CC BY
103
МЕТОДЫ И ТЕХНОЛОГИИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ (на материалах Института нефтегазовых технологий и новых материалов АН РБ)
БЕЛЯЕВА
Альбина Сагитовна,
кандидат химических наук, доцент Уфимской государственной академии экономики и сервиса
На современном этапе развития нефтегазодобывающего комплекса России задача совершенствования существующих систем разработки нефтяных месторождений с использованием физико-химических методов увеличения нефтеотдачи является весьма важной. Современные технологические процессы интенсификации добычи нефти прошли огромный путь разработки и развития, первые опыты использования которых приходятся на середину XX в. Применение технологий интенсификации добычи углеводородов на месторождениях Республики Башкортостан позволили достигнуть в 1967 г. максимального объема добычи нефти (47,6 млн т). Последующие годы характеризуются значительными снижениями: в 1969 г. - 42,8 млн т, в 1980 г. -39,8 млн т, в 198S г. - 33,8 млн т (рис. 1). Это во многом связано с увеличением обводненности (с 62^ до 82,7 %) наиболее крупных месторождений республики.
По мере увеличения обводненности месторождений использование имеющихся технологий уже не давало желаемых результатов. Для решения задачи по созданию научной базы по совершенствованию и разработке новых методов извлечения остаточной нефти в 198S г. в г. Уфе создается научно-производственное объединение «Союзнефтеотдача»
(НПО «Союзнефтеотдача»), в 1986 г. в качестве его головной структурной единицы - Всесоюзный научно-исследовательский институт «Нефтеотдача» (ВНИИ «Нефтеотдача»), который в 1992 г. преобразован в НИИ «Нефтеотдача» АН РБ, в 1994 г. - в Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов АН РБ, в 2002 г. - в Центр химической механики нефти АН РБ (ЦХИМ АН РБ), ныне Институт нефтегазовых технологий и новых материалов. Разработки многих методов и технологий начаты в БашНИПИнефть, основные из которых нашли свое дальнейшее развитие в ВНИИ «Нефтеотдача» (рис. 2) [1. С. 192; 2; 3. С. 150].
Технологии снижения проницаемости обводненных пластов. Для снижения обводненности добывающих скважин и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин разработан ряд технологий регулирования проницаемости обводненных проплас-тков с использованием различных химических реагентов. Так, в 1986 г. для месторождений с терригенными отложениями, содержащими нефть повышенной вязкости и высокоминерализованные пластовые воды, характерные для многих месторождений Республики Башкортостан, разработаны силикатно-щелочные композиции (табл. 1).
Установлено, что при применении одного гидроксида натрия образуется мелкодисперсный осадок, который вымывается из пористой среды при закачивании сточной воды, а при использовании одного силиката натрия ухудшаются условия образования эмульсии и пАв в пласте. Найдено, что добавка раствора полимера позволяет увеличить объем осадка и улучшить сцепление минеральных частиц между собой и поверхностью породы. При взаимодействии щелочных растворов с солями кальция и магния вытесняющей сточной воды образуются осадки CaSi03, MgSi03, Са(ОН)2, Mg(0H)2, которые выпадают на требуемом расстоянии от забоя скважины. Мес-
Годы
- - общая добыча нефти, млн.т —*—фактическая дополнительная добыча неф™, тыс.т —■—прогнозная дополнительная добыча нефти, тыс.т
Рис. I. Динамика добычи нефти в Башкортостане (19SS - 2005 гг.)
Таблица I
Состав и концентрации осадкообразующих и гелевых композиций
Композиции (год разработки) Состав композиции Концентрация, % масс.
Силикатно-щелочной силикат натрия (Na2Si03) 2
раствор (СЩР) гидроксид натрия (NaOH) 0,5-1
(1986) полимер Ш\А 0,01 - 0,06
Щелочно-полимерный гидроксид натрия (или аммиак NH40H) 0,6-1 (1,5-2)
раствор (ЩПР) (1988) полимер Ш^А (или водорастворимый полимер ВПК-402) 0,04 - 0,05 (0,06 - 0,5)
Раствор ПАА с добавкой НПАВ (1989) полимер Ш^А 0,06
НПАВ Неонол АФ9-12типа СНО-Ж 0,12
НПАВ Неонол АФ9-6 0,18
Лигнинсодержащий состав (ЛСС) (1991) гидроксид натрия 2
силикат натрия 5
шлам-лигнин 2-5
алюмосиликат натрия и кадия 3-15
Нефелин (1992) (KNa" (AlSi0# )#)
соляная зелота (HCl) 5-9
алюмохлорид (AlCl3) 20-30
Карфас (1997) карбамид (CO (NH2)2) 30-55
серная кислота (H2S04)^h цеолит натрия 0,1
Цеолит (2001) цеолит натрия (Al203-28 %, Si02-34,4 %, Na20-17,6 %) 3-8
соляная зелота (или отработанная серная кислота) 6-12
Рис. 2. Основные методы и технологии, разработанные в НПО «Союзнефтеотдача» - ЦХИМ АН РБ
то выпадения осадков в пласте регулируют объемами оторочек пресной воды и раствора реагентов, а степень снижения проницаемости обводненных зон продуктивного коллектора - изменением концентрации гидроксида и силиката натрия. Эти осадки приводят к снижению проницаемости высокопромытых зон пласта, а нагнетаемая вода начинает прорываться по новым нефтенасыщенным пропла-сткам, выравнивая, таким образом, фронт вытеснения нефти и увеличивая охват пласта заводнением.
Технологический процесс нагнетания в пласт оторочек силикатно-щелочного раство-
ра (СЩР) предусматривает попеременную закачку раствора с минерализованной сточной водой. Для предотвращения преждевременного смешения СЩР с вытесняющей сточной водой между ними закачивают оторочки пресной воды. Опытно-промысловые испытания закачки СЩР начались в 1986 г. на Арлан-ском месторождении Ново-Хазинской площади НГДУ «Южарланнефть» (табл. 2).
В последующие годы продолжались исследования по подбору эффективных и экономичных реагентов на конкретных месторождениях. Так, в 1988 г. для условий Серафимовского месторождения (НГДУ «Октябрьскнефть») с
Таблица 2
Результаты применения осадкообразующих и гелевых композиций на месторождениях Республики Башкортостан
Месторождение (НГДУ) Период внедрения, гг. Содержание воды Дополнительная рост добычи % ,
ДО ботки после ботки . т/ год т/скв- т/нат реагента
Силикатно-щелочной раствор (С! ДР)
Арланское: Ново-Хазинская площадь (НГДУ «Южарланнефть») Арланская площадь (НГДУ «Арланнефть») 1986-2005 1987 -2005 91-95 89-92 45-47 70-73 47 24 1700 133 126 17 8
Игровское (НГДУ «Краснохолмскнефть») 1992-2005 73 55 12 1500 100 6
Манчаровское (НГДУ «Чекмагушнефть») 1989-2005 97 90 19 68 7
Ш елочно-полимерные композиции ( ДЛЮ
Арланское 1989-2005 91-95 85 15,7 1400 30 7,9
Наратовское (НГДУ «Южарланнефть») 1992-2005 90 83 25 1150 86 10,2
Серафимовское (НГДУ «Октябрьскнефть») 1988 -1998 93 88 27,3 1300 84,3 10
Лигнинсодержащий состав (ЛСС)
Волостновское (НГДУ «Ишимбайнефть») 1992-1995 90 87 3 500 62 3
Арланское: Ново-Хазинская площадь 1993 -1998 97 92 5 1300 380 5
Раствор ПАА с добавкой неионогенных ПАВ
Арланское: Арланская площадь 1989-1991 95 92 10 950 200 6,85
Нефелин
Уршакское (НГДУ «Ишимбайнефть») 1992-2002 89 85 15 1800 350 9
его терригенными отложениями и нефтью малой вязкости разработаны щелочно-полимер-ные композиции, составы которых представлены в табл. 1. Отличительной особенностью технологического процесса является закачка микрооторочек раствора.
В начале 1990-х годов предлагаются две осадкообразующие системы на основе шлам-лигнина (отход производства Байкальского целлюлозно-бумажного комбината). Отличительной особенностью первой композиции (ЫаОН - 2 %, шламлигнин - 2 %, Ыа2ЗЮ3_5 %), является то, что за счет взаимодействия силиката натрия и лигнина с солями щелочноземельных металлов пластовой воды образуются объемные, стабильные осадки - гели, значительно снижающие проницаемость пород. Иной характер образующихся структур наблюдается у второй композиции (ЫаОН - 2 %, шламлигнин - 2 % и ПАА - 0^ %). Эти растворы до смешения с пластовой водой представляют собой гомогенные системы, а после контакта с минерализованной водой образуют коагулированные системы, состоящие из рыхлых осадков гидроокисей щелочноземельных металлов и частиц лигниновых веществ, связанных между собой макромолекулами полиакри-ламида.
Метод полимерного воздействия на пласт в сочетании с неиногенными поверхностно-активными веществами (НПАВ) основан на снижении фазовой проницаемости породы пласта по вытесняющей воде за счет изменения ее смачиваемости и набухаемости глин, а также на уменьшении сорбции полимера ПАА породой пласта и улучшении отмывающей способности закачиваемой воды. Технологический процесс включает в себя стадии приготовления водного раствора композиции ПАА+-НПАВ (табл. 1) с последующим закачиванием и переходом в процессе нагнетания на композицию, содержащую меньшее количество НПАВ (ПАА - 0,06%, Неонола АФ9-12 типа СНО-3Б - 0,06%, маслорастворимого Неонола АФ9-6 - 0,09%).
Для регулирования проницаемости обводненных пропластков также предложен ряд ге-леобразующих композиций на основе алюмосиликатов - нефелин (минерал из группы каркасных силикатов) и цеолит (отход Ишимбай-ского катализаторного производства) в сочетании с соляной кислотой (табл. 1). Разработанная композиция «Карфас» на основе алю-
мохлорида предназначена для месторождений карбонатных отложений с высокотемпературными пластами, что характерно для Западной Сибири.
Всего за 1986 - 2005 гг. проведено более 1500 скважино-обработок с применением СЩР и ЩПР, из них доля дополнительно добытой нефти составляет: НГДУ «Арланнефть» -37,2 %, «Южарланнефть» - 19 %, «Чекмагуш-нефть» - 32,9 %, «Октябрьскнефть» - 3,9 %, «Ишимбайнефть» - 6,2%, «Краснохолмск-нефть» - 0,8%. Применение осадкообразую-щих композиций привело к уменьшению обводненности добываемой продукции по отдельным скважинам от 5 до 50 %, дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку составляет от 500 до 1700 т при технологической эффективности от 30 до 380 т на тонну закачанного реагента (табл. 2) [4 - 7; 8. С. 32; 9. С. 22].
Ограничение водопритока с использованием микробиологических методов. Регулирование процесса разработки с целью достижения максимального отбора нефти из низкопроницаемых и не охваченных заводнением пропластков возможно также с использованием микробиологических методов. Механизм повышения нефтеотдачи осуществляется путем селективной закупорки высокопроницаемых промытых пропластков биомассой бактерий и вовлечения в работу слабопроницаемых зон пласта, а также за счет увеличения подвижности остаточной нефти в результате выработки бактериальных газов.
Основой для микробиологического воздействия служил активный ил станции биологической очистки сточных вод Башкирского Благовещенского биохимкомбината по производству белково-витаминных концентратов, который получил название биологически активный субстрат (БАС), в сочетании с мелассой (отход сахарного производства). В дальнейшем на месторождениях республики стали применять сухие формы активного ила (САИ) (побочный продукт очистных сооружений целлюлозно-бумажного комбината) и избыточный активный ил (ИАИП-1) (отход с очистных сооружений АО «Каустик»).
Технологический процесс закачивания биореагентов осуществляют поочагово в виде одной оторочки с продавкой биореагента (15 м3) в пласт сточной (10 м3) и пресной водой (10 м3). Данный метод позволяет уменьшить обводненность скважин в среднем по очагам на 5 %,
по отдельным скважинам - до 35 - 50 %. Дополнительно добыто от 150 до 2000 т на одну скважино-обработку, удельный технологический эффект составил от 300 до 600 т на тонну закачиваемого реагента (табл. 3).
Всего за 1991 - 2005 гг. проведено более 1300 обработок добывающих скважин раствором сухого активного ила, из них доля дополнительно добытой нефти составляет: в НГДУ «Аксаковнефть» - 47,5 %, «Арланнефть» -1,36 %, «Южарланнефть» - 4,1 %, «Чекмагуш-нефть» - 21,36 %, «Октябрьскнефть» - 0,2 %, «Ишимбайнефть» - 3 %, «Краснохолмск-
нефть» - 21,1 %, «Туймазанефть» - 0^ %, «Уфанефть» - 2 %.
Ниже приведен механизм протекания микробиологического процесса с использованием биореагента ИАИП-1 (рис. 3).
Недостатком этого метода являются анаэробные процессы: метанообразование, сульфатредукция. Процесс сульфатредукции приводит к образованию сероводорода и сульфида железа, которые, в конечном итоге выпадая в осадок, забивают промысловые трубы. Для устранения этого недостатка предложена комплексная технология, заключающая-
Таблица 3
Результаты опытно-промысловых испытаний микробиологического метода
Месторождение (НГДУ) Период внедрения, гг. Снижение обводненности, % Средняя дополнительная Прирост до- %
тыс.т/ год т /т реагента т/ скв-
Сухой активный ил (САИ)
Арланское: Юсуповская площадь (НГДУ «Чекмагуш-нефть») 1991 - 2005 7 46 450 900 16,4
Знаменское (НГДУ «Аксаковнефть») 1991 - 2005 5 33 1000 1700 12
ИАИП-1
Уршакское (НГДУ «Ишимбайнефть») 1995- 1998 3 6 320 1000 5
БКТ
Арланское: Юсуповская площадь (НГДУ «Чекмагуш-нефть») 1996 - 2000 7 11 65 1073 7,6
Биополимер «Стусан»
Арланское: Арланская площадь Ново-Хазинская площадь 1987- 1990 10 25 40-80 400 - 800 9
БиоПАВ «^ШАС-М»
Арланское: Ново-Хазинская площадь (НГДУ «Южарланнефть») 1992 - 2005 12 42 90 580 15
ся в последовательной обработке скважин биореагентом ИАИП-1 и биоцидом, нагнетание которого осуществляют через 6 месяцев. Промысловые испытания биокомплексной технологии (БКТ) начались в 1996 г. на Арлан-ском месторождении Юлдузской площади. За счет применения БКТ дополнительная добыча нефти за год составляет 11 тыс. т при одновременном уменьшении обводненности добываемой продукции на 7 %, по сравнению с технологией закачки ИАИП-1 без биоцида, при которой добыча нефти составила 6 тыс. т, а уменьшение обводненности произошло на 3 % (табл. 3). На месторождениях Башкортостана для извлечения остаточной нефти также широко используют различные композиции на основе продуктов биосинтеза, биореагенты на основе биополимера «Симусан» и биоПАВ
«КШАС-М», которые являются продуктами жизнедеятельности специальных бактерий.
Промысловые испытания технологии с применением биополимера «Симусан» проводились на Арланском месторождении Ново-Ха-зинской площади. За 1987 - 1990 гг. удельный технологический эффект составил 40 - 80 т на 1 т реагента и 400 - 800 т на 1 скважино-обработку. Из-за прекращения поставок биополимера промысловые испытания были приостановлены.
За 1992 - 200S гг. на 22 месторождениях Башкортостана обработано 638 скважин композициями на основе биореагента биоПАВ «КШАС-М» и получено SS0, 23 тыс.т нефти. Из них доля дополнительно добытой нефти составляет: в НГДУ «Аксаковнефть» - 20,9 %, «Арланнефть» - 3,6, «Ишимбайнефть» - 8,
Рис. 3. Основные стадии воздействия на пласт биоактивными материалами Вестник Академии наук РБ. 2010. Том 15, №2 3
Таблица 4
Результаты промысловых испытаний бактерицида ЛПЭ-11в для повышения нефтеотдачи пластов
Месторождение Дата проведения эксперимента, тт. Средняя допошительная добыча Прирост добычи
тыс. т/ ГОД т/на 1 т реагента т/скв-обр.
Уршакское (НГДУ «Ишимбайнефть») 1989-1997 15 150 1000 5
«Краснохолмскнефть» - 11,8, «Октябрьск-нефть» - 12, «Уфанефть» - 10,5, «Чекмагуш-нефть» - 7,6, «Южарланнефть» - 16,5, «Туй-мазанефть» - 0,8 %. По большинству участков получена дополнительная нефть, которая составляет от 400 до 900 т на одну скважино-обработку, а удельный технологический эффект составляет от 50 до 120 т на тонну закачанного реагента. Также наблюдается снижение обводненности добываемой продукции по месторождениям от 5 до 20 % [10. С. 158; 11. С. 189; 12; 13. С. 158; 14. С. 32].
Методы извлечения нефти с использованием бактерицида. При разработке нефтяных месторождений в пласт вносятся естественные микроорганизмы, содержащиеся в закачиваемой воде. Эти бактерии, адсорби-руясь на поверхности нефтяного пласта, формируют биообразования, которые приводят к уменьшению диаметра каналов породы и снижают проницаемость нефтесодержащих пород до 95%. Для предотвращения заражения пласта микроорганизмами с конца 1970 г. в Республике Башкортостан проводились работы по изучению и обнаружению пластов, зараженных сульфатвосстанавливающими бактериями, а также поиску новых эффективных бактерицидов для борьбы с ними. Высокой бактериальной зараженностью характеризуются практически все месторождения республики (Арланское, Бураевское, Четырмановское, Манчаровское и др.), где содержание СВБ в закачиваемых водах достигает (2,5 - 6)-105 клеток в 1 см3. Промышленный выпуск бактерицидов начат с 1986 г. в АО НПО «Технолог» г. Стерлитамак. В 1987 г. для повышения нефтеотдачи пластов предлагается использование технологии биоцидного воздействия на пласт с использованием реагента ЛПЭ-11.
С целью повышения нефтеотдачи путем совершенствования технологии биоцидного воздействия на пласты месторождений предложено применять реагент ЛПЭНОЛ (бактери-
цид типа ЛПЭ-11 в смеси с неионогенным поверхностно-активным веществом - НПАВ). Установлено, что за счет подавления пластовой микрофлоры происходит увеличение неф-тевытесняющей способности раствора ЛПЭ-НОЛ в сравнении с базовым (НПАВ) на 25,0 -36,2 %, что связано с защитой НПАВ от биодеструкции на 90 - 100 % и уменьшением адсорбции ПАВ на породе на 30 - 40%. Технология биоцидного воздействия на пласт прошла испытания на месторождении ОНГДУ «Ишим-байнефть» (табл. 4) [15].
Применение химических реагентов в сочетании с виброволновым методом. Кро-
Рис. 4. Принципиальная схема размещения оборудования для виброволновой обработки с пенными системам
а - вертикальные скважины; б - наклонно-горизонтальные и горизонтальные скважины;
I - генератор колебаний давлений, 2 - аэратор, 3 - обратные клапаны, 4 - компрессор, S - насосный агрегат, 6 - желобная емкость, 7 - фильтр, 8 - сепаратор
Таблица S
Результаты промысловых испытаний технологии применения виброволнового воздействия на пласт
НГДУ (метод) Периоды испытания, гг. Средний дебит нефти, т/сут Дополнительная добыча нефти
ДО обработки после обработки тыс.т/ год т/на 1
<^рлжнефть» (тежология с со зданием депрессии) 1987- 1990 2,4 3,6 28 361
<^рлжнефть» (виброволновое-химическое воздействие) 1996- 1998 4,2 16,8 10 1070
ме физико-химических методов в ВНИИ «Нефтеотдача» проводились исследования с применением виброволнового воздействия на пласт.
В 1987 г. для очистки призабойной зоны пласта предлагается технология виброволновой обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) с созданием чередования циклов репрессия -депрессия. На рисунке 4 показана схема размещения оборудования технологии виброволновой обработки горизонтальных скважин с применением пенных систем, разработанная в 1992 г. Сущность технологии заключается в создании необходимой величины депрессии на пласт путем прокачки пены через межтрубное пространство с целью снижения забойного давления за счет облегчения столба жидкости.
Данная технология прошла испытания на Арланском месторождении (1996 - 1998 гг.) (табл. S). Применение технологии позволяет увеличить дебит нефти в 4 раза [16. С. 2S; 17; 18. С. S2].
Повышение нефтеотдачи пластов газовым методом. Выполненный анализ применения методов извлечения нефти на месторождениях южного региона Башкортостана, характеризующихся специфическими геологическими условиями (рифовые отложения с неоднородными коллекторами, их прерывистое строение, большие толщины, наличие экранов и зон
окисленной нефти), показал, что наибольший прирост добычи нефти наблюдается при применении газового метода (44%), по сравнению с биоцидным и микробиологическим методами (биоПАВ) (8 %). На Старо-Казанковском и Грачевском месторождениях НГДУ «Ишимбай-нефть» применяют технологию смешивающегося вытеснения нефти с использованием широких фракций легких углеводородов (ШФЛУ). Механизм вытеснения нефти оторочкой смешивающегося материала заключается в следующем: до нагнетания сухого газа в пласт закачивается ШФЛУ (до момента создания в пласте давления в 10,1 МПА). Объем оторочки должен находиться в пределах 2 - 10% порового объема, занятого углеводородами. Затем нагнетается сухой газ, который проталкивает оторочку ШФЛу с начального положения до верхних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. С момента прорыва оторочки в добывающие скважины начинается процесс смешивающегося вытеснения. В таблице 6 приведены результаты применения технологии, по результатам которых установлен следующий прирост добычи нефти: в Старо-Казанковском месторождении - 24 %, Грачевском месторождении - 23 %.
В таблице 7 приведены показатели экономической эффективности применения разра-
М есторожд ени е испытаний, гг. Дополнительная добыча нефти, тыс. т/ год Прирост добычи нефти, %
Старо-Казанковское 1986 - 2005 50 24
Грачевекое 1987 - 2005 62 23
Таблица 6
Результаты применения технологии газового воздействия на месторождениях НГДУ «Ишимбайнефть»
Таблица 7
Показатели технико-экономической эффективности применения методов на месторождениях АНК «Башнефть» на одну скважино-обработку (за 2000 г.)
Базовая технология Дополнительная до- Затраты, Прибыль, реагента
Силикатно-щелочное воздействие (СЩР) 2600 7588 9430 130
Щелочно-полимерное воздействие (ЩПР) 1040 4620 5380 90
Применение сухого активного ила (САП) 900 4179 8244 450
Биокомплексное воздействие (БКТ) 1000 1095 1259 320
Нефелин и цеолит 780 2594 2172 100
Применение композиций на основе биоПАВ <^ШАС-М» 840 2900 26720 85
ботанных методов по состоянию на 2000 г., на которых видно, что наибольшая прибыль наблюдается при применении композиций на основе биоПАВ [19; 20. С. S2; 21. С. 49].
Таким образом, за период с 1986 по 200S год разработанные методы и технологии позволили увеличить добычу нефти на месторождениях РБ на 13 млн т, что составляет 8 % всей добычи, при этом на долю осадко-образующих методов приходится 76,7%, газовых - 6,9, микробиологических - 11,9, других методов - 4,S % дополнительно добытой нефти. Для снижения обводненности добываемой продукции на месторождениях с терриген-ными отложениями наиболее эффективны методы с использованием силикатно-щелочных и щелочно-полимерных композиций, основанные на селективном снижении проницаемости водопроводящих каналов за счет внутри-пластового осадкообразования.
Литература
1. Нефть Башкирии: Стат. сборник / Уфа. - Башкирское книжное издательство, 1982.
2. Уметбаев В.Г. Развитие техники и технологии добычи нефти. Люди. Годы / Уметбаев В.Г., Фасхут-динов Ю.Г., Валишин Ю.Г. - Уфа: БашНИПИнефть, 2002.
3. Габитов Г.Х. Состояние и развитие нефтегазодобывающей отрасли Республики Башкортостан // Габитов Г.Х., Сафонов Е.Н., Гилязов Р.М., Лозин Е.В. // Нефтяное хозяйство. - 200S. №9.
4. ЦГИА РБ. Ф. Р. - S090. Оп. I. Д. I. Л. 6.
5. ЦГИА РБ. Ф. Р. - S090. Оп. I. Д. 132а. Л. I
6. ЦГИА РБ. Ф. Р. - S090. Оп. 1. т. Д. S2. Л. 38.
7. Хайретдинов Н.Ш., Андреев В.Е., Коте-нев Ю.А. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции. - Уфа: УГНТУ, 2000.
8. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти // Нефтяное хозяйство. - 1993. №12.
9. Алмаев Р.Х. Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения / Р.Х.Алмаев, И.Ф.Рахимкулов, В.С.Асмоловский, А.Г.Габдрахманов // Нефтяное хозяйство. - 1992. №9.
10. Загидуллина Л.Н. О возможности применения отходов БОС для увеличения нефтеотдачи пластов // Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти. Сб.научных трудов. - Уфа: Гилем, 1998.
11. Хазипов Р.Х. Разработка способов подавления микроорганизмов-агентов биоповреждений в нефтяной промышленности // Экология, геохимическая деятельность микроорганизмов и охрана окружающей среды: Тез.УИ съезда Всесоюзн. микробиолог. общества. - Алма-Ата: Наука, 198S. Т.6.
12. Алмаев Р.Х. Результаты применения новых методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана. Уфа: АНК Башнефть, 2001.
13. Загидуллина Л.Н. О возможности применения отходов БОС для увеличения нефтеотдачи плас-
tob // Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов нефти. Сб.научных трудов. - Уфа: Гилем, 1998. - С.158.
14. ЦГИА РБ. Ф. Р. - S090. Оп. 1-т. Д. 77. Л. 32.
15. Хазипов Р.Х. Создание и применение биоцидов для защиты от биоповреждений при добыче нефти: Автореф дис. ... д-ра техн. наук.
16. Дыбленко В.П. Технология повышения продуктивности и реанимации скважин с применением виброволнового воздействия / Дыбленко В.П., Ша-рифуллин Р.Я., Туфанов И.А., Марчуков Е.Ю., Репин Д.Н. // Нефтепромысловое дело. - 1994. №S.
17. ЦГИА РБ. Ф. Р. - S090. Оп. 1-т. Д. 22, Л. 4.
18. Дыбленко В.П. Результаты внедрения на месторождениях ОАО «Татнефть» комплексной виброволновой технологии повышения продуктивности
нефтеносных пластов / Дыбленко В.П., Туфанов И.А., Шарифуллин Р.Я., Камалов РН. // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов: Сб.научных трудов. - Уфа: Реактив, 2001. Вып. 3.
19. ЦГИА РБ. Ф. Р. - S090. Оп. 1-т. Д. 1, Л. 3.
20. Фридланд В.Я. Особенности эксплуатации трубопроводов для сжиженных углеводородных газов / В.Я. Фридланд, С.А. Эйгенсон, В.Г. Пикин, Е.М. Брещенко // Нефтяная промышленность. - 1986. Вып. 7. - С. 1 - S2.
21. Исхаков И.А. Перспективы добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на истощенных рифовых месторождениях Предуральского прогиба Башкортостана // Исхаков И.А., Габитов Г.Х., Гайнуллин К.Х., Лисовский Н.Н., Лозин Е.В., Сафонов Е.Н., Ягафа-ров Ю.Н. // Нефтяное хозяйство. - 2003. №4.
К сведению читателей Вышла книга:
Зиязетдинов P.M.
Нефтедобывающая промышленность Башкирской АССР (1930-1991 гг) / P.M. Зиязетдинов. - Уфа: АН РБ, Гилем, 2010. - 376 с.
В монографии на основе широкого круга источников исследуется история создания и развития нефтедобывающей промышленности Башкирской АССР Многие стороны деятельности отрасли рассматриваются впервые.
Адресована учителям, историкам, краеведам, ветеранам, работникам нефтяной промышленности и всем интересующимся историей родного края.
ттштщм
■ БАШКИРСКО&АС£Р
/ in
