Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологий, направленных на сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при ремонте скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологий, направленных на сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при ремонте скважин"

003489733 На правах рукописи

ГАВРИЛОВ АНДРЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА СОХРАНЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 4 ДЕК 2009

Ставрополь - 2009

003489733

Работа выполнена в Северо-Кавказском научно-исследовательском проектном институте природных газов (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

доктор технических наук, профессор Гасумов Рамиз Алиджавад оглы

доктор технических наук Кошелев Владимир Николаевич

кандидат технических наук Скородневская Людмила Александровна

ООО «Газпром трансгаз Югорск» Защита состоится 28 января 2010 года в 10 часов

на заседании Диссертационного Совета Д 222.019.01 при ОАО НПО «Бурение» по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Бурение» Автореферат разослан 17 декабря 2009 года

Научный руководитель:

' Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Ученый секретарь Диссертационного Совета, доктор технических наук,

С-нх. Л.И. Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Основные перспективы увеличения объемов добываемого природного газа на месторождениях связаны с поиском и совершенствованием системного подхода, обеспечивающего высокий уровень и темп добычи природного газа при высоких технико-экономических показателях.

В настоящее время большое количество месторождений, разрабатываемые предприятиями ОАО «Газпром», вступают в период перехода с «постоянной» на «падающую» добычу природного газа.

Пластовые давления в скважине падают, скорость газового потока заметно снижается и газ уже не может полностью выносить пластовую и конденсационную воду из скважины. Она постоянно скапливается на забое. К тому же ежегодно поднимается уровень газоводяного контакта. Слабосцементированные пласты увлажняются, и песок с газом начинает поступать в скважину. Этому также способствуют и возникшие напряжения в пласте. После нескольких ремонтов по удалению из скважины песчаных пробок в призабойной зоне образуются каверны, из-за чего интенсивно ускоряется разрушение призабойной зоны.

Эффективность капитального ремонта скважин во многом зависит от правильного выбора технологии ремонта скважин, причем предпочтение отдается технологиям с использованием эффективных технологических жидкостей на базе отечественных материалов.

Целенаправленный подход к выбору технологических жидкостей при ремонтах скважин и технологий их применения является неотъемлемым вопросом проблемы сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов.

В мировой и отечественной практике накоплен богатый опыт разработки технологических жидкостей и технологий для ремонтно-восстановительыых работ.

Однако многообразие горно-геологических условий месторождений не позволяет одинаково успешно использовать известные разработки.

Поэтому, вопросы совершенствования и создания новых рецептур технологических жидкостей и технологий ремонтно-восстановительных работ (РВР), обеспечивающих не только предупреждение осложнений, но и повышение продуктивности скважин в послеремонтный период, остаются актуальными и требуют дифференцированного подхода применительно к конкретным условиям месторождений и ПХГ.

Цель работы - совершенствование действующих и разработка новых технологических жидкостей и технологий, обеспечивающих сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта и повышение технико-экономических показателей ремонта скважин в сложных геолого-технических и природно-климатических условиях месторождений и ПХГ.

Основные задачи.

1. Анализ отечественного и зарубежного опыта в области ведения ремонтно-восстановительных работ в газовых скважинах месторождений и ПХГ в условиях АНПД.

2. Разработка и исследование полимерных блокирующих составов и технологии глушения скважин с временным блокированием продуктивного пласта в условиях АНПД на месторождениях и ПХГ с различной проницаемостью коллектора и пластовой температурой от 20 до 150 °С.

3. Разработка гелеобразующих составов на основе силикатных реагентов с кислотным гелеобразователем и технологии изоляции притока подошвенных вод при проведении ремонтно-изоляционных работ.

4. Практическая реализация разработанных составов и технологий проведения ремонтно-восстановительных работ в скважинах и оценка их эффективности.

Методы решения задач основаны на обобщении многолетнего опыта в области создания и практического использования технологических жидкостей и технологий временного блокирования продуктивного пласта, водоизоляции и на результатах теоретических, лабораторных и стендовых исследований с использованием современных методик, приборов и установок на базе ОАО «СевКавНИПИгаз», математических методов обработки результатов на ЭВМ и др.

Научная новизна.

1. Установлено, что наполнители природного происхождения Полицелл ЦФ и отход производства - табачная пыль в результате растворения поверхностных слоев целлюлозы, за счет модификации хлористым цинком, в лучшей степени обеспечивают блокирующие свойства состава с органическим наполнителем, а для обеспечения эффективности деблокирования продуктивного пласта и сохранения ФЕС пласта необходимо использовать полимеры МС Bioxan, Сульфацелл, которые образуют непрочные водородные связи с породой пласта.

2. Установлено, что в составах с конденсируемой твердой фазой за счет формирования дисперсной фазы с частицами, различными по форме и размерам, образующийся в пласте непроницаемый блокирующий экран при незначительной его толщине, выдерживает перепады давления в 1,5 -2 раза больше, чем в составах, имеющих одинаковую форму частиц конденсируемой фазы {солегели, гидрогели),

3. Доказано, что полимерные блокирующие составы с органическим наполнителем и полимерные гидросолегелевые составы оказывают минимальное отрицательное влияние на набухаемость и изменение структурно-механической прочности породы за счет минимального проникновения в пласт, обеспечиваемого компонентным составом и тиксотропностью, что значительно снижает протекание физико-химических реакций при контакте растворов (или жидкой фазы растворов) с породами пласта.

4. Выявлены зависимости сроков преобразования в силикатных системах на основе реагента «Монасил» от значения рН. Максимальная по времени устойчивость золей с наиболее продолжительным периодом гелеобразования наблюдается при рН 1,5 - 3,0. Минимальная устойчивость золей и быстро протекающий процесс образования геля наблюдается в области рН ~ 7,0. Выше рН 7,0 гель не образуется, так как в этом случае частицы кремнезема, заряженные отрицательно, взаимно отталкиваются, и происходит только лишь рост частиц без их агрегации.

5. Установлена эффективность применения НТФ, винной и лимонной кислот в качестве гелеобразователей в силикатных системах.

6. Усовершенствованы действующие и разработаны новые технологические жидкости и технологии, обеспечивающие сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта газовых скважин месторождений и ПХГ в условиях АНГТД.

Практическая значимость работы.

Практическая значимость работы характеризуется соответствием направления исследований содержанию научно-технических программ, в том числе отраслевой программы НИОКР ОАО «Газпром» в области бурения и капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин.

1. Разработаны составы для временного блокирования продуктивного пласта в условиях АНПД на месторождениях и ПХГ с различной проницаемостью коллектора и пластовой температурой от 20 до 150 °С (патент РФ № 2301247).

2. Разработан гелеобразующий состав для изоляции водопритоков на основе порошкообразного силиката марки «Монасил» и органической кислоты и технология изоляции подошвенных вод, включающая создание водоизоляционного барьера в пласте разработанным маловязким гелеобразующим составом на основе силикатного реагента «Монасил» и установку цементного моста в скважине (патент РФ № 2373388).

3. Результаты проведенных исследований по разработке технологий и составов изолирующих жидкостей, выполненные по теме диссертации, были реализованы при проведении ремонтных работ на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ямбург», Пунгинском ПХГ ООО «Газпром трансгаз Югорск» и др.

Совокупная экономическая эффективность от внедрения разработанных технологий в пересчете на одну скважину составляет более 16 млн. руб.

4. На основании обобщения и проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований разработаны: «Инструкция по технологии приготовления и применения составов для глушения скважин с временным блокированием продуктивного пласта Пунгинского ПХГ»; «Регламент по глушению, блокировке призабойной зоны пласта, вызову притока и освоению газовых и газоконденсатных скважин Ям-

бурского ГКМ»; «Регламент по глушению скважин с временным блокированием продуктивного пласта на месторождениях ООО «Надымгазпром» и др.

Соответствие диссертации научной специальности

В соответствии с формулой специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин (технические решения) представленная диссертационная работа является прикладным исследованием, направленным на решение технических проблем, связанных с совершенствованием действующих и разработкой новых технологически жидкостей и технологий, обеспечивающих сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта и повышение технико-экономических показателей ремонта скважин.

Апробация работы.

Основные результаты диссертационной работы докладывались на Межрегиональной научно-технической конференции по проблемам газовой промышленности России, посвященной 35-летию ДАО «СевКавНИПИгаз» (Ставрополь, 1997); III Региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - СевероКавказскому региону» (Ставрополь, 1999); Международной научно-практической конференции «Проблемы капитального ремонта скважин» (Ставрополь, 2004); научно-практической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 80-летию Н.Р. Акопяна «Газовой отрасли - энергию молодых ученых» (Ставрополь, 2006); научно-практической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 45 летию ОАО «СевКавНИПИгаз» «Газовой отрасли - энергию молодых ученых» (Ставрополь, 2007).

В полном объеме содержание диссертационной работы было доложено и обсуждено на заседании секции Ученого совета «Бурение и капитальный ремонт скважин, ПХГ и экология» ОАО «СевКавНИПИгаз».

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 15 печатных работ, в том числе 4 патента РФ на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка использованной литературы, включающей 126 наименований. Работа изложена на 153 страницах машинописного текста, содержит 16 рисунков, 27 таблиц и 2 приложения.

Автор выражает признательность научному руководителю, д.т.н., профессору P.A. Гасумову и благодарит Т.Ш. Вагину, В.Г. Мосиенко за научные консультации, теоретическую и практическую помощь в проведении исследований. Так же автор выражает благодарность K.M. Тагирову, C.B. Долгову, С.Б. Бекетову за полезные советы и консультации в процессе выполнения работы. Автор считает своим долгом выразить признательность сотрудникам ОАО «СевКавНИПИгаз» за оказанную помощь в работе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во.введеиии обоснована актуальность темы диссертации, отмечены цель работы, задачи исследований, научная новизна и практическая значимость представленной работы.

Первая глава посвящена анализу технологий и технологических жидкостей, применяемых при ремонте скважин и направленных на сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта. Обобщение результатов отечественного и зарубежного опыта в области совершенствования технологий ремонтных работ позволило выявить причины ухудшения фильтрационно-емкостных характеристик ПЗП и выделить технологические операции, результативность выполнения которых существенно влияет на сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта - это глушение скважин и изоляция водопритоков.

В отечественной и зарубежной практике этим вопросам уделяется большое внимание, так как данные технологические операции входят в комплекс мероприятий по восстановлению производительности скважин и повышению газо- и нефтеотдачи пластов.

Вопросы временного блокирования продуктивного пласта рассматривались в работах В.А: Амияна, A.B. Амияна, А.И. Акульшина, ДА. Галяна, P.A. Гасумова, Е.М. Духненко, C.B. Долгова, Б.Н. Зарубина, В.И. Нифантова, С.А. Рябоконь, K.M. Таги-рова, A. M Шарипова, В.Е. Шмелькова и др.

Вопросы изоляции притока пластовых вод широко освещены в работах Л.К. Ал-туниной, А.У. Бальдекова, А.И. Бережного, Ю.В. Земцова, Р.К. Ишкаева, В.А. Кана, В.А. Кувшинова, A.B. Маляренко, P.C. Мухаметзяновой, Л.А. Скородиевской, Р.Н. Фахретдинова и др.

Однако изменяющиеся условия эксплуатации месторождений не всегда позволяют использовать известные разработки, и проблема сохранения ФЕС не становится менее актуальной.

На основании проведенного комплексного анализа технологий глушения скважин и изоляции водопритоков поставлена цель работы, основные задачи и пути их решения, направленные на сохранение ФЕС продуктивного пласта при ремонте скважин.

Во второй главе рассмотрены вопросы разработки рецептур жидкостей глушения для использования их в различных горно-геологических условиях и обеспечивающих сохранение коллекторских свойств пласта:

- для скважин с проницаемостью газоносного коллектора выше 0,5*10"12 м2 и

пластовой температурой до +60 °С разработан полимерный блокирующий состав с ор-

t

гаиическим наполнителем, оказывающий минимальное влияние на механическую прочность горных пород при высоких блокирующих свойствах и способности к деблокированию при депрессии 0,1 -0,15 МПа;

- для скважин с проницаемостью газоносного коллектора до 0,5х10'12 м2 и пластовой температурой до +150 °С разработан полимерный гидросолегелевый состав на основе смешанных форм конденсируемых дисперсий, обеспечивающий при высоких блокирующих свойствах минимальное набухание глинистых минералов и сохранение доремонтной проницаемости пласта.

Полимерный блокирующий состав с органическим наполнителем включает: хлорид цинка, органический наполнитель, гликоль (ДЭГ или ТЭГ), водорастворимый полимер и воду.

Роль органического наполнителя в разработанном составе заключается в обеспечении заданной блокирующей способности состава. В экспериментальных исследованиях определялось влияние различных наполнителей на блокирующие свойства состава. Исследовалось большое количество наполнителей природного происхождения - Полицелл ЦФ, отход производства - табачная пыль (ТП), лигнин, отходы лесохимического производства, опилки и др. Планирование экспериментов и статистическая обработка результатов проводились по методике описанной в работе Рузинова Л.П. «Статистические методы оптимизации химических процессов».

Формирование кернов и их испытание проводились по методике, изложенной в работе Гасумова P.A., Мосиенко В.Г. и др. «К вопросу о методике испытания изолирующей способности специальных технологических жидкостей и тампонажных растворов».

Результаты исследований органических наполнителей на блокирующую способность состава и восстановление начальной проницаемости образца представлены в табл. 1.

Выявлено, что все исследуемые наполнители природного происхождения обладают блокирующими свойствами, но в большей степени это относится к наполнителям Полицелл ЦФ и отход производства - табачная пыль (ТП), которые обеспечивают наилучшую изоляцию и сохранение первоначальной проницаемости. Улучшенные блокирующие характеристики состава обусловлены тем, что в процессе его приготовления происходит модификация наполнителя хлористым цинком. В результате этого целлюлоза приобретает эластичность и гибкость, что способствует повышению блот кирующих свойств и лучшему удалению состава из пласта в процессе деблокирования.

Лигнин, отходы лесохимического производства, опилки и др. оказались менее эффективными по сравнению с наполнителями Полицелл ЦФ и отход производства -табачная пыль (ТП), так как обладают большой механической прочностью, жесткой структурой, и низкой эластичностью, что не позволяет создавать непроницаемый блокирующий экран и восстановить исходную проницаемость пласта после проведения ремонтных работ.

Таблица I

Влияния органических наполнителей на блокирующие свойства состава

Компонентный состав, масс.% | Блокирующая способность, ДР, МПа Коэффициент восстановления проницаемости, %

Органический наполнитель ДЭГ Хлорид цинка | Сульфацелл Вода

С Табачная пыль (ТП) 8 § с О Лигнин

5 - - - 35,0 6,0 2,0 ост. 12,0 98

7 - - 35,0 6,0 2,0 ост. 15,0 97

10 - - - 35,0 6,0 2,0 ост. 18,0 99

- 5 - - 35,0 6,0 2,0 осг. 12,0 98

- 7 - - 35,0 6,0 2,0 ост. 14,0 98

- 10 - - 35,0 6,0 2,0 ост. 16,0 97

- - - 35,0 6,0 2,0 ост. 3,0 82

- ■ - 7 - 35,0 6,0 2,0 ост. 3,5 82

- ■ - 10 - 35,0 6,0 2,0 ост. 4,0 83

- - - 5 35,0 6,0 2,0 ост. 4,5 87

- - - '"1 35,0 6,0 2,0 ост. 5,0 87

- - - 10 35,0 6,0 2,0 ост. 5,5 89

В работе приведены исследования зависимости блокирующих и деблокирующих свойств состава от вида полимера и его концентрации при оптимальном содержании остальных компонентов. Использовались такие полимеры как сульфацелл, МС Вюхап (биополимер), Багохап (биополимер), ПАА, КМЦ и др. Результаты исследований зависимости блокирующих и деблокирующих свойств состава от вида полимера и его концентрации при оптимальном содержании остальных компонентов приведены в табл. 2.

Таблица 2

Зависимость блокирующих и деблокирующих свойств состава с наполнителем табачная пыль (ТП) от вида и концентрации полимера

Компоненты состава, масс. % Блокирующие свойства

Табачная пыль (ТП) Сульфацелл МС Вюхап (биополимер) ПАА ! Керн Проницаемость керна до блокирования К1-10 "12 м2 Проницаемость керна после деблокирования К2-1012 м2 Коэффициент восстановления проницаемости Кг/К] •100,% Давление блокирования Рблок МПа Давление восстановления проницаемости РдйлокМПа

5,0 ■ ■ песч 1,2567 1,2189 12,0 0,15

10,0 2,0 - - и 1,2160 1,1674 96 12,0 0,15

1,0 - - 1,2890 1,2374 96 12,0 0,15

: - : 0,9 1,2460 ■ 1,2335 99 15,0'; 0,15

10,0 - 0,5 - 1,2421 1,2173 98 15,0 0,1

- 0,3 - _ Н _ 1,2398 1,2150 98 14,0 0,1

- - 0,9 1,2290 0,9046 74 12,0 03

10,0 - - 0,5 м 1,2188 0,8897 73 11,5 0,3

- - 0,3 II 1,2432 0,8951 72 11,0 03

Установлено, что полимеры «Сульфацелл» и «МС Вюхап» в наилучшей степени соответствуют условиям сохранения ФЕС продуктивного пласта за счет образования непрочных водородных связей с породой пласта.

В работе представлен комплекс исследований по подбору концентраций компонентов состава, достаточных для достижения технического результата.

Основными компонентами разработанного полимерного гидросолегелевого блокирующего состава являются: карбоксимстилцеллголоза, хлористый кальций, аммоний фосфорнокислый двузамещенный, ПАВ «Морпен» и вода.

В данном составе выбранное соотношение компонентов и использование более эффективного поверхностно-активного вещества - Морпен позволило получить дисперсную фазу с частицами разного размера и формы (кристаллического гидроорто-фосфата кальция и рентгеноаморфного гидроксида кальция), значительно улучшающие технологические свойства состава. Результаты исследований по подбору необходимых концентраций компонентов состава представлены в табл. 3.

1 I

Табли\1а 3

Полимерный гидросолегелевый блокирующий состав

Компонентный состав, масс.% Блокирующая способность, АР, МПа Коэффициент восстановления проницаемости, %

КМЦ СаС1г (МЬЬШ'О., ПАВ «Морнсн» Вода

2 7 20 0,05 70,95 22,8 . 98,5

0,5 9 21 0,50 69,0 24,0 99,0

1,5 12 19 1,00 66,5 25,0 99,0

1,5 9 20 - 69,5 20,0 75,0

0,4 8 20 0,2 71,4 18,0 78,0

2,1 6 20 0,5 71,4 10,0 68,0

1,5 13 19 0,1 66,4 23,5 65,0

В работе представлены исследования зависимости блокирующих свойств составов от вида конденсируемой твердой фазы. Установлено, что в составах с конденсируемой твердой фазой за счет формирования дисперсной фазы с частицами, различными по форме и размерам, образующийся блокирующий экран выдерживает перепады давления в 1,5 -2 раза больше, чем в составах, имеющих одинаковую форму частиц конденсируемой фазы (солегели, гидрогели), что наглядно демонстрирует сравнительная диаграмма блокирующей способности составов с конденсируемой твердой фазой рис. 1.

О 5 10 (5 20 25

ДАВЛЕНИЕ БЛОКИРОВАНИЯ, МЛа

Рис, 1. Сравнительная диаграмма блокирующей способности составов с конденсируемой твердой фазой

Для выяснения возможности применения гидросолегелевого состава в условиях высоких пластовых температур, проведены исследования влияния высоких темпера-

тур (150 °С) на изменение его реологических характеристик. Проведенные исследования позволили установить, что воздействие высоких температур (до 150 °С) не оказывает существенного влияния на изменение реологических характеристик гидросоле-гелевого состава. Расслоения и термодеструкции не отмечается.

В первой главе показаны исследования влияния разработанных составов на на-бухаемость глинистых минералов рис. 2 и механическую прочность горных пород рис. 3.

а ков 1вео (sas голо 2508

время, НИН

1 -водя, 2 - раствор хлористого кальция; 3 - раствор КМЦ; 4 - полимерный блокирующий состав с органическим наполнителем; 5 - гидросолегелсаый состав

Рис. 2. Исследование набухания глинистых минералов горных пород в различных средах

Li

1 23д

издестняк песчаник

0 L JSi., JilJ-i -„........ JMLJIJL

алевролит мергель

1 - этлжж;

2 - полимерный г ил1»осолег«лев1.!й состав;

3 - полимерный блокирующий состлв с орган. наполнителем;

4 - на основе жидкого стекла;

5 - гНосовы и СОЛегель

Рис. 3. Влияние блокирующих жидкостей на структурно-механическую

прочность породы пласта

В исследованиях по влиянию разработанных составов на набухаемость глинистых минералов использовались рекомендации по лабораторным методам определения характеристик набухающих грунтов, которые составлены в развитие главы СНиП «Основания зданий и сооружений. Нормы проектирования». Данные рекомендации основаны на применении метода К.Ф. Жигача и А.Н. Ярова, учитывающего начальную пористость образца и объем иммобилизованной жидкости.

Исследования механической прочности горных пород проводились с использованием пресса 2ПГ-10 и двухкоординатного самописца ПДС-021 по методике Л.А. Шрейнера.

Проведенными исследованиями установлено, что воздействие полимерного гид-росолегелевого состава и полимерного блокирующего состава с органическим наполнителем оказывают минимальное отрицательное влияние на набухаемость и изменение структурно-механической прочности породы, что позволяет говорить об устойчивом поведении горных пород в процессе проведения ремонтных работ и сохранении ПЗП.

Влияние разработанных составов на ФЕС продуктивного пласта обусловлено, прежде всего, природой входящих в состав компонентов и вступающих в контакт с поверхностью минералов и выражается в таких физико-химических явлениях, как химическая и физическая адсорбции, ионообменные реакции, гидратация, набухание И др.

Полученные результаты экспериментальных исследований соответствуют существующим теоретическим представлениям о механизме ионно-обменных процессов в глинистых породах представленных в работах О. К. Ангелопуло, В. Д. Городнова, В. С. Новикова и др., согласно которым наименьшее набухание й разрушение глинистых материалов вызывают соли, катионы которых в силу своих геометрических размеров могут входить в пустоты кристаллической структуры глинистого материала, прочно сращивая его частицы.

В нашем случае катионы, имеющие диаметр меньше 2,88 х10"8 м , как у и Са2+ слишком малы, чтобы удержать слои вместе и регидратация приводит к адсорбции воды, к вероятному обмену и набуханию. При взаимодействии с гидросолегеле-вым составом ионы аммония МН4+ лучше других подходят по радиусу для проникновения в пространство между двумя тетраэдрическими слоями глинистых минералов. Диаметры ионов аммония 2,86 хЮ"8 м соответственно очень близки к доступному расстоянию между пакетами глинистых частиц - 2,88 хЮ"8 м. Аммоний имеет наименьшую гидратационную энергию из всех катионов, что способствует межслой-ной дегидратации, соприкосновению слоев и образованию плотной структуры.

Технология применения, разработанных составов, заключается в закачке расчетного объема блокирующего состава в интервал продуктивного пласта с частичной продавкой этого состава в пласт. Оставшийся объем скважины заполняется техноло-

гической жидкостью. В работе приведены несколько вариантов глушения скважин в зависимости от конструкции скважин, т.е. когда НКТ в скважине спущены до верхних перфорационных каналов, НКТ спущены в середину интервала перфорации и когда скважина оборудована пакером.

В третьей главе приведены результаты исследований по разработке водоизоли-рующих составов и технологии водоизоляционных работ для месторождений с различными горно-геологическими и климатическими условиями.

В настоящее время отечественной промышленностью освоен выпуск порошкообразных силикатных реагентов «Монасил», применение которых по сравнению с водными растворами имеет ряд преимуществ при работе в условиях отрицательных температур, что и обусловило его применение при разработке гелеобразующих составов.

На основании экспериментальных исследований выявлена зависимость сроков гелеобразования в силикатных системах на основе реагента «Монасил» в области рН 1,0 - 5,0 и в области рН выше 7. Установлено, что максимальная по времени устойчивость золей с наиболее продолжительным периодом гелеобразования наблюдается при рН 1,5 - 3,0. Минимальная устойчивость золей и быстро протекающий процесс образования геля наблюдается в области рН ~ 7,0. Выше рН 7,0 гель не образуется, так как в этом случае частицы кремнезема, заряженные отрицательно, взаимно отталкиваются, и происходит только лишь рост частиц без их агрегации, что соответствует существующим теоретическим представлениям о гелеобразовании в силикатных системах (Айлер, Кармен и др.)

В работе приведены исследования применения в качестве гелеобразователей различных кислот, выпускаемых отечественной промышленностью: винной, лимонной, НТФ, щавелевой, соляной, а также сульфаминовой кислоты.

Выявлено, что получение изолирующего экрана с периодом гелеобразования, достаточным для проведения технологических операций, обеспечивают НТФ, винная и лимонная кислота, в то время как использование щавелевой, соляной, а так же сульфаминовой кислоты не позволяют получить требуемые сроки гелеобразования. Приведены рецептуры гелеобразующих составов с различным временем гелеобразования (0,5 -48 часов).

В работе приведены исследования водоизолирующих свойств разработанных гелеобразующих составов на основе силикатного реагента «Монасил», что позволило обосновать достаточные концентрации компонентов состава для достижения высоких водоизоляционных свойств.

Результаты исследований водоизолирующей способности системы «Монасил -органическая кислота» представлены в табл.4.

Таблица 4.

Исследований водоизолирующей способности системы «Монасил -органическая кислота»

Состав, масс. % pH состава Начальная условная вязкость, с Время гелеобразования, час Фракция песка, мм Проницаемость керна по воде, 7 м" Градиент давления начала фильтрации воды, МПа/м

Монасил -3,3 НТФ-10 3,5 16 12 0,14-0,25 6,7-10" 4,0

Монасил - 3,3 Винная кислота - 10 3,0 16 12 0,14 -0,25 6,6-1012 3,0

Монасил - 2,7 Лимонная кислота -10 3,8 16 12 0,14-0,25 6,65-Ю12 4,2

Измерения проводили через 12 часов

Проведенные исследования послужили основанием для разработки технологии изоляции подошвенных вод в газовых скважинах с АНПД. Технология включает совместную установку водоизоляционного экрана в глубине пласта с использованием разработанного гелеобразующего состава на основе силикатного реагента «Монасил» и установку изоляционного цементного моста.

Ниже приведены принципы технологического приема формирования водоизоляционного экрана по разработанной технологии рис. 4.

fi'.;^ — "Г>(,о. III ,|1П|. III ПCH I Я — П||О^УКГШ1НЫМ П.|1К'Г ШЩ — " 1«кН[>Л<1[1ШН ЖИДКОСТЬ

5,1«; _ раблчяи ЖКЛЮИ-И, Ш — В«.№"«.'1»""ОШ11.|Г| ШЯ—ТИМПвИИЖНЫЙ

состяк полнит пинииllll.iti рнсмшр

Рис. 4. Последовательность операций изоляции водопритоков

Высокая эффективность изоляционных работ, выполненных по разработанной технологии, достигается за счет использования изоляционных материалов, обладающих различной функциональной способностью по закупориванию водопроводящих каналов. В то время как крупные трещины заполняются цементным раствором, каналы и микротрещины тампонируются гелеобразующим составом на основе реагента «Монасил», обладающим высокой проникающей способностью.

Поскольку, в процессе проведения водоизоляционных работ, существует опасность попадания водоизоляционных составов в необводнённый продуктивный пласт, и как следствие этого, существенное снижение проницаемости продуктивного пласта или его полная потеря, технологией предусматривается возможность проведения дополнительной операции по сохранению ФЕС продуктивного пласта. Применяемые в настоящее время технологии включают в себя поэтапное проведение операций по сохранению ФЕС продуктивного пласта и изоляции обводнённого пласта.

Разработанная технология позволяет осуществить совмещение двух операций (временное блокирование продуктивного пласта, изоляция обводнённого пласта) в одну технологическую операцию путем последовательной закачки составов (рис. 4 б) и одновременного продавливания их в пласт (рис. 4 в).

Последовательная закачка составов осуществляется по затрубному пространству с размещением их строго в заданных зонах - изолирующий состав против водопрояв-ляющего пласта, а блокирующий состав против газоносного пласта. Причём закачка по затрубному пространству составов и продавка их на забой в последовательности водоизоляционный состав - блокирующий состав позволяет избежать загрязнения во-допрявляющего пласта и снижения его фильтрационных характеристик, что существенно влияет на качество проводимых водоизоляционных работ

Совмещение двух операций в одну технологическую операцию не только повышает качество водоизоляции, но и существенно упрощает процесс, а так же позволяет сократить сроки проведения работ, что повышает экономичность технологии.

После продавки водоизоляционного состава в НКТ закачивают расчётное количество тампонажного раствора с установкой цементного моста и продавкой части тампонажного раствора в обводнённый пласт (рис. 4 д).

Неразрывность процесса закачки водоизоляционного состава и тампонажного раствора обеспечивает более глубокое проникновение тампонажного материала в пласт и как следствие улучшения качества водоизоляционных работ. Это становится возможным за счёт сохранения высоких фильтрационных характеристик обводнённого пласта, полученных в процессе закачки водоизоляционного состава.

Для повышения качества блокирования газоносного пласта и сохранения его фильтрационно-емкостных свойств, в формулу определения объёма блокирующего состава вводится коэффициент п, учитывающий фильтрацию блокирующего состава в пласт.

Уыок= 0,785 (О1-«/')• й-

п

(1)

где У6,ок - объем блокирующей жидкости, мЗ;

О - внутренний диаметр экс. колонны, м;

Л- наружный диаметр НКТ, м;

И - мощность газоносной части пласта, м;

п - поправочный коэффициент, учитывающий фильтрацию блокирующей жидкости в пласт в зависимости от проницаемости продуктивного пласта и давления блокирования.

Коэффициент п определяется экспериментальным путём для каждого блокирующего состава при площади фильтрации образца Б= 0,0005 м2, проницаемости образца соответствующей проницаемости газоносного пласта, давлении блокирования выше давления, необходимого для продавливания водоизоляционного состава в пласт и равен:

где У„ач - начальный объём блокирующей жидкости - 100 мл; V* - объём блокирующей жидкости оставшийся после блокирования образца. Для полимерного гидросолегелевого состава и полимерного блокирующего состав с органическим наполнителем, экспериментальным путём установлено значение коэффициента п равное 1,1-1,3.

Объем необходимого количества водоизолирующего состава для закачки в пласт рассчитывают по формуле, выведенной эмпирическим путём на основании экспериментальных исследований: В формулу 3 определения объёма водоизолирующего состава вводится градиент давления начала фильтрации пластовой воды через изоляционный экран Рэ, позволяющий определить величину минимально допустимого изоляционного экрана с учетом изоляционных свойств разработанных гелеобразую-щих составов.

где V - объем водоизолирующего состава, м3;

Рд- величина депрессии в обводнённой части продуктивного пласта, МПа; к - коэффициент запаса прочности изоляционного экрана, равный 1,2; grad Рэ- градиент давления начала фильтрации пластовой воды через изоляционный экран, равный 4,0 МПа/м по данным проведенных экспериментальных исследований разработанных составов;

Н— мощность обводнившенся части пласта, м; т — открытая пористость пласта.

V ■ п=1 + -га-V,

(2)

(3)

В четвертой главе приводятся результаты применения разработок на месторождениях Западной Сибири и ПХГ и прогнозная оценка экономической эффективности от внедрения разработанных технологий.

Технология глушения скважин с временным блокированием продуктивного пласта в условиях АНПД при проведении ремонтных работ с использованием полимерного блокирующего состав с органическим наполнителем.

Опытно-промышленные испытания проведены на скважинах 602, 147 Медвежьего и 232 скважине Юбилейного месторождений. В качестве блокирующей жидкости использовался полимерный состав с органическим наполнителем, включающий: цинк хлористый, водорастворимый полимер, органический наполнитель (Полицелл ЦФ), многоатомный спирт (ДЭГ) и воду.

Работы по глушению скважины 602 МГКМ проводились в следующей последовательности: .

Был приготовлен блокирующий полимерный состав с органическим наполнителем в объеме 10 м3. Плотность блокирующего раствора 1080 кг/м3.

Затем приготовили 72 м3 технологической жидкости для глушения скважины. Статическое давление на момент глушения скважины: Р = 1,78 МПа.

При закрытом затрубном пространстве закачали в НКТ 10 м3 блокирующего раствора с последующей продавкой его промывочной жидкостью в объеме 17,4 м3, со стравливанием газа из затрубного пространства и заполнением затрубного пространства промывочной жидкостью в объеме 7 м3. Конечное давление продавки составило 2,0 МПа. После 12 часов технологического отстоя и стравливания газовой шапки уровень в стволе скважины составил 140 м от устья. Скважина заглушена.

В процессе проведения всего комплекса ремонтных работ, поглощений рабочей жидкости не отмечено. По окончании работ скважина была легко освоена. Использование технологии позволило сохранить производительность скважины на доремонт-ном уровне и получить дополнительную прибыль за счет экономии времени на операциях по глушению (12 часов при средней продолжительности 24 часа) и освоению скважины (24 часа при средней продолжительности 48 часов).

Аналогичным образом были проведены работы и на других скважинах.

Технология глушения скважин с временным блокированием продуктивного пласта в условиях АНПД при проведении ремонтных работ с использованием полимерного гидросолегелевого блокирующего состава.

Опытно-промышленные испытания разработанной технологии и её внедрение были проведены на скважинах 516 Б, 518 Пунгинского ПХГ, 12202, .12206, 12602, 12908, 21606, 31613 Ямбургского и 142, 184 Ямсовейского месторождений. В качестве блокирующей жидкости использовался гидросолегелевый блокирующий состав включающий: карбоксиметилцеллюлозу, хлористый кальций, аммоний фосфорнокислый двузамещенный, ПАВ «Морпен».

Работы по временному блокированию продуктивного пласта на период ремонтных работ на скважине 12908 Ямбургского ГКМ проводились следующим образом.

Было приготовлено 5 м3 блокирующего состава, для чего в емкости V =5 м3 приготовлен водный раствор КМЦ, путем растворения в 4,6 м3 подогретой технической воды 125 кг КМЦ. Затем 3,0 м3 приготовленного водного раствора КМЦ перекачали в отдельную емкость цементировочного агрегата и добавили 625 кг аммония фосфорнокислого двузамещенного. Перемешали до полного растворения. Затем сюда же добавили 15 л ПАВ «Морпен» и перемешали, не допуская вспенивания.

В оставшийся раствор КМЦ (1,6 м3, в чанке V = 5 м3) добавили 550 кг хлористого кальция. Перемешали до полного растворения хлористого кальция.

Смешали приготовленные растворы, до получения однородного состава плотностью, р = 1150 кг/м3.

Технологическая жидкость (ПБР) готовилась порционно, 10 приготовлений по 14 м3.

Обвязали ЦА-320 с трубным пространством. Параметры скважины Р1ТЛ.=21,5 МПа, пластовая температура 90 °С.

При открытом затрубном пространстве закачали в трубное пространство последовательно 38,2 м3технологической жидкости (ПБР), 5 м3 гидросолегелевого блокирующего раствора, и 14 м3 технологической жидкости (ПБР).

Начальное давление закачки 90 кгс/см2, конечное 150 кгс/см2.

Закрыли скважину на тех. отстой для наблюдения за устьевым давлением в течение 12 часов.

После стравливания газовых шапок в трубном и затрубном пространствах давление 0 кгс/см2. Долили до устья 2,5 м3 технологической жидкости (ПБР). Скважина заглушена.

В процессе проведения всего комплекса ремонтных работ, падения уровня и поглощений рабочей жидкости не отмечено. По окончании ремонтных работ скважина была легко освоена. Производительность скважины сохранена на доремонтном уровне. Аналогичным образом были проведены работы и на других скважинах.

Технология проведения работ по изоляции подошвенных вод в газовых скважинах с АНПД

Опытно-промышленные испытания проведены на скважинах 610, 1015, 725 и 825 Медвежьего месторождения.

Работы по изоляции подошвенных вод с использованием гелеобразующего состава на основе силикатного реагента «Монасил» на скважине 1015 МНГКМ проводились в следующей последовательности

Приготовили на скважине гелеобразующий состав не основе силикатного реагента «Монасил» в объеме 5 м3. Показатели гелеобразующего состава р = 1090 кг/м3, pH = 3,7

Низ НКТ 73 мм с «пером» установили на глубине 1119 м (подошва обводнённой части пласта).

При открытом затрубном пространстве и выходе раствора в приемную емкость закачали в НКТ-73 мм с «пером» последовательно тех. воду в объеме 2,0 м3 и 3,4 м3 гелеобразующего состава. Закрыли затрубное пространство и продолжили закачку

1.1 м3 с продавкой его в пласт 0,2 м3 тех. воды и промывочной жидкостью в объеме

3.2 м3.

Конечное давление продавки составило 2,0 МПа.

Приготовили 8 м3 цементного раствора с повышенными водоизоляционными характеристиками. Плотность цементного раствора составила 1940 кг/м3.

Работы по установке цементного моста проводили в следующей последовательности:

При открытом затрубном пространстве закачали в НКТ последовательно тех. воду в объеме 2,0 м3 и 3,4 м3 цементного раствора. Закрыли задвижку на затрубном пространстве и продолжили закачку цементного раствора в объеме 4,6 м3 с продавкой его в пласт 0,2 м3 тех. воды и промывочной жидкостью в объеме 3,2 м3.

Конечное давление продавки 0 атм.

Произвели перепродавку по трубному и затрубному пространствам промывочной жидкостью в объеме 7 м3.

Подняли НКТ-73 мм с «пером» до глубины 850 м.

Закрыли скважину на ОЗЦ - 24 часа.

Допуском НКТ-73 мм с «пером» определили «голову» цементного моста на глубине 1087 м, что соответствует проектным показателям.

Применение технологии позволило снизить обводненность продукции до нуля и увеличить объем добываемого газа за счет возможности увеличения депрессии на пласт.

Аналогичным образом были проведены работы и на других скважинах.

Согласно «Временным методическим указаниям по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром», введенной в действие с 1 октября 2001г., проведен расчет показателя ожидаемой коммерческой эффективности от внедрения разработанных технологий. Проведенный расчет показал, что применение разработок является эффективным, т.к. значение показателя чистого дохода положительно.

Совокупная экономическая эффективность от внедрения разработанных технологий в пересчете на одну скважину составляет около 16,7 млн. руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Установлено, что наполнители природного происхождения Полицелл ЦФ и отход производства - табачная пыль в результате растворения поверхностных слоев целлюлозы за счет модификации хлористым цинком, в лучшей степени обеспечивают блокирующие свойства состава с органическим наполнителем, а для обеспечения эффективности деблокирования продуктивного пласта и сохранения ФЕС пласта необходимо использовать полимеры МС Bioxan, Сульфацелл, которые образуют непрочные водородные связи с породой пласта.

2. Разработан состав с органическим наполнителем для временного блокирования пласта скважин, характеризующихся высокой проницаемостью и разрушаемо-стью коллекторов.

3. Установлено, что наиболее эффективными жидкостями блокирования продуктивных пластов, представленными низкопроницаемыми коллекторами, склонными к набуханию и пластовой температурой до +150 °С, являются составы с конденсируемой твердой фазой, имеющей частицы различные по форме и размерам. Разработан и защищен патентом РФ гидросолегелевый состав, обладающий высокой ингибирую-щей способностью и обеспечивающий сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта при высоком качестве блокирования скважины и её деблокировании в процессе освоения.

4. Доказано, что полимерные блокирующие составы с органическим наполнителем и полимерные гидросолегелевые составы оказывают минимальное отрицательное влияние на набухаемость и изменение структурно-механической прочности породы за счет минимального проникновения в пласт, обеспечиваемого компонентным составом и тиксотропностыо, что значительно снижает протекание физико-химических реакций при контакте растворов (или жидкой фазы растворов) с породами пласта.

5. Выявлены зависимости сроков гелеобразования в силикатных системах на основе реагента «Моносил» от значения рН. Максимальная по времени устойчивость, золей с наиболее продолжительным периодом гелеобразования наблюдается при рН 1,5 -3,0. Минимальная устойчивость золей и быстро протекающий процесс образования геля наблюдается в области рН ~ 7,0. Выше рН 7,0 гель не образуется.

6. Установлена эффективность применения различных кислот в качестве гелеоб-разователей в силикатных системах. Необходимую прочность изолирующего экрана с периодом гелеобразования, достаточным для проведения технологических операций, обеспечивают НТФ, винная и лимонная кислота.

7. Разработан гелеобразующий состав для изоляции водопритоков на основе порошкообразного силиката марки «Монасил» и органической кислоты, использование которого значительно повышает эффективность и технологичность процесса водо-изоляции.

8. Разработана технология изоляции подошвенных вод, включающая создание водоизаляционного барьера в пласте разработанным маловязким гелеобразующим .составом и установку цементного моста в скважине.

9. Результаты проведенных исследований и разработки, полученные в рамках данной диссертации, внедрены при ремонте скважин Медвежьего НГКМ, Юбилейного ГКМ, Ямсовейского ГКМ, Ямбургского ГКМ, Пунгинского ПХГ.

Показатель ожидаемой коммерческой эффективности от внедрения в пересчете на одну скважину составляет 16,7 млн. руб.

Основное содержанке диссертации опубликовано в 15 работах, из которых работы № 7, 10, 11 включеиы в перечень рецензируемых научных журналов н изданий, выпускаемых в РФ в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.

1. Исследование влияния газообразных агентов на устойчивость стенки ствола скважины/ P.A. Гасумов, Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов и др. //Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ: сборник научных трудов. / СевКавНИПИгаз. -Ставрополь, 2002.

2. Критерии выбора и разработка составов для глушения скважин на месторождениях с АВПД/ P.A. Гасумов, Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов и др. //Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сборник научных трудов. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь, 2004.

3 Влияния блокирующих жидкостей на структурно-механическую прочность породы пласта. / P.A. Гасумов, Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов, Д.Ю. Воропаев //Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Тез. докл. междунар. научн-практ. конф. (г. Кисловодск, 22-26 сент. 2003 г)./ СевКавНИПИгаз. -Ставрополь, 2003. - С. 98.

4 Гасумов P.A., Вагина Т.Ш., Гаврилов A.A. Исследования кинетики набухания глинистых минералов при создании технологических жидкостей для ремонтно-изоляционных работ // Проблемы капитального ремонта скважин: Тез. докл. междунар. научн-практ. конф. (г. Кисловодск,2004 г.)./ СевКавНИПИгаз. - Ставрополь,

2004.

5 Гасумов P.A., Вагина Т.Ш., Гаврилов A.A. Блокирующие составы для проведения ремонтных работ на газовых и газоконденсатных скважинах с АНПД месторождений Крайнего Севера //Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сборник научных трудов. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь,

2005.

6 Разработка блокирующего состава с органическим наполнителем для глушения с временным блокированием продуктивного пласта скважин месторождений

ООО «Надымгазпром» / P.A. Гасумов, Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов, В.Ф. Белова// Тезисы докладов научно-практической конференции молодых учённых и специалистов, посвященной 80 - летию Н.Р. Акопяна / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь, 2006

7 Гасумов P.A., Вагина Т.Ш., Гаврилов A.A. Глушение скважин с временным блокированием продуктивного пласта на газовых скважинах с АНПД месторождений Крайнего Севера // Строительство нефтяных и газовых скважин на сушр и на море. -2007.-№9.-С. 37.

8 Ограничения притока подошвенных вод в газовых и газоконденсатных скважинах / Р.А Гасумов, Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов, И.Ю. Шихалиев, С.В. Мазанов //Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. научных трудов. / СевКавНИПИгаз - Ставрополь, 2005.

9 Результаты лабораторных исследований водоизолирующих составов /P.A. Гасумов, Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов, Р.Н. Калласва, Г.Н. Пестерников, С.П. Пучков// Государственный концерн "Газпром", ВНИИгаз. "Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин": сб. научных трудов./ ВНИИгаз. - М.,1996.

10 Гасумов P.A., Гаврилов A.A., Вагина Т.Ш. Предупреждение слипания влажного песка при сооружении гравийного фильтра в газовой среде // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2009. - №9.

11 Гасумов P.A., Гаврилов A.A., Вагина Т.Ш. Гидросолегелевый блокирующий состав и технология его применения на скважинах Западно-Сибирского нефтегазового Бассейна // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2009. -№10.

12 Пат. 2012776 Российская Федерация, МПК5 Состав для временной изоляции пласта /С.В. Долгов, Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов, А.П. Рудой; заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз». - N«4943511/03 , заявл. 07.06.91; опубл.15.05.94. Бюл. № 9.

13 Пат. 2301247; Российская Федерация, МПК5 Состав для временной изоляции пласта /P.A. Гасумов, Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов; заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз»; заявл. 30.09.05; опубл.20.06.07. Бюл. № 17.

14 Пат.2271444; Российская Федерация, МПК7 Способ ограничения притока пластовых вод /P.A. Гасумов, Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов; заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз»; заявл.06.08.2004; опубл. 10.03.06. Бюл. № 7.

. 15 Пат.2373388; Российская Федерация, МПК7 Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах/Р.А. Гасумов, A.A. Гаврилов, Т.Ш. Вагина; заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз»; заявл.09.01.2008; опубл.20.11.09. Бюл. № 32.

Печатается в авторской редакции

Подписано в печать 30.11.2009 Формат60x84 1/16 Усл. печ. л. - 1,5 Уч.-изд. л.-1,0 Бумага офсетная. Печать офсетная. Заказ № 402 Тираж 120 экз. ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» 355028, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2

Издательство Северо-Кавказского государственного технического университета Отпечатано в типографии СевКавГТУ

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Гаврилов, Андрей Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ОТЕЧЕСТВЕННОГО И ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА В ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ, НАПРАВЛЕННЫХ НА СОХРАНЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ПРИ РЕМОНТЕ СКВАЖИН.

1.1 Анализ применяемых технологий и технологических жидкостей при глушении скважин.

1.2 Анализ составов и технологий для изоляции и ограничения водопритоков при проведении ремонтно-изоляционных работ.

2. ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ И ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РЕМОНТНЫХ РАБОТ.

2.1 Исследование и разработка блокирующих составов глушения скважин с АНПД для различных горногеологических условий.

2.1.1 Исследования свойств блокирующих составов и их влияния на изменение естественной проницаемости породы.

2.1.2 Исследование влияния блокирующих составов на набухаемость горных пород.

2.1.3 Исследования влияния блокирующих составов на структурно-механическую прочность породы пласта.

2.2 Разработка технологии глушения скважин с временным блокированием продуктивного пласта в условиях АНПД при проведении ремонтных работ.

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА ИЗОЛЯЦИИ ВОДО-ПРИТОКОВ.

3.1 Исследования и разработка гелеобразующих составов на основе силикатных реагентов с кислотным гелеобразова-телем.

3.1.1 Исследования гелеобразующей способности силикатного реагента «Монасил» в области рН от 1,0 до

5,0 и выше 7,0.

3.1.2 Исследования влияния различных кислот на время гелеобразования.

3.1.3 Исследование водоизолирующих свойств гелеобразующих составов на основе силикатного реагента «Монасил».

3.2 Технология проведения работ по изоляции подошвенных вод в газовых скважинах с АНПД с использованием геле-образующего состава на основе силикатного реагента «Монасил».

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ РАЗРАБОТАННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И ПХГ ОАО «ГАЗПРОМ» И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ РАЗРАБОТОК.

4.1 Результаты ОПИ глушения скважин с временным блокированием.

4.2 Результаты ОПИ технологии проведения работ по изоляции подошвенных вод в газовых скважинах с АНПД.

4.3 Оценка эффективности применения разработок.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологий, направленных на сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта при ремонте скважин"

Актуальность работы. Основные перспективы увеличения объемов добываемого природного газа на месторождениях связаны с поиском и совершенствованием системного подхода, обеспечивающего высокий уровень и темп добычи природного газа при высоких технико-экономических показателях.

В настоящее время большое количество месторождений, разрабатываемые предприятиями ОАО «Газпром», вступают в период перехода с «постоянной» на «падающую» добычу природного газа.

Пластовые давления в скважине падают, скорость газового потока заметно снижается и газ уже не может полностью выносить пластовую и конденсационную воду из скважины. Она постоянно скапливается на забое. К тому же ежегодно поднимается уровень газоводяного контакта. Слабосцементированные пласты увлажняются, и песок с газом начинает поступать в скважину. Этому также способствуют и возникшие напряжения в пласте. После нескольких ремонтов по удалению из скважины песчаных пробок в призабойной зоне образуются каверны, из-за чего интенсивно ускоряется разрушение призабойной зоны.

Эффективность капитального ремонта скважин во многом зависит от правильного выбора технологии ремонта скважин, причем предпочтение отдается технологиям с использованием эффективных технологических жидкостей на базе отечественных материалов.

Целенаправленный подход к выбору технологических жидкостей при ремонтах скважин и технологий их применения является неотъемлемым вопросом проблемы сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов.

В мировой и отечественной практике накоплен богатый опыт разработки технологических жидкостей и технологий для ремонтно-восстановительных работ.

Однако многообразие горно-геологических условий месторождений не позволяет одинаково успешно использовать известные разработки.

Поэтому, вопросы совершенствования и создания новых рецептур технологических жидкостей и технологий ремонтно-восстановительных работ (РВР), обеспечивающих не только предупреждение осложнений, но и повышение продуктивности скважин в послеремонтный период, остаются актуальными и требуют дифференцированного подхода применительно к конкретным условиям месторождений и ПХГ.

Цель работы - совершенствование действующих и разработка новых технологических жидкостей и технологий, обеспечивающих сохранение фильтра-ционно-емкостных свойств пласта и повышение технико-экономических показателей ремонта скважин в сложных геолого-технических и природно-климатических условиях месторождений и ПХГ.

Основные задачи.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Гаврилов, Андрей Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1 Установлено, что наполнители природного происхождения Полицелл ЦФ и отход производства - табачная пыль в результате растворения поверхностных слоев целлюлозы за счет модификации хлористым цинком, в лучшей степени обеспечивают блокирующие свойства состава с органическим наполнителем, а для обеспечения эффективности деблокирования продуктивного пласта и сохранения ФЕС пласта необходимо использовать полимеры МС Вюхап, Суль-фацелл, которые образуют непрочные водородные связи с породой пласта.

2. Разработан состав с органическим наполнителем для временного блокирования пласта скважин, характеризующихся высокой проницаемостью и раз-рушаемостью коллекторов.

3. Установлено, что наиболее эффективными жидкостями блокирования продуктивных пластов, представленными низкопроницаемыми коллекторами, склонными к набуханию и пластовой температурой до +150 °С, являются составы с конденсируемой твердой фазой, имеющей частицы различные по форме и размерам. Разработан и защищен патентом РФ гидросолегелевый состав, обладающий высокой ингибирующей способностью и обеспечивающий сохранение фильтрационно-емкостных свойств пласта при высоком качестве блокирования скважины и её деблокировании в процессе освоения.

4. Доказано, что полимерные блокирующие составы с органическим наполнителем и полимерные гидросолегелевые составы оказывают минимальное отрицательное влияние на набухаемость и изменение структурно-механической прочности породы за счет минимального проникновения в пласт, обеспечиваемого компонентным составом и тиксотропностью, что значительно снижает протекание физико-химических реакций при контакте растворов (или жидкой фазы растворов) с породами пласта.

5. Выявлены зависимости сроков гелеобразования в силикатных системах на основе реагента «Моносил» от значения рН. Максимальная по времени устойчивость золей с наиболее продолжительным периодом гелеобразования наблюдается при рН 1,5 -3,0. Минимальная устойчивость золей и быстро протекающий процесс образования геля наблюдается в области рН ~ 7,0. Выше рН 7,0 гель не образуется.

6. Установлена эффективность применения различных кислот в качестве гелеобразователей в силикатных системах. Необходимую прочность изолирующего экрана с периодом гелеобразования, достаточным для проведения технологических операций, обеспечивают НТФ, винная и лимонная кислота.

7. Разработан гелеобразующий состав для изоляции водопритоков на основе порошкообразного силиката марки «Монасил» и органической кислоты, использование которого значительно повышает эффективность и технологичность процесса водоизоляции.

8. Разработана технология изоляции подошвенных вод, включающая создание водоизоляционного барьера в пласте разработанным маловязким гелеоб-разующим составом и установку цементного моста в скважине.

9. Результаты проведенных исследований и разработки, полученные в рамках данной диссертации, внедрены при ремонте скважин Медвежьего НГКМ, Юбилейного ГКМ, Ямсовейского ГКМ, Ямбургского ГКМ, Пунгинского ПХГ.

Показатель ожидаемой коммерческой эффективности от внедрения в пересчете на одну скважину составляет 16,7 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гаврилов, Андрей Александрович, Ставрополь

1. A.c. 874977 СССР, МКИ3 Е 21В 33/138. Способ заканчивания скважин / С.Н. Назаров (СССР). 2871891/22-03; заявл. 17.01.80; опубл. 23.10.81, Бюл. № 39.

2. Пенообразующие жидкости для глушения скважин / A.M. Шарипов, Х.Ш. Сабиров, Т.Г. Кутлубаева, Ю.С. Клочко // Нефтяная и газовая промышленность. 1983. -№ 1.-С. 38-41.

3. А. с. 1584466 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Пенообразующий состав для глушения скважин / C.B. Долгов, Р.Н. Каллаева (СССР). 4193285/03; заявл. 09.02.87; опубл. 20.04.99, Бюл. № 11,(ч. II).

4. Глушение скважин на длительный срок при помощи трехфазной пены / А.П. Агишев, Э.М. Арутюнян, Е.Ф. Зубков и др. // Газовая промышленность. -1965.-№2.-С. 11-23.

5. Быков И.Д. Пенообразующие составы для повышения эффективности эксплуатации скважин // Газовая промышленность. 1977. - № 6. - С. 39.

6. Исследование устойчивости многофазных пен / И.Б. Портная, JI.H. Суч-кова, С.Н. Новгородова и др. // Коллоидный журнал. 1981. — Т. 43, Вып. 5. -С. 883-889.

7. Долгов C.B. Разработка методов проведения ремонтных работ и освоения скважин с использованием пен и газообразных агентов: Дис. докт. техн. наук. Ставрополь, 2002.-241 с.

8. Пат. 2152973 Российская Федерация, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин / K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма, Н.Б. Козлов, В.И. Шамшин.; заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИ

9. ПИгаз» ООО «Газпром». № 98110405/03; заявл. 26.05.98; опубл. 20.07.2000, бюл. № 20.

10. Глушение скважин пенными системами / K.M. Тагиров, В.Е. Шмельков, P.A. Гасумов // Мат. I Региональной научн-техн. конф. «Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону». / СевКавГТУ. Ставрополь, 1997. — С. 174-175.

11. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин / Краснодар, 2002. 274 с.

12. Глинка, H.JI. Общая химия / 15-е изд. испр. JI.: Химия, 1971.

13. Рябоконь. С.А. Технологические жидкости на основе тяжелых рассолов для заканчивания и ремонта скважин за рубежом // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1990. № 7 - С. 51.

14. Рябоконь. С.А. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта // Нефтепромысловое дело. 1989. — № 9 — С. 45.

15. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий.- М.; Недра, 1988.-135 с

16. Гасумов P.A., Вагина Т.Ш., Гаврилов A.A. Глушение скважин с АНПД на месторождениях Крайнего Севера //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. — №9. - С. 37

17. Гасумов P.A., Гаврилов A.A., Вагина Т.Ш. Результаты опытно-промышленных испытаний технологии временной изоляции продуктивного пласта //Государственный концерн "Газпром", ВНИИгаз: сб. научных трудов./ ВНИИгаз. М., 1992.

18. Гасумов P.A., Гаврилов A.A., Вагина Т.Ш. Гидросолегелевый блокирующий состав и технология его применения на скважинах ЗападноСибирского нефтегазового Бассейна // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2009. №10.

19. Галян Д.А. Гидрогелевые растворы на основе пластовых рассолов -жидкости для глушения скважин при капитальном ремонте //Экспресс-информ. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений . 1982. — Вып. 24.-С. 19.

20. Пат. 2203304 Российская Федарация, МПК7 С 09 К 7/06. Жидкость для глушения скважин / Паникаровский В.В.; заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз» № 2001118238/03; заявл. 02.07.2001; опубл. 27.04.2003, Бюл. № 12.

21. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче /М.: Недра, 1991. -147-159 с.

22. A.c. 1629308 СССР, МПК5 С 09К 7/02. Инвертная эмульсия для глушения и заканчивания скважин / Г.С. Поп, O.JT. Главати, П.А. Гереш и др. (СССР). 4467102/03; заявл. 27.07.88; опубл. 23.02.91, Бюл. № 7.

23. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин / Г.С. Поп, К.А. Барсуков, A.A. Ахметов и др. // Газовая промышленность. 1990. -№ 9. - С. 39-40.

24. А. с. 1175951 СССР, МКИ4 С 09 К 7/00. Жидкость для глушения скважин / Р.Ф. Уханов, А.К. Кусков, Л.И. Шейнцвит, С.А. Рябоконь и В.Е. Архи-менко (СССР). -3696861/22-03; заявл. 30.01.85; опубл. 30.08.85, Бюл. № 32.

25. Пат. 2201498 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/12 С 09 К 7/06. Жидкость для глушения и консервации скважин / Рябоконь С.А.; заявитель и патентообладатель ОАО НПО «Бурение» № 2001108932/03; заявл. 04.04.2001; опубл. 27.03.2003, Бюл. № 9.

26. Пат. 2217464 Российская Федерация, МГЖ7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Способ блокирования продуктивного пласта / Акчурин Х.И.; заявитель и патентообладатель ООО «Азимут». № 2002120650/03; заявл. 29.07.2002; опубл. 27.11.2003, Бюл.№ 33.

27. A.c. 599049 СССР, МКИ2 Е 21 В 33/138. Состав для временной закупорки пласта / В.П.Гончаров, А.И.Бабаян, Л.В.Акатов, В.В .Голубев, Л.М.Матвиенко, Р.И. Стрицлер и В.Е. Городецкий (СССР). № 1253075/22-03; заявл. 01.07.68; опубл. 25.03.78, Бюл. №11.

28. Пат. 3613790 США, МКИ Е 21 В 33/138. Метод изоляции пластов/ Stout Caleb M., Smith Charles F., Nolan Thomas J (США), заявл. 24.09.69; опубл. 19.10.71.

29. А. с. 981583 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для временной закупорки пласта / Б.С. Сергеев, В.В.Калашнев, М.Н.Лебедева, И.Ф.Гайденко, М.Е. Колесников, Е.В. Демиденко и И.Я. Марченко (СССР). 3007401/22-03; заявл. 02.10.80; опубл. 15.12.82, Бюл. № 46.

30. А. с. № 1044768 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Состав для разобщения пласта от ствола скважины / И.Ю Харив, М.П. Ковалко и B.C. Сафонов (СССР). -3346515/22-03; заявл. 13.10.81; опубл. 30.09.83, Бюл. № 36.

31. А. с. № 1074887 СССР, МКИ3 С 09К 7/02. Жидкость для заканчивания и ремонта скважин / М.А Бурнштейн, И.И. Маслов, Л.А. Скородиевская, Н.И. Тернавский (СССР). 3466652/23-03; заявл. 07.07.82; опубл. 23.02.84, Бюл. №7.

32. А. с. 1802084 СССР, МКИ5 Е21В 33/138. Способ блокирования поглощающих пластов / В.Ф. Троцкий, С.Г. Банчужный, И.Г. Зезекало, В.И. Тищенко (СССР). -4890276/03; заявл. 23.10.90; опубл. 15.03.93, Бюл. № 10.

33. А. с. 1828912 СССР, МКИ5 Е21В 33/138. Состав для блокирования поглощающих пластов / В.И. Тищенко, И.Г. Зезекало, В.Ф. Троцкий, Н.Я. Зезека-ло (СССР). 4838244/03; заявл. 03.05.90; опубл. 23.07.93, Бюл. № 27.

34. Грей Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) / Дж.Р. Грей, Г.С.Г Дарли; пер. с анг. М.: Недра, 1985.

35. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В.А. Амиян, A.B. Амиян, Н.П. Васильева. -М.: Недра, 1980.

36. Общий обзор жидкостей, используемых для заканчивания скважин // Экспресс информ. Сер. Бурение. Зарубежн. опыт. 1984. - Вып. II. -С. 1-5.

37. Применение жидкостей для задавливания скважин / C.B. Зарипов, Л.И. Шейнцвит, В.И. Мердишев // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. -1981.

38. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин// Экспресс информ. Сер. Бурение. Зарубеж. опыт. 1986. - Вып. 18. - С. 19-23.

39. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллектор-ские свойства пласта / С.А. Рябоконь, A.A. Вольтере, А.Б. Сурков, В.Н. Глу-щенко // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1989. - Вып. 19. - С. 42.

40. Использование обратных эмульсий в добыче нефти / Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1986. -Вып. 6.-С. 48.

41. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин / М.: Недра, 1986. 256 с.

42. Рябоконь С.А., Бражников A.A. Применение рассолов большой плотности в качестве бурового раствора при заканчивании скважин // НТИС. Нефте-пром. Геология, геофизика и бурение. 1985. - вып. 9. - С. 12-14.

43. Новая технология вторичного вскрытия продуктивных пластов / И.Б. Хейфец, A.B. Бачериков, P.C. Яремийчук, А.Т. Левченко // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1989. - Вып 9. - С. 12-14.

44. Технология глушения скважин на ОГКМ / A.M. Шарипов, В.П. Николаев, И.З. Кургалиева, А.Ю. Гличев // Газовая промышленность. 1987. - № 4. -С. 17-22.

45. Корли У.Т., Патон Дж. Г. Растворы, не содержащие твердой фазы, для заканчивания и ремонта скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984.-№ 11.-С. 17-22.

46. A.c. 715771, СССР, Е 21 В 33/13 Способ изоляции пластовых вод / B.C. Абдулин, Г.Д. Савенков, Г.Г. Вахитов и др. (СССР). 2603952/22-03; Заявлено 08.02.78; опубл. 15.02.80, №45.

47. Бойко B.C., Савенков Г.Д., Дорошенко В.М. Технологические основы и опыт применения внутрипластовых обработок // Нефтяная и газовая промышленность. 1982. - №2, - С. 35-38.

48. Пат. 2124622 Российская федерация МПК6 Е 21 В 33/138. Состав для блокирования водоносных пластов / М.И. Старшов, В.М. Айдуганов; заявитель и патентообладатель ООО «Инженерно-производственный центр». —№ 97109433/03; заявл. 04.06.97; опубл. 10.01.1999.

49. Пат. 2127359 Российская Федерация МПК6 Е 21 В 43/22 Способ получения добавки к закачиваемой в пласт воде / Д.А. Kay шанский, В.Б. Демьянов-ский; завитель и патентнообладатель Каушанский Д.А. — № 98110168/03; заявл. 29.05.98; опубл. 10.03.99.; Бюл. № 7.

50. Пат. 2176309 Российская Федерация МПК7 Е 21 В 33/138. Способ блокирования высокопроницаемых пластов / М.И. Старшов, Г.Ф. Кандаурова, H.H. Ситников и др.; заявитель и патентнообладатель ЗАО «Геотех» № 99124518/03; заявл. 23.11.99; опубл. 27.11.2001.

51. Пат. 2209297, Российская Федерация МКИ7 Е 21 В 33/138, 43/22. Состав для изоляции водопритоков в скважине / Гасумов P.A., Нерсесов C.B., Мосиен-ко В.Г., Крюков О.В., Остапов О.С., Пономаренко М.Н., Климанов A.B.; заявл. 24.09.2001; опубл. 27.07.2003.

52. Дадыка В.И., Усов C.B. Промышленное применение соленаполненного полимерного тампонажного материала для крепления призабойной зоны скважин // Технология крепления скважин (Краснодар) 1978. — Вып. 15. - С. 3945.

53. A.c. 1661369 СССР, МКИ5 Е 21В 33/138. Состав для временной изоляции нефтегазоводонасыщенных пластов / З.Т. Дмитриева, Л.Д. Тихонова, Ю.И.

54. Левус и др. (СССР) 4646480/03, 4645671/03 ;заявл. 12.12.88; опубл. 1991, Бюл. № 25.

55. Петров H.A. Ограничение водопритока в нефтяные скважины // Обзорная информация./ ВНИИОЭНГ. М., 1995. - С. 65.

56. A.C. 1263813 СССР М.КИ4 Е 21B33/138. Гелеобразующий состав для закупоривания пластов / Б.С.Лядов, А.Т.Кошелев, С.В.Усов и др./ (СССР). -3826455/22-03; заявл. 17.12.84; опубл. 26.08.86, бюл. №38.

57. A.C. 1266966 СССР М.КИ4 Е 21B33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину Текст. / З.Ф.Праздникова, Л.А.Филатова и В.Ф.Будников / (СССР). 3878066/22-03; заявл. 22.01.85; опубл. 30.10.86, бюл. №40.

58. A.C. 1006717 СССР М.КИ3 Е 21B33/138. Состав для изоляции притока воды в скважину / И.И.Мутин, М.М.Загиров, И.Г.Юсупов и др./ (СССР). -3320886/22-03; заявл. 23.07.81; опубл. 23.03.83, бюл. №11.

59. A.C. 1153042 СССР М.КИ4 Е 21B33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину / Р.Р.Кадыров, М.М.Загиров, И.И.Мутин и др./ (СССР). -3581995/22-03; заявл, 21.04.83; опубл. 30.04.85, бюл. №16.

60. A.C. 1059133 СССР М.КИ3 Е 21B33/138. Смесь для тампонирования зон поглощения в буровых скважинах / С.Р.Хайрулин, И.А.Фирсов, А.А.Савкин и др./ (СССР). 3452865/22-03; заявл. 26.02.82; опубл. 07.12.83, бюл. №45.

61. A.c. 1776766 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Гелеобразующий тампонажный состав / Ю.Д. Абрамов, С.И. Осипов, Г.М. Острянская (СССР). 4856194/03; заявл. 21.05.90; опубл. 23.11.92, Бюл. № 43.

62. Пат. 4721161 США МКИ4Е 21 В 33/138. Способ уменьшения проницаемости призабойной зоны подземного пласта; опубл. 26.01.88.

63. Крутько Н.П., Воробьева Е.В., Мажайко Е.Ф. Комплексообразование между лигносульфнатами и формальдегидной смолой в водосолевой среде// Журнал прикладной химии. -1988. -№ 3.

64. Новые перспективы полимерного заводнения в России / С.А. Власов, Я.М. Каган, A.B. Фомин и др. // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 5. - С.46-49.

65. Маляренко, A.B., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопри-токов в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1987. -Вып. 1.

66. Маляренко, A.B., Земцов Ю.В., Шапатин A.C. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорга-нических соединений // Нефтяное хозяйство. — 1981. — № 1.

67. Селективная изоляция силанами притока пластовых вод / И.И. Маслов,

68. A.Д. Бичкевский, И.А. Левченко, И.М. Губенко // Нефтяное хозяйство. 1976. -№5.

69. Элементорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод /

70. B.А. Ковардаков, Е.М. Духненко, Н.В. Комаров и др. // Нефтяное хозяйство. -1978.-№ 1.

71. Маслов И.И., Янковский Ю.Н., Скородиевская Л.А. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений // Азерб. Нефт. Хозяйство. 1983. - N° 9.

72. A.c. 1006712 СССР, МКИ Е 21 В 33/13 Состав для изоляции притока пластовых вод / Г.М. Швед, и др. (СССР). 33247443/22-03; заявл.22.03.82; опубл. 04.02.83. Бюл. № 11.

73. Исследование свойств тампонажного материала на основе полифенилэ-токсисилоксана / Ю.В. Земцов, В.В. Белогуров, O.A. Ротанова и др.// Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири./ СибНИИНП. Тюмень, 1982.

74. A.c. 1078036 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / И.И. Клещенко и др. (СССР). 3496314/22-03; заявл. 18.06.82; опубл. 04.01.83. Бюл. № 9.

75. Пат. 2244804 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/138 Тампонажный состав / Л.А. Скородиевская, В.Г. Скородиевский, Г.В.Максимова и др.; заявитель и патентнообладатель ОАО «Химпром». № 2003115994/03; заявл. 28.05. 2003; опубл. 20.01.2005.

76. Янковский Ю.Н., Маслов И.И., Скородиевская JI.A. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов // Нефтяное хозяйство. -1984.- №5.

77. Скородиевская, JI.A. Исследование гидрофобизирующей способности реагентов АКОР // Серия НГ. Геология, геофизика и бурение. 1985. - № 10.

78. Ограничение водопритока составами АКОР / Д.В. Хосроев, Ю.Н. Янковский, С.А. Рябоконь и др. // Нефтяное хозяйство. 1992.'— № 6.

79. A.c. 1227804 СССР МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для временной изоляции пласта / Б.К. Выстороп, A.B. Ферштер, С.Д. Нечаева. (СССР). -3744771/22-03; заявл. 10.04.84; опубл. 30.04.1986, Бюл. № 16.

80. A.c. 1051226 СССР МКИ3 Е 21 В 33/13. Способ временной изоляции пласта / А.Ш. Газизов, В.К. Петухов и др. (СССР). 3386217/22-03; заявл. 18.01.82; опубл. 30.10.1983, Бюл. № 40.

81. Ивачев JI.M. Промывочные жидкости и тампонажные смеси./ М.: Не-дра.1987.-174-231 с.

82. Бальдеков А.У. Применение тампонажных составов на основе полиуретанов для изоляционных работ в скважинах // Обзорная информация./ ВНИИО-ЭНГ.-М., 1986.-С. 39.

83. A.C. 815261 СССР М.КЛ3 Е 21B33/138. Тампонажный раствор / Г.Р. Вагнер, A.C. Гараев, Л.П. Гузенко и др./ (СССР). 2710661/22-03; заявл. 10.01.79; опубл. 23.03.81, бюл. №11.

84. A.C. 1150345 СССР М.КИ Е 21B33/138. Полимерный тампонажный состав. / В.В. Гольдштейн, А.И. Булатов, B.C. Лядов и др./ (СССР). 3449355/2203; заявл. 05.02.82; опубл. 15.04.85, бюл. №14.

85. A.C. 1305308 СССР М.КИ4 Е 21B33/138. Тампонажный раствор. / В.Е. Архипенко, О.П. Гень, O.P. Камалов и др./ (СССР). 3956654/22-03; заявл. 29.07.85; опубл. 23.04.87, бюл. №15.

86. A.C. 739216 СССР М.КЛ2 Е 21B33/138. Тампонажный раствор. / В.А. Яковлев И.В. Дияк и Д.Н .Шлевин / (СССР). 2584161/22-03; за-явл.27.02.78; опубл. 05.06.80, бюл. №21.

87. A.C. 684127 СССР М.КЛ2 Е 21B33/138. Тампонажный состав. / Н.М.Макеев, Е.П.Ильясов, В.И.Капралов и др./ (СССР). 1723977/22-03; за-явл.13.12.71; опубл. 05.09.79, бюл. №33.

88. A.C. 907221 СССР М.КЛ3 Е 21B33/138. Тампонажный раствор, для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин / П.Д Алексеев, Л.Т. Ды-тюк, B.C. Петров и др./ (СССР). 2943595/22-03; заявл. 19.06.80; опубл. 23.02.82, бюл. №7.

89. Вахитов. Р.Ж. Способ ликвидации поглощений и водопроявлений высокой интенсивности //Нефтяное хозяйство. — 1988. — №5. — С. 57-59.

90. A.C. 991025 СССР М.КЛ3 Е 21B33/138. Тампонажный раствор / З.Д.Рогоза, Е.Ф.Исакова, В.В.Федоров и др./ (СССР.). 3252902/22-03; заявл. 27.02.81; опубл. 23.01.83, бюл. №3.

91. A.C. 785463 СССР М.КЛ3 Е 21B33/138. Тампонажный раствор / Г.А.Белоусов, Б.М.Скориков, В.П.Пустовалов и др./ (СССР). 2700742/22-03; заявл. 21.12.78; опубл. 07.12.80, бюл. №45.

92. A.C. 1263817 СССР М.КЛ4 Е 21B33/138. Тампонажный раствор / Л.К.Мухин, Н.И.Щавелев, О.В.Прохоров и др./ (СССР). 3829476/22-03; заявл. 16.10.84; опубл. 15.10.86, бюл. №38.

93. A.C. 1011856 СССР М.КЛ3 Е 21B33/138. Тампонажный раствор для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин / О.К.Ангелопуло, В.С.Бакшутов, М.Я.Бикбау и др./ (СССР). 3294359/22-03; заявл. 27.05.81; опубл. 15.04.83, бюл. №7.

94. Амиян В.А. Повышение производительности скважин./ М.: Недра, 1986.- 128-130 с.

95. Черненко A.B., Куксов А.Н., Комнатный Ю.Д. О роли изолирующей способности тампонажного раствора при разобщении пластов в скважинах

96. Тез. докл. к конф.-дискус. «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». Краснодар, 1984.-С. 8-9.

97. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения //Реф. научно-техн. сб., сер. Бурение. — 1964, — №2. — С 16-19.

98. Sutton D.Annular gas flow theory and prevention methods described / D. Sutton, F. Sabins, R. Paul.//Oil and Gas J. 1984, - vol 82, №51. - P 109-112.

99. Гасумов P.A., Нерсесов C.B., Мосиенко В.Г. Технология изоляции притока пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах //Обзорная информация. Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». Москва, 2005. -С. 107.

100. Ограничения притока подошвенных вод в газовых и газоконденсатных скважинах / Р.А Гасумов, Т.Ш. Вагина, A.A. Гаврилов, И.Ю. Шихалиев,

101. C.B. Мазанов //Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. научных трудов. / СевКавНИПИгаз. Ставрополь, 2005.

102. A.C. 1490258, Е 21 В 43/32. Способ изоляции обводнившейся нижней части продуктивного пласта. /ВНИИ БТ. 4322722/23-03; Заявл. 29.10.87; опубл. 30.06.1989, Бюл. № 24.

103. Амиян, В.А., Амиян A.B. Повышение производительности скважин / М.: Недра, 1986. 128-130 с.

104. Гусейнов Ф.А., Расулов A.M. Повышение эффективности капитального ремонта скважин в условиях Крайнего Севера // Обзор, информ. Сер. разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений./ ВНИИЭгаз-пром.-М., 1989. -Вып.5.

105. Патент 2211569, Е 21 В 43/32, 33/138 Способ изоляции притоков подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД / P.A. Гасумов, A.A. Перейма, В.Е. Дубенко, Заявлено 21.06.96 , з-ка № 96113023/03, опубл. 1998, № 31.

106. Долгов C.B., Вагина Т.Ш., Гаврилов A.A. Результаты лабораторных исследований водоизолирующих составов. //Технология строительства газовых и газоконденсатных скважин: сборник научных трудов / "Газпром" ВНИИгаз. -М.,1991.

107. Туголуков В.А. Совершенствование разработки месторождений Крайнего Севера // Газовая промышленность. 2002. - № 6. - С 29-31.

108. Рузинов Л.П. Статистические методы оптимизации химических процессов / М.: Химия, 1972, 199-218 с.

109. Мосиенко В.Г. Гасумов P.A. Универсальная установка для испытания газопроницаемости кернов // Сб. научных статей: "Строительство газовых и га-зоконденсатных скважин"/ ВНИИгаз. М., 1997. - С. 54-55

110. Гасумов P.A., Мосиенко В.Г. К вопросу о методике испытания изолирующей способности специальных технологических жидкостей и тампонажных растворов // Сб. научных статей: "Строительство газовых и газоконденсатных скважин"/ ВНИИгаз. М., 1997. - С. 51-54

111. Грим, P.E. Минералогия и практическое использование глин / М.: Мир, 1967.-551 с.

112. Айлер Р. Коллоидная химия кремнезема и силикатов //- М.: Госстройиз-дат, 1959.

113. Айлер Р. Химия кремнезема: в 2т. / Р. Айлер. М.: Мир, 1982, - 197с.