Развитие работ по полимерному заводнению на опытном участке пласта АВ13 Самотлорского месторождения

Works developing on polymer flooding at experimental area of Samotlor field stratum АВ13

V. LITVIN, M. SAMOYLOV, TNK-Nizhnevartovsk JSC,
S. VLASOV, ITIN STU,
Ya. KAGAN, B. KUDRYASHOV, Neftegaztekhnologia CSC

После публикации предварительных результатов начатого на опытном участке пласта АВ13 Самотлорского месторождения эксперимента по биополимерному заводнению [14] к авторам статьи поступили отзывы читателей журнала, обративших внимание на недостаточную обоснованность выбора полимера и неочевидность предложенного авторами физического механизма снижения остаточной нефтенасыщенности. В предлагаемой вниманию читателей статье содержатся ответы на поставленные вопросы и приведены данные наблюдений за развитием эффекта от проводимых работ.

The article contains answers to questions put after publication of the first article of the same authors in our magazine. There are given observation data of effect developing from conducted works.

Обобщение опыта разработки более 300 нефтяных месторождений с различающимися по вязкости нефтями и разрабатываемых в режиме заводнения позволило сотрудникам Американского нефтяного института в середине прошлого века получить корреляционную зависимость коэффициента нефтеизвлечения от соотношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей [1], подтвердив тем самым теоретические выводы о преимуществах изовязкостного вытеснения [2, 3].

Л. Ленорманом [4] выполнены работы с использованием нефтей с различающейся на 3 порядка величиной вязкости. Использование прозрачной нефтенасыщенной модели пласта позволило продемонстрировать изменение водонасыщенности вдоль всей модели, что наглядно иллюстрирует негативное влияние высоких (по отношению к воде) значений вязкости нефти на величину КИН.

При превышении вязкости нефти по отношению к воде (рис 1в) происходит деформация фронта вытеснения с образованием фрактальных структур. Возникают обширные, не охваченные заводнением зоны, дальнейшая выработка запасов этой «защемленной нефти», как свидетельствует промысловый опыт, проблематична.
Рис.1. Визуализация вытеснения нефти водой в прозрачных моделях пласта при различных соотношениях вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей [4]. Графики над фотографиями – распределение водонасыщенности вдоль модели
Очевидное техническое решение – увеличение вязкости вытесняющей нефть жидкости стало возможным в результате бурного развития химии высокомолекулярных соединений и связанного с этим появлением на рынке водорастворимых полимеров с уникальной загущающей способностью. В 1959 г. впервые фирмой Dou Chemical на месторождении «Ниагара» (штат Кентукки, США) был реализован проект полимерного заводнения [5]. Простота и очевидность предложенного тогда физического механизма явления позволили в скором времени разработать компьютерные программы для гидродинамического моделирования разработки с использованием полимерного заводнения. В рамках существовавших в то время представлений о механизме действия полимерных добавок (сводившихся исключительно к увеличению вязкости) к закачиваемой для поддержания пластового давления воды была создана математическая модель и проведены расчеты, основной результат которых сводился к необходимости создания в пласте высокообъемной (около 30% порового объема) оторочки полимерного раствора для получения значимого прироста нефтеотдачи. В условиях имевшего место в конце 80-х снижения цен на нефть и при существовавших ценах на водорастворимые полимеры такая оценка предопределила снижение интереса к этой технологии, несмотря на успешность (технологический эффект) большей части проведенных на протяжении 20 – 25 лет экспериментов. К этому следует добавить, что успешность работ по повышению нефтеотдачи с использованием полимерных растворов по мере увеличения числа реализованных проектов полимерного заводнения, согласно отчетности недропользователей, начала снижаться, и это обстоятельство не получило приемлемого объяснения. С одной стороны, эффект от полимерного заводнения, рассчитанный по показателям работы добывающих скважин, может быть обнаружен лишь по мере продвижения фронта от нагнетательной скважины до добывающей. Этот процесс занимает несколько лет. В течение этого времени на реальном промысле выполняются многочисленные геолого-технические мероприятия, начиная от обработок призабойной зоны с целью ее раскольматации и гидроразрыва пласта до уплотняющего бурения и перевода добывающих скважин под закачку или на другие объекты. Быстрая реакция на эти мероприятия маскирует растянутый во времени эффект полимерного заводнения. С другой стороны, в результате лабораторных исследований фильтрации растворов полимеров, используемых для повышения нефтеотдачи, было установлено, что поведение растворов большинства полимеров не описывается законом Дарси – значение эффективной вязкости растворов, рассчитанное по Дарси кратно (в некоторых случаях более чем на порядок) превышает значение вязкости, измеренной с использованием классических вискозиметров. Удивительно, но это обстоятельство, свидетельствующее о некорректности применения уравнений двухфазной фильтрации несмешивающихся вязких жидкостей для моделирования полимерного заводнения, фактически было проигнорировано разработчиками компьютерных программ. В расчетах стали использовать фиктивную величину – отношение эффективного значения вязкости полимерного раствора, рассчитанное по результатам фильтрационных экспериментов, к значению вязкости, измеренной с помощью капиллярных (и ротационных) вискозиметров, получившую название фактора сопротивления – f. Подход же к выбору полимеров для полимерного заводнения остался прежним. Основное требование – высокая вязкость при малых концентрациях полимера в растворе. Естественно, учитывались при этом и технологические параметры: устойчивость к сдвиговой деградации и термодеструкции, совместимость с пластовыми флюидами, биоразлагаемость и т. п. Однако противоречивость результатов промысловых экспериментов при этом не получила, как указывалось выше, исчерпывающего объяснения. Необъяснимыми оставались и результаты большого числа лабораторных экспериментов, в которых было зафиксировано значительное увеличение (по сравнению с водой) коэффициента вытеснения нефти из нефтенасыщенных кернов и насыпных моделей полимерными растворами, не оказывающими, как известно, влияния на межфазное натяжение.

По-видимому, укоренившееся мнение о «практической» неизвлекаемости остаточной нефти в пласте, обусловленное нерентабельностью добычи нефти с обводненностью более 99%, привело к ошибочным представлениям о том, что крайние точки на зависимостях относительных фазовых проницаемостей нефти от водонасыщенности образца и предопределяют порог остаточной нефтенасыщенности. Именно ошибочность таких представлений привела к тому, что основной объем работ по повышению нефтеотдачи пластов был сконцентрирован лишь на одном направлении – увеличении охвата заводнением за счет совершенствования систем разработки (плотность сетки скважин и их взаимное расположение), а также мероприятиях по компенсации негативного влияния неоднородности коллектора на КИН, путем селективного тампонирования высокопроницаемых, полностью промытых каналов фильтрации. Объем же работ, направленных на снижение остаточной нефтенасыщенности (после кратковременного бума, связанного с применением для доотмыва пласта поверхностно-активных веществ в 70-х годах прошлого столетия), как у нас в стране, так и за рубежом, крайне ограничен. Факт удивительный еще и потому, что научные основы подходов к регулированию остаточной нефтенасыщенности в пласте давно сформулированы. Так, например, в монографии Н.Н. Михайлова с соавторами [6] находим: «Подвижность капиллярно-защемленной ОНН определяется ее структурой и числом капиллярности*. При изменении условий вытеснения ОНН могут также измениться. В частности, при возрастании гидродинамического перепада давления в части наиболее крупных пор локальный гидродинамический градиент давления может превысить локальный капиллярный перепад, и глобула остаточной нефти может приобрести подвижность и выйти из своей поры-ловушки. Далее, соединяясь с другими глобулами, остаточная нефть может образовать связанную систему и приобрести подвижность. Добиться подвижности защемленной нефти можно и другими способами, например, за счет снижения действующего локального капиллярного давления посредством использования ПАВ или за счет повышения вязкости вытесняющего агента. На действии этих факторов основаны некоторые методы увеличения нефтеотдачи пластов»1.

По результатам обработки большого числа лабораторных экспериментов с керновым материалом и насыпными моделями установлено [6], что при малых значениях капиллярного числа (10-7÷10-4), характерных для большинства разрабатываемых в режиме заводнения объектов, остаточная нефтенасыщенность в образце остается неизменной и составляет величину в диапазоне 0,3÷0,37, что находится в полном соответствии с выводами теории перколяции. Однако при более высоких значениях капиллярного числа (N > 10-4) имеет место вытеснение 90 – 95% капиллярно-защемленной нефти. Диапазон критических значений капиллярного числа достаточно широк (более десятичного порядка). Отсюда, в частности, следует и вывод о независимости нефтеотдачи от плотности сетки скважин при использовании достаточно редких сеток; действительно, при двукратном сокращении расстояния между скважинами градиент давления может быть увеличен в 2 – 3 раза, но не более, что явно недостаточно для значимого увеличения N. Десятикратное же уплотнение сетки скважин могло бы обеспечить существенный рост КИН, но рентабельность такого решения в условиях неустойчивой ценовой конъюнктуры проблематична. Существенное увеличение давления закачки для увеличения градиента давления чревато образованием техногенных трещин в пласте, что неизбежно приведет к снижению охвата заводнением и уменьшению КИН. По-видимому, на величину критического значения N оказывают влияние такие параметры системы, как величина смачиваемости породы различными жидкостями и особенности строения пустотного пространства (соотношения продольных и поперечных размеров пор и поровых каналов, их диффузорность-конфузорность и т. п.). Тем не менее во многих конкретных случаях значения капиллярного числа при реализованных системах и режимах разработки достигает значений порядка 10-5÷10-4. В такой ситуации десятикратное увеличение фильтрационного сопротивления вытесняющей жидкости на порядок увеличит N и «освободит» значительную часть капиллярно-защемленной нефти. Многочисленные лабораторные эксперименты по вытеснению нефти из кернов полимерными растворами, как правило, свидетельствуют о значительном увеличении (по сравнению с водой) коэффициента вытеснения. Так как при ламинарном несмешивающемся вытеснении нефти жидкостью, не влияющей на структуру порового пространства, коэффициент вытеснения не должен меняться, этот факт не получил приемлемого объяснения в рамках используемых нефтяниками модельных представлений о полимерных растворах как о вязких жидкостях. Не дает возможности непротиворечивой интерпретации этих экспериментальных фактов и привлечение соображений относительно возможного влияния на нефтевытеснение изменения межфазного натяжения. В этой связи уместно сослаться на уникальные исследования изменения остаточной нефтенасыщенности в пласте после прохождения оторочек полимерных растворов и ПАВ, выполненные В.И. Дворкиным [7] на месторождениях Татарстана. Измерениями нефтенасыщенности в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами, удалось установить значительное (до 20%) снижение нефтенасыщенности при закачке в пласт растворов полиакриламида и оксиэтилцеллюлозы, обладающих, по нашим данным, вязкоупругими свойствами.

На протяжении многих лет большинство исследователей связывало аномальный рост фильтрационного сопротивления с уменьшением проницаемости за счет частичного тампонирования поровых каналов в результате адсорбции макромолекул полимера, размер которых в растворенном состоянии может достигать нескольких микрон, т. е быть соизмеримым с диаметрами поровых каналов. Следует отметить, что еще в 70-е годы было установлено, что аномально высокое фильтрационное сопротивление течению полимерных растворов может быть связано не только, и даже не столько, с адсорбцией полимера на скелете пористой среды, сколько с наличием у таких растворов вязкоупругих свойств.
Рис. 2. Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса для растворов полиэтиленоксида WSR-301 при течении через слой сферических частиц с диаметром 0,11 мм (а), 0,22 мм (b ), 0,45 мм (с). Цифры около кривых – концентрация полимера в ppm: 1-10, 2-20, 3-40, 4- 80, 5-160 (James, McLaren, 1975)
В экспериментах Джеймса и Макларена [8] (рис. 2) установлено, что масштаб эффекта увеличения фильтрационного сопротивления практически не зависит от проницаемости (размеров пор и поровых каналов) пористой среды в достаточно широком диапазоне ее изменения, что, очевидно, указывает на наличие другого механизма увеличения сопротивления, не связанного с изменением проницаемости. В известной монографии Г.И. Баренблатта, В.М. Ентова и В.М. Рыжика [9] аномальный рост фильтрационного сопротивления, представленный на рис. 2, связывается с увеличением эффективной вязкости при течении полимерного раствора в сужениях пористой среды, рассматриваемого как деформация растяжения. Вид уравнения фильтрации (Дарси) остается при этом, по существу, неизменным. Удивительно то, что авторы монографии, использовавшие для вывода уравнения фильтрации методы теории размерностей (теорема Букингема), ограничили перечень свойств жидкости только значениями вязкости и плотности, хотя в тексте при описании вязкоупругих эффектов приводится такая характеристика, как время релаксации упругих напряжений – θ.
Рис. 3. Зависимость времени релаксации упругих напряжений растворов полиоксиэтилена WSR-301 от концентрации [10]
Действительно, вывод уравнения фильтрации выполнялся в предположении малости инерционных сил по сравнению с вязкими силами (Re <<1). Однако из рассмотрения «выпал» анализ влияния на течение второго безразмерного критерия подобия – меру отношения упругих и вязких сил. Восполним это упущение. В результате несложных преобразований оси абсцисс (Rexμ/Dш2) зависимости коэффициента сопротивления для растворов с одинаковой концентрацией становятся практически (с точностью измерения значений с логарифмического графика) одинаковыми. В табл.1 приведены результаты расчета для значений чисел Рейнольдса, соответствующих началу отклонения от линейной зависимости f от Re для ньютоновской жидкости; отметим, что при течении обычных вязких жидкостей через укладку шариков линейная зависимость коэффициента сопротивления от числа Рейнольдса сохраняется вплоть до Re∼300 – 500. Коэффициент К1 при ∂μ/ ∂x учитывает кривизну диффузорно-конфузорных элементов насыпной модели пористой среды. Подобие не полное, так как выполняется лишь для растворов с одинаковой концентрацией полимера по параметру с размерностью сек-1. Следующий этап – достижение полного подобия зависимостей путем домножения на значение характеристики жидкости с размерностью времени. Такой характеристикой является время релаксации упругих напряжений θ = μ/G (G-модуль упругости, μ-вязкость). На рис. 3 приведены результаты измерения В.Н. Калашниковым [10] времени релаксации для растворов полимера, использованного в опытах Джеймса и Макларена.
Табл. 1. Результат обработки экспериментальных данных [8], приведенных на рис. 2
Приведенные в последнем столбце табл. 1 результаты обработки данных Джеймса и Макларена свидетельствуют о связи аномалий фильтрационного сопротивления с достижением параметром Вейсенберга (We = θ х ∂μ/ ∂x) критического значения (≈1) и необходимости учета вязкоупругих характеристик растворов полимеров при моделировании полимерного заводнения.

Далеко не для всех полимеров значения высокой вязкости разбавленных растворов коррелируют с большими временами релаксации упругих напряжений – рис. 4 и 5.
Рис. 4. Сравнение вязкости растворов Ксантана и продукта БП-92 [11] (концентрация экзополисахарида в 10%-ном растворе продукта БП-92 – 0,1%)
Рис. 5. Результаты измерения времени релаксации растворов Ксантана (сверху) и продукта БП-92 (снизу);
С – концентрация экзополисахарида в %
Данные любезно предоставлены А.Н. Рожковым и А.В. Базилевским (Ин-т проблем механики РАН)
Поэтому использование высоковязких, но не упругих растворов полимеров для повышения охвата заводнением потребуют создания в пласте, как следует из результатов расчетов с использованием полимерного модуля POLYMER программного комплекса «ECLIPSE», оторочки с объемом не менее 30% порового пространства коллектора. Использование же для полимерного заводнения менее вязких, но достаточно упругих растворов приведет к значительному (более чем на порядок, как, например, следует из рис. 2), росту фильтрационного сопротивления продвижению относительно тонкой оторочки такого раствора в пласте. Этому будет соответствовать значительный рост градиента давления внутри оторочки, и, как следствие, приведение в движение зажатых капиллярными силами небольших целиков нефти, неизвлекаемых при обычном заводнении. Очевидно, что необходимый объем такой вязкоупругой оторочки, по крайней мере, на порядок меньше объема вязкой оторочки.

Дополнительным аргументом в пользу использования для повышения нефтеотдачи полимерных растворов с большими значениями времен релаксации упругих напряжений являются результаты экспериментов по визуализации фильтрационных течений таких растворов. Установлено [12, 13], что при достижении критического значения параметра Вейсенберга рост фильтрационного сопротивления связан с потерей устойчивости течения и возникновением специфической «эластической» турбулентности. Частота пульсаций скорости и давления достигает 10 гц, а энергетика пульсационных движений на порядок превышает энергию трансляционного переноса.

Сформулированные выше новые представления о механизме повышения нефтеотдачи за счет полимерного заводнения рассматривались на заседании ЦКР Роснедра, результатом чего стало принятое при утверждении Уточненного проекта разработки Самотлорского месторождения решение об организации на опытном участке пласта АВ13 полимерного заводнения с использованием в качестве нефтевытесняющего агента отечественного биополимера продукта БП-92. В соответствии с разработанной программой опытно-промысловых работ в 2008 г. дважды – в июне и в сентябре – проведена закачка разбавленных растворов продукта БП-92 в нагнетательные скважины, оконтуривающие ячейку G13_04 (карта разработки приведена в [14]). Закачано 60 тыс. м3 раствора. С целью увеличения охвата воздействием перед каждым циклом закачки проводились операции по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин глиносодержащими композициями на основе продукта БП-92. Предварительные результаты этих работ были опубликованы в журнале «Бурение и нефть»[14].

В 2009 г., несмотря на связанное с кризисом сокращение инвестиционных проектов, компания изыскала возможность продолжить, хоть и в усеченном виде, начатый эксперимент. В июне 2009 г., после проведения работ по ВПП, произведена закачка 33 850 м3 раствора в 11 нагнетательных скважин, оконтуривающих ячейку G13_04. Таким образом, суммарный объем закачанного к настоящему времени раствора БП-92 – примерно 0,4% Vпор., что составляет 13% от запланированного объема закачки. Об устойчивости создаваемой в пласте оторочки разбавленного раствора (в отсутствие инструментального контроля за изменением нефтенасыщенности) можно судить по косвенным признакам. В частности успешность перекрытия каналов повышенной гидропроводности приводит к замедлению темпов обводнения добывающих скважин и улучшению характеристик вытеснения. Многолетний опыт использования композиций на основе продукта БП-92 для выравнивания профилей приемистости свидетельствует об улучшении показателей разработки залежей нефти, в том числе на завершающей стадии разработки. Дополнительная добыча нефти при этом составляет, как правило, не менее 10% в текущей добыче в очаге воздействия.
Рис. 6. Характеристики вытеснения для ячейки G13_04 по суммарным показателям добывающих скважин (МЭР), перфорированных на пласты АВ13 и АВ2-3. Стрелками отмечены периоды проведения работ по ВПП и ПНП
На рис. 6 приведены характеристики вытеснения для ячейки G13_04, построенные по 12-месячной выборке показателей разработки за период, предшествующий началу работ по ВПП, приведены результаты расчетов дополнительной добычи нефти из всех скважин ячейки за июль 2008 г. – декабрь 2009 г.

Согласно выполненным расчетам по характеристикам вытеснения дополнительная добыча нефти от проведенных ВПП за 18 месяцев наблюдения составила 9976 тонн, что составляет 11% в общей добыче нефти из ячейки за этот период. Таким образом, в эксперименте подтверждена установленная ранее эффективность операций по ВПП композициями на основе продукта БП-92 на аналогичных пластах западносибирских месторождений (Ватинское, Мегионское, Вать-Еганское, Поточное и др.), где было показано, что дополнительная добыча нефти составляет не менее 10% от текущей, по крайней мере, в течение года.

Безусловно, помимо влияния работ с биополимерами на показатели работы участка оказывают воздействие и другие геолого-технические мероприятия (КРС и ПРС), вывод из бездействия ранее остановленных скважин и остановка запредельно обводнившихся скважин и т. п. Однако предполагается, что на участке, содержащем достаточно большое число скважин, влияние текущих ГТМ, более или менее равномерно распределенных во времени, статистически нивелируется на достаточно большой выборке, использованной для определения базового уровня по характеристикам вытеснения. Некоторым подтверждением этого тезиса могут стать результаты расчетов технологической эффективности по характеристикам вытеснения отдельных скважин опытного участка. Очевидно, что при проведении подобного анализа можно с некоторой долей уверенности выделить эффекты дополнительных ГТМ, проведение которых вызвано производственной необходимостью. При суммировании положительных и отрицательных эффектов, рассчитанных по характеристикам вытеснения, построенным для каждой добывающей скважины опытного участка (базовые уровни оказалось возможным построить для 12 скважин), получилась несколько большая величина (14 168 тонн) дополнительной добычи нефти.

Для более объективной оценки эффективности проведенных работ, несмотря на то что основной целью работ считается повышение нефтеотдачи в ячейке G13_04, мы провели анализ влияния работ по ВПП на нагнетательных скважинах, оконтуривающих ячейку, на показатели работы постоянно работающих добывающих скважин, расположенных в сопредельных ячейках и удаленных от обработанных нагнетательных скважин не более чем на один ряд.

Таких скважин оказалось девять (№№16567 и 32047 – ячейка 12_04, 18501 – ячейка 12_05, 61359 и 61357 в ячейке 13_03, 16285-б и 26569 в ячейке 13_05, 25911 в ячейке 14_03 и 16304 в ячейке 14_04). Поскольку в каждой сопредельной ячейке потенциально реагирующих на обработку оказалось не более двух добывающих скважин, характеристики вытеснения строились для каждой скважины отдельно. В связи с тем что мы располагаем МЭРами по окружающим ячейку G13_04 скважинам только с января 2008 г., базовый уровень для характеристик рассчитывался по 6-месячной выборке. Тем не менее практически во всех случаях величина коэффициента корреляции R2 была не менее 0,99. Результаты расчета приведены в табл. 2.
Табл. 2. Дополнительная добыча нефти в сопредельных с G13_04 ячейках
Так же, как и в ячейке G13_04, дополнительная добыча нефти от ВПП нагнетательных скважин в сопредельных ячейках в среднем составляет более 10% от текущей добычи. Несколько большая удельная эффективность в сопредельных ячейках связана, по-видимому, с тем, что внутри ячейки в качестве реагирующих на ВПП рассматривались все добывающие скважины, а в сопредельных ячейках в качестве реагирующих на ВПП оконтуривающих ячейку G13_04 нагнетательных скважин рассматривались лишь скважины первого ряда добывающих скважин.

Как известно, основным препятствием широкомасштабного внедрения технологии полимерного заводнения считалась отсроченность возврата средств, вложенных в реализацию технологии. Однако предварительные результаты проводимого эксперимента с использованием отечественного биополимера продукт БП-92 свидетельствуют, что дополнительная добыча от являющегося неотъемлемой частью технологии элемента (выравнивание профилей приемистости) обеспечивают полную окупаемость проекта практически уже после первого года с начала проведения работ по биополимерному заводнению.

Литература

  1. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра, 1974.
  2. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.
  3. Баренблатт Г.И. Фильтрация двух несмешивающихся жидкостей в однородной пористой среде // Изв. АН СССР. МЖГ, 1971. № 5. С.144 – 151.
  4. Lenormand L., Zarkone C. Two-phase flow experiments in two-dimensional permeable medium. Physicochem.Hydro. 1985. Vol. 6. p. 5 – 6.
  5. Sandiford B.B. Laboratory and Field Studies of water Floods using Polymer solutions to increase Oil Recovery. JPT. 1964, 16. №8.
  6. Михайлов Н.Н., Кольчицкая Т.Н., Джемесюк А.В., Семенова Н.А. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности, под редакцией Ю.П. Желтова. РАН, ИПНГ. М.: Наука, 1993.
  7. Дворкин В.И. Геофизический мониторинг разработки нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами. Уфа: ГУП «Уфимский полиграфкомбинат», 2001.
  8. James D.F. and McLaren D.R. The laminar flow of dilute polymer solutions trough porous media. J. Fluid Mech, 70, 1975. P. 733 – 752.
  9. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М.. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984.
  10. Калашников В.Н., Аскаров А.Н. Вязкоупругие свойства разбавленных растворов высокомолекулярных полимеров. Измерение естественного времени. Институт проблем механики АН СССР. М.: Препринт №278,1986.
  11. Приобское месторождение. Авторский надзор за реализацией проектных решений дополнения к технологической схеме разработки / Дополнительная записка, составленная по результатам работы с экспертной группой ЗАО «Тюменского института нефти и газа». Уфа: ООО «УФАНИПИнефть», 2009.
  12. Ахметов А.Т., Васильев А.В., Мавлетов М.В., Саметов С.П., Рахимов А.А., Власов С.А. Перспективы использования эластичной турбулентности в технологиях извлечения нефти: сб. трудов международной конференции «Science, Technique and Technology in Developing Search and Extraction of Hydrocarbons on Land and Sea». Instytut Nafty i Gasu. Krakow 2008.
  13. Ахметов А.Т., Власов С.А., Краснопевцева Н.В., Каган Я.М. Новые представления о механизме снижения остаточной нефтенасыщенности при полимерном заводнении: сб. материалов II Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», М.: ВНИИнефть им. ак. А.П. Крылова т. 1. 2009.
  14. Литвин В.В., Самойлов М.В., Власов С.А., Каган Я.М., Кудряшов Б.М. Полимерное заводнение на опытном участке Самотлорского месторождения. Обоснование эксперимента и предварительные результаты // Бурение и нефть. 2009. №3,4.

References

  1. F.F. Kreyg. Development of oil fields at water flooding. M.: Nedra, 1974.
  2. I.A. Charnyy. Underground hydrodynamics. M., GosTopTechIzdat, 1963.
  3. G.I. Barenblatt. Filtration of 2 immiscible liquids in homogeneous porous medium. Proceedings of USSR Academy of Sciences. MZhG. 1971. No.5. page 144-151.
  4. Lenormand L.,Zarkone C. Two-phase flow experiments in two-dimensional permeable medium. Physicochem.Hydro. 1985. vol.6. p.5-6.
  5. B.B.Sandiford. Laboratory and Field Studies of water Floods using Polymer solutions to increase Oil Recovery. JPT. 1964, 16, №8.
  6. N.N. Mikhaylov, T.N. Kol’chitskaya, A.V. Dzhemesyuk, N.A. Semyonova. Physical-geological problems of remaining oil saturation, /edited by Yu.P. Zheltov, RAS (Russian Academy of Sciences), IPNG, M., Nauka, 1993.
  7. V.I. Dvorkin. Geophysical monitoring of development of oil strata cased with glass-plastic pipes. Ufa, GUP “Ufa PolygraphCombinate” 2001.
  8. James D.F. and D.R. McLaren. The laminar flow of dilute polymer solutions trough porous media. J. Fluid Mech, 70, 1975. P. 733–752.
  9. G.I. Barenblatt, V.M. Yentov, V.M. Ryzhik. Movement of liquids and gases in natural strata. M., Nedra – 1984.
  10. V.N. Kalashnikov, A.N. Askarov. Viscous-elastic properties of diluted solutions of high-molecular polymers. Measuring of natural time. USSR AS Institute of mechanics problems. Pre-press No.278, M. – 1986.
  11. “UfaNIPIneft” Co. Ltd, Priobskoe field, Author’s inspection over realizing project solving appendix to development technological scheme. Additional note composed upon results of work with expert group of “Tyumen’ oil & gas institute” CSC, Ufa-2009.
  12. A.T. Akhmetov, A.V. Vasil’ev, M.V. Mavletov, S.P. Sametov, A.A. Rakhimov, S.A. Vlasov. “Perspectives of using elastic turbulence in technologies of oil extraction”. – In collection: Transactions of international conference «Science, Technique and Technology in Developing Search and Extraction of Hydrocarbons on Land and Sea.» Instytut Nafty i Gasu. Krakow. 2008.
  13. A.T. Akhmetov, S.A. Vlasov, N.V. Krasnopevtseva, Ya.M. Kagan. New ideas on decrease mechanism of remaining oil saturation at polymer flooding. – In collection: Proceedings of the 2nd International scientific conference “Theory and practice of using increase methods of oil yield of strata”, Vol.1, the academician A.P. Krylov VNIIneft’, M., 2009.
  14. V.V. Litvin, M.V. Samoylov, S.A. Vlasov, Ya.M. Kagan, B.M. Kudryashov. Polymer flooding at experiment area of Samotlor field. Experiment substantiation and preliminary results. Burenie i neft, No.3,4. 2009.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Литвин В.В.

    Литвин В.В.

    заместитель генерального директора по геологии и разработке месторождений

    ОАО «ТНК-Нижневартовск»

    Самойлов М.В.

    Самойлов М.В.

    начальник отдела разработки месторождений

    ОАО «ТНК-Нижневартовск»

    Власов С.А.

    Власов С.А.

    к.т.н., директор

    НТО «ИТИН»

    Каган Я.М.

    Каган Я.М.

    президент

    ЗАО «Нефтегазтехнология»

    Кудряшов Б.М.

    Кудряшов Б.М.

    генеральный директор

    ЗАО «Нефтегазтехнология»

    Просмотров статьи: 5842

    Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru