Волновая природа процессов генезиса, добычи и подготовки нефти часть 2

ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕДОБЫЧИ, НЕФТЕХИМИИ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ

УДК 66.665.63

Б. Н. Иванов

ВОЛНОВАЯ ПРИРОДА ПРОЦЕССОВ ГЕНЕЗИСА, ДОБЫЧИ И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ Часть 2

Возможность применения самых различных методов увеличения нефте-извлечения (МУН) в отдельности и в тех или иных сочетаниях обусловлена их единой вещественно-волновой материальной основой. Основное внимание уделено теоретическим и технологическим аспектам промышленных физических волновых воздействий.

В настоящее время существует более 70 модификаций МУН [1], которые обычно объединяют в 5 групп: химические, физические, физико-химические, термические и термохимические, биотехнологические методы стимуляции нагнетательных и добывающих скважин. Эта классификация, как и всякая другая, достаточно условна. Во-первых, каждый из этих методов по сути волновой (хотя и с различным уровнем и с разным механизмом проявления волнового действия), а во-вторых, химические методы воздействия на нефтеносный пласт приводят к изменению многих физических параметров (тем более что ассортимент химреагентов превышает 500), а физическое воздействие вызывает различные химические взаимодействия.

С конца 80-х годов ХХ века доля физических МУН в РФ превышает 50% годовых операций стимуляции скважин, из которых ~15% приходится на депрессионные методы очистки призабойной зоны [2]. В этой связи целесообразно отметить, что пленарный доклад российских специалистов на 9-м Европейском симпозиуме в Гааге (октябрь 1997 г.) был посвящен влиянию различных физических полей на процессы разработки нефтяных месторождений [3].

Физические методы подразделяются на гидро- и газодинамические разрывы пластов, акустические, гидроакустические, вибросейсмические, гидроимпульсные, электро-гидравлические, термобарические, депрессионные, перфорационные.

Среди волновых тепловых методов обработки призабойной зоны наибольшее применение нашел метод термоимплозионной обработки. Этот метод объединяет термогазо-химическое1 воздействие (ТГХВ) и имплозию [4]. ТГХВ приводит к увеличению проницаемости призабойной зоны пласта и созданию системы трещин в результате использования термогазогенераторов с развитой поверхностью горения. Такое горение сопровождается выделением большого количества горючих газов в единицу времени и, следовательно, резким повышением давления, превышающим предел прочности горных пород.

1 Будучи по своей природе химико-технологическим процессом, ТГХВ ведет к изменению преимущественно физических свойств коллектора и подвижных веществ.

Суть имплозии проявляется в действии на нефтеносный пласт депрессии, кратковременно возникающей вследствие разгерметизации имплозионной камеры, и заборе в эту камеру определенного объема воды. В результате происходит падение и сжатие столба жидкости. Волны сжатия и разряжения с затухающей амплитудой наблюдаются в течение ~ 10 секунд после открытия камеры. При этом давление будет отличаться на ±30-35%. При определенных условиях гидроудар жидкости в репрессионной фазе может привести к гидравлическому разрыву пласта.

Термоимплозия заключается в периодическом (следовательно, волновом) разогреве и переводе в газообразное состояние асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и части нефти, а также в создании дополнительных трещин в скелете отдельных минеральных зерен. При этом термогазогенератор обеспечивает длительное горение (до 1-2 минут) при давлениях 15-20 МПа. В свою очередь, репрессионная газовая фаза определяет тепловое воздействие на поровое пространство около скважинной зоны пласта, понижающее вязкость нефтей и способствующее очистке перфорационных каналов от АСПО.

Выделяемые при сгорании термоисточника газообразные продукты под большим давлением проникают в поры пласта, нагревают закупоривающие каналы коллектора подвижные вещества (прежде всего асфальтосмолопарафиновые отложения). По окончании сгорания термоисточника, одновременно выполняющего функцию заглушки имплозион-ной камеры, происходит разгерметизация последней. Скважинная жидкость, содержащая частицы органических веществ, механических примесей и воды, под воздействием мгновенно созданного перепада давления с высокой скоростью проникает в имплозионную камеру, восстанавливая основные коллекторные свойства призабойной зоны и повышая тем самым производительность скважины (табл. 1).

Таблица 1 - Текущая эффективность работ по некоторым технологиям стимуляции скважин в НГДУ «Азнакаевскнефть»

Технология Коли- Дополни- Текущая Количество Процент сква-

чество тельная добы- эффек- скважин, по жин, по

сква- ча нефти за тивность которым про- которым про-

жин период 1995- на одну должает на- должает

1997 г.г., тыс.т обработку, т блюдаться положительный эффект наблюдаться эффект

Термоимпло-

зионное и имп-лозионное воз- 164 148,1 903 70 42,7

действие

Вахсид* 72 38,7 537 68 94,4

АХОПЗ* 57 32,7 574 28 49,1

* Товарные марки технологий закачки реагентов.

Практически бессистемным изменением физических и фильтрационных свойств нефтегазоносных пластов (которые в результате многочисленных и многолетних тектонических и миграционных процессов беспорядочно расчленены линзами, пластами и пропла-стками), с одной стороны, и желанием производственников получать сиюминутный эф-

фект - с другой, и обусловлено применение силовых МУН, к каковым относятся и гидродинамические волновые методы2.

Гидродинамическое воздействие используется не только как технология интенсификации миграционных процессов подвижных веществ, но и как способ повышения проницаемости коллекторов. Например, при проведении гидродинамического воздействия (ГВП) на скважины Мало-Балыкского (Западная Сибирь) месторождения (проницаемость коллекторов от 2 до 5 мД) удалось поднять дебит до 50 т/сут, в то время как ранее многие скважины вообще не работали. На Повховском месторождении за счет ГВП добывается почти 70% всей нефти. При этом удалось стабилизировать в течение 10 лет добычу нефти на уровне 5,1-5,3 млн т/год.

Важнейшим, хотя и наиболее экологически экстремальным, представителем методов гидродинамического воздействия является метод гидравлического разрыва пласта (ГРП) [6, 7]. Гидравлический разрыв пласта осуществляется нагнетанием в скважину жидкости при давлении, превышающем гидростатическое в 1,5-3,0 раза. Механизм ГРП заключается в проникновении жидкости при ее закачке в пласт в высокопроницаемые трещиноватые участки коллекторов, в результате чего в них сильно возрастает давление. Вследствие этого возникают перепады давлений между высоко- и низкопроницаемыми участками пласта, а в высокопроницаемых участках раскрываются существующие или образуются новые трещины, увеличивается проницаемость пород призабойной зоны пласта, а вся система трещин, протяженность которой может достигать нескольких десятков метров, связывает скважину с удаленными от забоя продуктивными частями пласта. Для предотвращения смыкания трещин после прекращения закачки жидкости разрыва (снятия давления) в последнюю добавляется крупнозернистый песок. Естественно, при этом должна происходить и «раскачка» в каналах коллектора подвижных веществ. Причем она, несомненно, является неравномерной вследствие неоднородности диаметров и длин пор, неоднородности и нестационарности и гетерогенности подвижных веществ и нестационар-ности подачи жидкости разрыва.

К недостаткам метода следует отнести неравномерность процесса вытеснения нефти и образование «языков», которые уменьшают охват вытеснения. Кроме того, из-за высокой стоимости метода ГРП остро стоит вопрос о длительности эффекта его воздействия. Во многих случаях вскоре после проведения обработки начинается стабильное падение дебита, которое через 1-2 года возвращает дебит скважины к начальному состоянию. Более того, нередко дебит становится ниже исходного (эти данные не согласуются с данными Р.Р. Ибатуллина и др. [8] о продолжительности эффекта в течение 3,5 года (табл. 2).

Одной из причин этого является снижение проницаемости призабойной зоны коллектора в результате роста кольматации пор органическими и неорганическими частицами, приносимыми жидкостью разрыва, а также находящимися в исходных подвижных веществах. В результате постепенно слой за слоем отложения частиц на фронтальной стороне зерен пропанта заполняют поровое пространство с образованием структурированных коллоидно-дисперсных систем (КДС), характеризующихся наличием пространственной сетки. КДС пронизывают пластовые подвижные вещества, в результате чего образуется структурированный флюид, представляющий собой неньютоновскую жидкость смешанного типа. Его вязкость возрастает на несколько порядков, и трещины фактически теряют потенциальную проницаемость.

2

Хотя известно, что затраты на добычу 1 т нефти в этих случаях примерно в 5 раз выше, чем при обычном заводнении [5].

Таблица 2 - Результаты расчетов технологий увеличения нефтеотдачи пластов

МУН Горизонт Обводненность Дополнительная нефть Продолжительность эффекта, мес

Т/обработка

50-90% 2800 42

Д 5-50% 2500 42

ГРП 0-5% 4600 42

Турнейский 5-50% 2300 42

С, бобрик 5-50% 5300 42

Разрушить структуру КДС можно, заставив двигаться неньютоновскую жидкость сквозь пористую среду, так как известно, что при движении структурированных КДС их пространственная сетка разрушается. Необходимый для начала движения предельный градиент давления можно оценить с помощью неравенства grad P>am/knp0’5, где om -предельное направление сдвига (предел текучести); кПр -коэффициент проницаемости. Так, для коллек-

13 2 6 5 1

тора с коэффициентом проницаемости 100 мД (10" м ) получим grad P>am-10 ’ м" . То есть даже для коллекторов с неплохой проницаемостью grad P должен на несколько порядков превосходить предельное напряжение сдвига. В ряде случаев такие градиенты давления не достигаются и при значительных депрессиях в пласту.

Многие исследователи интуитивно, еще до научного обоснования, пытались использовать то обстоятельство, что поля Земли являются внешними к горным породам постоянными и переменными магнитными полями. В частности, Уильям Гильберт в конце XVII века опубликовал книгу «О магните, магнитных телах и большом магните - Земле». Сами горные породы в естественном залегании являются упругими телами.

Нефтяные подвижные вещества содержат ферромагнитные частицы оксидов и гидрооксидов железа, кроме того, в них содержится большое количество органических молекул, имеющих в своем составе атомы кислорода, азота, серы, поддающихся намагничиванию.

Спектр самих электромагнитных волн имеет широчайший частотный диапазон:

2 24

3,10" -3,10 Гц [9]. Кроме того, омагничивание - один из наиболее мягких методов облучения.

Все это сделало применение различных вариантов магнитной обработки нефтесодержащих систем очень заманчивым.

Несомненно, немалый вклад в результаты магнитной обработки подвижных веществ пласта вносит вода точнее ее уникальная для неорганических веществ структура.

По мнению О. Я. Самойлова [10], структура воды во многом определяется взаимодействием ее молекул с ионами. Энергия такого взаимодействия во много раз превосходит энергию взаимосвязи молекул воды. Вокруг ионов моментально образуется гидратная оболочка, состоящая из многих молекул воды. В гидратной оболочке молекулы правильно ориентированы и гораздо менее подвижны, чем в объеме воды. Причем вода обладает определенной «структурной памятью».

Уже в начале 60-х годов XX века на 120 скважинах треста «Азнефть» успешно применялись магнитные вставки [11]. Вставка, состоящая из нескольких магнитиков, помещалась в нижний участок трубы добывающей скважинной установки, в результате чего от-

ложения солей (прежде всего кальция) уменьшились в 6-12 раз, а старые отложения начали частично разрушаться.

Аналогичное действие магнитная обработка в процессе нефтеотдачи оказывает и на образование АСПО [12]. А.И.Тихонов с соавт. установили, что воздействие на нефтяной поток переменного электромагнитного поля значительно уменьшает отложения парафина. Причем действие поля возрастает, если в нефти содержится вода (в этом случае требуется меньшая напряженность поля). Так, воздействие поля на так называемую безводную нефть приводит к уменьшению отложения парафина на 25-30%, при воздействии на обводненную нефть - примерно на 50%.

Позднее, уже в 70-е годы XX века, магнитная обработка успешно применялась для повышения извлечения нефти. В частности, она давала повышение дебита скважин примерно на 30% при вытеснении нефти водой из песчаных пластов.

Первые систематизированные сведения об использовании магнитных излучений для обработки нефтяных пластов и нефтесодержащих систем в СССР представлены в монографии Г. Г. Вахитова и И. М. Симкина «Использование физических полей для извлечения нефти из пластов» 1985 г. [13]. Именно в ней впервые действие магнитной обработки нефтяных пластов было связано с собственной намагниченностью горных пород. Здесь было доказано, что в переменном магнитном поле вязкость смесей увеличивается, причем тем сильнее, чем больше содержание полярных компонентов.

По данным этих авторов, электромагнитное действие на пласт вызывает и использует внутренние источники тепла в пласте, возникающие при воздействии высокочастотным электромагнитным полем, то есть происходит выигрыш энергии. В качестве источника высокочастотных электромагнитных волн использовались линейные излучатели, длина которых равна мощности продуктивного пласта.

Аналогичный вывод делает и Ф. Л. Саяхов с соавт. [14]: «... возникновение внутренних распределенных источников тепла в нефтяном пласте и отложениях (в призабойной зоне) при взаимодействии с ВЧ-электромагнитным полем составляет физическую основу применения данного способа в нефтедобыче». В результате работы излучателя температура достигает значения, достаточного для расплавления насыщающей нефти.

Анализ качественной энергетической модели канала коллектора нефтяного пласта [15] послужил нам основанием для выбора источников и параметров электромагнитного поля [16], используемого для обработки нефтесодержащих систем.

В качестве генератора излучения применялись рабочий клистрон и ячейка с волноводом от отечественного ЭПР-спектрометра с длиной волн менее 100 см. Достаточная мощность излучения обеспечивалась многократной обработкой нефтесодержащих систем, поскольку эффект воздействия СВЧ и магнитных полей на структуру и молекулярную подвижность последних в значительной мере обусловлен цикличностью их применения. Мощность одноразовой обработки варьировалась в пределах 3-3,5 кВт, время обработки -20-25 часов.

Наибольшие изменения в образцах наблюдались при значениях напряженности магнитного поля от 4200 э до 4800 э.

Времена релаксации и населенности протонов определялись с помощью РЯ-2301 на частотах 16,2 и 17,5 МГц в соответствии с методом Хана [17]; рентгеновские дифракто-граммы снимались на ДРОН-3,0 с -фильтром (напряжение 30 кВ, ток 15 МА, ско-

рость 1-5о/мин); коэффициент нефтеотдачи определялся стандартным методом вытеснения.

Образцы нефтяного керна, искусственных систем (песок, насыщенный нефтью), чистого песка и «пустой» доломитовой породы (объемом 3-3,5 см3) подвергались четному и нечетному периодам обработки излучением. После чего анализировались рентгеновские дифрактограммы, времена релаксации, фазовые населенности протонов и коэффициент нефтеотдачи исходных и обработанных образцов.

Для нефтесодержащих систем проявлялось минимум две фазы с различной молекулярной подвижностью. Наличие этих фаз предопределило сложную зависимость 1п(А0-А) от т при изменениях времени Т2 с помощью 90-180 - градусной последовательности импульсов (где А - амплитуда эха; Ао - амплитуда эха при т=0, равная амплитуде сигнала свободной индукции; Т2 рассчитывается по наклону графика зависимости 1п А от т: А = А 0 • е~2т/Т2).

Экстраполяция прямолинейного участка кривой, характеризующей эту зависимость к моменту т=0, дает возможность разделить Ао на две части: А1 и А2, величины которых пропорциональны количествам протонов в соответствующих фазах рассматриваемой системы. При этом форма сигнала спада поперечной намагничиваемости описывается функцией ^Т) = Ра • е т/Т2а + РЬ • е т/Т2Ь , где Ра и Рь - относительные доли протонов в фазах (населенности); Т2а и Т2ь - времена спин-спиновой релаксации отдельных фаз.

Часть наиболее типичных результатов представлена в табл. 3 и на рис. 1.

Таблица 3 - Результаты ВЧ-обработки образцов нефтесодержащих пород

Образцы* Времена ядерной спин-спиновой релаксации Т2 Населенности (доли) фаз протоносодержащих групп с длинным временем релаксации

Значения, мС Количество времен

Обр. 1 0,45 Одно время -

Обр. 2 0,42 Одно время -

Обр. 3 0,36 Два времени 0,21

Обр. 4 0,24 Два времени 0,26

Обр. 5 0,38 Два времени 0,22

Обр. 6 0,26 Два времени 0,29

Обр. 1 - смесь кварцевого песка фр. 0,4 с горной породой Мало-Балыкского месторождения, полностью очищенной от нефти, в соотношении 3:1; обр. 2 - та же смесь, подвергнутая воздействию полем; обр. 3 - образец 1, пропитанный смесью подготовленной нефти с керосином (соотношение 3:1), с проницаемостью по воде 9, по нефти - 13,5 мл; обр. 4 - обработанный образец 3; обр. 5 - смесь кварцевого песка фр. 0,4 с горной породой Мало-Балыкского месторождения, пропитанная нефтью с керосином и водой (минерализация воды 70 г/л); обр. 6 - обработанный образец 5.

Анализ полученных данных свидетельствует о том, что ВЧ-обработка приводит к изменению структуры и молекулярной подвижности нефтяной части пород. При этом в кристаллической части пород меняется лишь текстура без изменения ее сингонии (рис. 1 а,

б, в, являющиеся практически идентичными).

Рис. 1 - Рентгеновские дифрактограммы исходного (а) и обработанных (б, в) магнитным полем образцов нефтеносного пласта

При четном числе воздействия ВЧ-полем увеличивается вероятность упрочнения связей нефтеводной системы со стенками коллектора, агрегации компонентов и усложнения отбора нефти. В частности, из обработанных образцов битуминозного песчаника четным числом раз нефти выделилось в 3-4 раза меньше, чем из исходного (необработанного) образца. Аналогичное сравнение образца насыщенной нефтью смеси песка с породой с

этим же образцом, обработанным нечетным числом облучения, показало, что из последнего нефти выделилось ~ на 10% больше.

Как и следовало ожидать, большую роль при воздействии ВЧ-полем играет природа пород коллектора. Например, выход нефти, полученной вытеснением ее водой при разряжении из облученного образца полимиктового керна Самотлорского месторождения, был многократно меньше, чем из исходного образца.

Положительным результатом применения высокочастотных полей является их экологическая чистота. После снятия воздействия реакционная система практически возвращается в исходное состояние (изменение молекулярной подвижности исчезает через 10-15 ч, максимум через неделю). Однако результаты воздействия СВЧ-полей определяются настолько большим количеством различных факторов, что это ставит под сомнение целесообразность и рентабельность их применения для повышения нефтеотдачи пластов в качестве самостоятельного метода.

Выделение в отдельные самостоятельные методы обработки нефтеносных пластов акустические, ультразвуковые, сейсмоакустические и вибрационные воздействия условно. Имея значительные, но неантагонистические отличия от магнитных и электрических колебаний (близких меж собой), перечисленные выше воздействия отличаются, главным образом, не по природно-функциональному (то есть по происхождению, виду и назначению), а по технологическому (способам и параметрам генерирования и способам применения) признаку. Все они являются частными случаями упругих волновых колебаний на исходной гравитационной основе.

Сам термин «акустическое воздействие», произошедший от греч. акшйкоБ - «слуховой, слушающийся», указывает, что первоначально под акустическими колебаниями понимались волны, улавливаемые человеческим ухом (частота таких колебаний 16-20000 Гц). В дальнейшем в разряд акустических волн стали объединять упругие колебания от самых низких (~ 0 Гц) до сверхвысоких частот (1012 -1013 Гц). Акустические колебания высокой частоты вызывают в жидкостях дисперсию и аномальное поглощение света, а также перестройку структуры жидкости, диссоциацию молекул и многие другие эффекты.

При оценке целесообразности применения и выборе параметров акустических воздействий необходимо учитывать звукопоглощающие и звукоизоляционные свойства обрабатываемых систем.

Ультразвук для обработки нефтяных пластов, как правило, представляет собой, продольное колебание в газах, жидкостях и твердых телах в диапазоне частот 16-32 кГц. Применение ультразвука связано в основном с двумя его характерными особенностями: лучевым распространением и большой плотностью энергии.

Из-за малой длины волны распространение ультразвуковых волн сопровождается сопутствующими эффектами, прежде всего отражением. Большая частота ультразвука позволяет сравнительно легко создавать ультразвуковые пучки с высокой плотностью энергии, распространение которых в жидких и твердых телах ведет к возникновению эффектов, часто приводящих к необратимым явлениям. Эти эффекты - радиационное давление (избыточное давление, испытуемое препятствием вследствие воздействия на него ультразвуковой волны), акустическая кавитация и акустические потоки, носящие вихревой характер и возникающие в свободном неоднородным поле и вблизи препятствий.

Под действием ультразвука изменяются основные физико-химические свойства растворов: вязкость, поверхностное натяжение на границе жидкость - жидкость, жидкость

- коллоидная дисперсная система или раствор - твердая фаза, а также температура и диффузия.

Вязкость после ультразвуковой обработки раствора уменьшается, причем характер изменения вязкости не позволяет считать, что ее уменьшение вызывается только тепловым воздействием ультразвука, поскольку наряду с последним наблюдаются и другие эффекты, например изменение трения между твердыми и нерастворимыми примесями, находящимися в растворе. В то же время хорошо известно влияние на вязкость размеров частиц дисперсной фазы [18-20]. Отмечается, что уменьшение размера частиц при одинаковой концентрации дисперсной фазы приводит к увеличению вязкости системы. Связь эта нелинейна и ослабевает по мере увеличения размера частиц. Так, при диаметрах частиц более 100 мкм влияние их размера на вязкость системы становится пренебрежимо малым, и, наоборот, оно становится весьма ощутимым, когда размер капель менее 10 мкм.

При движении дисперсной системы, состоящей из перемешивающихся жидкостей и твердых и газовых частиц, каковой являются подвижные вещества в пласте, капли могут ещё и дробиться, и тогда их общая поверхность раздела фаз увеличится. При этом изменяется поверхностная энергия, которая может быть оценена следующей формулой:

где /и - приведенная вязкость флюида; ДЕ1 - оценивает дополнительные потери энергии в потоке однородной жидкости при внесении в него дисперсных частиц; ДЕ2 - дополнительная энергия, связанная с величиной поверхности раздела фаз; А и - относительные

эмульсии, /ие - вязкость внешней фазы); А - работа, совершенная в единицу времени на

поддержание однотипных движений дисперсной среды и жидкости.

Акустические потоки вызывают интенсивное перемешивание флюидов в пласте, выравнивание температуры и интенсификацию конвективной диффузии. При выравнивании температуры расплава увеличивается теплообмен со стенками и окружающей средой, в результате чего увеличивается скорость охлаждения. Физическая сущность влияния ультразвука на теплообмен при естественной или вынужденной конвекции заключается в проникновении акустических потоков в пограничный и ламинарный подслой, что приводит к деформации этих слоев, их турбулизации и перемешиванию. В результате этого в несколько раз увеличиваются коэффициенты теплопередачи и скорость теплообмена в целом.

Ультразвук ускоряет диффузионные процессы на границе с твердой фазой. В этом случае под действием ультразвука происходит более легкий переход жидкостных ассоциа-тов из одного устойчивого состояния в другое благодаря образованию кавитационных пузырьков. При этом необходимо учитывать влияние вторичных эффектов акустических потоков, повышение температуры, акустического давления, вызывающих турбулентное перемещение и разрушение пограничного слоя между жидкой и твердой фазами.

Важным и пока плохо изученным аспектом ультразвукового воздействия на пласт является возможность проникновения так называемого ультразвукового капиллярного эффекта. Явление капиллярности заключается в том, что при помещении в жидкость капилляра, смачиваемого жидкостью, в нем под действием сил поверхностного натяжения происходит подъем жидкости на некоторую высоту. Если жидкость в капилляре совершает колебания под влиянием источника ультразвука, то капиллярный эффект резко возрастает, высота столба жидкости увеличивается в несколько десятков раз, значительно растет и

_ иэ /

потери энергии в потоке, связанные с дисперсностью частиц; и = —(иэ

вязкость

скорость подъема. Экспериментально доказано, что в этом случае жидкость толкают вверх не традиционное давление и капиллярные силы, а стоячие ультразвуковые волны. Ультразвук снова и снова как бы сжимает столб жидкости, поднимая его вверх.

Важное значение для нефтяников имеет тот факт, что использование избыточного статического давления (забойное давление в скважинах) в рабочем объеме жидкости при одновременном увеличении интенсивности ультразвуковых колебаний дает возможность многократно увеличить эффективность воздействия на пласт вследствие ультразвуковой кавитации. Величина давления, возникающая при кавитации, зависит главным образом от давления пара и газа в полости пузырька. Чем ниже упругость пара и растворимость газа в жидкости, тем выше интенсивность данных волн, возникающих при захлопывании кавитационных пузырьков.

Величина амплитуды смещения и колебательная скорость частиц среды зависят от амплитуды и интенсивности источника возмущений. В горных средах при удалении от источника упругой волны на десятки метров и более амплитуды частиц среды малы. и после прохождения волны каждая частица практически возвращается в исходное положение. Массоперенос в поле упругих колебаний обусловлен возникновением в каждой точке по-рового пространства среды высоких знакопеременных (растягивающих и сжимающих) градиентов давления, переменных во времени.

Если поле имеет высокую интенсивность (свыше 0,1 кВт/м2) , то более 50% его энергии в пределах ствола скважины трансформируется в тепло. Таким образом, пласт облучается совместным тепловым и акустическими полями - термоакустическое воздействие. Под действием теплового поля в ПЗП происходит плавление твердых парафинов. Влияние акустического поля на пластовые флюиды заключается в возникновении знакопеременных (сжатие - растяжение), быстропротекающих во времени высоких градиентов давления, величина которых достаточна для разрушения пространственной структуры и пограничных слоев жидкости на поверхности поровых каналов. Помимо этого, в высокоинтенсивном акустическом поле возникают так называемые гравитационные эффекты, которые приводят к очистке ПЗП от механических примесей, грязи, твердого парафина и солей.

Волновые акустические воздействия, направленные против продуктивного пласта, возбуждают в нем упругие волны, при прохождении которых через насыщенные пористые среды в условиях влияния сложного напряженного состояния пород вызывается сейсмоакустическая эмиссия. Последняя сопровождается возникновением в коллекторах дефектов. С течением времени происходит накопление этих дефектов. Поэтому даже слабые воздействия, осуществляемые длительное время, приводят к возникновению трещин.

Залежи нефти и газа изначально обладают высоким уровнем сейсмоакустических шумов, который в процессе эксплуатации непрерывно возрастает. Однако динамика техно-генногенерируемого вторичного излучения все же преобладает над фоном и имеет два основных направления развития: в случае нефтенасыщенного коллектора вторичное излучение увеличивается, а в случае водонасыщенного - уменьшается.

По мнению многих исследователей - практиков (см., например, [2, 21]), наиболее значимыми результатами акустического воздействия являются следующие процессы:

- изменение структуры пустотного пространства пород за счет межзернового скольжения, приводящего к образованию новых путей фильтрации и увеличению проницаемости пород; дезинтеграции минеральных и диспергации углеводородных соединений, кольматирующих пустоты пород (в результате чего также увеличивается их проницае-

мость); дезинтеграции агрегатов и срыва чешуек глинистых минералов цемента с породообразующих зерен, которые в значительной мере обусловливают закупорку поровых каналов и снижение проницаемости.

- изменение деформационно-прочностных свойств коллекторов вследствие указанных выше явлений;

- активация кристаллических решеток зерен пород и коагулянтов углеводородов и воды, что ведет к изменению поверхностных свойств эффективного пустотного пространства коллекторов и увеличению фазовой проницаемости;

- интенсификация физико-химических взаимодействий между минеральными ингредиентами пород и содержащейся в порах коллекторов жидкой фазой (что приводит как к положительным, так и к отрицательным последствиям).

Повышение полезной эффективности физико-химических процессов в подвижных веществах нефтяного пласта при акустической обработке достигается в значительной мере созданием депрессии, которая и обеспечивает увеличение притока флюида из продуктивной зоны в ствол скважин.

В последнее десятилетие акустическая обработка продуктивной зоны скважин осуществляется в основном последовательно: в ближней (0,3-0,5 м), средней (0,5-3,0 м) и дальней (>3 м) зонах выработки скважины.

На первом этапе акустического воздействия осуществляется очистка ствола скважины в интервале перфорации. Максимальная эффективность очистки перфорационных отверстий ближней зоны скважины достигается в тональном режиме с частотой сигнала возбуждения акустического излучателя, соответствующей максимальной амплитуде механических колебаний. Время обработки на станции не превышает 0,5 часа.

На втором этапе производится очистка пор и капилляров коллектора в ближней и средней зонах выработки в основном посредством возбуждения микрорезонансных структур. Для этого целесообразно применять так называемый режим частотной модуляции. В таком режиме девиация (лат. ёеу1айо - отклонение) частоты сигнала возбуждения акустического генератора устанавливается в диапазоне ± 2-20 % от резонансной частоты. Обычно станция в режиме частотной модуляции устанавливается через 1 м продуктивной зоны, а время обработки не превышает 1 часа.

На третьем этапе акустической обработки, характерном в основном для продуктивных пластов толщиной более 3м, применяется режим параметрического возбуждения двухчастотным сигналом. При этом частоты VI и V устанавливаются в диапазоне, близком к резонансной частоте, а частотная разность VI - VI - в диапазоне 200-2000 Гц. Данный режим позволяет достигать максимального инициирования микрорезонансных структур средней и дальней зон выработки. Для заполненных подвижными веществами пористых структур энергия сигнала резонансной частоты в средней зоне составляет 5-10% от уровня сигналов частот VI и V2. Для дальней зоны (20-40 м от источника колебаний) сигнал резонансной частоты практически превосходит уровень высокочастотных колебаний. Обработка осуществляется в интервале 2-3 часов, а станция устанавливается в центре обрабатываемой зоны.

Небольшая выборка сравнительных данных, представленная в табл. 4, достаточно наглядно дает сопоставимую характеристику различных МУН.

и

о

й

к

о

со

о

о

со

о

СО

Й

о

КС

о

н

со

к

о

Й

к

К

к

СО

РЭ

с

я

о

X

X

о

о

со

о

СО

Й

о

КС

о

н

со

к

о

и

о

СО

Й

о

КС

о

н

со

к

о

со

Е

о

о

я

к

"1

к

Й

43

о

43

РЭ

СО

43

Е

м

к

Й

РЭ

о

н

РЭ

к

о

СИ Н о п

й 43 -И !? о 5

НС о

О

^ £ СИ 43

о к 2 к Й о

СО

к о X X о о

2 "1

Й Й

к

X

о

я

к

о

Й

о

н

X

о

о

со

о

СО

Й

о

КС

§ > * ^ а 2 КС й о к н « м о к & л к 2 к л о о я о о

н

п

*

я

о

и

о

п

Я

а

40

о\

ю

о

40

ю

40

^1

00

о\

ю

Количество обработки скважин

ю

оо

^1

4^

<^1 СЛ

00 00

00

<^1 о

4^

4^ и)

СЛ и) и)

<^1 СЛ ю <^1

О СЛ 1—1

и)

оо

оо

-р*.

00

о

и

о

о

ч

о

О О

о\ н Е о

£ я % * 2 ге

>© и н ег я я

н а

К> оо Ю Ю 40 ю ы

ю ю

00

О оо

-р*.

^1

оо

ю

40

о

ю

оо

00

40

На одну обработку

ул 0\ \0

'М 'М 'М

“о

о

н

к

*1

н

к

о

о

оо

о

Ъо

Продолжительность эффекта, мес.

оо

Ъо

о\

Прирост дебета добывающей скважины, т/сут.

40

40

ю

о

ю

ю

о\

Количество скважин

а

о

Н и СГ 15

2 * « -а ег

-р*.

^1

оо

ю

^1

о\

а\

о\

о\

о\

ю

ю

Дополнительная нефть на одну скважину

о\

оо

-р*.

ю

о\

о

40

Количество скважин

я

•а

X 8 £

К Г

» я

а

о

я

п

и>

15

ОО

Ю

00 ю о\ а\

оо

о\

00

оо

о\

оо

Дополнительная нефть на одну скважину

-р*. ^ ^

40 40

ю

40

ю

а\

ю

о

00

^1

Затраты на одну скважину, тыс. руб.

ОО ОО

о\ о\ о\

о\

оо

а\

о\

оо

о\

оо

00

ю

Минимальная добыча, окупающая затраты, т

о о ^ “о “о 10

'и!

чУ1

'и!

о

оо

Отношение минимальной добычи к среднетекущей

Таблица 4 - Эффективность МУН по стимуляции добывающих скважин, осуществленных при разработке девонских залежей Ромашкинского месторождения [1]

Окончание табл. 4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 12

Ультразвук 42 13319 317 8,5 1,2 20 126 22 421 126 504 0,6

Сейсмоакустическое воздействие 136 504596 3710 76,5 1,6 26 755 110 4193 300 1200 3,1

Депрессионная перфорация 166 24335 147 4,2 1,2 67 60 99 197 38 152 1,0

Декольматация 16 4241 265 11,8 0,7 9 111 7 412 113 452 0,6

Комплексное физико-

химическое воздейст- 12 706 59 3,7 0,5 12 706

вие

Комплексное химико-

депрессионное воз- 2 47 24 1 0,8 2 24 309 1236 0,02

действие

Воздействие направ-

ленными силовыми 14 516 37 0,7 1,8 2 91 12 28

волнами

Итого: 1464 1265022 864

В том числе на базе химических 378 105353 279

По мнению А. И. Иванова [22], при гидроакустическом воздействии волновыми генераторами, устанавливаемыми против продуктивного пласта (на насосной трубе или кабеле), возникает гидродинамическая и гидроакустическая кавитация, приводящая к разрушению кольматирующих призабойную зону веществ, снижению вязкостно-пластических свойств нефти и образованию акустического давления в поровых каналах.

Гидроакустическая технология может ускорить в десятки и более раз химические реакции и тепло-массообменные процессы в пористых жидких, газообразных и многофазных средах [23]. Поэтому ее, видимо, с большой эффективностью можно будет сочетать с химико-физическими и химико-биологическими методами.

Статические нагрузки на пласт, создаваемые весом колонны насоснокомпрессорной трубы, которую опирают на забой в зумфере, вызывают перераспределение поля напряжений в породах (в том числе в продуктивном пласте), значимую структурную перестройку и интенсивную сейсмическую эмиссию.

В результате структурной перестройки частично освобождается «защемленная» нефть, образуются новые фильтрационные каналы. В частности, в продуктивном пласте, расположенном над точкой опоры колонны, возникает дилатация (разуплотнение) пород.

Сейсмическая эмиссия (шумовые колебания, порождаемые структурной перестройкой), освобождая связанную воду, понижая вязкость, интенсифицирует фильтрационные процессы в тонкодисперсных слабопроницаемых объемах пород.

Динамические нагрузки при соблюдении условий получения параметрического резонанса возбуждают в радиусе до 2 км от точки опоры волновые процессы, интенсифицирующие добычу нефти.

Экспериментальные и теоретические исследования [24] показали, что существует критерий, позволяющий оценить способность вовлечения остаточной нефти в фильтрующийся поток в форме отдельных ганглиев (от греч. ganglion - подвижная опухоль - студенистый агрегат) и глобул. Этот критерий подвижности имеет вид

П = ^•cos0_______________________ ,

(р • (• sina + A• Ар • v2 + dp/dx)L ’ где о - поверхностное натяжение, дин/см; 9 - краевой угол, рад; Ар - разность плотностей

3 2

воды и нефти, г/см ; g - ускорение свободного падения, см/с ; a - угол наклона пласта к горизонту, рад.; А - амплитуда сейсмоколебаний, см; v - частота сейсмоколебаний, с" ; dp/dx - градиент вытеснения, дин/см3; L - длина ганглия, см; r - радиус пор, см.

Для определения перспектив внедрения метода площадного вибросейсмического воздействия в АО «Татнефть» авторами работы [25] были проведены достаточно успешные промысловые испытания. Различия в геолого-физических характеристиках различных месторождений заставляет корректировать технологию в каждом конкретном случае для обеспечения необходимых амплитуд виброускорений. Однако это предмет не столько технологии, сколько технических средств, ее реализующих. В частности, на большой глубине залегания нефтяного пласта необходимо использовать волноводные устройства доставки сейсмической энергии к пласту, что и было с успехом применено на Жирновском, Чангыр-Ташском и Павловском месторождениях.

При эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин градиенты давления (вносящие основной вклад в интенсивность извлечения нефти) распределяются неравномерно. Наименьшие градиенты давления создаются на участках, удаленных от нагнетательных и добывающих скважин. Эта неравномерность ещё более усиливается вследствие указанных изменений в пласте. В результате образуются области с практически неподвижной нефтью - целики остаточной нефти. Зоны малоподвижной нефти формируются и в

пропластках с меньшей проницаемостью. Образование застойных зон способствует увеличению фильтрационных сопротивлений в пласте. Всё это приводит к снижению уровня добычи и увеличению себестоимости нефти.

При рассмотрении, обосновании и использовании волновых методов обработки таких сложнейших систем, как нефтесодержащие, представляется необходимым учитывать то обстоятельство, что для каждого из бесчисленного множества одновременно протекающих в них явлений существует своя резонансная частота колебаний. Причем это множество колебаний может происходить как в фазе и в противофазе, так и при перемене периодов исходных фаз и противофаз колебаний в результате вторичных и третичных наложений.

По мнению автора, имеет смысл использовать в основном низкочастотные колебания, так как при этом меньше вероятность достижения резонанса сразу большинства составных явлений (а следовательно, меньше непредсказуемость их результирующего действия). Однако конкретная частота должна выбираться в соответствии с конкретными условиями конкретных месторождений. Необходимо также учитывать непрерывные изменения (хотя и медленные) суммарной интенсивности и направления колебаний в недрах Земли, ее биосфере и атмосфере.

При теоретическом обосновании, моделировании, разработке и применении того или иного МУН целесообразно руководствоваться (как уже неоднократно отмечалось) принципом дифференциации и интеграции.

Великим, одновременно аддитивным и мультипликативным усреднителем является сама Земля. И нужно как можно менее значимо вмешиваться в процессы, протекающие в её недрах. Это позволит дольше и не нанося большого вреда пользоваться таким уникальным, представляющим огромную совокупность различных систем и протекающих в них процессов, и бесценным даром, как нефть.

Ряд физико-химических явлений (гидродинамических, массообменных, реологических), которые протекают в призабойной зоне скважины, аналогичны явлениям, протекающим в технологических аппаратах. Это позволяет предположить возможности использования низкочастотных воздействий для интенсификации нефтеотдачи скважин.

Экстенсивное воздействие на призабойную зону сопровождается явлениями, приводящими, при повторном воздействии, к резкому падению дебита. Использование высоких давлений связано с большими энергозатратами, повышением неоднородности пласта и ведет к необходимости очистки как призабойной зоны, так и нижней части самой скважины. Наиболее простым и экономичным решением является использование пульсационного режима нагнетания давления в пласте. Пульсационная техника проста в конструкции, обладает широким спектром динамики воздействия на пласт, высокой управляемостью и экономична в эксплуатации [26]. Понижение силового воздействия не влечет за собой разрушений. В пульсационном режиме жидкость движется со знакопеременной скоростью в насосно-компрессорных трубах (НКТ), опущенных в скважину до уровня забойной зоны. При нагнетании давления насосом происходит движение жидкости по трубам НКТ, в призабойной зоне и в кольцевом затрубном пространстве с последующей остановкой движения за счет естественного веса жидкости и сжатия воздушной «подушки» ресивера на поверхности земли. При открытии клапана управления происходит сброс давления, и жидкость движется в обратном направлении, приходя в исходное положение.

В работах [27, 28] использована математическая модель описания гидродинамики движения. В результате решения системы уравнений для расходов и давлений получены временные зависимости динамических переменных. Динамика движения жидкости охва-

тывает весь диапазон гидродинамических режимов - от ламинарного до турбулентного, что создает условия для понижения механических нагрузок, сохранения скважины от механических разрушений и увеличения ресурса её эксплуатации.

Основное уравнение для пульсирующего потока имеет вид

ЛP,S

х" + 2- 3^ )•x, + 0o•x =-------------------------------------------,

т

где ДP - перепад давления; ДS - площадь сечения потока; d - его диаметр; m - масса потока; x - направление перемещения; ю - угловая частота; w - параметр, учитывающий зависимость гидравлического сопротивления в трубе от скорости потока; 5 - обобщенный параметр.

Уравнение является нелинейным, ввиду того что зависит от w.

4-й

Показано [29], что уравнение (3) может быть решено с точностью до 10%, если 5 считать постоянной величиной. При этом параметр 5 изменяется в зависимости от гидродинамического режима. Приведенные в табл. 5 показатели, вычисленные по функции w(t), подтверждают экономическую целесообразность пульсационного воздействия.

Таблица 5 - Сравнительные характеристики стационарного и пульсационного режима

Стационарный режим Нестационарный режим

ДР, атм Ре Р, кВт Р/т, кВт ч/кг Р, кВт Р/т, кВт ч/кг

10 43400 1,3 26,1 0,61 23,0

15 54400 2,5 40,9 1,31 36,6

20 64000 3,9 56,4 2,23 51,0

25 72800 5,6 72,3 3,34 66,0

В пульсационном режиме существенно ниже энергозатраты и удельный расход энергии на единицу массы.

Использование гидроимпульсных воздействий (ГИВ) на нефтяной пласт приводит к усилению массообменных перетоков между неоднородными частями коллектора, рассредоточению кольматирующего эффективное пустотное пространство материала и разблокированию зон, целиков, насыщенных нефтью и пластовой водой.

Для создания импульсов в скважинах могут быть использованы гидроимпульсные насосы типа НПГ, гидроимпульсные пульсаторы типа П-1 или ПГС-1 и виброструйное устройство типа УВС-1, разработанные НПО «ПАРМ-ГИНС». Спуск этих устройств в призабойную зону осуществляется с помощью НКТ. В качестве флюидов используются вода, нефть и водные растворы химических реагентов (кислоты, ПАВ и др.). Метод ГИВ применяется в компаниях «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», «Когалымнефтегаз», а также «Сургутнефтегаз» и «Ноябрьскнефтегаз». Коэффициент успешности работ составил 75-95%, а среднесуточный прирост добычи нефти из малодебитных скважин — 5-6 т/сут. Приемистость нагнетательных скважин возрастала в 1,5-4 раза. Частотный диапазон составлял 5-50 Гц.

Рациональные ГИВ, по нашему мнению, и не должны оказывать значительного влияния на сами каналы коллектора. Использование экстремальных ГИВ (типа гидроразрыва пласта) может привести через определенное время (особенно если буровая установка

останавливалась на относительно длительную консервацию) к полной недееспособности скважин.

В работах [30, 31] отмечается преимущество использования низких частот (1 Гц и менее) вследствие их меньшего поглощения в поровых каналах пласта и соответственно распространения на достаточно большие расстояния: от десятков до сотен метров от призабойной зоны пласта обрабатываемой скважины [32]. Осуществление таких колебаний предусматривает периодическое движение столба жидкости в скважине с помощью поверхностного генератора импульсов давления (ГИДП). Генератор размещают на устье скважины на обсадной колонне или на ее боковом отводе, заполненных жидкостью. Колебания осуществляются с помощью переменного нагнетания и стравливания сжатого до давления 15 МПа воздуха.

Для получения наибольшей амплитуды колебаний стоячей волны в нагнетательных скважинах с обсадной колонной 4 и 5 дюймов закачка флюида осуществляется до давления 15 МПа, а в добывающих скважинах - до 10 МПа. При этом в призабойной зоне возникают репрессионно-депрессионные импульсы давления, способствующие срыву адсорбционных отложений в поровом пространстве пласта [33].

В табл. 6 представлены результаты расчета средней мощности Ыт, из которых видно, что по энергетическим затратам пульсационный режим «выигрывает» в 3-3,5 раза.

Таблица 6 - Теоретические затраты электроэнергии на прокачку жидкости для стационарного и пульсационного режимов

Стационарный режим Пульсационный режим

м ё "с! о 0. Квнкт Квкп N1, кВт N2, кВт

10 71600 35310 4,99 1,25

15 80770 39760 7,16 1,76

20 86820 42680 8,88 2,27

25 91130 44760 10,26 2,77

30 94370 46320 11,38 3,25

В режиме колебаний, при котором частота импульсов соответствует собственной частоте функционирования скважины или близка к ней, периодическое движение жидкости достаточно легко реализуется посредством нагнетания и стравливания.

Динамика изменения объемных расходов в кольцевом затрубном пространстве (КП) и в забое показана на рис. 2. Положительный знак потока означает движение к устью. Время движения жидкости в КП до полной остановки в ресивере (т ~ 60-80 с) соответствует периоду собственных колебаний в линии нагнетания и зависит от объема ресивера Ур, глубины скважины, вязкости и коэффициента трения. На оставшемся временном участке Дтг происходит интенсивная фильтрация в пласт, о чем свидетельствует резкий скачок величины фильтрационного потока в отрицательную область.

Частотой пульсации можно управлять главным образом через подбор характеристик насоса и объема ресивера (рис. 3). От размеров трубопроводного оборудования частота зависит слабо.

Динамика расхода в КП - <22

0,0075

0,0055

0,0035

0,0015

0,0005

Рис. 2 - Объемные расходы в кольцевом пространстве

Рис. 3 - Зависимость времен нагнетания Т1 Рис. 4 - Фильтрационный поток в уси сброса давления т2 от радиуса (объема) ловиях депрессии (Р0р1 = 20 атм, 0Ор1 =

ресивера 0,3 м3/мин; К=1мкм2, Нр=1 м)

Эффективность такого нестационарного воздействия определяется усилением массообменных перетоков между неоднородными частями коллектора в зависимости от частоты пульсации. Кроме того, подтвердилось преимущество использования низких частот (1 Гц и менее) вследствие их меньшего поглощения в поровых каналах пласта.

Особый интерес представляет режим, когда интенсивное движение жидкости в кольцевом пространстве понижает давление и возникает депрессия. В этом случае фильтрационный поток имеет область положительного значения, то есть происходит движение жидкости из пласта в скважину. Успешная опытно-промышленная апробация действия

мобильной пульсационной установки, разработанной коллективом авторов под руководством А. И. Гурьянова [27, 28], была осуществлена при промывке добывающей скважины близ населенного пункта Урмышла Ромашкинского месторождения Волго-Уральской нефтяной провинции. Глубина скважины ~ 1300 м, дебит (вместе с водой) - 7 м3/сут; время испытания - 6 сут. Для удобства транспортировки пульсационная установка смонтирована на санях.

Любая технология проходит стадии необходимой, полезной3, бесполезной и вредной работы. Причем после начала того или иного действия все эти стадии протекают одновременно при превалировании какой-нибудь из них. Необходимая работа может на порядок и более превышать полезную. Считается, что «передача энергии в форме работы производится в процессе силового воздействия». Сила же - «векторная величина, являющаяся мерой механического воздействия на материальную точку или тело со стороны других тел или полей». Автору настоящей статьи представляется более целесообразным (поскольку все материальные образования находятся в обязательном движении, в том числе химическом, биохимическом и др., а работа служит одной из важнейших характеристик обмена движением и веществом) силу определять как приложение работы к материальной точке. Соотношение видов работ предопределено условиями эксплуатации месторождений.

Для «свежих», до того не эксплуатируемых нефтяных залежей тип генератора и передатчика пульсационных волновых воздействий, по-видимому, особой роли играть не должен (важнее частота колебаний). В стационарном режиме частота и длина волн целесообразны как можно более близкие к резонансным частотам колебаний земной коры (от 3 до 9 Гц, пик - 7,3 Гц).

В условиях современного состояния нефтяных месторождений, разрабатываемых уже длительное время, наверное, в качестве рабочего тела, а также и генератора волновых пульсационных возмущений лучше использовать воду, газ или их сочетание, так как они близки по природе к флюидам в разрабатываемом пласте (правда, при этом есть опасность попадания колебательных и колеблющихся волн в противофазу).

Одним из возможных технических воплощений решения указанной задачи является гидравлическая установка создания пульсаций в скважине в стационарном и мобильном исполнении. В ближайшей перспективе целесообразно апробирование сочетания равномерной и импульсной (прерывистой) пульсации. При этом желательно одновременное пульсационное воздействие и на добывающих, и ненагнетательных скважинах. Особенно при горизонтальном бурении. Естественно необходима рациональная сетка (в первую очередь по вертикали) нагнетающих и добывающих скважин. Частоту пульсаций, по-видимому, целесообразно довести до 5-7 Гц.

Генетическое родство материальных образований не только подтверждает волновую природу геохимического и геофизического развития, но и позволяет, что важнее, разрабатывать технологии добычи полезных ископаемых, основывающиеся на едином подходе к процессам различного масштаба. Не случайно, частота работы нефтяной «качалки» имеет малую величину. Она предопределена скоростью притока нефти к устью скважины. Скорость же миграции подвижных веществ обусловлена в первую очередь (за исключением случаев экстремального воздействия на нефтеносный пласт) скоростью миграции подвижных веществ в коллекторах и проявлением волнового же характера в самих коллекторах.

3 В нашем представлении под полезной работой следует понимать ту работу, которая необходима для выполнения целевых ключевых действий.

Литература

1. Муслимов, Р. Х. Результаты применения новейших методов увеличения нефтеотдачи пластов на девонских залежах Ромашкинского месторождения /Р. Х. Муслимов [и др.]. // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий: труды науч. - практ. конф. - Казань: Новое знание, 1998. - С. 13-26.

2. Балакирев, Ю. А. Оптимизация режимов работы скважин / Ю. А. Балакирев [и др.]. - М.: Недра, 1987. - 221 с.

3. Дияшев, Р. Н. Тенденции развития усовершенствованных методов добычи нефти (обзор докладов 9-го Европейского Симпозиума) / Р. Н. Дияшев // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий: труды науч. - практ. конф. - Казань: Новое Знание, 1998.- С. 80-83.

4. Зайцев, Ю. В. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин / Ю. В. Зайцев, Ю. А. Балакирев. - М.: Недра, 1986. - 304 с.

5. Kessel, D. Ergebnisse und Bewertung von Laboruntersuchungen zum CO2 - Fluten / D. Kessel, G. Pusch, M. Albersen // Erdol - Erdgas - Kohle. - 1989. - V.105. - № 9. - P. 351-357.

6. Сургучев, М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М. Л. Сур-гучев - М.: Недра, 1985. - 308 с.

7. Муслимов, Р. Х. Геологические строения и разработка Бавлинского нефтяного месторождения / Р. Х. Муслимов [и др.]. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1996. - 436 с.

8. Ибатуллин, Р. Р. Методы дифференцированного анализа технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи. / Р. Р. Ибатуллин [и др.].// Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий: труды науч. - практ. конф. - Казань: Новое Знание, 1998.- С. 84-89.

9. Классен, В. И. Вода и магнит / В. И. Классен. - М.: Наука, 1973. - 112 с.

10. Самойлов, О. Я. Структуры водных растворов и гидратация ионов / О. Я. Самойлов. - М.: Изд-во АН СССР, 1957. - 182 с.

11. Агаларов, Д. М. Исследование влияния магнитного поля на солеотложения в трубах при эксплуатации нефтяных скважин / Д. М. Агаларов. - Нефтяное хозяйство, 1965. - № 10. - С. 54-57.

12. А. с. №134263. Способ предотвращения отложения парафинов на стенках труб фонтанных скважин /А. И. Тихонов [и др.] (СССР); Бюл. 1962. - №24.

13. Вахитов, Г. Г. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов / Г. Г. Вахитов, Э. М. Симкин. - М.: Наука, 1985. - 231 с.

14. Самхов, Ф. Л. Повышение нефтеотдачи пластов высокочастотным электромагнитным воздействием / Ф. Л. Самхов, М. А. Фатыхов, Н. М. Насыров // Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - Бугульма, 1989. - 219 с.

15. Иванов, Б. Н. Энергетическая модель процессов в каналах нефтеносного пласта / Б. Н. Иванов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 12. - С. 69.

16. Иванов, Б. Н. Ассоциативность нефтесодержащих систем / Б. Н. Иванов [и др.] // Химия и технология топлив и масел. - 2004. - № 4. - С. 28-31.

17. Фаррар, Т. Импульсная и Фурье-спектроскопия ЯМР / Т. Фаррар, Э. Беккер. - М.: Мир, 1973. -188 с.

18. Ричардсон, Э. Динамика реальных жидкостей / Э. Ричардсон. - М.: Мир, 1965. - 328 с.

19. Хаппель, Дж. Гидродинамика при малых числах Рейнольдса / Дж. Хаппель, Г. Бреккер. - М.: Мир, 1976. - 650 с.

20. Михайлов, Д. Н. Динамика потоков в пористых средах при нестационарных фазовых проницаемостях / Д. Н. Михайлов, В. Н. Николаевский // Изв. РАН. сер. «Механика жидкостей и газа». -2000. - № 5. - С. 50-60.

21. Муслимов, Р. Х. Опыт применения инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов АО «РИТЭК» - ЗАО «РИТЭК-ВНЕДРЕНИЕ» на поздней стадии разработки месторождений Татарстана / Р. Х. Муслимов [и др.] // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий: труды науч. - практ. конф. - Казань: Новое Знание, 1998. - С. 72-79.

22. Иванов, А. И. Опыт применения волновых методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях НГДУ «Бавлынефть» // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий: труды науч. - практ. конф. - Казань: Новое Знание, 1998. - С. 248-250.

23. Муфазалов, Р. Ш. Гидроакустическая технология и перспективы её применения для увеличения нефтеотдачи пластов // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий: труды науч. - практ. конф. - Казань: Новое Знание, 1998. - С. 2б9-270.

24. Lopuchov, G. P. The role of acoustic emission at vibroseismie stimulation of water flooded oil reservoirs / G. P. Lopuchov, V. N. Nikolaevsky // Proccedings the 8-th European JOR Symposium, Vienna, Austria, may 15-17, 1995. - V. 2. - P. 414-420.

25. Лопухов, Г. П. Перспективы применения площадного вибросейсмического воздействия на месторождениях Татарстана / Г. П. Лопухов, А. Н. Шакиров // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий: труды науч. - практ. конф. - Казань: Новое Знание, 1998. - С. 2б4-2б8.

26. Наркочевский, А. И. Особенности и эффективность тепломассопереноса при пульсационной организации процесса / А. И. Наркочевский // ИФЖ. - 1998. - № 2. - Т.71. - С. 317-322.

27. Елдашев, Д. А. Энергосберегающая и экологически перспективная технология пульсационного воздействия на нефтеносный пласт / Д. А. Елдашев, Д. В. Прощекальников, А. И. Гурьянов // Материалы IV школы-семинара «Проблемы тепломассообмена и гидродинамики». - Казань, 2004. -С. 529-530.

28. Фатхуллин, Р. Г. Гидродинамика пульсирующего потока / P. Г. Фатхуллин [и др.] // Материалы докладов VI Аспирантско-магистрского семинара КГЭУ. - Казань: Изд-во КГЭУ, 2002. -С. 79-80.

29. Галиакбарова, Э. Ф. Моделирование импульса давления в трубопроводной сис-теме / Э. Ф. Га-лиакбарова // Хранение и транспортировка нефти. - 2001. - №3. - С. 35-41.

30. Балашканд, М. И. Импульсная знакопеременная обработка призабойной зоны скважин с целью интенсификации потоков / М. И. Балашканд // Каротажник. - 2000. - № 79. - С. 77-85.

31. Бажалук, Я. М. Технология комплексного воздействия на приствольную зону пласта упругими колебаниями разных частот / Я. М. Бажалук [и др.] // Каротажник. - 2000. - № б4. - С. 91-94.

32. Янтурин, А. Ш. Выбор частоты при вибрационном воздействии на ПЗП / А. Ш. Янтурин, P. Ш. Pахимкулов, Н. Ф. Кагирманов // Нефтяное хозяйство. - 198б. - № 2. - С. бЗ-бб.

33. Попов, А. А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин / А. А. Попов. - М.: Недра, 1990. - С. 4б-47.

© Б. Н. Иванов - д-р техн. наук, проф. каф. общей химической технологии КГТУ.