Геотехнологические основы повышения эффективности добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов

Результаты моделирования обработки ПЗП спиртокислотными составами позволяют рекомендовать их для промыслового применения.

В шестой главе предложены технологии интенсификации работы скважин при повышенных пластовых температурах в недонасыщенных нефтью коллекторах.

Описаны результаты выполненных лабораторных исследований по подбору новых реагентов с созданными новыми композициями, которые позволяют установить новые, отличные от ранее принятых на промыслах, последовательности технологических операций.

Подобранные в результате исследований реагенты могут добавляться как в буферные, так и в активные кислотные составы. Адсорбционный слой реагентов СНПХ-6012, КОА, ГИПХ-3 на поверхности металла и породы устойчив при повышенных температурах и препятствует их контактированию с кислотным раствором. Снижается активность кислотных составов, увеличивается период их нейтрализации, что способствует увеличению радиуса воздействия. Закачка буфера способствует гидрофобизации породы и значительному снижению межфазного натяжения на границе рабочих и пластовых жидкостей. Реагенты являются деэмульгаторами нефтяных эмульсий, ингибиторами водной коррозии и при обратном выносе их из пласта способствуют разрушению эмульсий, образующихся в призабойной зоне, и предохранению от коррозии наземного оборудования.

Для предотвращения вторичного осадкообразования на скважинах с механизированным фондом рекомендовано продавливать продукты реакции вглубь пласта большими объемами низкоконцентрированного кислотного раствора.

Показано, что при испытании технологий обрабатывались скважины с различным сроком их эксплуатации как безводных, так и с обводнением добываемой продукции. Нагнетательные скважины обрабатывались при низкой приемистости или при снижении приемистости в период эксплуатации.

Таблица 4 демонстрирует, из каких операций состояла ОПЗ пласта скважины при испытаниях технологии с применением СНПХ-6012.

Таблица 4 - Результаты испытания технологии кислотных обработок с использованием ингибитора СНПХ-6012

Суммарная дополнительная добыча нефти при опытных испытаниях технологии с применением реагента СНПХ-6012 составила 44330 т, в том числе по НГДУ «Суторминскнефть» 5294 т, НГДУ «Муравленковскнефть» 36462 т, НГДУ «Холмогорнефть» 2574 т. На способ кислотной ОПЗ пласта получен патент РФ № 2077667, БИ № 11 от 20.04.97.

Эффективность использования промывочного раствора с повышенными пескоудерживающими свойствами показана в таблице 5. При промывке солевым раствором размер выносимых из скважины частиц не превышал 2 мм, при промывке раствором с КМЦ содержание таких частиц составило 3 %. Добавление в солевой раствор 2 % КМЦ позволило на 21 % повысить общий объем выносимых частиц размером более 0,1 мм и почти в 15 раз больше вымыть соединений железа.

Таблица 5 - Результаты применения промывочной жидкости с повышенными пескоудерживающими свойствами на скважине 104Р Карамовского месторождения

В таблице 6 приведены результаты испытания комплексной технологии ОПЗ в высокотемпературных пластах.

Технология включает промывку забоя и ствола скважины жидкостями с повышенными пескоудерживающими свойствами, СКВ и воздействие на ПЗП кислотными композициями ПАВ. В технологии используются многоцелевые буферные составы. Дебиты большинства скважин, выбранных для испытания технологии ОПЗ, за период эксплуатации уменьшились до 0. Эксплуатация скважин отличается нестабильностью работы промыслового оборудования, что приводит к преждевременному прекращению эффекта от проведенных геолого-технических мероприятий.

Таблица 6 - Результаты испытаний комплексной технологии кислотных обработок высокотемпературных полимиктовых коллекторов

По результатам гидродинамических исследований (таблица 7), увеличились проницаемость и гидропроводность ПЗП, выросла в 2…10 раз продуктивность скважин. Расчетная дополнительная добыча при ОПЗ
33 скважин кислотными композициями с ПАВ составила 72846 т нефти.

Приведены результаты исследований по разработке и совершенствованию методов интенсификации добычи нефти с применением технологий, использующих комплексные спиртосодержащие кислотные составы и многоцелевые буферные жидкости, новизна которых защищена патентами РФ №№ 2065950 (БИ 24 от 27.08.96), 2077666, 2077667 (БИ 11 от 20.04.97).

В седьмой главе рассмотрены технологии ОПЗ недонасыщенных нефтью терригенных пластов комплексными спиртосодержащими кислотными композициями совместно с многоцелевыми буферными составами (патенты РФ: № 2042807, БИ № 24 от 27.08.95; № 2177542,
БИ № 36 от 27.12.01; № 2204708, БИ № 14 от 20.05.03). Технологии предусматривают улучшение качества подготовки скважин к ОПЗ, предварительную очистку ПЗП от АСВ и ее дегидратацию, увеличение радиуса воздействия активных рабочих составов и облегченное вымывание отработанного раствора.

Таблица 7 - Результаты гидродинамических исследований скважин на Суторминском месторождении

Исследования показали возможность использования для удаления АСПО и дегидратации призабойной зоны композиций ШФУ и ИПС при кислотных обработках. Предлагаемые технологии предусматривают наличие в композициях катионоактивных ПАВ: СНПХ-6012, коррексит-7798, ГИПХ-3, кубовых остатков аминов и др.

Показано, что предварительная закачка перед кислотным раствором буферного раствора позволяет удалять асфальтосмолистые отложения из призабойной зоны, производить дегидратацию порового пространства и гидрофобизацию породы и, замедляя при этом скорость реакции ее с кислотой, увеличивать глубину обработки пласта, и тем самым повышать эффективность всего процесса.

Приведены новые технологии регулирования и ограничения водопритоков, увеличения охвата пласта воздействием и повышения его нефтеотдачи. Разработанные технологии являются основой совершенствования и оптимизации разработки недонасыщенных нефтью залежей. Суть данных технологий состоит в первоначальном выравнивании профиля приемистости и отдачи высокопроницаемых прослоев и в последующем в интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых прослоев. Приведены результаты испытания технологий в промысловых условиях. Технология регулирования профилей приемистости и ограничения водопритоков с использованием аминированного хлористого натрия (патент РФ № 2071547, БИ № 1 от 10.01.97) предусматривает закачку в пласт композиции, компоненты которой образуют гелеобразный осадок с частицами размерами 40…100 мкм, закупоривающий промытые зоны пласта.

В предлагаемом тампонирующем составе нитрилтриметилфосфоновая кислота (НТФ) выступает в качестве образователя малорастворимых полиядерных комплексонатов. Ингредиенты, входящие в состав АХН, образуют осадок с раствором хлористого кальция, а добавка НТФ значительно увеличивает его объем (таблица 8). Проницаемость пористой среды снижается в 10 раз.

В результате испытания состава на нагнетательных скважинах 5373 и 5395 Суторминского месторождения за шесть месяцев дополнительно добыто более 6 тыс. т нефти. Разработана и передана производственным подразделениям ОАО «Ноябрьскнефтегаз» технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин составами на основе кремнефтористого аммония и натриевого жидкого стекла.

Предложен диэлькометрический метод прогнозирования совместимости реагентов между собой, пластовых и технологических жидкостей, а также эффективности предотвращения АСПО и борьбы с ней.

Диэлектрические свойства вещества характеризуются следующими показателями: - диэлектрическая проницаемость, о - диэлектрическая проницаемость вакуума, = / о - относительная диэлектрическая проницаемость, tg - тангенс угла диэлектрических потерь.

Параметр tg является для диэлектриков экспериментально измеряемой характеристикой, которая учитывает реально имеющуюся в диэлектрике малую электропроводность.

Условием совместимости реагента и нефти является нахождение частоты fmр в области ширины резонансной кривой для нефти: fmр [f1н, f2н]. Значения f1н, f2н определяются из условия (рисунок 16):

tg(f1н, f2н)= tgmн ,

согласно теории ориентационной поляризации Дебая.

Таблица 8 - Параметры разработанного тампонирующего состава

Например, для нефти Вынгапуровского месторождения и реагента СНПХ-7214 максимумы тангенса угла диэлектрических потерь совпадают (рисунок 17). Это предполагает, что реагент эффективен для месторождения с этой нефтью. Правильность предположения подтверждена лабораторными исследованиями и опытно-промысловыми работами.

Метод является комплексным экспресс-методом, позволяет подбирать потенциально эффективные ингибиторы.

Рисунок 16 - Резонансная кривая диэлектрических свойств нефти

1- нефть; 2 - реагент СНПХ-7214; T = 273 К, Р = 0,41 МПа

Рисунок 17 - Зависимость tg(f) для нефти Вынгапуровского месторождения

Основные выводы и рекомендации

1. На примере нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири изучены и уточнены геолого-физические характеристики продуктивных пластов и установлено, что они характеризуются пониженным неоднородным нефтенасыщением порового пространства как по разрезу, так и по простиранию пластов. Пониженная нефтенасыщенность коллекторов обусловила повышенную подвижность пластовой и закачиваемой воды, которые явились основным источником переноса загрязнителей в призабойной зоне и скважине.

2. В результате обобщения, систематизации и статистической обработки результатов ПГИ и ГДИ установлено, что продуктивность значительного числа скважин ниже их потенциально возможной в начале работы, также наблюдается ее снижение в период эксплуатации, несмотря на проведение планового объема геологотехнологических мероприятий.

Анализ применения методов воздействия на ПЗП показывает, что применяемые технологии недостаточно эффективны и имеется возможность их повышения как за счет выбора метода воздействия с учетом геолого-физических условий конкретных объектов, так и за счет совершенствования технологических приемов.

3. На основе обобщения значительного объема экспериментальных исследований установлено, что одной из причин низкой эффективности проводимых мероприятий является наличие на забое скважин различных мехпримесей органического и неорганического происхождений, и значительное количество примесей находится во взвешенном состоянии в скважинной жидкости.

Результаты проведенных исследований свидетельствуют о том, что материал продуктивных горизонтов не является основной составляющей частью отложений. Ствол и призабойная зоны загрязнены, главным образом, осадками техногенного происхождения.

4. Проведены исследования и разработаны новые составы фильтрата технического пентаэритрита и хлористого натрия, технологических жидкостей с более высокими качественными показателями в сравнении с применяемыми аналогами. Разработаны рецептуры технологических жидкостей для промывки забоя скважин с высокими пескоудерживающими способностями. Предложена новая жидкость глушения для скважин, эксплуатирующих высотемпературные заглинизированные пласты. На основе фильтрата технического пентаэритрита и хлористого натрия разработаны рецептуры кислотных композиций с регулируемой глубиной проникновения в пласт и облегченным извлечением их фильтратов. Предложены новые технологии регулирования и ограничения водопритоков и увеличения охвата пласта воздействием.

5. Обоснован комплекс мероприятий, позволяющий интенсифицировать эксплуатацию скважин. Разработаны и внедрены технологии ОПЗ высокогидрофильных полимиктовых коллекторов при высоких пластовых температурах. Экспериментально подобраны ингибиторы коррозии для защиты скважинного оборудования при кислотных обработках в условиях высоких пластовых температур. Их добавление в кислотные составы снижает скорость коррозии до 22,5 раз.

6. Предложен метод диэлькометрической спектрометрии для прогнозирования эффективности применяемых химических реагентов и совместимости технологических жидкостей между собой и с пластовыми флюидами. Предложена комплексная методика подбора эффективных ингибиторов АСПО на основе сопоставления измерений диэлектрических параметров систем.

7. Рекомендации автора испытаны в промысловых условиях и выполнено обобщение их результатов на примере нефтяных месторождений (Вынгапурского, Вынгаяхинского, Суторминского, Западно-Суторминского, Новогоднего, Карамовского, Пограничного), уточнены научно-методические основы внедрения технологий для интенсификации притока нефти к забою скважин, разрушения и выноса АСПО, продуктов коррозии, мехпримесей с общим экономическим эффектом 75,361 млн руб. применительно к разработке недонасыщенных нефтью высокотемпературных глинизированных гидрофильных коллекторов.

Основные публикации по теме диссертации

1. Сафин С.Г., Мухаметзянов Р.Н. Исследования по интенсификации эксплуатации системы пласт-скважина в АО «Ноябрьскнефтегаз». - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 96 с.

2. Сафин С.Г., Сафин С.С. Разработка составов для интенсификации нефтедобычи. - Архангельск: Изд-во АГТУ, 2005. - 120 с.

3. Саяхов Ф.Л. и др. Электрофизические методы контроля и управления свойствами технологических жидкостей в нефтедобыче / Ф.Л. Саяхов, С.Г. Сафин, М.Г. Гафиуллин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 68 с.

4. Диэлектрическая спектрометрия в нефтедобыче / А.В. Баринов, Ф.Л. Саяхов, С.Г. Сафин, Г.М. Тарасова, Р.Р. Зиннатуллин. - Архангельск: Изд-во АГТУ, 2003. - 113 с.

5. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков / Н.А. Петров, Д.Н. Идиятуллин, С.Г. Сафин, А.В. Валиуллин. - М.: Химия, 2005. - 172 с.

СТАТЬИ В ЖУРНАЛАХ В СООТВЕТСТВИИ С ПЕРЕЧНЕМ ВАК РФ

1. Мухаметзянов Р.Н., Сафин С.Г., Калашнев В.В., Есипенко А.И., Каюмов Л.Х. Исследования по подбору рецептур кислотных растворов для пород продуктивных горизонтов и продуктов, заиливающих призабойную зону пласта // Нефтепромысловое дело. _ 1993. - № 11-12. - С. 21-24.

2. Сафин С.Г., Калашнев В.В., Каюмов Л.Х., Есипенко А.И., Петров Н.А., Кучма М.А. Технология регулирования и ограничения водопритоков с использованием нового состава // Нефтепромысловое дело. _ 1994. - № 1. _ С. 40-42.

3. Сафин С.Г., Петров Н.А., Есипенко А.И. Технологические жидкости для вторичного вскрытия продуктивных горизонтов // Нефтепромысловое дело. - 1994. - № 1. _ С. 43-45.

4. Сафин С.Г., Хлебников В.Н., Сафин С.С. Исследование взаимодействия глинокислотных и спиртоглинокислотных растворов с породой пласта БС210 Суторминского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1994.- № 1. - С. 43-45.

5. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г. Высокочастотный диэлькометрический метод определения выноса реагентов // Нефтепромысловое дело. _ 1994. - № 2. _ С. 18-21.

6. Мухаметзянов Р.Н., Сафин С.Г., Ганиев Р.Р., Гафиуллин М.Г., Кучма М.А. Технология применения осадкообразующей композиции и ПАВ для увеличения нефтеотдачи высокотемпературных полимиктовых неоднородных пластов // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 7. _ С. 21-22.

7. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Кошелев Б.Г., Гафиуллин М.Г. Методика определения содержания реагента в нефти // Нефтепромысловое дело. _ 1994. № 6. _ С. 12-13.

8. Сафин С.Г., Сафин С.С. Исследования по разработке технологии комплексной обработки призабойной зоны недонасыщенных нефтью пластов Нефтепромысловое дело. _ 1994. - № 2. _ С. 13-14.

9. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г. Электрофизические методы исследований в нефтедобыче // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. _ 1995. - № 11-12. _ С. 2-4.

10. Сафин С.Г. Исследования влияния спиртокислотных растворов и буферной жидкости на фильтрационные свойства Суторминского керна // Нефтепромысловое дело. _ 1995. - № 11-12. _ С. 24-26.

11. Кутырев Е.Ф., Сафин С.Г. О некоторых проблемах оценки состояния призабойной зоны пласта в условиях недонасыщенных нефтью коллекторов месторождений Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. _ 1995. - № 7. _ С. 38-41.

12. Сафин С.Г. Совершенствование технологии обработки призабойной зоны недонасыщенных нефтью высокотемпературных пластов // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 4. _ С. 47-50.

13. Сафин С.Г. Основы комплексной технологии интенсификации эксплуатации недонасыщенных нефтью залежей // Нефтепромысловое дело. _ 1996. - № 3-4. - С. 28-30.

14. Калашнев В.В., Сафин С.Г. Исследования по подбору жидкостей с повышенными пескоудерживающими свойствами // Нефтепромысловое дело. 1996. - № 5. - С. 29-32.

15. Макеев Г.А., Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г. Эффективность геолого-технических мероприятий на Суторминском нефтяном месторождении // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. _ 1996. - № 5. _ С. 32-34.

16. Сафин С.Г., Кутырев Е.Ф. Условия и методы повышения эффективности обработок призабойных зон скважин // Нефтяное хозяйство. _ 1996. - № 10. _ С. 32-34.

17. Сафин С.Г., Белоногов В.Г. Некоторые особенности геологического строения продуктивного пласта БС102 Крайнего месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1996. - № 12. _ С. 2-5.

18. Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г., Макеев Г.А. Особенности разработки Крайнего месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1997. - № 2. _ С. 39-41.

19. Сафин С.Г., Макеев Г.А. Особенности геологического строения и разработки Западно-Суторминского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 1998. - № 3. _ С. 13-17.

20. Сафин С.Г., Овсюков А.В., Блинов С.А., Даниленко В.Н. Экспериментальные исследования элементного состава поверхности нефтяных коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1998. - № 3. _ С. 49-50.

21. Сафин С.Г., Шилов А.В. Состояние и проблемы разработки нефтяных месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. _ 2000. - № 10. _ С. 7-13.

22. Сафин С.Г., Шилов А.В. Особенности геологического строения и разработки Сугмутского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. _ 2000. - № 11. _ С. 11-14.

23. Сафин С.Г., Шилов А.В. Состояние и пути улучшения условий разработки нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 2. _ С. 39-43.

24. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Баринов А.В., Фролов А.Г., Тарасова Г.М. Некоторые проблемы тестирования и контроля применения химических продуктов в нефтедобыче // Нефтепромысловое дело. - 2001. -
№ 4. _ С. 12-14.

25. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Баринов А.В., Тарасова Г.М., Шутов С.С. Физико-химические основы применения высокочастотной диэлектрической спектрометрии в нефтедобыче // Нефтепромысловое дело. - 2001. - № 4. _ С. 20-23.

26. Сафин С.Г., Баринов А.В., Губайдуллин М.Г. Состояние запасов и перспективы освоения северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Нефтепромысловое дело. - 2001. - № 6. - С. 4-7.

27. Губайдуллин М.Г., Коробов В.Б., Сафин С.Г. Анализ характера возможного воздействия на окружающую среду при освоении нефтяных месторождений в северной части Тимано-Печорской провинции // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 2. - С. 11-19.

28. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Баринов А.В., Вахаев В.Г. Высокочастотная диэлектрическая спектрометрия для подбора и оценки эффективности применения ингибиторов АСПО на месторождениях ОАО «Архангельскгеолдобыча» // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 2. - С. 27-30.

29. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Баринов А.В. Метод высокочастотной диэлектрической спектрометрии для тестирования и контроля применения химреагентов в нефтедобыче // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2002. - № 12. _ С. 24-30.

30. Саяхов Ф.Л., Сафин С.Г., Баринов А.В., Вахаев В.Г. Применение высокочастотной диэлектрической спектроскопии для исследования сложных химреагентов // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 2. _ С. 31-34.

31. Сафин С.Г. Физико-химические исследования для качественного управления воздействием на призабойную зону пласта // Нефтяное хозяйство. _ 2003. - № 2. _ С. 28-32.

32. Сафин С.Г. Разработка рецептуры технологических жидкостей для промывки скважин // Нефтяное хозяйство. _ 2003. - № 6. _ С. 72-74.

33. Сафин С.Г. Разработка композиций для удаления асфальто-смолопарафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 7. _ С. 106-107.

34. Сафин С.Г. Исследования по совершенствованию жидкостей глушения скважин // Нефтепромысловое дело. _ 2004. - № 11. _ С. 38-41.

35. Сафин С.Г., Черепанов А.Н., Зиннатуллин Р.Р., Масягутов Р.К. Развитие метода высокочастотной диэлектрической спектроскопии для физико-химических методов обработки системы скважина-пласт // Нефтепромысловое дело. _ 2005. - № 6. _ С. 47-52.

36. Сафин С.Г., Сафин С.С. Разработка кислотных составов для ОПЗ высокотемпературных нефтегазовых пластов // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 9. - С. 24-29.

37. Сафин С.Г. Исследование механизма вторичного нефтенасыщения в технологиях МУН // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 3. - С. 29-32.

ПАТЕНТЫ

1. Пат. 2042798 РФ, МКИ Е 21 В 43/22. Жидкость глушения для ремонта скважин / А.И. Есипенко, С.Г. Сафин, А.Н. Петров, А.В. Кореняко (РФ). - БИ 24 от 27.08.95. - С. 195.

2. Пат. 2042807 РФ, МКИ Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / А.И. Есипенко, С.Г. Сафин, А.Н. Петров (РФ). - БИ 24 от 27.08.95. - С. 197.

3. Пат. 2065950 РФ, МКИ Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки продуктивного пласта / А.Н. Петров, С.Г. Сафин, А.И. Есипенко (РФ). - БИ 24 от 27.08.96. - С. 186.

4. Пат. 2071547 РФ, МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции зон поглощения и способ его получения / А.И. Есипенко, С.Г. Сафин, Л.Х. Каюмов, А.Н.Петров (РФ). - БИ 1 от 10.01.97. - С. 195.

5. Пат. 2077666 РФ, МКИ Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / А.Н. Петров, А.И. Есипенко, С.Г. Сафин (РФ). - БИ 11 от 20.04.97. - С. 184.

6. Пат. 2077667 РФ, МКИ Е 21 В 43/47. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта / А.Н. Петров, А.И. Есипенко, С.Г. Сафин, В.П. Богатырева (РФ). - БИ 11 от 20.04.97. - С. 184.

7. Пат. 2186202 РФ, МКИ Е 21 В 37/06. Способ подбора потенциально эффективных реагентов для удаления и предупреждения смолопарафиновых отложений / Ф.Л. Саяхов, А.В. Баринов, С.Г. Сафин, Г.М. Тарасова, А.Н. Черепанов, Р.Р. Суфьянов, Р.Р. Зиннатуллин (РФ). - БИ 21 от 27.07.2002. - С. 371.

8. Пат. 2204708 РФ, МКИ Е 21 В 43/27. Состав для обработки высокотемпературных нефтяных скважин / С.Г. Сафин, М.Г. Гафиуллин, А.И. Есипенко (РФ). - БИ 14 от 20.05.2003.

9. Пат. 2177542 РФ, МКИ E21 B 43/27. Способ обработки призабойной зоны / С.Г. Сафин, С.С. Сафин (РФ). - БИ 36 от 27.12.2001. С. 188-189.

НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ СТАТЬИ В ЖУРНАЛАХ, СБОРНИКАХ НАУЧНЫХ ТРУДОВ И НА КОНФЕРЕНЦИЯХ

1. Мухаметзянов Р.Н., Сафин С.Г., Каюмов Л.Х. К изучению проблемы асфальтосмолопарафиновых отложений во внутрискважинном оборудовании НТИС «Нефтепромысловое дело». _ М.: ВНИИОЭНГ, 1992. _ Вып.1. _ С. 13-15.

2. Сафин С.Г., Хлебников В.Н., Сафин С.C. Изучение фильтрационных характеристик буферной жидкости и влияние ее состава на проницаемость пористых сред // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. - Тюмень: СибНИИНП, 1994. С. 176-187.

3. Сафин С.Г. Физико-химические исследования в системах, содержащих нефть, широкую фракцию углеводородов, изопропиловый спирт и воду // Физико-химическая гидродинамика. - Уфа: БашГУ, 1995. _ С. 77-85.

4. Сафин С.Г. Проектирование кислотного воздействия на призабойную зону пласта с учетом коррозионной активности среды // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. _ М.: ВНИИОЭНГ, 1996. № 8-9. _ С. 13-15.

5. Сафин С.Г. Исследования с целью подбора технологических жидкостей с оптимальными параметрами // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. - Тюмень: СибНИИНП, 1996. _ С. 140-144.

6. Сафин С.Г. Технология кислотных обработок высокотемпературных пластов // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. - Тюмень: СибНИИНП, 1996. С. 145-149.

7. Сафин С.Г. Результаты исследований характера отложений на рабочих деталях погружных насосов // Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке. Докл. научн.-практ. конф., посвящ. 25-летию СибНИИНП. Ч. IV. 16-17 февраля 2000 г. _ Тюмень: СибНИИНП, 2000. _ С. 81-87.

8. Кутырев Е.Ф., Сафин С.Г. Особенности геологического строения горизонта БВ8 Вынгапуровского месторождения нефти и перспективы освоения запасов его западных залежей // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Матер. Третьей научн.-практ. конф. 30 ноября - 3 декабря 1999 г. _ Ханты-Мансийск: Изд-во Путиведь, 2000. _ С. 275-277.

9. Сафин С.Г. Изучение геологического строения и подсчет запасов Вынгапуровского нефтегазоконденсатного месторождения // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. - Тюмень: СибНИИНП, 2000. _ С. 18-25.

10. Сафин С.Г. Экспериментальные исследования характера материала, загрязняющего скважину // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. - Тюмень: СибНИИНП, 2000. _ С. 135-149.

11. Сафин С.Г. Результаты моделирования фильтрации буферной жидкости и влияния ее состава на проницаемость пористых сред // Моделирование стратегии и процессов освоения георесурсов: Сб. докл. - Пермь: Горный институт УрО РАН, 2003. _ С. 74-76.

МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОСОБИЯ

1. Стандарт предприятия «Технология обработки скважин побочными продуктами газового конденсата и его композициями с целью удаления асфальтосмолопарафиновых отложений из подземного оборудования и призабойной зоны пласта»: СТП 5778425-009-90 / В.В. Калашнев, С.Г. Сафин, А.И. Есипенко. - Ноябрьск: ПО Ноябрьскнефтегаз, 1990. - 35 с.

2. Руководство по методике исследований и расчетов «Методика проведения работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин составами на основе кремнефтористого аммония и натриевого жидкого стекла» / С.Г. Сафин. - Архангельск: Изд-во АГТУ, 2007. - 18 с.

3. Руководство по методике технологических операций. Проведение спиртокислотных обработок призабойной зоны пласта добывающих скважин с предварительной очисткой ее от АСПО и последующей ее дегидратацией / С.Г. Сафин. - Архангельск: Изд-во АГТУ, 2007. - 24 с.

Размещено на Allbest.ur