Геотехнологические основы освоения трудноизвлекаемых запасов мелких сложнопостроенных месторождений нефти

В ходе осуществления обоих циклов технологии достигнуто плавное повышение давления закачки на 65...80 % и снижение удельной приемистости на 18 %, что является косвенным подтверждением успешности скважино-обработок и механизма действия композиции в пласте.

На участке проведения работ находятся пять добывающих скважин (№№ 628Д, 3633, 3637, 1446 и 3641), расположенных на расстоянии от 300 до 900 м, т.е. они являются объектами отбора первого-третьего рядов по отношению к нагнетательной скв. 3668. Схема расположения скважин показана на рисунке 7.

Рисунок 7 - Схема расположения участка нагнетательной скв. 3668

Из анализа динамики текущих показателей работы участка в целом за 2002-2004 гг. (рисунок 8) следует:

1. Освоение нагнетательной скважины под закачку и применение технологии закачки СПС практически совпали во времени, поэтому оценка и раздел их эффективности будут носить условный характер,

2. Мероприятия проведены на фоне резкого (от 10 до 45 %) роста обводненности и снижения отборов нефти, что сигнализировало о проблемности данного участка.

3. Эксплуатация скважин в период после воздействия осуществляется на фоне все более увеличивающихся отборов жидкости и определенной стабилизации обводненности продукции с сентября 2003 года. Начиная с четвертого месяца, скважины вступили в фазу устойчивой реакции на комплекс мероприятий: очаговое заводнение и два цикла закачки СПС. При этом четкий результат в виде снижения обводненности с 57,6 до 37,1 % (20,5 %) и прироста добычи нефти с 17,7 до 21,6 т/сут. (+ 3,9 т/сут.) отмечается в течение 7 мес. по скв. 3637. Наличие прямой гидродинамической связи данной скважины с нагнетательной было подтверждено результатами гидропрослушивания.

Ровная, устойчивая эксплуатация наблюдается по скв. 1446. Снижение обводненности с 32,7 до 29,5 % и сохранение этого показателя на достигнутом уровне вплоть до февраля 2004 г. просматриваются по скв. 628 Д.

4. Текущая эффективность применения технологий составила по участку 3370 т нефти в течение 9 мес. Эта величина выражает суммарный эффект от гидродинамического воздействия и применения технологии закачки СПС.

Рисунок 8 - Динамика текущих показателей работы участка нагнетательной скв. 3668

II. Комплексное многофакторное воздействие на продуктивный пласт и насыщающие его флюиды подразумевают активное внедрение технологий через систему добывающих скважин.

С этой целью в двух добывающих скважинах (№№ 2201 и 3554) испытана технология «Скрид» с использованием специального соляно-кислотного раствора избирательного действия. Разработанный состав раствора обладает рядом преимуществ по сравнению с растворами чистой соляной кислоты. Реагент «Скрид» снижает скорость и степень растворения в обводненной части карбонатного пласта и одновременно увеличивает эти параметры нефтенасыщенного карбонатного коллектора, что выравнивает проницаемость призабойной зоны пласта.

Скважина 2201 введена в эксплуатацию в 1998 г. За этот период суммарные отборы нефти составили 2190 т, воды 50 т, т. е. скважина работает с достаточно продолжительным безводным периодом.

В целях улучшения коллекторских свойств пласта в январе 2004 г. проведена обработка скважины по технологии «Скрид». В результате дебит скважины по нефти увеличился от 0,8 до 2,5 т/сут.

Скважина 3554 эксплуатируется с июля 2001 г., суммарные отборы нефти составили 2810 т, воды 680 т. Скачок обводненности от 12 до 35 % произошел в апреле 2003 г., достигнув к концу года 50 %. За счет соляно-кислотной обработки с использованием реагента «Скрид» получен прирост дебита нефти с 3,5 до 8,2 т/сут при снижении обводненности до 18 % (рисунок 9).

В добывающих скв. 3557 и 3568 внедрена технология «Кварц + соляная кислота».

Скважина 3557 введена в эксплуатацию в октябре 2000 г. Накопленные отборы нефти составили 4530 т, воды 190 т. (рисунок 10).

При сохранении обводненности на уровне 5...7 % наблюдалось динамичное снижение отборов нефти. В результате проведенной в июле 2003 года обработки дебит скважины увеличился от 2,1 до 4,4 т/сут.

Рисунок 9 Динамика текущих показателей работы скв. 3554

Скважина 3568 в активной эксплуатации пребывает с января 2001 г. Суммарные отборы нефти составили 3640 т, воды - 130 т. В сентябре 2003 г. при среднем дебите нефти, равном 2,1 т/сут, осуществлена технология «Кварц + соляная кислота», за счет чего получен прирост дебита до 3,0 т/сут.

Рисунок 10 Динамика текущих показателей работы скв. 3557

Положительные результаты по водоограничению получены при применении технологии «Карфас» в скважине 3577, введенной в эксплуатацию в январе 2002 г. Накопленные отборы нефти составили 3180 т, воды 790 т. Источник обводнения пластовая вода.

Реакция скв. 3577 на освоение под закачку нагнетательной скв. 3571 и применение технологии «Карфас» проиллюстрирована на графике (рисунок 11); дебит скважин вырос на 1,9 т/сут, а обводненность снизилась на 15,7 %.

Рисунок 11 Динамика текущих показателей работы скв. 3577

Результаты проведенной работы по ОПЗ скважин Дачного месторождения приведены в таблице 7. В целом, за счет проведения ОПЗ на пяти скважинах, получено 1030 тонн дополнительной добычи нефти.

Таблица 7 Динамика показателей эксплуатации добывающих скважин на месторождении Дачное до и после ОПЗ

Технология	Номер добывающей скважины	Дата закачки	Дебит нефти, т/сут	Обводненность, %	Дополнительная добыча нефти, т	Продолжительность анализа, мес.
			до ОПЗ	после ОПЗ	прирост	до ОПЗ	после ОПЗ	изменение
Скрид	2201	Январь 2004 г	0,8	2,5	+1,7	3,7	7,4	+3,7	127	2
	3554	Декабрь 2003 г.	3,5	8,2	+4,7	50,0	18,0	-32,0	323	3
Кварц+ соляная кислота	3557	Июль 2003 г.	2,1	4,4	+2,3	6,2	6,2	0	318	8
	3568	Сентябрь 2003 г.	2,1	3,0	+0,9	3,7	3,2	-0,5	171	6
Карфас	3577	Февраль 2004 г.	6,5	8,4	+1,9	51,7	36,0	-15,7	88	2

Разработана кислотная композиция для ОПЗ продуктивных пластов скважин с ТрИЗ. Оптимальная рецептура предлагаемого состава определялась на основании полного комплекса лабораторных исследований, результаты которых сведены в таблицу 8.

Таблица 8 - Физико-химические свойства кислотного состава для ОПЗ.

1	Замедление скорости реакции в сравнении с 10 % соляной кислотой, раз	1,7
2	Эмульгируемость с нефтями, % ост. эмульсии	0
3	Фактор интенсификации, раз	2,2
4	Коррозионная активность, г/м2ч	0,5
5	Межфазное натяжение КС на границе с нефтью, мН/см	Менее 0,4

Состав был испытан в 2005 году на одиннадцати скважинах ОАО «Иделойл», за счет чего было добыто 430 т нефти на скважино-операцию.

В целом, в 2005 году, за счет комплексного использования гидродинамических и физико-химических МУН пластов, было добыто свыше 25 тысяч т нефти, что составило 19,5 % от общего объема добычи.

Проведенный анализ показал, что принятый в ОАО «Иделойл» метод системного регулирования процесса разработки является в целом результативным и высокоэффективным. Применение циклического заводнения в сочетании с МУН пластов и ОПЗ нагнетательных и добывающих скважин способствует получению интегрального технологического эффекта в виде дополнительно добытой нефти по отношению к базовому уровню.

Пятая глава посвящена разработке и внедрению инновационных энерго- и ресурсосберегающих технологий в области систем поддержания пластового давления и добычи нефти.

В ходе освоения мелких нефтяных залежей с ограниченным запасом пластовой энергии возникает необходимость формирования системы заводнения на начальном этапе разработки.

Разработан способ разработки многопластового нефтяного месторождения, позволяющий значительно снизить капиталовложения при освоении и эксплуатационные затраты при разработке месторождений нефти. Способ предусматривает размещение скважин на залежи в соответствии с системой разработки, отбор нефти механизированным способом из верхнего и нижнего пластов и искусственное воздействие на пласт для поддержания пластового давления путем закачивания в пласты рабочей жидкости. Сначала отбирается нефть из пластов одновременно и раздельно в одной скважине до снижения забойных давлений до 3…4 МПа. Затем подбираются скважины для одновременно раздельного отбора продукции из одного пласта и закачки жидкости в другой пласт в одной скважине (рисунок 12). При организации закачки в верхний пласт и отбора из нижнего пласта производится их разобщение с помощью пакера, спускаемого на насосно-компрессорных трубах (НКТ) с фильтром. Рабочая жидкость с ингибитором коррозии подается по межтрубному пространству, а с нижнего пласта через фильтр отбирают продукцию пласта. При выборе под закачку нижнего пласта и отборе из верхнего пласта фильтр скважины в интервале верхнего пласта разобщают двумя пакерами. Межтрубное пространство над верхним и нижним пакерами сообщают с помощью обводных каналов, смонтированных на наружной поверхности НКТ.

С целью повышения надежности разобщения пластов и повышения эксплуатационных характеристик при организации заводнения разработана установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта (рисунок 13). Установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта в скважине содержит колонну труб и пакер, установленный между нижним и верхним пластами. Колонна труб выше верхнего пласта оснащена дополнительным пакером, выполненным в виде самоуплотняющейся манжеты. Внутри колонна труб выше верхнего пласта снабжена распределителем потока с двумя сквозными каналами. В колонне труб напротив верхнего пласта установлен полый шток, верхний конец которого размещен в сквозном поворотном канале, а нижний герметично вставлен в поперечную перегородку, выполненную в колонне труб между нижним и верхним пластами. Внутреннее пространство колонны труб сообщено вертикальным сквозным каналом распределителя потока и отверстиями, выполненными в колонне труб с верхним пластом, а заколонное пространство колонны труб выше дополнительного пакера сообщено поворотным сквозным каналом распределителя потока и внутренним пространством полого штока и перфорированными отверстиями хвостовика с нижним пластом. Пакер размещен на нижнем конце колонны труб и выполнен в виде эластичной манжеты, поджимаемым снизу хвостовиком при его опоре на забой.

Рисунок 12 - Устройство для совмещенной закачки и отбора



Рисунок 13 -Устройство для одновременной закачки жидкости и добычи нефти

При организации системы заводнения на мелких залежах с ТрИЗ, где нет инфраструктуры и месторождения не обустроены, необходимо определение и обеспечение индивидуального оптимального объема воды, закачиваемой в пласт.

Выпускаемые в настоящее время в России насосные установки не в полной мере отвечают вышеперечисленным требованиям.

Разработана регулируемая насосная установка, не имеющая аналога в отечественной промышленности, которая обладает высокими технико-экономическими характеристиками по сравнению с существующими насосными установками и учитывает требования к насосам для организации регулируемой индивидуальной закачки воды в пласт на мелких месторождениях.

Новая разработка обеспечивает замеры объемов закачиваемой жидкости, обладает минимумом движущихся деталей. В конструкции применены простые в обслуживании узлы и детали, а потребление электроэнергии в 3…4 раза ниже, чем у аналогов (АНТ-90, СИН-46).

Установка прошла промысловые испытания на опытном участке семиточечного элемента разработки башкирской залежи Некрасовского месторождения ООО «Карбон-Ойл», представленной низкопроницаемым карбонатным коллектором с высоковязкой нефтью, и показала высокую эффективность. Центральная скв.1278 освоена под нагнетание воды с применением установки в сентябре 2008 г. Регулируемая закачка с помощью нового оборудования позволяет обеспечивать безводную добычу нефти по добывающим скважинам опытного участка. По состоянию на 01.12.08 г. устьевое давление нагнетательной скважины составило 3…4 МПа, приемистость 20…25 м³/сут. Накопленная закачка в пределах элемента разработки составляет 1100 м³. Дополнительная добыча нефти по участку 310 т (2,5 т/сут. на скважину), эффект продолжается. Установка сертифицирована и начато серийное производство.

Значительная доля ТрИЗ нефти МВ и ЮТС сосредоточена на мелких изолированных структурных поднятиях, примыкающих к более крупным месторождениям. Освоение таких залежей традиционными подходами (обустройство, организация заводнения и т.д.) экономически нецелесообразно. В этих условиях альтернативным методом может стать разработка залежи на естественном режиме методом свабирования.

Разработанный автором способ предусматривает установку специального устройства для свабирования перед началом работы в каждой скважине на колонном фланце с помощью болтового соединения. Устройство предназначено для спуско-подъёма оборудования в скважину агрегатами, не имеющими собственной мачты (рисунок 16).

После завершения работы в каждой скважине из числа намеченных к свабированию, в зависимости от полученных результатов их последовательно группируют. Скважины, в которых получены увеличение дебита или его восстановление, эксплуатируют в прежнем режиме, т.е. механизированным способом с использованием глубинного насоса. Скважины, в которых получен высокий дебит при свабировании в сравнении с механизированным способом добычи, эксплуатируют в режиме свабирования. Скважины, где не получено увеличение дебита, эксплуатируют с использованием сваба в периодическом режиме работы.

Периодический режим эксплуатации скважин свабированием позволяет значительно снизить эксплутационные расходы и продлить рентабельность работы скважины.

При сравнительном анализе изменения дебитов скважин при их переводе из механизированного способа эксплуатации на метод добычи свабированием практически во всех случаях наблюдается увеличение дебитов скважин до 100 % и выше.

Так, скв. 644, 643 Максимкинского месторождения эксплуатировались с помощью винтовых насосов с дебитами 4,1 и 6,5 м³/сут. соответственно. После перевода их на добычу методом свабирования дебит по скв. 644 возрос до 10,2 м³/сут., по скв. 643 до 8,6 м³/сут.

Отчасти, увеличение дебитов скважин происходит за счет создания свабом в призабойной зоне пласта знакопеременных градиентов давления, что значительно снижает влияние капиллярно-гравитационных сил в коллекторе, увеличивая тем самым продуктивность скважины.

Однако в случае с карбонатным коллектором трещинно-порового типа, в отличие от коллекторов порового типа, процессы перераспределения давления происходят с запаздыванием, т.к. течение флюида к забою скважин возможно только по трещинам, а их подпитка осуществляется из матриц, наполнение которых происходит в результате капиллярной пропитки.

С целью уточнения представлений о механизме изменения ФЕС в процессе свабирования на скв. 21 Свердловского поднятия были проведены исследовательские работы. Объектом эксплуатации являются верейские отложения с порово-трещинным типом пласта, размер залежи 2,1 Ч 0,8 км. По состоянию на 1.03.2009 г. пластовое давление составило 5,7 МПа, дебит скважины - 1,4 м³/сут безводной нефти.

По залежам с ТрИЗ механизм взаимосвязи необратимых деформаций пород при снижении давления ниже предельно допустимых с изменением ФЕС и продуктивности карбонатного коллектора остается малоизученным.

Считается, что снижение забойного давления ниже допустимого приводит к необратимым изменениям ФЕС карбонатных пластов (смыканию трещин), вследствие чего многократно снижается продуктивность скважины.

Действительно, при достижении критического давления карбонатные коллектора сжимаются и не пропускают жидкость к скважине. Однако, переступив этот порог, можно улучшить ФЕС пласта за счет образования микротрещин.

В этих условиях, определяющим критерием улучшения ФЕС является предел прочности коллектора на сжатие у_сж . С использованием формулы

у_сж.= у_сж.0 (1 - am)²,

где у_сж.0 предел прочности при сжатии минеральной фазы, рассчитанной по модулю Юнга; а эмпирический коэффициент, характеризующий форму пор, рассчитаны пределы сжатия верейских отложений МВ и ЮТС, приведенные в таблице 9.

Таблица 9 Расчет прочности для верейских отложений МВ и ЮТС

Пористость, доли ед.	Предел прочности на сжатие, min, МПа	Предел прочности на сжатие, max, МПа
0,08	14,08	24,01
0,1	10,96	22,52
0,12	8,23	21,08
0,14	5,9	19,68
0,16	3,95	18,34
0,18	2,39	17,04
0,2	1,22	15,79

На основании полученных расчетов построен график диапазона предела сжатия для верейских отложений МВ и ЮТС (рисунок 14).

Рисунок 14 - График диапазона предела сжатия для верейских отложений МВ и ЮТС

В соответствии графиком, на рисунке 14 определен диапазон предела прочности на сжатие для исследуемой скважины №21, находящийся в интервале от 4,8 до 19,0 МПа.

Определяем минимальное давление на кровлю пласта, при котором может начаться необратимое изменение ФЕС коллектора.

текущее пластовое давление - минимальный предел сжатия горной породы = критическое давление, при котором изменяются ФЕС

5,7 МПа - 4,8 Мпа = 0,9 МПа

В определенный момент началось постепенное сжатие коллектора и, как следствие, уменьшение дебита скважины. Динамика изменения давления при свабирования приведена на рисунке 15.

Рисунок 15 - Динамика изменения давления при свабировании на скважине № 21

При достижении давления на кровлю в интервале 0,57…0,84 МПа приток из пласта практически прекратился. Был сделан вывод о необходимости регистрации КВД для определения причин изменения ФЕС коллектора. Перед регистрацией КВД давление в этом диапазоне поддерживалось в течение 75 часов.

Обработка замеров (интерпретация) была проведена методом детерминированного анализа с последующим моделированием ситуации.

Результаты обработки КВД приведены в таблице 10.

Таблица 10 Изменение параметров пласта по результатам обработки КВД

№ п/п	Параметры	Ед. изм	Значения
			до воздействия	после воздействия
1	Гидропроводность	Д*см/сПз	2,758	3,28
2	Пьезопроводность	см2/сек	670	796
3	Потенциальный коэффициент продуктивности	м3/сут*атм	0,15	0,54
4	Потенциальный дебит при депрессии 1 МПа	м3/сут	1,46	5,37
5	Пластовое давление	МПа	5, 7

После воздействия произошло качественное изменение ФЕС продуктивного пласта. Гидропроводность и пьезопроводность изменились примерно в одинаковой степени (в 1,2 раза), что могло произойти вследствие увеличения проницаемости.

Таким образом, воздействие на пласт жесткими циклическими депрессиями, превышающими предел сжатия горных пород, позволило улучшить ФЕС коллектора и увеличить производительность данной скважины.

Разработан способ обработки призабойной зоны пласта, предусматривающий спуск в скважину на колонне НКТ генератора импульсов давления с размещением его над местом разобщения. После закачки обрабатывающего состава в призабойную зону на нее воздействуют барическими импульсами с целью снижения давления в зоне обрабатываемого пропластка до пластового. Затем производится циклическое воздействие на призабойную зону за счет подъема и спуска столба жидкости в колонне НКТ с последующей откачкой продуктов реакции. Использование способа на пяти скважинах Некрасовского и Мальцевского месторождений с применением 12 % раствора соляной кислоты позволило получить в среднем 167 т нефти на 1 скважино-операцию.

Запасы мелких месторождений с ТрИЗ РТ приурочены к многопластовым месторождениям, распределение которых по числу продуктивных пластов приведено в таблице 11.

Таблица 11 Распределение доли запасов и количества пластов по месторождениям

Число пластов	Доля месторождений, %	Доля запасов, %
1	11,9	9,5
2	9,5	4,7
3	40,5	33,3
4	28,6	34,8
5	7,1	15,1
6	2,4	2,6

Рисунок 16 - Устройство для свабирования скважин

Совместная разработка двух объектов одной скважиной (общим фильтром) осуществляется обычно по экономическим соображениям, когда раздельная эксплуатация нерентабельна. Проделанный анализ по 54 скважинам Архангельского месторождения показал, что средний дебит при совместной разработке верей-башкирских отложений на 40 % ниже, чем при раздельной эксплуатации. Ожидаемый коэффициент нефтеотдачи составит 8,4 против 16,7 % по верейскому и 9,7 % по башкирскому горизонтам.

Разработан способ эксплуатации двух пластов в одной скважине и оборудование для его осуществления (рисунок 17). Данный способ обеспечивает возможность устойчивого отбора суммарной продукции пластов независимо от забойных давлений пластов и с продукцией разной вязкости. Способ включает спуск в скважину на колонне НКТ насоса в зону верхнего пласта с хвостовиком и пакером, разобщение этим пакером верхнего пласта от нижнего и совместный отбор продукции пластов насосом с использованием дополнительного обратного клапана, который устанавливается на хвостовике под пакером в зоне нижнего пласта. Данный способ внедрен на 17 скважинах Дачного и Мальцевского месторождений, в результате средний прирост добычи составил 1,60 т/сут. на 1 скважину.

В целом, внедрение разработанных энерго- и ресурсосберегающих технологий только по компаниям ЗАО «Иделойл» и ООО «Карбон-Ойл» позволило сократить эксплуатационные затраты в среднем на 6-9 % и обеспечить дополнительную добычу в объеме 17,2 тыс. т.

Рисунок 17 - Способ эксплуатации двух пластов в одной скважине и оборудование для его осуществления

Основные выводы и рекомендации

1. Обобщены и систематизированы наиболее характерные особенности геологического строения продуктивных пластов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов мелких сложнопостроенных нефтяных месторождений МВ и ЮТС Республики Татарстан.

2. На основании анализа теоретических представлений, экспериментальных исследований и промысловых результатов о влиянии буровых и тампонажных растворов на фильтрационные характеристики пород продуктивной толщи призабойной зоны пласта сформулирована концепция сохранения и восстановления ФЕС прискважинной зоны продуктивных пластов на завершающей стадии строительства скважин, в соответствие с которой:

- разработана новая рецептура бурового раствора на основе предлагаемого биополимера «Сараксан-Т», обеспечивающая сохранение ФЕС прискважинной зоны пластов в аномально нестационарных горно-геологических условиях их применения на месторождениях с ТрИЗ;

- установлено, что сшивка полиакриламида изменяет механизм кольматации с водополимерного на полимер-дисперсный, увеличивая величину кольматации;

- выявлено, что конечная фильтратонасыщенность при взаимодействии полимерных буровых растворов с проницаемыми горными породами не зависит от ФЕС коллектора и колеблется в довольно узком диапазоне от 22,0 до 34,0 % от порового объема, при этом относительное увеличение водонасыщенности приводит к снижению степени восстановления нефтепроницаемости коллектора;

- определены области оптимального использования полимермеловых, полимерных и биополимерных буровых растворов в условиях малоэффективных месторождений Республики Татарстан - неоднородные низкопродуктивные пласты с проницаемостью менее 0,3 мкм² .

3. На основе анализа экспериментальных и промысловых исследований физико-химических процессов, происходящих в продуктивных интервалах при цементировании эксплуатационной колонны разработан технико-технологический комплекс защиты прискважинной зоны продуктивного интервала от загрязнения его цементным раствором, включающий:

простой в технологическом решении кассетный перекрыватель, обеспечивающий герметичность и высокую устойчивость к гидромеханическим нагрузкам, возникающим в процессе строительства скважины;

защитный экран на основе тампонажного материала с химически активными добавками;

ударно-волновой способ формирования кольматационных экранов в водо- и нефтенасыщенных пластах с применением дисперсных систем на глинистой и полимерной основах.

4. В результате проведенной кластеризации и типизации карбонатных продуктивных объектов МВ и ЮТС независимыми методами кластерного анализа и ИНС выявлены однородные группы, в которых обоснованы типичные объекты, на примере которых выполнен анализ распределения петрофизических и ФЕС коллекторов, установлены геолого-технологические особенности выработки запасов в условиях запроектированных систем разработки и реализованных технологий увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и снижения обводненности продукции.

5. На основании выполненных теоретических, лабораторных, геолого-промысловых и гидродинамических исследований разработан и внедрен комплекс технических и технологических решений в области интенсификации добычи нефти, ППД и ОРЭ нескольких пластов мелких сложнопостроенных месторождений с ТрИЗ.

6. Новизна технических и технологических решений, предложенных в результате экспериментальных и промысловых исследований, подтверждается 14 патентами РФ, разработаны и утверждены 3 руководящих документа. Новые разработанные технологии внедрены на 219 скважинах, экономический эффект составил 289 млн руб.

месторождение свабирование скважина пласт

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

Публикации в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ

1. Билялов Н.Г. Результаты опытно-промышленных работ по использованию безглинистых растворов для вскрытия горизонтов с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Н.Г. Билялов, Л.С. Сидоров, Р.Р. Хузин, В.С. Тимиров, А.П. Антипов, А.Я. Вакула // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2000. №. 12. С.45.

2. Хузин P.P. Технология заканчивания скважин на Дачном месторождении / P.P. Хузин // НТЖ «Бурение и нефть». М., 2003. № 1. С. 37-40.

3. Хузин Р.Р. Комплексный подход к решению проблем эффективной разработки карбонатных коллекторов Дачного месторождения / Р.Р. Хузин, В.С. Тимиров // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. № 10. С. 63-69.

4. Хузин Р.Р. Автоматизация оперативной работы геологической службы малой нефтяной компании / Хузин Р.Р., Тимиров В.С., Видякин В.В. // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». 2004. № 8. С. 59-65.

5. Хузин P.P. Технология заканчивания скважин с формированием защитных экранов в продуктивных пластах / P.P. Хузин, Р.Ш. Тахаутдинов, А.В. Андреев // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ОАО «ВНИИ ОЭНГ», 2005. № 1. С. 42-47.

6. Хузин Р.Р. Совершенствование соляно-кислотного воздействия на карбонатные коллекторы и прогнозирование его результатов / Р.Р. Хузин, Ю.А. Котенев, А.П. Чижов и др. // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». 2009. № 2 (76). С. 5-9.

7. Хузин Р.Р. Инновационные направления увеличения сложно-построенных карбонатных коллекторов высоковязкой нефти на примере Николаевской и Некрасовской групп месторождений ООО «Карбон-Ойл» / Р.Р. Хузин, В.Е. Андреев, В.С. Тимиров // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». 2009. № 2 (76). С. 27-31.

8. Хузин Р.Р. Совершенствование технологии вскрытия сложнопостроенных коллекторов на этапе заканчивания скважин строительством / Р.С. Хисамов, Р.Р. Хузин, В.С. Тимиров // НТЖ «Нефтяное хозяйство». № 1. 2009. С. 30-33.

9. Хисамов Р.С. Выбор метода увеличения нефтеотдачи на основе интерпретации геологического строения коллекторов по литолого-генетическим признакам / Р.С. Хисамов, В.С. Тимиров, Р.Р. Хузин, // НТЖ «Нефтяное хозяйство». 2009. № 8. 2 с.

Монографии и отдельные издания

10. Хузин Р.Р. Повышение эффективности технологий заканчивания скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Р.Р. Хузин // СПБ.: ООО «Недра», 2006. 151 с.

11. Хузин Р.Р. Опыт использования полимерных буровых растворов при заканчивании скважин на месторождениях Татарстана / Р.Р. Хузин, М.Ф. Каримов, Н.И. Рылов, И.В. Львова, А.В. Бердников. // Всероссийская научно-практическая конференция «Разработка, производство и применение химреагентов для нефтяной и газовой промышленности». М., 2002. С. 267.

12. Хузин P.P. Лабораторное моделирование на кернах с целью оценки влияния на фильтрационные свойства пласта применяемых при первичном вскрытии полимерных буровых растворов / P.P. Хузин, К.М. Мусин, И.В. Львова //Сб. трудов ГУП «НИИНефтеотдача». Академия наук Республики Башкортостан. Уфа: Изд-во «Монография». Вып. 4. 2003. С. 153-159.

13. Хузин P.P. Разработка технических средств и тампонажных составов для защиты интервала продуктивных пород от загрязнения цементным раствором при креплении скважин / P.P. Хузин, И.В. Львова, А.В. Бердников // НТЖ «Интервал». 2003. № 11. С. 74-78.

14. Хузин Р.Р. Анализ и совершенствование методов проектирования разработки верей-башкирских карбонатных отложений на примере Дачного нефтяного месторождения / Р.Р. Хузин, В.С. Тимиров // Материалы конференции «Совершенствование методов проектирования разработки нефтегазовых месторождений на современном уровне», посвященной 70-летию академика Р.Х. Муслимова. Альметьевск, 2004. С. 181-201.

15. Хузин Р.Р. Современные подходы в разработке карбонатных коллекторов и основные перспективы эффективной выработки запасов нефти Дачного месторождения / Р.Р. Хузин, Ю.А. Котенев, А.В. Чибисов и др. // Проблемы геологии, геофизики, бурения и добычи нефти: сб. статей ОАО НПФ учебного центра «Геофизика». Уфа, 2004. Вып. 1. С 185-189.

16. Хузин Р.Р. Технология заканчивания скважин на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Р.Р. Хузин // Материалы Международного технологического симпозиума «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». Москва: РАГС при Президенте РФ, 2004 г. С. 418-424.

17. Федоров К.М. Математическое моделирование процесса интенсификации добычи нефти соляно-кислотным раствором избирательного действия / К.М. Федоров, Р.Р. Хузин, А. В. Андреев // Ашировские чтения, посвященные 90-летию Самарского государственного технического университета: Тезисы докладов II Международной научно-практической конференции. Самара, 2004. С. 22.

18. Хузин Р.Р. Комплексная технология заканчивания скважин на карбонатные отложения нефтяных месторождений Татарстана / Р.Р. Хузин, В.С. Тимиров И.Г. Юсупов, Н.И. Рылов и др. // Материалы научно-практической конференции «О перспективах разработки карбонатных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти», посвященной добыче 3-миллиардной тонны нефти РТ. Лениногорск, 2007. С. 91.

19. Хузин Р.Р. Инновационные направления в решении проблем эффективной разработки небольших карбонатных залежей нефти за счет энергосберегающих технологий на примере Мальцевского и Некрасовского месторождений Мелекесской депрессии / Р.Р. Хузин, В.С. Тимиров, В.Е. Андреев // Материалы VIII Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 2009. С. 92-99.

20. Хузин P.P. Совершенствование разработки мелких залежей нефти, представленных сложнопостроенными карбонатными коллекторами / P.P. Хузин Р.С. Хисамов, В.С. Тимиров и др. // НТЖ «Интервал. Передовые нефтегазовые технологии». 2009. № 1. С. 61-63.

21. Хузин Р.Р. Классификация мелких месторождений с трудноизвлекаемыми запасами Мелекесской впадины и Западного склона Южно-Татарского свода методами кластерного анализа и искусственных нейронных сетей и характеристика их коллекторских свойств / Р.Р. Хузин // НТЖ «Нефть. Газ. Новация». 2009. № 3. С. 22-26.

Патенты

22. Пат. 2224873 Российская Федерация. Способ заканчивания строительства скважины / Хузин Р.Р., Рылов Н.И., Тахаутдинов Р.Ш., Косолапов А.К., Львова И.В., Мартынов Ф.П., Шершень А.Н., Артынников В.А. / Б.И. 2004. № 06.

23. Пат. 2213861 Российская Федерация. Способ обработки призабойной зоны пласта / Ахунов Р.М., Абдулхаиров Р.М., Ахметов Н.З, Гареев И.Ш., Кабиров Ш.К., Хузин Р.Р., Ханнанов М.Т. // Б.И. 2003. № 28.

24. Пат. 2243984 Российская Федерация. Буровой раствор / Тахаутди- нов Р.Ш., Сидоров Л.С., Сидоров Ю Л., Попов И.В., Хузин Р.Р., Хаса- нов Я.С. / Б.И. 2005. № 01.

25. Пат. 2264534 Российская Федерация. Установка для свабирования малодебитной скважины / Хузин Р.Р., Раянов М.М., Шаяхметов Ш.К. // Б.И. 2005. № 32.

26. Пат. 38196 Российская Федерация. Устройство для спуско-подъема оборудования в скважину / Ахунов Р.М., Манько М.И., Козлов А.А., Гареев И.Ш., Абдулхаиров Р.М., Сулейманов Р.М., Хузин Р.Р. // Б.И. 2004. № 15.

27. Пат. 2255216 Российская Федерация. Состав для кислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов скважины с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Хузин Р.Р., Шаяхметов Ш.К., Тимиров В.С., Гирфанов Р.Г., Шаяхметов А.Ш.// Б.И. 2005. № 18.

28. Пат. 2296212 Российская Федерация. Способ эксплуатации двух пластов в одной скважине и оборудование для его осуществления / Хузин Р.Р., Шаяхметов Ш.К., Тимиров В.С., Гирфанов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. // Б.И. 2007. № 09.

29. Пат. 2258133 Российская Федерация. Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти / Хузин Р.Р., Тахаутдинов Р.Ш., Шафигуллин М.Р., Тимиров В.С., Шаяхметов А.Ш. // Б.И. 2005. № 22.

30. Пат. 2285115 Российская Федерация. Способ разработки карбонатного многопластового нефтяного месторождения порово-трещиноватой пористости / Хузин Р.Р., Тахаутдинов Р.Ш., Шаяхметов А.Ш., Тимиров В.С. // Б.И. 2006. № 28.

31. Пат. № 2299317 Российская Федерация. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения / Хузин Р.Р., Тимиров В.С., Шаяхметов Ш.К., Гирфанов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. // Б.И. 2007. № 14.

32. Пат. 2323005 Российская Федерация. Способ получения ксантанового загустителя «Сараксан» или «Сараксан-Т» / Ватолин А.К., Грошев В.М., Дерябин В.В., Зигмунт В.А., Казарян В.П., Месяцев В.И., Тимофеев А.А., Хвостова В.Ю., Хузин Р.Р. // Б.И. 2008. № 12.

33. Пат. 2362793 Российская Федерация. Буровой раствор / Хузин Р.Р., Ибатуллин Р.Р., Хисамов Р.С., Тимиров В.С., Месяцев В.И., Вакула А.Я., Дерябин В.В., Рылов Н.И. // Б.И. - 2009. - №21.

34. Пат. 65120 Российская Федерация. Установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта / Хузин Р.Р. Тимиров В.С., Габдуллин Р.Г., Страхов Д.В., Зиятдинов Р.З. // Б.И. 2007. № 07.

35. Пат. № 82007 Российская Федерация. Установка нагнетательная, объемная регулируемая / Балахонцев В.В., Каримов А.Ф., Хузин Р.Р., Тимиров В.С. // Б.И. 2009. № 10.

Размещено на Allbest.ru

...