Принципы и технологии физико-химических и химических методов увеличения нефтеотдачи
ART 85625
Д.
Г. АнтониадиБиблиографическое описание статьи для цитирования:
Антониади
Д.
Г.,
Савенок
О.
В.,
Лаврентьев
А.
В. Принципы и технологии физико-химических и химических методов увеличения нефтеотдачи // Научно-методический электронный журнал «Концепт». –
2015. – Т. 13. – С.
3121–3125. – URL:
http://e-koncept.ru/2015/85625.htm.
Аннотация. В статье проводится исследование принципов физико-химических и химических методов увеличения нефтеотдачи, которое показало, что в этих методах в недостаточной степени учитываются факторы особенностей горных пород, что, в свою очередь, приводит к снижению эффективности методов. Предложена концепция модифицирования пород: цели и задачи модифицирования – характеристики горных пород – метод воздействия – результаты воздействия.
Ключевые слова:
физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, химические методы увеличения нефтеотдачи, высокая обводнённость, состояние призабойной зоны пласта, методы химического закрепления пластов, гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, гидравлический разрыв пласта
Текст статьи
Лаврентьев Александр Владимирович,кандидат химических наук,доцент, докторант кафедры Нефтегазового делаимени профессора Г.Т. ВартумянаФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет», г. Краснодарavlavrentiev@yandex.ru
Антониади Дмитрий Георгиевич,доктор технических наук, профессор, академик РАЕН,зав. кафедрой Нефтегазового дела имени профессора Г.Т. Вартумяна,директор института Нефти, газа и энергетикиФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет», г. Краснодарantoniadi@kubstu.ru
Савенок Ольга Вадимовна,доктор технических наук, доцент,доцент кафедры Нефтегазового дела имени профессора Г.Т. ВартумянаФГБОУ ВПО «Кубанскийгосударственный технологический университет», г. Краснодарolgasavenok@mail.ru
Принципы и технологии физикохимических и химическихметодов увеличения нефтеотдачи
Аннотация.В статье проводится исследование принципов физикохимических и химических методов увеличения нефтеотдачи, которое показало, что в этих методах в недостаточной степени учитываются факторы особенностей горных пород, чтов свою очередь приводит к снижению эффективности методов.Предложена концепция модифицирования пород: цели и задачи модифицирования –характеристики горных пород –метод воздействия –результаты воздействия.Ключевые слова: Физикохимические методы увеличения нефтеотдачи, химические методы увеличения нефтеотдачи, высокая обводнённость, состояние призабойной зоны пласта, методы химического закрепления пластов, гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, гидравлический разрыв пласта.
Как было показано ранее1, 2, физикохимические методы в системе управления эффективностьюсистем разработки нефтегазовых месторождений занимают особое место и имеютблагоприятные перспективы для развития в условиях многофакторных осложнений.Вместе с тем, представляет интерес рассмотрение не только тех методов, которые в системе классификации отнесены к физикохимическим, но и сопряжённых технологий –методов,применяемых при высокой обводнённости, химических способов закрепления пород и гидроразрыва.
Физикохимические методы увеличения нефтеотдачи,применяемые при высокой обводнённостиВ соответствии с классификацией осложнений (рисунок 1) обводнение относится к породообусловленным осложнениям добычи, часто связанным с пескопроявлением.На рисунке 2представлена классификация физических и физикохимических методов увеличения нефтеотдачи (МУН),применяемых при высокой обводнённости 3].Указанные методы имеют целью увеличение коэффициента вытеснения, увеличение коэффициента охвата воздействием и комплексные эффекты, позволяющие достигать обе цели одновременно.
Рис.1.Схема характерных осложнений месторожденийна завершающей стадии
Рис. 2.Классификация физических и физикохимическихметодовувеличения нефтеотдачи пластов, применяемых при высокой обводнённости
Проблема преждевременного прорыва воды по высокопроницаемым интервалам решаетсяза счёт использования методов 4:закачки в нагнетательные скважины составов, образующих в пластовых условиях нерастворимую систему (осадок, гель), препятствующую движению воды;гидрофобизацирующими обработками пород призабойных зон, что позволяет изменить фильтрационную способность для нефти и воды путём создания гидрофобной мембраны, хорошо пропускающей нефть и плохо –воду.В первом случае при закачке составы в первую очередь поступают в наиболее проницаемые интервалы и, как следствие, именно они подвергаются наибольшему тампонированию. Это приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте и вовлечению в разработку ранее слабодренируемых зон пласта. Подобные технологии принято называть потокоотклоняющими. Для этого могут использоваться разнообразные сочетания материалов –полимерные композиции как в чистом виде, так и с наполнителями, волокнистодисперсные системы, резиновая крошка, жидкое стекло, вязкие нефти, нефтекислотные системы, кремнийорганические продукты и многие другие.Продуктивность скважины определяется как средняя величина проницаемости пласта, учитывающей проницаемость призабойной зоны пласта и проницаемость удалённой зоны пласта.В 4 отмечается, что к числу существенных характеристик коллекторов относится удельная поверхность пористой среды –отношение площади поверхности пор к объёму или массе пористой среды. Горные породы исключительно разнообразны по составу и характеристикам, но их основными компонентами являются песок и глина. Для глинистых грунтов величина удельной поверхности может достигатьочень высоких значений –800 м2/г и выше. Песчаные грунты характеризуются более низкими значениями. В 4 приводятся существенно более низкие значения –для высокопористых, высокопроницаемых коллекторов удельная поверхность не превышает 5001000 см2/см3породы, а для алевролитов, полимиктов и слабопроницаемых карбонатов достигает 1000030000 см2/см3(0,51,5 м2/г).Удельная поверхность пористой среды связана с пористостью и проницаемостью соотношением:
,
гдеSy–удельная поверхность; m–коэффициент пористости; k–коэффициент проницаемости; G–эмпирический коэффициент, равный(710) 103для разных коллекторов.Необходимо отметить, что удельная поверхность важная, но далеко не единственная характеристикагорных пород, имеющая значение при моделировании пород.В 4 методы увеличения нефтеотдачи пластов разделяются на низкопотенциальные, которые основаны на циклическом воздействии на пласты, изменении направления потоков жидкости, применении водорастворимых поверхностноактивных веществ, кислот, щелочей и полимеров, увеличивающих нефтеотдачу на 28 % по сравнению с обычным заводнением.В случае высокопотенциальных методовприменяются технологии вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением ималовязкой нефти мицеллярными растворами (гель), увеличивающие нефтеотдачу на 1520 %. Эффективность вытеснения нефти углекислым и углеводородным газами совместно с заводнением составляет 515 % (таблица 1).К причинам обводнения скважин отнесены 5]:за счёт прорыва нагнетаемой воды по наиболее проницаемой части продуктивного пласта –55 % случаев;заколонные перетоки из вышеи нижележащих горизонтов изза плохого качества цементирования обсадной колонны –34 % случаев;негерметичность цементного моста на забое или за колонной в интервале близлежащих водоносных пластов –11 % случаев.Пример реализованной отечественной технологии снижения обводнённости продукции –гельтехнологии с применением неорганических гелеобразующих составов ГАЛКА, МЕТКА и РОМКА 4, 6, 7].Таблица 1Методы увеличения нефтеотдачи пластов с разным потенциалом
НазначениеСпособ воздействияРабочий агентВоздействие на нефть, оставшуюся в пласте –повышение охвата вытеснениемПовышение вязкости вытесняющего агента, понижение вязкости нефти.Увеличение объёма нефти.Увеличение дренируемой (работающей) толщины пластаПолимеры, мицеллярныерастворы, пар, воздух + вода(горение), углекислый газ.Пар, горение, ПАВ, полимеры,водогазовые смеси, щелочи,вода (циклическое заводнение)Воздействие на нефть –вытеснение рассеянной остаточной нефтиДостижение смешиваемости нефти и вытесняющего агента, снижение межфазного натяжения, повышение смачиваемости пласта с водой, повышение фазовой проницаемости для нефти и снижение для водыУглекислый газ, газ высокогодавления, мицеллярные растворы, щёлочи, водорастворимые ПАВ, щелочи, водогазовые смеси
В ИХН СО РАН Алтуниной Л.К. с сотрудниками созданы новые технологии увеличения нефтеотдачи с применением термотропных неорганических и полимерных гелеобразующих систем, способных генерировать гели непосредственно в пласте. Принципиальное отличие этих технологий от описанных ранее состоит в возможности размещать гелевые отклоняющие экраны в удалённой зоне пласта, регулировать фильтрационные потоки, что приводит к увеличению добычи нефти, снижению обводнённости продукции. Промышленное применение созданных гельтехнологий на месторождениях Западной Сибири позволило за 5 лет добыть более 1,5 млн. тонн нефти.В основе гельтехнологии лежит способность системы «соль алюминия –карбамид –вода» непосредственно в пласте формировать неорганический гель из гидроокиси алюминия за счёт тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя. В пласт закачивается гомогенная водная система, содержащая гелеобразующуюсистему. За счёт тепловой энергии пласта или теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется, образуя СО2и аммиак. рН раствора увеличивается, происходит гидролиз ионов алюминия, в результате через определённое время во всём объёме раствора практически мгновенно образуется гель.На рисунках 3и 4показаны достигаемые эффекты при реализации описанной технологии.
Рис.3. Снижение обводнённости и увеличение добычи нефтипосле закачки гелеобразующей композиции РОМКАна Урьевском месторождении (пласт АВ1).Показатели добывающей скважины № 1438
(нагнетательная скважина № 1810)
Рис. 4. Увеличение накопленной добычи нефтискважины Qi 108 32 района Хуансилинь месторождения Ляохе (КНР)в циклах закачки пара с композицией НИНКА (2003, 2005 гг.)по сравнению с циклом закачки пара (2001 г.)
Следует отметить, что технологии размещения экранов в удалённой зоне пласта предполагают детальное знание о строении и структуре породколлекторов, а также обеспечение условий долговременного закрепления экранов на элементах поверхности породы. Последнее обстоятельство предполагает достаточную проработку таких физикохимических вопросов как адгезионная прочность, эрозионная стойкость и гидродинамическая прочность экранов.Так, для организации прочного контакта необходимо выполнениеусловия растекания жидкой композиции по поверхности пород, что возможно при смачивании жидкостью породы (рисунок 5). В свою очередь, условие смачивания обеспечивается сочетаниемряда физикохимических и химических параметров твёрдой подложки (породы)и жидкой фазы (гелеобразующей композиции). После затвердевания формируется прочная связь «порода –экран» благодаря высокой поверхности соприкосновения и химическому связыванию по поверхности раздела.
Рис. 5.Растекание гелеобразующей композициипо поверхности породы
Таким образом, можно говорить о том, что физикохимический фактор в указанной технологии имеет первостепенное значение.Состояние призабойной зоны пластаПризабойная зона пласта (ПЗП) образуется в результате вскрытия продуктивного пласта скважиной, что приводит к нарушению пространственнодеформационного и физикохимического равновесного состояния породы. Геометрические размерыПЗП точно не заданы, условно они ограничены зоной пласта по всей его толщине (рисунок 6) [4].
Рис.6.Схема призабойной зоны пласта:УЗП –удалённая зона пласта; ПЗП –призабойная зона пласта;рг–горное давление; рб–равнодействующая горного бокового давления;rс–радиус скважины; rд–радиус скважины по долоту;r–радиус до произвольной точки пласта; rПЗП–радиус ПЗП
Некоторые особенности строения ПЗП представлены в 8, где показано, чтопри эксплуатации скважин в ПЗП образуются высокопроницаемые каналы различной ширины и длины, по которым фильтруется основная масса пластовой воды и песка в скважину. В качестве причины образования таких каналов указывается естественная трещиноватость песчаников и сгущение линий токов газа и жидкости в пласте вдоль этих трещин (рисунок 7).
а
б
Рис. 7.Схема разрушения ПЗП Гатчинского ПХГ:а –образование высокопроницаемых каналов в ПЗП,полученное в результате анализа работы скважин;б –разрушение терригенных девонских песчаниковиз обнажений коренных пород Ленинградской области.1 –слабосцементированный песчаник;2 –тектоническая трещиноватость;3 –высокопроницаемые каналы в песчаникеПринципиально важно описать призабойную зону пласта в терминах дефектов строения. В результате процесса разбуривания горных пород (воздействия породоразрушающего инструмента на породу) возникают дефектные зоны в ПЗП. Характер разрушения пород и их дефектность зависят от типа и характеристик пород, а также от интенсивности разрушающего воздействия. Поверхность материала –наиболее слабая его часть 20. Поверхность –область, где имеет место резкий переход от плотной среды материала к контактирующей среде –газообразной, жидкой или твёрдой. В пограничной зоне идут активные процессы взаимодействия между средами, что ведёт к образованию новых и росту уже имеющихся дефектов и в ряде случаев к инициации разрушения материала.Горные породы –преимущественно хрупкие среды, разрушение которых ведётк образованию большого числа дефектов –трещин, сколов, перенапряжённых локальных участков, большого числа обломков и тонкодисперсных частиц.Таким образом, поверхность стенки скважины представляет собой техногенного происхождения дефектно обогащённую область породыколлектора, которая в ходе последующей эксплуатации находится в самой активной зоне комплексных нагрузок, что предопределяет высокую вероятность инициации и развития разрушения породы в этой зоне.Можно отметить, что степень изученности задачи определения меры дефектности поверхности стенки скважины породыколлектора пока ещё не имеет системного решения, что вносит значительную долю неопределённости в исследование процессов деформационнопространственной нестабильности и разрушения породколлекторов. В частности, не исследованы вопросы техногенногенерированной дефектности породколлекторов в зависимости от состава и строения пород.Вместе с тем очевидно, что характер и динамика дефектности пород в ПЗП на протяжении жизненного цикла скважины способны оказывать значительное влияние на эффективность добычи. Так, на завершающей стадии в условиях активизации осложнений (пескои водопроявлений, разрушения призабойной зоны и др.) деградация дефектной системы пород становится критически значимой и становится причиной завершения эксплуатации скважины.Методы химического закрепления пластовМетоды химического закрепления пласта используются при решении проблем деградации породколлекторов, которые приводят к таким осложнениям как пескопроявление, пробкообразование, разрушение пород и др. Цель химического закрепления пластов –создание долговечных и стойких в условиях эксплуатации породколлекторов.В плане развития ранее сформулированных представлений о динамике дефектности пород в ПЗП проблема закрепления пластов имеет следующее толкование. Введём понятие о текущей степени деградации и дефектности пород в ПЗП как о таком состоянии ПЗП, которое отвечает определённомувременному периоду эксплуатации скважины, когда проявляются породообусловленные осложнения. Очевидно, активизация осложнений –результат процессов интенсификации техногенногенерированного дефектообразования и качественного развития дефектов пород.Ниже представлены основные приёмы химического закрепления пластов.В 10 недостаточную прочность коллектора связывают с действием депрессии и репрессии на пласт, а также cвысокой скоростью фильтрации пластовых флюидов в ПЗП, что в результате приводит к разрушению коллектора. Приведены данные по методам химического закрепления пород и типизированы химические составы для укрепления слабосцементированного коллектора (таблица 2).Композиции из кремнийорганических соединений используются для закрепления песка в слабосцементированном коллекторе при выполнении водоизоляционных работ. Закрепление породы кремнийорганическими композициями состоит в образовании геля кремневой кислоты при гидролизе.Таблица 2 Характеристика химических составов для укрепления слабосцементированного коллектора в нефтяных и газовых скважинах
Необходимо указать на то, что приведённый в таблице 2состав методов и химических композиций далеко не полон и будет дополнен при изучении других источников.Указано, что химические методы усиления пород основаны на образовании системы «песок –твёрдый полимер» в слабосцементированном коллекторе за счёт адгезии фрагментов полимера на границе между частицами песка (рисунок 8).
Рис. 8.Изображения кварцевого песка, скреплённогосистемой ИПНГПласт2,полученные с помощью СЭМ
Установлено, что с увеличением концентрации предшественника полимера прочность песчаника возрастает, а проницаемость уменьшается (рисунок 9). Из этого следует, что существенная часть химической композиции попадает не в узлы песчаника, а поровое пространство, что приводит к закупорке транспортных пор и снижению проницаемости. Таким образом, возникает задача оптимизации технологии внесения химической композиции в породу с целью обеспечения баланса достаточной прочности и проницаемости.
Рис. 9.Влияние концентрации предполимерана прочностные и фильтрационные свойства закрепляемого песка
В 11 предложена композиция из карбамидоформальдегидной и ацетонформальдегидной смол с добавками алюминиевой пудры и 1015 %ного раствора соляной кислоты. Для формирования проницаемого полимерного фильтра из указанной композиции для еёотверждения использована соляная кислота.Другая известная технология укрепления пород состоит в использовании неорганической композиции из цементносолянокерамзитовой смеси 12].Устойчивость слабосцементированных терригенных коллекторов определяется геологическими характеристиками пласта и режимом эксплуатации ПХГ 13. Для усиления пород использована композиция ХимекоП на основе полиорганосилоксана и сшивающего агента. Принципиальным отличием подхода, использованного в 13, от ряда иных подходов, применённых другими исследователями, состоит отработке методов усиления пород на специально приготовленных образцах искусственного керна. При обработке искусственного керна составом ХимекоП формируется камень из усиленного песчаника с высокой механической прочностью и проницаемостью по газу, а также обладающий стойкостью к воздействию пластовых вод, кислот и щелочей (рисунок 10).
Рис. 10. 3D реконструкция образца(синим показаны поры, красным –скелет, зелёным –связующий материал)
Результаты испытаний ХимекоП –высокая производительность, отсутствиевыноса песка (рисунок 11).
Рис. 11. Анализ максимальной суточной производительностискважин ПХГ до и после закачки полимерного состава ХимекоП
Технологии «Линк» и «Secure» 14, 15]При обработке слабосцементированных пород хорошо показали себя технологии«Линк» и «Secure» (рисунок 12).В технологии «Линк» благодаря частичному заполнению порового пространства отверждаемой смолойвпризабойной зоне пласта создаётся хорошо проницаемая структура. Это достигается за счёт неравномерного продавливания смолы композицией на основе гидрофобной жидкости, которая в 2 раза превышает объём закачанной смолы.Технология «Secure»основана на использовании кремнийорганического нефтерастворимого соединения, которое разводится в дизеле или в обезвоженной нефти с концентрацией 48 %.
Рис. 12. Область расположения ослабленных участков пород,в которых реализуется технологии«Линк» и «Secure»
При использовании технологии «Secure» обеспечивается эффект:быстрого вывода скважины на режим и увеличения срока еёслужбы;устранения случаев внезапного прорыва песка;увеличения производительности скважины.В ООО «РН Краснодарнефтегаз» выполнена оценка экономической эффективности испытанных технологий, показавшая их высокую перспективность (таблица 3).Сравнение методов химического укрепления породколлекторов и методов, применяемых при высокой обводнённости, показывает их близость побазовым признакам –в обоих случаях используются химические композиции, которые затем осаждают на породу в виде твёрдого вещества.Кроме того, ещё одним признаком общности описанных выше технологий химического укрепления породколлекторов и методов, применяемых при высокой обводнённости, состоит в том, что малое внимание уделено особенностям пород (их типу, составу, структуре, дефектности, свойствам в широком понимании) –физикохимическим, гидродинамическим, механическим и др.Различие между технологиямихимического укрепления породколлекторов и методами, применяемыми при высокой обводнённости, состоит в морфологии твёрдого осадка –в случае химического укрепления пород осадок локализуется в местах контактов минеральных песчинок, а в случае методов, применяемых при высокой обводнённости, осадок имеет форму плёнки.Недостаточное внимание к особенностям пород может иметь негативные последствия в плане малой эффективности технологий, кратковременности достигаемого эффекта и др. Напротив, полноценное включение подложки (горной породы) в технологию модифицирования её свойств может позволить значительно поднять эксплуатационные свойства пород, для чего необходимо рассмотреть физикохимические процессы на границе раздела «химическая композиция –порода». Таким образом, физикохимический метод можно рассматривать как значимый инструмент совершенствования технологий. Проявления физикохимического подхода в технологиях модифицирования пород многообразны –смачивание и растекание химической композиции породы, механизмы закрепления химической композицией на поверхности породы, адгезионная прочность отверждённой композиции, её гидродинамическая и эрозионная устойчивость и многие другие аспекты.Предлагаемый нами подход к решению задач создания технологии модифицирования пород и аналогичных проблем состоит в использовании сочетания теоретических и практических методов –моделировании породколлекторов с учётом их разнообразия и неопределённости свойств с использованием междисциплинарной методологии, а также экспериментальных методов исследования горных пород.
Гидродинамические МУНГидравлический разрыв –технология методов повышения продуктивности скважин за счёт формирования трещин в массивах газо, нефте, водонасыщенных и других горных пород под действием подаваемой в них под давлением жидкости 16].Для удержания трещины в раскрытом состоянии используют жидкость с наполнителем –песком, керамическими шариками и др.На рисунке 13показана схема гидроразрыва. Для неглубоких пластов характерны горизонтальные разрывы, а в пластах, залегающих более глубоко, –вертикальные разрывы.
Рис. 13. Схема гидроразрыва
ГРП позволяет значительно повысить дебит добывающих или приёмистость нагнетательных скважин за счёт снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счёт приобщения к выработке слабодренируемых зон и пропластков 17].Технологии ГРП адаптируются к особенностям конкретного объекта обработки и имеют множество вариаций.ГРП широко используется компанией ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь» при решении проблемы обводнённости 18. Практика показала высокую эффективность гидроразрыва.Принцип использованной для изоляции водопритоков (ИВП) технологии состоит в закачке в пласт гелированной жидкости на углеводородной основе, которая создаёт трещину ГРП необходимой геометрии и одновременно служит селективным водоизолирующим агентом. На втором этапе проводят закачку жидкостипесконосителя на водной полисахаридной основе с проппантом.Схематично процесс ГРП с ИВП показан на рисунке 14.
Рис. 14. Схема проведения процесса проппантного ГРП с ИВПпо технологии РГУ нефти и газа
Комплекс гелирующего «ХимекоТ» получали путём взаимодействия гелеобразователя и активатора «ХимекоТ» в углеводородной среде, что ведёт к образованию тризамещённой соли алюминия и эфира ортофосфорной кислоты по реакции:
Позднее в результате гидролиза образовавшиеся алкилфосфаты алюминия выпадали с образованием липкого осадка гидроксифосфатов алюминия:
В результате описанная технология позволила поднять добычу нефти в 2,5 раза.
В заключении можно сделать следующие основные выводы:1.Исследование принципов физикохимических и химических МУН показало, что в этих методах в недостаточной степени учитываются факторы особенностей горных пород, что приводит к снижению эффективности методов.2. Предложенаконцепция модифицирования пород: цели и задачи модифицирования –характеристики горных пород –метод воздействия –результаты воздействия.
Ссылки на источники1. Лаврентьев А.В. Принципы концептуального подхода описания нефтегазодобычи с осложнениями//«Теоретикоконцептуальные и методические подходы к развитию мировой науки и техники в XXIвеке»: материалы VВсероссийской научнопрактической конференции (27 апреля 2015 г.). –РостовнаДону: Профпресс, 2015.2. Лаврентьев А.В. Физикохимические методы в системе управления эффективностью систем разработки нефтегазовых месторождений//Материалы I Научнойконференции «Проблемы науки и научного познания»(2223 апреля 2015 г.). –г. Москва.3. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. –М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2002. –639 с.4. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачидля коллекторов Западной Сибири: учебное пособие. –Томск: Издво ТПУ, 2006. –166 с.5. Логвиненко В., Сатыбалдиев С.Б. Обзор технологий по ограничению притока воды в нефтяные скважины // Вестник КазНТУ, 2012. –№ 5 (93).6. Алтунина Л.К.,Кувшинов В.А. НИНКА, ГАЛКА и РОМКА увеличат добычу нефти // Мировая энергетика, 2004. –№ 6.Режим доступа: http://www.worldenergy.ru/mode.1349id.3416type.html
7. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физикохимические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Успехи химии, 2007. –Т. 76. –№10. –С. 10341052.8. Тананыхин Д.С. Обоснование технологии крепления слабосцементированных песчаников в призабойной зоне нефтяных и газовых скважин химическим способом. Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. –СанктПетербург, 2013.9. Либовиц Г. Разрушение. Том 2. Математические основы теории разрушения.–М.: Издво Мир, 1975. –763 с.10. Цицорин А.И., Демьяновский В.Б., Каушанский Д.А. Химические методы ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах// Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика», 2014. –Выпуск 2 (10).11. Магадова Л.А., Ефимов Н.Н., Губанов В.Б., Нескин В.А., Трофимова М.В.Разработка композиции для крепления призабойной зоны пласта в скважинах подземных хранилищ газа // Территория Нефтегаз, 2012. –№ 5.12. Патент РФ № 2183724. Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины.13. Силин М.А., Ефимов Н.Н., Магадова Л.А., Нескин В.А., Мышенков И.В. Разработка и внедрение кремнийорганического полимерного состава для ликвидации выноса песка в скважинах ПХГ// Материалы VIII Всероссийской научнопрактической конференции «Нефтепромысловая химия» (2728 июня 2013 г.).–Москва, 2013.14. Химическое связывание слабосцементированной породы «Secure» 2020. Технология Champion Technologies, презентация, 2011 г.15. Роснефть. Оценка техникоэкономической эффективности проекта испытания новых технологий в 2012 г. рабочей группы Системы новых технологий в областиНСТ. «Химическое связывание слабосцементированных пород в условиях ООО «РН Краснодарнефтегаз». –Москва, 2013.16. Грей Форест. Добыча нефти / Пер. с англ. –М.: ЗАО «ОлимпБизнес», 2003.–416 с. (Серия «Для профессионалов и неспециалистов»).17. Учебнометодический модуль № 1 «Разработка нефтяных месторождений» Учебнометодический блок № 2 «Гидроразрыв нефтяного пласта» Томск, 2000.18. Магадова Л.А., Силин М.А., Малкин Д.Н., Цыганков В.А., Савастеев В.Г. Технологиигидравлического разрыва пласта, снижающие риски увеличения обводненности скважины // Время колтюбинга, 2014. –№3(049). –С. 3846.Режим доступа: http://www.cttimes.org/en/uploads/editor/files/pdffiles/issue_49_4149.pdf
Антониади Дмитрий Георгиевич,доктор технических наук, профессор, академик РАЕН,зав. кафедрой Нефтегазового дела имени профессора Г.Т. Вартумяна,директор института Нефти, газа и энергетикиФГБОУ ВПО «Кубанский государственный технологический университет», г. Краснодарantoniadi@kubstu.ru
Савенок Ольга Вадимовна,доктор технических наук, доцент,доцент кафедры Нефтегазового дела имени профессора Г.Т. ВартумянаФГБОУ ВПО «Кубанскийгосударственный технологический университет», г. Краснодарolgasavenok@mail.ru
Принципы и технологии физикохимических и химическихметодов увеличения нефтеотдачи
Аннотация.В статье проводится исследование принципов физикохимических и химических методов увеличения нефтеотдачи, которое показало, что в этих методах в недостаточной степени учитываются факторы особенностей горных пород, чтов свою очередь приводит к снижению эффективности методов.Предложена концепция модифицирования пород: цели и задачи модифицирования –характеристики горных пород –метод воздействия –результаты воздействия.Ключевые слова: Физикохимические методы увеличения нефтеотдачи, химические методы увеличения нефтеотдачи, высокая обводнённость, состояние призабойной зоны пласта, методы химического закрепления пластов, гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, гидравлический разрыв пласта.
Как было показано ранее1, 2, физикохимические методы в системе управления эффективностьюсистем разработки нефтегазовых месторождений занимают особое место и имеютблагоприятные перспективы для развития в условиях многофакторных осложнений.Вместе с тем, представляет интерес рассмотрение не только тех методов, которые в системе классификации отнесены к физикохимическим, но и сопряжённых технологий –методов,применяемых при высокой обводнённости, химических способов закрепления пород и гидроразрыва.
Физикохимические методы увеличения нефтеотдачи,применяемые при высокой обводнённостиВ соответствии с классификацией осложнений (рисунок 1) обводнение относится к породообусловленным осложнениям добычи, часто связанным с пескопроявлением.На рисунке 2представлена классификация физических и физикохимических методов увеличения нефтеотдачи (МУН),применяемых при высокой обводнённости 3].Указанные методы имеют целью увеличение коэффициента вытеснения, увеличение коэффициента охвата воздействием и комплексные эффекты, позволяющие достигать обе цели одновременно.
Рис.1.Схема характерных осложнений месторожденийна завершающей стадии
Рис. 2.Классификация физических и физикохимическихметодовувеличения нефтеотдачи пластов, применяемых при высокой обводнённости
Проблема преждевременного прорыва воды по высокопроницаемым интервалам решаетсяза счёт использования методов 4:закачки в нагнетательные скважины составов, образующих в пластовых условиях нерастворимую систему (осадок, гель), препятствующую движению воды;гидрофобизацирующими обработками пород призабойных зон, что позволяет изменить фильтрационную способность для нефти и воды путём создания гидрофобной мембраны, хорошо пропускающей нефть и плохо –воду.В первом случае при закачке составы в первую очередь поступают в наиболее проницаемые интервалы и, как следствие, именно они подвергаются наибольшему тампонированию. Это приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте и вовлечению в разработку ранее слабодренируемых зон пласта. Подобные технологии принято называть потокоотклоняющими. Для этого могут использоваться разнообразные сочетания материалов –полимерные композиции как в чистом виде, так и с наполнителями, волокнистодисперсные системы, резиновая крошка, жидкое стекло, вязкие нефти, нефтекислотные системы, кремнийорганические продукты и многие другие.Продуктивность скважины определяется как средняя величина проницаемости пласта, учитывающей проницаемость призабойной зоны пласта и проницаемость удалённой зоны пласта.В 4 отмечается, что к числу существенных характеристик коллекторов относится удельная поверхность пористой среды –отношение площади поверхности пор к объёму или массе пористой среды. Горные породы исключительно разнообразны по составу и характеристикам, но их основными компонентами являются песок и глина. Для глинистых грунтов величина удельной поверхности может достигатьочень высоких значений –800 м2/г и выше. Песчаные грунты характеризуются более низкими значениями. В 4 приводятся существенно более низкие значения –для высокопористых, высокопроницаемых коллекторов удельная поверхность не превышает 5001000 см2/см3породы, а для алевролитов, полимиктов и слабопроницаемых карбонатов достигает 1000030000 см2/см3(0,51,5 м2/г).Удельная поверхность пористой среды связана с пористостью и проницаемостью соотношением:
,
гдеSy–удельная поверхность; m–коэффициент пористости; k–коэффициент проницаемости; G–эмпирический коэффициент, равный(710) 103для разных коллекторов.Необходимо отметить, что удельная поверхность важная, но далеко не единственная характеристикагорных пород, имеющая значение при моделировании пород.В 4 методы увеличения нефтеотдачи пластов разделяются на низкопотенциальные, которые основаны на циклическом воздействии на пласты, изменении направления потоков жидкости, применении водорастворимых поверхностноактивных веществ, кислот, щелочей и полимеров, увеличивающих нефтеотдачу на 28 % по сравнению с обычным заводнением.В случае высокопотенциальных методовприменяются технологии вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением ималовязкой нефти мицеллярными растворами (гель), увеличивающие нефтеотдачу на 1520 %. Эффективность вытеснения нефти углекислым и углеводородным газами совместно с заводнением составляет 515 % (таблица 1).К причинам обводнения скважин отнесены 5]:за счёт прорыва нагнетаемой воды по наиболее проницаемой части продуктивного пласта –55 % случаев;заколонные перетоки из вышеи нижележащих горизонтов изза плохого качества цементирования обсадной колонны –34 % случаев;негерметичность цементного моста на забое или за колонной в интервале близлежащих водоносных пластов –11 % случаев.Пример реализованной отечественной технологии снижения обводнённости продукции –гельтехнологии с применением неорганических гелеобразующих составов ГАЛКА, МЕТКА и РОМКА 4, 6, 7].Таблица 1Методы увеличения нефтеотдачи пластов с разным потенциалом
НазначениеСпособ воздействияРабочий агентВоздействие на нефть, оставшуюся в пласте –повышение охвата вытеснениемПовышение вязкости вытесняющего агента, понижение вязкости нефти.Увеличение объёма нефти.Увеличение дренируемой (работающей) толщины пластаПолимеры, мицеллярныерастворы, пар, воздух + вода(горение), углекислый газ.Пар, горение, ПАВ, полимеры,водогазовые смеси, щелочи,вода (циклическое заводнение)Воздействие на нефть –вытеснение рассеянной остаточной нефтиДостижение смешиваемости нефти и вытесняющего агента, снижение межфазного натяжения, повышение смачиваемости пласта с водой, повышение фазовой проницаемости для нефти и снижение для водыУглекислый газ, газ высокогодавления, мицеллярные растворы, щёлочи, водорастворимые ПАВ, щелочи, водогазовые смеси
В ИХН СО РАН Алтуниной Л.К. с сотрудниками созданы новые технологии увеличения нефтеотдачи с применением термотропных неорганических и полимерных гелеобразующих систем, способных генерировать гели непосредственно в пласте. Принципиальное отличие этих технологий от описанных ранее состоит в возможности размещать гелевые отклоняющие экраны в удалённой зоне пласта, регулировать фильтрационные потоки, что приводит к увеличению добычи нефти, снижению обводнённости продукции. Промышленное применение созданных гельтехнологий на месторождениях Западной Сибири позволило за 5 лет добыть более 1,5 млн. тонн нефти.В основе гельтехнологии лежит способность системы «соль алюминия –карбамид –вода» непосредственно в пласте формировать неорганический гель из гидроокиси алюминия за счёт тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя. В пласт закачивается гомогенная водная система, содержащая гелеобразующуюсистему. За счёт тепловой энергии пласта или теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется, образуя СО2и аммиак. рН раствора увеличивается, происходит гидролиз ионов алюминия, в результате через определённое время во всём объёме раствора практически мгновенно образуется гель.На рисунках 3и 4показаны достигаемые эффекты при реализации описанной технологии.
Рис.3. Снижение обводнённости и увеличение добычи нефтипосле закачки гелеобразующей композиции РОМКАна Урьевском месторождении (пласт АВ1).Показатели добывающей скважины № 1438
(нагнетательная скважина № 1810)
Рис. 4. Увеличение накопленной добычи нефтискважины Qi 108 32 района Хуансилинь месторождения Ляохе (КНР)в циклах закачки пара с композицией НИНКА (2003, 2005 гг.)по сравнению с циклом закачки пара (2001 г.)
Следует отметить, что технологии размещения экранов в удалённой зоне пласта предполагают детальное знание о строении и структуре породколлекторов, а также обеспечение условий долговременного закрепления экранов на элементах поверхности породы. Последнее обстоятельство предполагает достаточную проработку таких физикохимических вопросов как адгезионная прочность, эрозионная стойкость и гидродинамическая прочность экранов.Так, для организации прочного контакта необходимо выполнениеусловия растекания жидкой композиции по поверхности пород, что возможно при смачивании жидкостью породы (рисунок 5). В свою очередь, условие смачивания обеспечивается сочетаниемряда физикохимических и химических параметров твёрдой подложки (породы)и жидкой фазы (гелеобразующей композиции). После затвердевания формируется прочная связь «порода –экран» благодаря высокой поверхности соприкосновения и химическому связыванию по поверхности раздела.
Рис. 5.Растекание гелеобразующей композициипо поверхности породы
Таким образом, можно говорить о том, что физикохимический фактор в указанной технологии имеет первостепенное значение.Состояние призабойной зоны пластаПризабойная зона пласта (ПЗП) образуется в результате вскрытия продуктивного пласта скважиной, что приводит к нарушению пространственнодеформационного и физикохимического равновесного состояния породы. Геометрические размерыПЗП точно не заданы, условно они ограничены зоной пласта по всей его толщине (рисунок 6) [4].
Рис.6.Схема призабойной зоны пласта:УЗП –удалённая зона пласта; ПЗП –призабойная зона пласта;рг–горное давление; рб–равнодействующая горного бокового давления;rс–радиус скважины; rд–радиус скважины по долоту;r–радиус до произвольной точки пласта; rПЗП–радиус ПЗП
Некоторые особенности строения ПЗП представлены в 8, где показано, чтопри эксплуатации скважин в ПЗП образуются высокопроницаемые каналы различной ширины и длины, по которым фильтруется основная масса пластовой воды и песка в скважину. В качестве причины образования таких каналов указывается естественная трещиноватость песчаников и сгущение линий токов газа и жидкости в пласте вдоль этих трещин (рисунок 7).
а
б
Рис. 7.Схема разрушения ПЗП Гатчинского ПХГ:а –образование высокопроницаемых каналов в ПЗП,полученное в результате анализа работы скважин;б –разрушение терригенных девонских песчаниковиз обнажений коренных пород Ленинградской области.1 –слабосцементированный песчаник;2 –тектоническая трещиноватость;3 –высокопроницаемые каналы в песчаникеПринципиально важно описать призабойную зону пласта в терминах дефектов строения. В результате процесса разбуривания горных пород (воздействия породоразрушающего инструмента на породу) возникают дефектные зоны в ПЗП. Характер разрушения пород и их дефектность зависят от типа и характеристик пород, а также от интенсивности разрушающего воздействия. Поверхность материала –наиболее слабая его часть 20. Поверхность –область, где имеет место резкий переход от плотной среды материала к контактирующей среде –газообразной, жидкой или твёрдой. В пограничной зоне идут активные процессы взаимодействия между средами, что ведёт к образованию новых и росту уже имеющихся дефектов и в ряде случаев к инициации разрушения материала.Горные породы –преимущественно хрупкие среды, разрушение которых ведётк образованию большого числа дефектов –трещин, сколов, перенапряжённых локальных участков, большого числа обломков и тонкодисперсных частиц.Таким образом, поверхность стенки скважины представляет собой техногенного происхождения дефектно обогащённую область породыколлектора, которая в ходе последующей эксплуатации находится в самой активной зоне комплексных нагрузок, что предопределяет высокую вероятность инициации и развития разрушения породы в этой зоне.Можно отметить, что степень изученности задачи определения меры дефектности поверхности стенки скважины породыколлектора пока ещё не имеет системного решения, что вносит значительную долю неопределённости в исследование процессов деформационнопространственной нестабильности и разрушения породколлекторов. В частности, не исследованы вопросы техногенногенерированной дефектности породколлекторов в зависимости от состава и строения пород.Вместе с тем очевидно, что характер и динамика дефектности пород в ПЗП на протяжении жизненного цикла скважины способны оказывать значительное влияние на эффективность добычи. Так, на завершающей стадии в условиях активизации осложнений (пескои водопроявлений, разрушения призабойной зоны и др.) деградация дефектной системы пород становится критически значимой и становится причиной завершения эксплуатации скважины.Методы химического закрепления пластовМетоды химического закрепления пласта используются при решении проблем деградации породколлекторов, которые приводят к таким осложнениям как пескопроявление, пробкообразование, разрушение пород и др. Цель химического закрепления пластов –создание долговечных и стойких в условиях эксплуатации породколлекторов.В плане развития ранее сформулированных представлений о динамике дефектности пород в ПЗП проблема закрепления пластов имеет следующее толкование. Введём понятие о текущей степени деградации и дефектности пород в ПЗП как о таком состоянии ПЗП, которое отвечает определённомувременному периоду эксплуатации скважины, когда проявляются породообусловленные осложнения. Очевидно, активизация осложнений –результат процессов интенсификации техногенногенерированного дефектообразования и качественного развития дефектов пород.Ниже представлены основные приёмы химического закрепления пластов.В 10 недостаточную прочность коллектора связывают с действием депрессии и репрессии на пласт, а также cвысокой скоростью фильтрации пластовых флюидов в ПЗП, что в результате приводит к разрушению коллектора. Приведены данные по методам химического закрепления пород и типизированы химические составы для укрепления слабосцементированного коллектора (таблица 2).Композиции из кремнийорганических соединений используются для закрепления песка в слабосцементированном коллекторе при выполнении водоизоляционных работ. Закрепление породы кремнийорганическими композициями состоит в образовании геля кремневой кислоты при гидролизе.Таблица 2 Характеристика химических составов для укрепления слабосцементированного коллектора в нефтяных и газовых скважинах
Необходимо указать на то, что приведённый в таблице 2состав методов и химических композиций далеко не полон и будет дополнен при изучении других источников.Указано, что химические методы усиления пород основаны на образовании системы «песок –твёрдый полимер» в слабосцементированном коллекторе за счёт адгезии фрагментов полимера на границе между частицами песка (рисунок 8).
Рис. 8.Изображения кварцевого песка, скреплённогосистемой ИПНГПласт2,полученные с помощью СЭМ
Установлено, что с увеличением концентрации предшественника полимера прочность песчаника возрастает, а проницаемость уменьшается (рисунок 9). Из этого следует, что существенная часть химической композиции попадает не в узлы песчаника, а поровое пространство, что приводит к закупорке транспортных пор и снижению проницаемости. Таким образом, возникает задача оптимизации технологии внесения химической композиции в породу с целью обеспечения баланса достаточной прочности и проницаемости.
Рис. 9.Влияние концентрации предполимерана прочностные и фильтрационные свойства закрепляемого песка
В 11 предложена композиция из карбамидоформальдегидной и ацетонформальдегидной смол с добавками алюминиевой пудры и 1015 %ного раствора соляной кислоты. Для формирования проницаемого полимерного фильтра из указанной композиции для еёотверждения использована соляная кислота.Другая известная технология укрепления пород состоит в использовании неорганической композиции из цементносолянокерамзитовой смеси 12].Устойчивость слабосцементированных терригенных коллекторов определяется геологическими характеристиками пласта и режимом эксплуатации ПХГ 13. Для усиления пород использована композиция ХимекоП на основе полиорганосилоксана и сшивающего агента. Принципиальным отличием подхода, использованного в 13, от ряда иных подходов, применённых другими исследователями, состоит отработке методов усиления пород на специально приготовленных образцах искусственного керна. При обработке искусственного керна составом ХимекоП формируется камень из усиленного песчаника с высокой механической прочностью и проницаемостью по газу, а также обладающий стойкостью к воздействию пластовых вод, кислот и щелочей (рисунок 10).
Рис. 10. 3D реконструкция образца(синим показаны поры, красным –скелет, зелёным –связующий материал)
Результаты испытаний ХимекоП –высокая производительность, отсутствиевыноса песка (рисунок 11).
Рис. 11. Анализ максимальной суточной производительностискважин ПХГ до и после закачки полимерного состава ХимекоП
Технологии «Линк» и «Secure» 14, 15]При обработке слабосцементированных пород хорошо показали себя технологии«Линк» и «Secure» (рисунок 12).В технологии «Линк» благодаря частичному заполнению порового пространства отверждаемой смолойвпризабойной зоне пласта создаётся хорошо проницаемая структура. Это достигается за счёт неравномерного продавливания смолы композицией на основе гидрофобной жидкости, которая в 2 раза превышает объём закачанной смолы.Технология «Secure»основана на использовании кремнийорганического нефтерастворимого соединения, которое разводится в дизеле или в обезвоженной нефти с концентрацией 48 %.
Рис. 12. Область расположения ослабленных участков пород,в которых реализуется технологии«Линк» и «Secure»
При использовании технологии «Secure» обеспечивается эффект:быстрого вывода скважины на режим и увеличения срока еёслужбы;устранения случаев внезапного прорыва песка;увеличения производительности скважины.В ООО «РН Краснодарнефтегаз» выполнена оценка экономической эффективности испытанных технологий, показавшая их высокую перспективность (таблица 3).Сравнение методов химического укрепления породколлекторов и методов, применяемых при высокой обводнённости, показывает их близость побазовым признакам –в обоих случаях используются химические композиции, которые затем осаждают на породу в виде твёрдого вещества.Кроме того, ещё одним признаком общности описанных выше технологий химического укрепления породколлекторов и методов, применяемых при высокой обводнённости, состоит в том, что малое внимание уделено особенностям пород (их типу, составу, структуре, дефектности, свойствам в широком понимании) –физикохимическим, гидродинамическим, механическим и др.Различие между технологиямихимического укрепления породколлекторов и методами, применяемыми при высокой обводнённости, состоит в морфологии твёрдого осадка –в случае химического укрепления пород осадок локализуется в местах контактов минеральных песчинок, а в случае методов, применяемых при высокой обводнённости, осадок имеет форму плёнки.Недостаточное внимание к особенностям пород может иметь негативные последствия в плане малой эффективности технологий, кратковременности достигаемого эффекта и др. Напротив, полноценное включение подложки (горной породы) в технологию модифицирования её свойств может позволить значительно поднять эксплуатационные свойства пород, для чего необходимо рассмотреть физикохимические процессы на границе раздела «химическая композиция –порода». Таким образом, физикохимический метод можно рассматривать как значимый инструмент совершенствования технологий. Проявления физикохимического подхода в технологиях модифицирования пород многообразны –смачивание и растекание химической композиции породы, механизмы закрепления химической композицией на поверхности породы, адгезионная прочность отверждённой композиции, её гидродинамическая и эрозионная устойчивость и многие другие аспекты.Предлагаемый нами подход к решению задач создания технологии модифицирования пород и аналогичных проблем состоит в использовании сочетания теоретических и практических методов –моделировании породколлекторов с учётом их разнообразия и неопределённости свойств с использованием междисциплинарной методологии, а также экспериментальных методов исследования горных пород.
Гидродинамические МУНГидравлический разрыв –технология методов повышения продуктивности скважин за счёт формирования трещин в массивах газо, нефте, водонасыщенных и других горных пород под действием подаваемой в них под давлением жидкости 16].Для удержания трещины в раскрытом состоянии используют жидкость с наполнителем –песком, керамическими шариками и др.На рисунке 13показана схема гидроразрыва. Для неглубоких пластов характерны горизонтальные разрывы, а в пластах, залегающих более глубоко, –вертикальные разрывы.
Рис. 13. Схема гидроразрыва
ГРП позволяет значительно повысить дебит добывающих или приёмистость нагнетательных скважин за счёт снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения фильтрационной поверхности скважины, а также увеличивается конечная нефтеотдача за счёт приобщения к выработке слабодренируемых зон и пропластков 17].Технологии ГРП адаптируются к особенностям конкретного объекта обработки и имеют множество вариаций.ГРП широко используется компанией ООО «ЛУКОЙЛ Западная Сибирь» при решении проблемы обводнённости 18. Практика показала высокую эффективность гидроразрыва.Принцип использованной для изоляции водопритоков (ИВП) технологии состоит в закачке в пласт гелированной жидкости на углеводородной основе, которая создаёт трещину ГРП необходимой геометрии и одновременно служит селективным водоизолирующим агентом. На втором этапе проводят закачку жидкостипесконосителя на водной полисахаридной основе с проппантом.Схематично процесс ГРП с ИВП показан на рисунке 14.
Рис. 14. Схема проведения процесса проппантного ГРП с ИВПпо технологии РГУ нефти и газа
Комплекс гелирующего «ХимекоТ» получали путём взаимодействия гелеобразователя и активатора «ХимекоТ» в углеводородной среде, что ведёт к образованию тризамещённой соли алюминия и эфира ортофосфорной кислоты по реакции:
Позднее в результате гидролиза образовавшиеся алкилфосфаты алюминия выпадали с образованием липкого осадка гидроксифосфатов алюминия:
В результате описанная технология позволила поднять добычу нефти в 2,5 раза.
В заключении можно сделать следующие основные выводы:1.Исследование принципов физикохимических и химических МУН показало, что в этих методах в недостаточной степени учитываются факторы особенностей горных пород, что приводит к снижению эффективности методов.2. Предложенаконцепция модифицирования пород: цели и задачи модифицирования –характеристики горных пород –метод воздействия –результаты воздействия.
Ссылки на источники1. Лаврентьев А.В. Принципы концептуального подхода описания нефтегазодобычи с осложнениями//«Теоретикоконцептуальные и методические подходы к развитию мировой науки и техники в XXIвеке»: материалы VВсероссийской научнопрактической конференции (27 апреля 2015 г.). –РостовнаДону: Профпресс, 2015.2. Лаврентьев А.В. Физикохимические методы в системе управления эффективностью систем разработки нефтегазовых месторождений//Материалы I Научнойконференции «Проблемы науки и научного познания»(2223 апреля 2015 г.). –г. Москва.3. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. –М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2002. –639 с.4. Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачидля коллекторов Западной Сибири: учебное пособие. –Томск: Издво ТПУ, 2006. –166 с.5. Логвиненко В., Сатыбалдиев С.Б. Обзор технологий по ограничению притока воды в нефтяные скважины // Вестник КазНТУ, 2012. –№ 5 (93).6. Алтунина Л.К.,Кувшинов В.А. НИНКА, ГАЛКА и РОМКА увеличат добычу нефти // Мировая энергетика, 2004. –№ 6.Режим доступа: http://www.worldenergy.ru/mode.1349id.3416type.html
7. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физикохимические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Успехи химии, 2007. –Т. 76. –№10. –С. 10341052.8. Тананыхин Д.С. Обоснование технологии крепления слабосцементированных песчаников в призабойной зоне нефтяных и газовых скважин химическим способом. Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук. –СанктПетербург, 2013.9. Либовиц Г. Разрушение. Том 2. Математические основы теории разрушения.–М.: Издво Мир, 1975. –763 с.10. Цицорин А.И., Демьяновский В.Б., Каушанский Д.А. Химические методы ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах// Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика», 2014. –Выпуск 2 (10).11. Магадова Л.А., Ефимов Н.Н., Губанов В.Б., Нескин В.А., Трофимова М.В.Разработка композиции для крепления призабойной зоны пласта в скважинах подземных хранилищ газа // Территория Нефтегаз, 2012. –№ 5.12. Патент РФ № 2183724. Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины.13. Силин М.А., Ефимов Н.Н., Магадова Л.А., Нескин В.А., Мышенков И.В. Разработка и внедрение кремнийорганического полимерного состава для ликвидации выноса песка в скважинах ПХГ// Материалы VIII Всероссийской научнопрактической конференции «Нефтепромысловая химия» (2728 июня 2013 г.).–Москва, 2013.14. Химическое связывание слабосцементированной породы «Secure» 2020. Технология Champion Technologies, презентация, 2011 г.15. Роснефть. Оценка техникоэкономической эффективности проекта испытания новых технологий в 2012 г. рабочей группы Системы новых технологий в областиНСТ. «Химическое связывание слабосцементированных пород в условиях ООО «РН Краснодарнефтегаз». –Москва, 2013.16. Грей Форест. Добыча нефти / Пер. с англ. –М.: ЗАО «ОлимпБизнес», 2003.–416 с. (Серия «Для профессионалов и неспециалистов»).17. Учебнометодический модуль № 1 «Разработка нефтяных месторождений» Учебнометодический блок № 2 «Гидроразрыв нефтяного пласта» Томск, 2000.18. Магадова Л.А., Силин М.А., Малкин Д.Н., Цыганков В.А., Савастеев В.Г. Технологиигидравлического разрыва пласта, снижающие риски увеличения обводненности скважины // Время колтюбинга, 2014. –№3(049). –С. 3846.Режим доступа: http://www.cttimes.org/en/uploads/editor/files/pdffiles/issue_49_4149.pdf
