения.Бугульма, 25-26 ноября 1997 года.-Казань: Новое Знание, 1998.-С.202-217.

37.Результаты и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторсжденияхТатарстана /Р.Г.Галеев, Ш.Ф.Тахаутдинов, Р.С.Хисамов, Э.И.Сулейманов, Р.Х.Муслкмов, Р.Р.Ибатуллин //Тр.научн.-практ.конф,посвященной 50-летню открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения. Бугульма,25-26 ноября 1997 года. Казань: Новое знание,1998.С.З-11.

МЕТОДИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ

1. РД 39-0147585 -1.149- 97. Инструкция по строительству, эксплуатации и ликвидации земляных амбаров при бурении и ремонте скважин / Галеев Р.Г. АО " Татнефть"; Срок действия с 1 сентября 1997 до 1 сентября 2002 г.- Альметьевск, 1997г.-

ПАТЕНТЫ:

1. Пат.№ 2066370 "Способ разработки многопластовой нефтяной залежи" RUot 10.09.96, МКИ кл. Е 21 В 43/20 /Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Галеев Р.Г., Хисамов P.C., Фролов А.И., Юсупов И.Г.- Опубл.Б.И.,1996, №25.

2. Пат.№ 2066371 "Способ разработки нефтяной залежи" RU от 10.09.96, МКИ кл. Е 21 В 43/20 ,43/30 // Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Галеев Р.Х., Юлгушев Э.Т., Хисамов P.C., Тазиев М.З. RH от 08.06.95,МКИ кл. Е21В 43/22 -Опубл.Б.И.,1996, №25.

3. ПатЛз 2066372 " Способ обработай ярюабойной зоны скважины RU от 08.06:95,МКИ КЛ.Е21В 43/22 / Мусин MX, Галеев Р.Г, Муслимоа РХ, Тахаугдинов Ш.Ф., Панарин А. Т., Заяягов М.Ш. -Опубл. Б_И.,1996,Ш5.

4. ПатЛа 2072472." Способ нанесения покрытия на металлическую трубу" RU от 25.08.94, МКИ кл. F 16L 58/04 /'Галеев Р.Г., Тахаугдинов Ш.Ф., Загаров М.М., Калачев

' И.О., Корсунскик ВХ, Тазиев МЛ., Магапимов И.Ф., Ляцов Н.И., Хазиахмегов P.C., Войдер АЛ. -Опубл. БЯ.,1997 гЛ&.

5. ЛатЛ» 2095551 «Способ разработки нефтяного месторождения массивного тала» RU от 19.07.95, МКИ кл. Е 21 В 43/20 / Абдулмазитов РХ., Галеев Р.Г., Муслимов РХ., Сулейманов Э.И., Фазяыев Р.Т. -Опубл. БД, 1997^31.

6.Пат.Ха 2100647 «Способ стабилизации выходных параметров гидропоршневой насосной установки» RU от 19.07.95, МКИ юз F04B 23/00, F 15 В 11/22 /Калачев Й.Ф.,

. Галеев Р.Г., Тахаутданов Ш.Ф., Жеребцов Е.П., Загиров М.М., Андреев И.И., Понаморев А.К., Ситников А.Н. -Опубл. БЛ.,1997^»36.

7.Пат.№2101183 «Антикоррозионная лента ».RU от 05.03.1996 г., МКИ кл-В32В 27/30 C09J 129/04 /Галеев Р.Г., Тахаугдинов Ш.Ф., Загиров М.М., Калачев И.Ф., Жеребцов Е.П., Тазиев М.З., Магалимов А.Ф., Лицов Н.И., Хазиахмегов P.C., Войдер ЛЛ. -Опубл. Б.И.Д998.Ш.

8.Пат.№ 2101478 «Способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадия» RU от 06.08.96, МКИ кл. Е 21 В 43/22 /Абдулмазитов. Р.Г., Галеев Р.Г. и

. Хайрегдинов Ф.М. -Опубл. Б.И.,1998^61.

9. Пат.№2105193.<(Гидропр1Шодной насос» RU от 21.06.1996 г, МКИкл. F04B 9/103 / Галеев Р.Г., Тахаугдинов Ш.Ф., Жеребцов ЕЛ., Загиров М.М., Калачев И.Ф., Пономарев А.К., Метлин В.Б., Андреев И.И. -Опубл. Б.И.,1998^2 5.

Ю.Пат. №2106483 «Установка для добычи нефти» RU от 22.05.96, МКИ кл. Е 21 В ч 43/00 /Галеев Р.Г., Тахаутданов Ш.Ф., Жеребцов Е.П., Загиров М.М., Калачев И.Ф.-Опубл.Б.И.,1998Л»7.

Соискатель /(fäf/t /у/у/ РХГалеев

Mguuuu^11