Основы извлечения вязких недонасыщенных газом нефтей из карбонатных коллекторов водогазовым воздействием на пласт

В третьей главе описаны методы эффективного водогазового воздействия и результаты экспериментальных исследований. Описаны экспериментальная фильтрационная установка, методика проведения опытов по вытеснению нефти водой и водогазовой смесью.

Исходные параметры нефти, газа, воды и линейной модели пласта Алексеевского месторождения представлены в таблице 1.

Таблица 1

Исходные параметры нефти, газа, воды и линейной модели пласта Алексеевского месторождения

Подготовка модели к опытам велась согласно ОСТ-39-195-86. В образцах, слагающих модель пласта, создавалась связанная вода капиллярной вытяжкой. Контроль за замещением керосина нефтью осуществлялся путем замера газосодержания в исходной нефти и в нефти, поступаемой из модели пласта: фильтрация нефти прекращалась только в том случае, если газосодержание в нефти, поступающей из модели пласта, не отличалось по величине от газосодержания в исходной нефти. При насыщении пористой среды нефтью выполнялись также рекомендации, изложенные в работах Пиякова Г.Н., Кнышенко А.Г.

Отметим, что нефть турнейского яруса Алексеевского месторождения недонасыщена газом: давление насыщения нефти газом в 2…4 раза меньше, чем пластовое давление. Поэтому при закачке в пласт попутно добываемого газа протекали процессы его растворения в нефти, что, в свою очередь, привело к изменению физических свойств как остаточной нефти, так и нефти, извлекаемой совместно с закачиваемым газом на определенном этапе после его прорыва в добывающие скважины. По характеру изменения физических параметров нефти и количеству защемленного газа в пористой среде и газа, растворенного в нефти, было определено, в каком режиме будет протекать процесс вытеснения при закачке ВГС. По результатам исследования физических параметров нефти при взаимодействии с закачиваемым газом при пластовых условиях получены динамики изменения показателей вытеснения нефти водой и довытеснения остаточной нефти водогазовой смесью, приведенные на рисунке 8.

С целью определения среднего коэффициента вытеснения нефти водогазовой смесью и его прироста (рисунок 9, кривая 4) в целом по залежи нефти турнейского яруса Алексеевского месторождения, представленной неоднородной пористой средой с изменением проницаемости коллекторов в диапазоне от 0.010 до 0.385 мкм², были проведены дополнительные экспериментальные исследования со средней проницаемостью образцов керна, слагающих модель пласта, равной 0.120 и 0.292 мкм², при соотношении газа в водогазовой смеси, равном 0.375 д. ед.

Результаты исследований, представленные на рисунке 9, достаточно хорошо коррелируются с ранее проведенными экспериментальными данными по Онбийскому, Петропавловскому, Алексеевскому, Метелинскому и Югомашевскому месторождениям.

Рисунок 8 Изменение показателей вытеснения нефти водой и довытеснения остаточной нефти водогазовой смесью (R_г = 0,375)

Рисунок 9 Зависимость коэффициента вытеснения нефти от проницаемости пластов при заводнении (1), водогазовом заводнении (2, 3) и ВГВ (4) для кизеловского горизонта Алексеевского месторождения

В четвертой главе приведено обоснование выбора эффективных геолого-технических мероприятий для регулирования отбора нефти в добывающих скважинах и закачки ВГС в нагнетательные скважины при использовании технологий водогазового воздействия.

Обоснование выбора ГТМ выполнено по результатам сравнения коэффициентов удельной эффективности и количества проведенных ГТМ на Алексеевском месторождении. Результаты анализа приведены на рисунке 10.

Показано, что при использовании ранее применяемых методов по оценке эффективности проведения того или иного вида ГТМ только по двум параметрам - дополнительной добыче нефти и стоимости обработки - можно получить некорректные сведения об эффективности внедрения мероприятия. Так, например, глубокая солянокислотная обработка обладает наибольшей удельной технологической эффективностью без учета дополнительной добычи воды, что, на первый взгляд, указывает на несомненное превосходство этого вида ГТМ над остальными. Однако при учете дополнительной добычи воды удельный коэффициент эффективности внедрения глубокого солянокислотного воздействия (ГСКВ) заметно снижается.

Также при учете возросшей доли попутно добываемой воды снижаются коэффициенты удельной эффективности внедрения комплексного химико-депpессионного воздействия (КХДВ),

Рисунок 10 Дополнительная добыча нефти и воды за период
2004-2008 гг. и средняя стоимость проведения одной обработки

воздействия направленными силовыми волнами (АСНСВ) и электродинамического воздействия (АСТ-165), а коэффициенты вакуумно-имплозионного воздействия (ВИВ) и кислотно-имплозионного воздействия (КИВ) возрастают.

Таким образом, наиболее эффективными видами ГТМ, проведенными на Алексеевском месторождении, следует считать вакуумно-имплозионное воздействие и глубокую солянокислотную обработку. На одном уровне эффективности находятся химико-депpессионное и кислотно-имплозионное воздействия.

Показаны некоторые приемы оценки реакции добывающих скважин на закачку водогазовой смеси с целью регулирования системы воздействия. Использование технологии ВГВ позволяет совместить основное преимущество применения воды, заключающееся в близости изменения вязкостных характеристик воды и нефти, и достигаемого за счет этого высокого показателя коэффициента охвата вытеснением. Главное преимущество закачки газа, кроме снижения вязкости нефти, если качается жирный газ, состоит и в высоких отмывающих способностях последнего, за счет чего достигается высокий коэффициент вытеснения.

Для регулирования нестационарного заводнения в технологиях комплексного воздействия на пласт необходимо отслеживать прорывы газа в направлении реагирующих скважин (увеличение газового фактора), затем за счет перевода закачки газожидкостной смеси на другие нагнетательные скважины участка или за счет перераспределения объемов отбора жидкости по окружающим (реагирующим) скважинам изменить направление фронта вытеснения с целью увеличения охвата участка водогазовым воздействием.

Для достижения этой цели были использованы косвенные способы, указывающие на прорыв закачиваемого газа к забоям добывающих скважин, путем периодического замера (по графику) затрубного давления при отбивке динамического уровня в работающих скважинах, несомненным плюсом которых является их простота, доступность и регулярность проведения.

Регистрация серии всплесков увеличения затрубного давления манометром с дистанционной передачей данных, установленном на устьевой арматуре, может служить сигналом о прорыве закачиваемого газа в автоматическом режиме (рисунок 11).

Увеличение затрубного давления в добывающих скважинах свидетельствует о том, что закачиваемый газ уже не совершает полезной работы, и требуется изменить схему водогазового воздействия по скважинам за счет перераспределения работы скважин.

В пятой главе по результатам теоретических и экспериментальных исследований усовершенствованы технологии и технические средства для разработки неоднородных карбонатных коллекторов с использованием водогазового воздействия на пласт.

Показано, что полученные результаты теоретических и фильтрационных исследований для выбранного объекта являются лишь первым этапом проектирования водогазового воздействия на пласт. Главное в этой технологии - это выбор и обоснование технологий нефтевытеснения за счет регулирования продвижением водогазовой смеси в пластовых условиях в процессе нагнетания нефтевытесняемого агента.

По материалам, изложенным во второй, третьей, четвертой главах, суть разработанных автором комплексных технологий разработки неоднородных карбонатных коллекторов заключается в том, что все технологии состоят из отдельных элементов, которые могли бы быть и самостоятельными.

Решаемая при помощи предлагаемой технологии (патенты 2297523 и 2299979 РФ) задача и ожидаемый технологический результат заключаются в повышении эффективности разработки нефтяных залежей за счет вовлечения в активную разработку низкопроницаемой части залежи, застойных и тупиковых зон нефти, расположенных вдоль нейтральных линий тока между нагнетательными и добывающими скважинами, при которой снижается обводненность добываемой нефти и повышается коэффициент нефтеотдачи.

Рисунок 11 Динамики основных технологических показателей и затрубных давлений добывающей скважины № 6312 и нагнетательной скважины № 6320

Физическая сущность предлагаемой технологии состоит в сочетании четырех процессов, происходящих в пластах.

Первый процесс заключается в закачке на первом этапе осуществления технологии в пласты водогазовой смеси оптимального состава с целью достижения максимального текущего коэффициента вытеснения нефти.

Второй процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан с повышением коэффициента охвата заводнением чередующимися оторочками водогазовой смеси без поверхностно-активного вещества и с поверхностно-активным веществом (пенная система). Пенная система в большем объеме будет поступать в высокопроницаемые пласты и высокопроводимые зоны коллектора в призабойной зоне нагнетательных скважин, снижая в них скорость фильтрации жидкости в большей степени, чем в низкопроницаемых зонах, отклоняя фильтрационный поток в сторону застойных зон и тем самым увеличивая коэффициент охвата заводнением.

Третий процесс, реализуемый также на втором этапе осуществления способа, связан с созданием упругого режима работы пластов путем периодической остановки нагнетательных скважин. При этом возникают дополнительные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами, которые стимулируют массообмен нефти между ними, то есть водогазовая смесь и/или газ будут более активно внедряться в низкопроницаемые коллекторы, вытесняя из них нефть.

Четвёртый процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан также с повышением коэффициента охвата заводнением и коэффициента охвата вытеснением за счет периодической эксплуатации добывающих скважин с повышенным газовым фактором. При этом водогазовая смесь и/или газ будут направляться в сторону добывающих скважин с меньшим газовым фактором, повышая в зонах их дренажа скорость фильтрации, что приведет к более равномерной выработке запасов нефти из зон с различной проводимостью и дополнительному снижению обводненности добываемой продукции.

В результате реализации предлагаемого способа установлен синергетический эффект повышения коэффициента нефтеизвлечения за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти закачиваемым агентом и увеличения коэффициентов охвата вытеснением и охвата заводнением за счет упругого режима работы пластов.

Технология осуществляется в следующей последовательности операций:

1. Для выбранных эксплуатационных объектов залежи или участка залежи, на которых планируется внедрение данного способа разработки, проводят лабораторные исследования при соответствующих термобарических условиях на естественных кернах и определяют оптимальный состав (или соотношение «газ - вода») водогазовой смеси, при котором достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти, а также необходимый суммарный объем закачки водогазовой смеси в долях объема пор или в долях объема нефти в пористой среде с последующим заводнением;

2. Закачку водогазовой смеси оптимального состава производят в три этапа. На первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют в течение времени до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных с ними добывающих скважинах. Затем нагнетательные скважины останавливают, то есть закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины прекращают, и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления на уровне пластовых давлений в нагнетательных скважинах завершается первый этап закачки водогазовой смеси;

3. На втором этапе осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси. Причем в начале каждого цикла проводят замеры текущего газового фактора в добывающих скважинах, и весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы: к первой относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин. Затем добывающие скважины первой группы исключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси. Каждый цикл последовательной закачки оторочек водогазовой смеси начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа (как в первом этапе), объемом, равным 5…10 % от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе. Затем нагнетательные скважины останавливают, и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления в нагнетательных скважинах на уровне пластовых давлений начинают закачку второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5…10 % от объема водогазовой смеси, закачанной в пласты на первом этапе. Затем циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50…60 % от начальных геологических запасов нефти опытного участка или залежи нефти;

4. На третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины в режиме нестационарного заводнения, чередуя оторочки водогазовой смеси с оторочками нагнетаемой воды.

С использованием математического моделирования процессов фильтрации многофазных флюидов в трещиновато-пористых коллекторах были просчитаны четыре варианта дальнейшей разработки залежи: продолжение эксплуатации на естественном режиме, заводнение, водогазовое воздействие только водогазовой смесью (базовое) и водогазовое воздействие по предлагаемой технологии. Результаты расчетов представлены в таблице 2. Водогазовое воздействие с оптимальным соотношением газа и воды в пластовых условиях, равном 1:3, приводит к максимальному среднему увеличению коэффициента вытеснения для залежи в целом на 11 %. Сопоставление коэффициентов охвата вытеснением и охвата заводнением, а также коэффициента извлечения нефти по блоку 1 Алексеевского месторождения показывает, что по предлагаемой технологии коэффициент извлечения нефти на 20 % выше, чем по базовому (таблица 2).

Таблица 2

Расчетные данные по вариантам

Для реализации описанных технологий была разработана технологическая схема, построена установка для приготовления и закачки газожидкостных смесей, которая успешно функционирует с мая 2004 года по настоящее время.

Принципиальная технологическая схема реализованного поверхностного обустройства системы приготовления и транспортировки ГЖС в условиях Алексеевского месторождения по замкнутому циклу «пласт - скважина - подготовка технологической ВГС - закачка» приведена на рисунке 12.

Вода из отстойника горизонтального с жидкостным фильтром (ОГЖФ) 1 поступает на блок фильтров 2. Затем, при закрытой задвижке 3 и открытой 4, подаётся на приём подпорного центробежного насоса 5 с приводом от электродвигателя 6. Для запуска насоса предусмотрена байпасная линия 7 с вентилем 8. Далее вода, проходя через обратный клапан 9, задвижку 10, регулятор давления 11 с манометром 12, расходомером 13, подаётся на приём насосно-бустерной установки 14 (НБУ). Приём НБУ оборудован электроконтактным манометром 15 и задвижкой 16.

Газ, отделённый от нефти и воды на УПС-7, с газосепаратора 17 по трубопроводу диаметром 57 мм подаётся на приём НБУ, который, в свою очередь, оборудован задвижкой 18, газовым счётчиком 19 и манометром 20.

НБУ 14 имеет привод от двигателя 21 через редуктор 22. Управление работой НБУ осуществляется с блока управления 23.

Выкид НБУ оборудован компенсатором 24, задвижкой 25, электроконтактным манометром 26, обратным клапаном 27, задвижкой 28, манометром 29, термометром 30 и пробоотборником 31.

Газожидкостная смесь с выкида НБУ по линии высокого давления 33 через задвижку 32 поступает на выносную гребёнку 34.

Здесь поток ГЖС делится в определённом соотношении расходов на два, а в будущем на три направления. Каждая ветка оборудована задвижкой 35, пробоотборником 36 и манометром 37.

Затем ГЖС по водоводу 38 диаметром 114 мм, смонтированному из металлопластмассовых труб, подается на устье нагнетательной скважины, оборудованное изолирующим соединением 39, задвижками 40, диспергатором 41, пробоотборниками 42, манометрами 43, обратным клапаном 44 и образцом для определения скорости коррозии 45.

Для предотвращения разрушения напорного трубопровода при авариях на выкиде НБУ предусмотрен аварийный отвод ГЖС в канализоляционную линию диаметром 159 мм. В этом случае ГЖС, минуя дренажную задвижку 46, попадает в колодец 47.

Для возможности исключения из технологического процесса НБУ предусмотрена обводная ветка 48, снабженная задвижками 49, манометром 50, расходомером 51 и шурфом для размещения погружной насосной установки 52.

В блоке НБУ предусмотрена эжекторная установка по компримированию газа для увеличения подачи объема газа в ВГС.

Рисунок 12 Принципиальная технологическая схема системы приготовления и транспортировки газожидкостной смеси

В шестой главе рассматривается пример реализации разработанных автором рекомендаций по оценке технико-экономической эффективности технологии разработки карбонатных коллекторов на Алексеевском месторождении.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований, представленных в предыдущих разделах, были реализованы в виде проекта разработки опытного участка Алексеевского месторождения. Основные параметры блока № 1 Алексеевского месторождения и его геолого-физическая характеристика приведены в таблице 3.

Оценка данных разработки на существующих режимах показала, что при заводнении ожидаемый КИН при сложившейся системе разработки составит 0.110 д. ед., что свидетельствует о недостаточной эффективности реализованной системы разработки.

В связи с этим предлагаемые в работе изменения в системе разработки направлены на улучшение как технологических показателей разработки, так и экологической обстановки в районе Алексеевского месторождения за счет прекращения сжигания попутно добываемого газа, а также на повышение эффективности разработки объектов кизеловского горизонта за счет использования в качестве вытесняющего агента водогазовой смеси.

Таблица 3

Геолого-физическая характеристика блока № 1 турнейского яруса Алексеевского нефтяного месторождения

Моделирование вариантов разработки проводилось до достижения скважинами предельной обводненности в 95 %, после чего скважины останавливались.

Для оценки технико-экономической эффективности предложенной в данной работе новой технологии разработки трещиновато-пористых карбонатных коллекторов с недонасыщенными газом вязкой нефти проведены расчеты по четырем вариантам разработки, результаты которых представлены в таблице 3, а расчеты экономической эффективности - в таблице 4.

Таблица 4

Сопоставление основных показателей разработки блока №1

Основные выводы и рекомендации

1. Анализ отечественной и зарубежной научно-технической литературы показал, что нефтяные месторождения, приуроченные к карбонатным коллекторам с вязкими недонасыщенными газом нефтями, имеют низкие показатели по темпам и объемам отбора и коэффициентам нефтеотдачи пластов. Отмечается как перспективное направление вытеснения нефти закачкой нефтевытесняющего агента газа и водогазового воздействия на пласт. При этом показано, что традиционные системы разработки оказались неэффективными ввиду отсутствия широкого диапазона отработанных в промысловых условиях технологий применительно к условиям вытеснения нефти из трещинно-поровых карбонатных коллекторов с двойной пористостью.

2. Проведенные теоретические исследования механизмов протекания в пласте газовых, водогазовых технологий путем вытеснения вязких нефтей из карбонатного коллектора показали, что для модели пласта с двойной пористостью (матрица-трещина) при превышении проницаемости на два порядка и более от проницаемости матричных блоков и при интенсификации закачки газа (водогаза) происходит увеличение газонасыщения и пластового давления, что создает благоприятные предпосылки для ускоренного растворения газа в нефти и изменения его свойств, за счет чего отмечается рост средних дебитов скважин. Так, для модели пласта Алексеевского месторождения при увеличении закачки газа в технологии ВГВ от 5000 до 100000 м³/сут средние дебиты скважин по нефти увеличиваются на 140 % до начала времени прорыва газа (этот срок составляет около 22 месяцев).

3. Численными исследованиями на модели процесса нефтеизвлечения и радиуса дренирования из трещинно-поровых коллекторов вязкой нефти установлено, что динамика изменения радиуса дренирования нефти скважиной определяется в трещинной и поровой системах временем дренирования и депрессией на пласт. Чем выше вязкость нефти и меньше депрессия на пласт, тем ниже радиус дренирования.

4. Установлено, что при водогазовом воздействии отмечаются низкий охват воздействием низкопроницаемых поровых блоков и опережающая выработка запасов нефти из трещинной системы, идет интенсивный обмен пластовыми флюидами между трещиной и поровыми системами, но только в ячейке скважин, и отсутствует вдали от них, что является первым определяющим критерием для выбора оптимальных значений забойных давлений в добывающих скважинах и давления закачки в нагнетательных скважинах. При этом давления имеют индивидуальные значения как для стационарного режима работы скважин, периодического отклонения, так и нестационарного. Приведена методика определения численных значений Р_заб и Р_зак для каждого режима эксплуатации скважин и нагнетания ВГВ.

5. Экспериментальными исследованиями установлена общая закономерность снижения вязкостных характеристик пластовой недонасыщенной газом нефти как для терригенных, так и карбонатных коллекторов от воздействия водогазовой смесью с различными начальными значениями вязкости и количества введенного газа при данном давлении закачки. Численные значения снижения вязкости для карбонатных коллекторов составляют от 2.2 до 3.8 раз.

6. Анализ результатов экспериментов, проведенных на численной модели, показал, что при регулировании режима работы добывающих скважин осуществляется более равномерное распределение ВГС в неоднородном коллекторе, что приводит к сглаживанию неравномерности по сетке скважин.

7. Разработаны технологии вытеснения нефти из карбонатных коллекторов (патенты 2297523, 2299979 РФ), состоящие из элементов циклической закачки газа и ВГВ в виде отдельных оторочек и периодической остановки и пуска скважин с целью регулирования коэффициентом использования объема закачанного газа. По окончании периода закачки газа добывающие скважины переводятся в работу, а при прорыве газа или воды эти скважины останавливаются, и система переводится в режим нестационарного заводнения и отбора. Разработана методика расчета периода закачки газа (ВГС) и воды, а также дано определение технологических показателей режимов работы добывающих и нагнетательных скважин, основанных на использовании промысловых данных.

8. Полученные в работе рекомендации и усовершенствованные технологии для выработки вязких нефтей из трещинно-поровых неоднородных по проницаемости коллекторов использованы при строительстве установки по приготовлению и закачке газожидкостных смесей (ВГС). В результате внедрения указанной технологии, включающей и применение водогазового воздействия на пласт, в период с мая 2004 г. по 01.07.2009 г. объем дополнительно добытой нефти составил 97 тыс. т с экономическим эффектом 16.0 млн руб. Эффект продолжается.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах

Монография

1. Вафин Р.В. Разработка нефтенасыщенных трещиновато-поровых коллекторов водогазовым воздействием на пласт. ? СПб.: ООО «Недра», 2007. 217 с.

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

2. Вафин Р.В. Особенности разработки нефтяных залежей кизеловского горизонта Алексеевского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. №3. С. 16-23.

3. Вафин Р.В., Владимиров И.В., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Фролов А.И., Зарипов М.С. Методы кластерного и дискриминантного анализа в выборе объектов для проведения геолого-технических мероприятий на примере участков Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 4. С. 12-19.

4. Вафин Р.В., Зарипов М.С Исследование процессов заводнения неоднородных коллекторов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 4. С. 28-33.

5. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Сагитов Д.К. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласты // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 6. С. 32-38.

6. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Заводнение нефтяных пластов с высокопроницаемыми включениями // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 4. С. 34-37.

7. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Гимаев И.М., Алексеев Д.Л., Буторин О.О., Сагитов Д.К. Стимуляция добычи нефти по кизеловскому горизонту Алексеевского месторождения обработкой призабойных зон добывающих скважин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 7. С. 16-20.

8. Владимиров И.В., Гильманова Р.Х., Казакова Т.Г., Коряковцев В.М, Зарипов Р.Р., Вафин Р.В. Моделирование процессов разработки нефтяной залежи башкирского яруса Тавельского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 6. С. 55-73.

9. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Особенности численного моделирования процессов нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 6. С. 50-54.

10. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Насибуллин А.В., Вафин Р.В., Зарипов М.С. Определение радиуса контура питания скважины при решении задачи моделирования процессов фильтрации пластовых флюидов с учетом предельного градиента сдвига // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 6. С. 47-49.

11. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 6. С. 73-77.

12. Владимиров И.В., Коряковцев В.М., Зарипов Р.Р., Вафин Р.В., Зарипов М.С. Методические основы определения предельных нефтенасыщенных толщин для размещения новых скважин на «малых» нефтяных месторождениях Республики Татарстан (на примере Тавельского месторождения) // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 6. С. 39-46.

13. Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Ахметов Н.З., Салихов М.М., Халиуллин Ф.Ф., Вафин Р.В., Зарипов Р.Р. Исследование гидродинамической связи между пластами через литологические окна // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 4. С. 4-14.

14. Казакова Т.Г., Владимиров И.В., Коряковцев В.М., Вафин Р.В., Зарипов Р.Р., Щелков С.Ф., Зарипов М.С. Влияние процессов фильтрации жидкости в пласте на восстановление давления в скважине // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 8. С. 42-46.

15. Каюмов М.Ш., Владимиров И.В., Коряковцев В.М., Вафин Р.В., Зарипов Р.Р., Щелков С.Ф., Зарипов М.С. Исследование процессов установления стационарного режима работы скважины в зонально-неоднородном пласте // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2003. № 8. С. 15-19.

16. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Вафин Р.В., Хисамутдинов Н.И., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Владимиров И.В. Проект реализации водогазового воздействия на Алексеевском месторождении // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 6. С. 23-31.

17. Ахметов Н.З., Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Газизов И.Г., Вафин Р.В., Зарипов М.С. Анализ результатов применения нестационарного заводнения на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения и перспективы дальнейшего совершенствования технологий нестационарного нефтеизвлечения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 3. С. 24-31.

18. Вафин Р.В., Владимиров И.В., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Фролов А.И., Зарипов М.С. Анализ влияния на степень выработки участков Абдрахмановской площади параметров пласта и системы выработки // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 3. С. 9-16.

19. Львова И.В., Рылов Н.И., Вафин Р.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф. Технология заканчивания скважин с формированием разуплотненной призабойной зоны при первичном вскрытии продуктивных пластов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2004. № 12. С. 22-26.

20. Вафин Р.В. Метод регулирования технологией водогазового воздействия на пласт // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2008. № 2. С. 30-32.

21. Вафин Р.В. Повышение эффективности технологии водогазового воздействия на пласт на Алексеевском месторождении // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2008. № 2. С. 33-35.

22. Манапов Т.Ф., Вафин Р.В., Макатров А.К., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой, газом и при попеременной закачке газа и воды на керне терригенных отложений покурской свиты Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ВНИИОЭНГ, 2008. № 11. С. 32-34.

23. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Анализ эффективности и выбор видов геолого-технических мероприятий, проведенных на Алексеевском месторождении // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ВНИИОЭНГ, 2009. № 5. С. 50-53.

24. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Альтернативный способ оценки реакции добывающих скважин на закачку водогазовой смеси с целью регулирования системы воздействия // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2009. № 5. С. 23-26.

25. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Применение опыта успешных обработок призабойных зон по скважинам Алексеевского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ВНИИОЭНГ, 2009. № 4. С. 67-69.

Патенты на изобретения

26. Пат. 2230890 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи / М.Ш. Марданов, Р.В. Вафин, А.И. Иванов, И.М. Гимаев (РФ). 2003105170/03; Заявлено 21.02.2003; Опубл. 20.06.2004, Бюл. 17.

27. Пат. 2230893 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/18. Способ воздействия на продуктивный пласт и устройство для его осуществления / Н.Г. Ибрагимов, Г.Г. Ганиев, М.Х. Валеев, А.А. Сивухин, А.И. Иванов (РФ). 2003128675/03; Заявлено 26.09.2003; Опубл. 20.06.2004, Бюл. 17.

28. Пат. 2241118 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/24. Способ разработки нефтяной залежи / М.Ш. Марданов, Р.В. Вафин, А.Ф. Егоров, И.М. Гимаев (РФ). 2003132785/03; Заявлено 11.11.2003; Опубл. 27.11.2004, Бюл. 33.

29. Пат. 2244808 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/16. Способ обработки призабойной зоны скважины / В.И. Лыков, Р.В. Вафин, И.М. Гимаев, А.Ф. Егоров, М.Ш. Марданов (РФ). 2004104429/03; Заявлено 17.02.2004; Опубл. 20.01.2005, Бюл. 2.

30. Пат. 2261986 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/18, 37/06. Способ комплексной обработки призабойной зоны скважины / М.Ш. Марданов, Р.В. Вафин, И.М. Гимаев, А.Ф. Егоров, В.И. Лыков, М.С. Зарипов (РФ). 2004133919/03; Заявлено 22.11.2004; Опубл. 10.10.2005, Бюл. 28.

31. Пат. 2299979 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Р.В. Вафин, М.С. Зарипов, И.М. Гимаев, Д.К. Сагитов, О.И. Буторин, И.В. Владимиров, Д.Л. Алексеев, Г.Н. Пияков (РФ) - 2004122779/03; Заявлено 27.07.2004; Опубл. 27.05.2007, Бюл. 15.

32. Пат. 2297523 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи / Р.В. Вафин, М.С. Зарипов, О.И. Буторин, Д.Л. Алексеев (РФ). 2005121774/03; Заявлено 11.07.2005; Опубл. 20.04.2007, Бюл. 11.

33. Пат. 2351750 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/16. Устройство для эксплуатации скважины / Р.В. Вафин, И.М. Гимаев, М.С. Зарипов, Р.М. Шакиров, М.Ш. Марданов (РФ). 2008114205/03; Заявлено 15.04.2008; Опубл. 10.04.2009, Бюл. 10.

34. Пат. 2189440 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/18. Способ обработки призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления / Р.Ф. Вафин, А.И. Иванов, А.А. Сивухин, М.Х. Валеев, Г.Ш. Шагапов (РФ). 2001132739/03; Заявлено 05.12.2001; Опубл. 20.09.2002, Бюл. 26.

35. Пат. 2188310 РФ, МПК 7 Е 21 В 43/18. Способ воздействия на продуктивный пласт и устройство для его осуществления / Р.Ф. Вафин, А.И. Иванов, А.А. Сивухин, М.Х. Валеев (РФ). 2001132741/03; Заявлено 05.12.2001; Опубл. 27.08.2002, Бюл. 24.

Прочие публикации

36. Вафин Р.В. Становление и развитие производственно-хозяйственной деятельности ЗАО «Алойл» (1997-2007 гг.) // Сб. научн.-техн. статей и патентов РФ ЗАО «Алойл» (1997-2007 гг.). Уфа: Монография, 2007. С. 3-5.

37. Вафин Р.В., Буторин О.И., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л. Водогазовые методы выработки трудноизвлекаемых запасов // Сб. научн. тр. VI Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа: Монография, 2005. С. 80-84.

38. Петров Г.А., Мифтахов Ф.И., Егоров А.Ф., Вафин Р.В. Неосвоенный углеводородно-сырьевой потенциал сакмар-артинских отложений юго-востока Татарстана // Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения. Тр. научн.-практ. конф. 5-8 сентября 2001. Казань, 2001. С. 28-31.

39. Утопленников В.К., Самигуллин X.К., Вафин Р.В., Гимаев Я.М., Егоров А.Ф. Выявление залежей нефти в нижнепермских отложениях на юго-востоке Татарстана и особенности использования потокометрических методов для повышения эффективности работ по интенсификации притока и освоения скважин // Проблемы и перспективы применения современных геофизических технологий для повышения эффективности решения задач геологоразведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Матер. Междунар. научн.-практ. конф. Уфа, 2002. С. 22-27.

40. Иванов Б.Н., Галимов Р.А., Вафин Р.В., Фомин Г.В. Применение внутрипластового гомогенного катализа для увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов // Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения. Тр. научн.-практ. конф. 5-8 сентября 2001. Казань, 2001. С. 17-22.

41. Марданов М.Ш., Вафин Р.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф. Определение доминирующего направления трещиноватости пород по материалам НВСП // НТЖ «Интервал». Самара: Изд-во ЗАО «Росинг», 2002. № 10. С. 16-18.

42. Марданов М.Ш., Егоров А.Ф., Вафин Р.В., Гимаев И.М. Способ электрофизического воздействия на пласт через электроды, выведенные за эксплуатационную колонну // НТЖ «Интервал». Самара: Изд-во ЗАО «Росинг», 2004. № 2-3. С. 14-15.

43. Марданов М.Ш., Вафин Р.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф., Кузин В.А., Резепова О.П. Комплексирование геофизических методов разведки для геологического изучения и разработки месторождений на примере Алексеевского месторождения // НТЖ «Интервал». Самара: Изд-во ЗАО «Росинг», 2006. № 10. С. 4-8.

44. Марданов М.М., Вафин Р.В., Гимаев И.М., Егоров А.Ф. Влияние явления кавитации на работу штанговых глубинных насосов // НТЖ «Интервал». Самара: Изд-во ЗАО «Росинг», 2003. № 5 (52). С. 22-24.

Размещено на Allbest.ru