Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и разработка технологии ремонтно-изоляционных работ с применением гелеобразующих композиций на основе группы реагентов "Азимут-Z"
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологии ремонтно-изоляционных работ с применением гелеобразующих композиций на основе группы реагентов "Азимут-Z""
На правах рукописи
ДУБИНСКИЙ ГЕННАДИЙ СЕМЕНОВИЧ
ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ГРУППЫ РЕАГЕНТОВ «АЗИМУТ - Ъ»
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
УФА - 2005
На правах рукописи
ДУБИНСКИЙ ГЕННАДИЙ СЕМЕНОВИЧ
ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ГРУППЫ РЕАГЕНТОВ «АЗИМУТ - 1м
Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
УФА-2005
Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Азимут» (ОАО «Азимут»)
Научные руководители: кандидат технических наук,
старший научный сотрудник
Акчурин Хамзя Исхакович
доктор технических наук, профессор
Андреев Вадим Евгеньевич
Официальные оппоненты: доктор технических наук, член-
корреспондент РАЕН
Мерзляков Владимир Филиппович
кандидат технических наук, доцент
Исмаков Рустем Адипович
Ведущая организация: ООО «Астраханьгазпром»
(п. Аксарайск)
Защита состоится «18» ноября 2005 года в 16~ часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, Республика Башкортостан, г. Уфа, пр. Октября, 144/3
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института проблем транспорта энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР»).
Автореферат разослан «18» октября 2005 года.
Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических щук ^ —-РОСГНАШГО ИАЛЬНАЙр БИБЛИОТЕКА. I
спиетага
Худякова Л.П
09
Ь V
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы исследований. Ежегодно на ремонты скважин, связанные с водоизоляционными работами и ремонтом крепи расходуют более 50% средств ощущенных на ремонт скважин. Эффективность РИР в среднем не превышает 60%, т.е. в каждой скважине, как правило, выполняется несколько повторных операций.
Обводнение скважин не связанное с выработанностью запасов нефти и газа уменьшает конечную нефтеотдачу, приводит к росту эктлугационных расходов из-за больших затрат на добычу попутной воды и подготовку товарной нефти, а на газовых и газоконденсатых месторождениях очень часто скважины переходят в гидратный режим работы и останавливаются. Для скважин газовых месторождений севера Тюменской области, большое количество которых пробурены ниже начального уровня ГВК, проблема повышения эффективности тампонажных составов и технологии водоизоляции является весьма актуальней.
На сегодня для условий месторождений Росши разработан ряд тампонажных материалов и множество технологий РИР в скважинах, отличающихся между собой отецификой механизма образования изоляционного материала, приготовления и закачивания в скважину. Появилось большое количество технологий на основе использования полимеров, щелочей и ПАВ, основанных на осадкообразовании в высокообводненных пластах Однако, реагенты используются часто дорогостоящие и нередко труднодоступные. Имеют место случаи, когда при ремонтно-изоляционных работах происходит попадание изолирующего состава в продуктивный пласт и тогда коллектор необратимо кольматирустся Невысокая технологическая и, как следствие, экономическая эффективность РИР обусловлена отсутствием высокоэффективных тампонажных составов и технологий РИР
Широко применяющиеся для временного блокирования продуктивных пластов при глушении скважин различные блокирующие жидкости на водной основе приводят к необратимому ухудшению коллекторских свойств пласта. Подавляющее большинство из них не обеспечивают сохранение коллекторских характеристик пласта при выполнении ремонтных работ Восстановление коллекторских свойств существенно увеличивает длительность ремонта и его стоимость, вместе с
тем, не всегда восстанавливаются первоначальные параметры продуктивного пласта. Поэтому разработка, блокирующих жидкостей для капитального ремонта скважин, обладающих минимальным воздействием на пласт, является актуальной задачей в нефтегазодобывающей промышленности.
Актуально комплексное решение задачи проведения эффективных ремотно-изоляционных работ по устранению заколонных перетоков и водопротока в скважину различного характера и недопущение попад ания изолирующих материалов в продуктивный пласт Это можно достигнуть созданием экрана из спецаальнсй блокирующей жидкости, предохраняющей продуктивный пласт от проникновения в него кольматирующих и тампонирующих агентов на время выполнения РИР, обеспечивающего облегченное и непродолжительное освоение скважины после ремонта.
Цель работы: Создание новых эффективных водоизоляционных составов, усовершенствование технологии их закачивания с временной изоляцией продуктивного пласта специальной жидкостью для предохранения от кольматации и сохранения его коллекторских свойств.
Задачи исследования: 1. Анализ технологий и материалов, применяемых при РИР в различных геолого-физических условиях.
2 Разработка новых тампшажных составов на базе гслсобразующих композиций
3. Разработка, и совершенствование технологии РИР по водоизоляцин ликвидации заколонных перетоков и ликвидации негермстичносги эксплуатационной колонны.
4. Разработка блокирующей жидкости и технологии ее применения для временного блокирования продуктивных пластов с сохранением их коллекторских свойств.
5. Анализ результатов внедрения разработанных технологий РИР по водоизоляции, ликвидации заколонных перетоков и ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны с применением гелеобразующих композиций и блокирующей жидкости в комплексе.
Методы исследования:
1. Лабораторные и аналитические исследования
2. Математическое моделирование.
3. Промысловые исследования
Научная новизна результатов полученных в работе: 1 Разработаны новые преобразующие композиции для РИР по водошоляции, ликвидации заколонных перетоков и ликвидации негерметичносш эктлуатационной колонны с регулируемыми сроками гелеобразовакия (Патенты РФ №№ 2178059,2188313,2188314).
2. Разработана новая блокирующая жидкость для временного блокирования продуктивного пласта и технология ее применения (Патент РФ №2217464).
3. Выполнено математическое моделирование процесса закачивания новых гелеобразующих композиций в газоконденсатный пласт.
4. Разработана комплексная технология применения гелеобразующих составов и блокирующей жидкости для временною блокирования продуктивного пласта (СТП-39-21-002-2002).
Основные защищаемые положения
1. Новые гелеобразующие композиции для РИР в условиях различных месторождений.
2. Новая блокирующая жидкость для временного блокирования продуктивного пласта и технология ее применения.
3. Новые комплексные технологии РИР по водошоляции, ликвидации заколонных перетоков и негермстичносш эксплуатационной колонны с применением гелеобразующих композиций и блокирующей жидкости.
4 Направления повышения эффективности РИР. Практическая ценность.
Разработаны гелеобразующие композиции на основе алюмосиликатов для изоляции водопригоков различного характера, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны и заколонных перетоков; блокирующая жцдкостъ (паста) для временного блокирования продуктивных пластов для сохранения коллекгорских свойств; разработана технология применения этих составов С111-39-2 ] -002-2002 «Технологический регламент на ликвидацию водоприпжа в нефтяных и газовых скважинах ДООО «Бургаз»>\
Разработанная технология водошоляции и составы внедрены в 7 скважинах Уренгойского и Ямбургского газовднденсатных месторождений.
СевероТубкинского нефтяного месторождения, кроме того, блокирующие жидкости использованы при глушении 12 скважин тех же месторождений
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на научно-производственной конференции ДООО «Вургаз» (г Анапа. 2000 г); на Ш Конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция Н «Проблемы нефш и газа» (г. Уфа, 23-25 мая 2001 г.); на прошводственно-техничесмом совещании филиала «Ткменбургаз» ДООО «Бургаз» (г. Новый Уренгой, 2003 г.), заседаниях научно-технического совета ОАО «Азимут» (2002-2004).
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано пять работ и четыре патента.
Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций. Список литературы включает 191 наименование. Текст на 185 страницах, содержит 27 рисунков и 44 таблицы.
Автор выражает благодарность научным руководителям, к.т.н., с.н с Акчурину ХИ, дт.н., грофессору Андрееву В.Е., дф-м.н., профессору
Федорову К.М., а также дт.н., профессору Каримову Н.Х, кт.н.
Блинову С.А., кт.н. Чезлову А А, инженеру Кононовой Т.Г, сотрудникам филиала «Тюменбургаз» связанным с капитальным ремонтом скважин сотрудникам ОАО «.Азимут» и НИИНефтеспдача, участвовавшим в проведении лабораторных исследований, работникам центра технологического сервиса ОАО «Азимут» за помощь и полезные
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении охарактеризована актуальность темы диссертации, цели работы, основные задачи и методы исследований, научная новизна, практическая ценность и внедрение результатов работы.
Первая глава диссертации посвящена основным направлениям повышения эффективности РИР по водоизоляции, ликвидации заколонных перетоков, ликвидации негерметичносш эксплуатационной колонны и тампонажным материалам, применяемым для этих целей. Приведен обзор литературных источников, посвященных этим направлениям Рассмотрены причины и источники водопретоков, сделано обобщение опыта водоизоляции и ликвидации водопротоков при капитальном ремонте скважин по литературным источникам, рассмотрены способы
изоляционных работ при капитальном ремонте скважин; рассмотрено применение водоизоляционных экранов для изменения фильтрационных потоков в пластах, ограничения и изоляции водопригоков в добывающие скважины, большое внимание уделено тампонажяым материалам и жидкостям, применяемым для водоизоляции при капитальном ремонте скважин. Сделан кражий анализ применения блокирующих жидкостей при ремонтных работах в скважинах, рассмотрены типы применяемых блокирующих жидкостей, сделаны выводы и даны рекомендации дгга создания блокирующей жидкости.
Задачи повышения эффективности ремотткжзоляционных работ и способы решения сформулировали и описали отечественные авторы: Амиян A.B., Амиян ВА, Ахмстов АА., Елажевич ВА, Булгаков Р.Т., Вершинин AT., Газизов Р.Ш., Девятов В В., Каримов ИХ., Клещенко И.И.. Курочкин Б.М., Лукманов РР., Поддубный ЮА, Рябоконь CA, Серенко И А, Скородиевская ЛА, Тагиров K.M., Умегбаев В.Г., Шапатин A.C., Шумилов В.А., Юмадилов А.Ю. и др. Описаны разные методы РИР, основанные на использовании селекшвных (избирательных) свойств изолирующих материалов, технологии проведения работ и характере насыщения породы, и основанные на одновременной или последовательной закачке в пласт двух или нескольких химреагентов, образующих после взаимодействия (химического или физико-химического) нерастворимый ни в нефти, ни в воде осадок Отмечены преимущества селективных методов и предпочтительное использование таких методов.
Асад-Заде А.И., Ахмстов АА., Блажевич ВА, Киряков ГА, Стрижнев ВА, Умегбаев В.Г., Умрихина Е.Н, Шсрсгнев КМ. и др. в своих работах описывают использование различных полимерных материалов и смол для водоизоляционных работ .
В Грайфср с соавторами и Орлов ГА с соавторами описывают опыт применения водонефгяных эмульсий с добавками полимеров для водоизоляционных работ.
Алмаев Р.Х., Базейкина ЛВ, Девяшв В В., Рахимкулов И.Ф. и др. в своих работах показывают успешный опыт регулирования проницаемости водопроводящих кашлов пласта осадкообразующими силикахно-щелочными реагентами (СЩР) дчя повышения охвата пластов заводнением
Андреев В Е, Берг А.А, Блинов С А, Еникеев P.M., Ленченкова ДЕ., Котенев Ю А Мухамедзянов РН, Селимся Ф А, Хайрстдинов Н.Щ. и др. приводят опыт успешных работ по испытанию технологии регулирования проницаемости пластов с использованием различных гелеобразующих систем на основе жидкого стекла, нефелина и алюмохлоридов, способных в пластовых условиях через определенное время превращаться в малоподвижную гелеобразную массу.
Алгунина ЯК., Андреев В.Е., Блинов С.А.. Ленченкова ЛЕ.. Максимова Т.Н., Мухамедзянов Р.Н., Овсююов А.В., Селимое ФА., Фахрегдинов PH., Хайрегдинов НШ, Хлебников В.Н. и др. показали в своих работах опыт применения гелеобразующих композиций на основе алюмосиликатов дня решения проблемы увеличения нефтеотдачи пскхтойно-неоднородных пластов и уменьшения добычи попутных вод, а также перспективы по применению алюмосиликатов для изоляционных работ по ограничению и ликвидации водопротоков в добывающие скважины; возможность использования алюмосиликатов при поиске доступных и дешевых химических продуктов.
Ахмегов АА, Гетлин К. Н, Зейгман Ю.В., Кашерский Б.В., Поп Г.С., Рябоконь СА, Сидоровский В.А., Тшценко В.Ф. и др. в своих работах приводят обширные материалы геофизических, экспериментальных и теоретических исследований, свидегелъствущих о том, что коллекгорские и фильтрационные свойства продуктивных пластов резко ухудшаются при воздействии на них промывочных жидкостей и других технологических растворов. Технологические растворы, в том числе и жидкости глушения отрицательно влияют на производительность скважин
Чтобы не допустить контакта эксплуатационного объекта с жидкостью глушения Тищенко ВФ., Троцкий В.Ф, Зазекало ИГ. рекомендуют так называемые блокирующие составы, не допускающие проникновение жидкости в пласт, например, стабилизированные КМЦ в качестве твердой фазы суспензии применяли химически осажденный мел.
Белей ИИ, Безруков С.Н., Быстров М.М., Иогансен К.В , Логинов ЮФ, Казанский ВВ. Крысин НИ, Мав/тагов М.Р. в своих работах уменьшение глубины пршикновения жидкости в пласт предлагают достигать с помощью добавок различных загустителей - полимеров или полимерсодфжащих вешссгв. В качестве загустителей применяются УЩР, КССБ. КМЦ гипан, мегас и др. Зейгман Ю.В. показал, что перечисленные
реагенты действительно обеспечивают сжижение водоотдачи, но все указанные растворы создают в призабойной зоне скважин непроницаемый и трудноудаляемьтй экран толщиной до 3-5 мм.
Подавляющее большинство блокирующих жидкостей на водной основе не обеспечивают сохранение коллекгорских характеристик пласта , при выполнении ремонтных работ и при возникновении динамических
нагрузок на интервалы продуктивных пластов.
Ахметов А. А., Барсуков КС.. Поп Г.С. и др предложили технологию | глушения с помощью родственных пластовым углеводородам инвертных
мицеллярных дисперсий (ИМД), которые обладают рядом положительных свойств.
Отмечены ш данным литературных источников недостатки существующих тампонажных составов, являющихся основой технологий РИР: токсичность, пожароопасность, высокая стоимость, низкая технологичность, возможность колъматации и ухудшения коллекгорских свойств продуктивного пласта при выполнении РИР, отмечена необходимость повышения селективности и эффективности РИР.
В то же время очевидны перспективы разработки новых технологий и составов с использованием гелеобразукяцих композиций на базе алюмосиликатов, а также перспектива разработки технологий временного блокирования продуктивного пласта и рецептур жидкостей на основе инвертных эмульсий с применением волокнистых наполнителей. Особое внимание обращено на ухудшение коллекгорских свойств продуктивных пластов во время ремонтных работ. Важной научной задачей является создание комплекса технологических жидкостей для выполнения ( ремошио-изоляционных работ и временного блокирования продуктивного
' пласта на время изоляционных работ с цепью предотвращения попадания
изоляционного состава в пласт и полней колъматации его или частичного ухудшения коллекгорских свойств.
Во второй главе сделаны обзор свойств алюмосиликатов и обоснование выбора реагентов; описаны лабораторные исследования гелеобразующих композиций на основе группы реагентов «Азимут^» и блокирующей жидкости для временного блокирования пласта с целью сохранения его коллекгорских характеристик.
Экспериментальные исследования гелеобразующих композиций на основе алюмосиликатов, с целью получения прочных и длительно
стабильных гелей в моделируемых условиях пласта, проводились по следующим методикам оценки их физико-химических свойств: I) исследование зависимости времени преобразования от состава композипяи и температуры; 2) определение вязкостных свойств прообразующих композиций, 3) определение реологических свойств гелей; 4) исследование закупоривающих (фильтрационных) свойств исследуемых преобразующих композиций.
Таблица I
Реагенты использовавшиеся в экспериментах.
Название реагина Характеристика и состав реагента
1 Азимут) АУЗ, - 53%; т -2427%, М^О - 8-12%; СаО - 55-56% (саморассыгающийся ишак Актнйинскпги тадпра ферргклшавое) амлветггкуег ГОСТ 3476-74
2 Аадмуг-2 А1;0,_ 8^79%; «Л - 37,46-38^X3%; КеА-0,64^73%, СаО-42,754$8%; М?0 - 6,15^97"/^ 80, - О/П'/л ¡»пускается пи ГОСТ 3476-74 (лимеякый шлак; многотоннажяьй (пшд проюводегеа ОАО «Нюслрошдеий цеметный завод»)
3 Ачимут-3 А1Л-6-«М^/о,8Ю2-28ДЗ«^За35%,РегО!- 1^2,40; СаО-ЗО^ЗЯСРЛцМдО 2,«Н50%; ¡Чар - <12<MP0V<S К/) - <Ц<МрО% Вьпускаегся по ГОСТ 1017885 (шлаюопоргглаиднеменг ОАО «Новелро«1»о(й цементный завод»)
4 Соляная кислота Жцдосп. эгелгего щста, шютнопью 1,11 пЫ*, 22%-ной концентрации Иытуаомто) по ТУ 6<МЧИб№081-85-92
Установлено: растворение всех реагентов происходит не больше 1 часа; при растворении реагентов «Азимут-2» в растворе соляной кислоты наблюдается повышение температуры раствора до +35 °С Этот эффект вызывает необходимость рекомендовать ограничение нагрева растворов при приготовлении в зимнее время не более чем до +20-+25 °С.
На скважинах возможно приготовление гелеобразукяцих композиций при низких температурах Экспериментально установлено, что понижение температуры ниже «О» заметно не влияет на процесс растворения и свойства получаемых композиций.
В ходе экспериментальных работ установлено влияние концентрации исходных реагентов и температуры на время преобразования композиции. Изменяя концентрации исходных компонентов можно получать достаточно плотные гели с оптимальным временем гелеобразования Изменение концентрации соляной кислоты оказывает влияние на скорость преобразования при постоянной концентрации алюмосиликатов (реагенты «Азимур-2») (рис. 1). При постоянной концентрации кислоты, содержание реагентов существенно уменьшает время гелеобразования, однако для «Азимут-3» при некоторой величине его содержания время увеличивается
(Рис 2) С увеличением температуры скорость гелеобразования возрастает в 2-14 раз. характер зависимости виден на рис 3.
Концентрация соляной кислоты,%
-О- 8% Азимуг-1 8% Азимуг-2 -А- 8% Ллмуг-З
Рис. 1. Влияние концешрации кислоты на время гелеобразования композиции на основе «Азимут - Z» при 20 °С.
Азимут-1 + 10%ИС1 Азичуг-2+10%НС1 А-.имуг-З + 10%НС1
Рис. 2. Влияние содержания «Азимуг-Z» в композиции с 10% HCl на время гелеобразования композиции при 20 °С.
20 40 60 80
Температура, °С
Рис. 3. Влияние температуры на время гелеобразования из ГОК на основе «Азимут-Z»
Установлено, что разработанные новые гелеобразующие составы на основе реагентов «Азимут^» и соляной кислоты при концентрации реагентов 3-8% и соляной кислоты 6-12% представляют собой маловязкие лепсофильтрующиеся в коллекторе жидкости, имеющие исходную кинетическую вязкость 1,5-2,4 мм^с в течение 10 часов и дальше (до начала времени гелеобразования). С течением времени, в зависимости от концентрации исходных компонентов и температуры, вследствие ускорения процесса гелеобразования вязкость гелеобразуютцей композиции начинает быстро нарастать, и жидкость переходит в гель (см рис 4)
Время выдержки, час
Рис.4. Изменение кинематической вязкости ГОК «Азимут^» со временем.
Для прогнозирования влияния разбавления гслеобразующих композиций водой в промысловых условиях были проведены специальные эксперимента. Было выявлено, что разбавление значительно увеличивает время гелеобразования. Добавление воды от 5 до 50% увеличивает время гелеобразования с 19 часов до 90 часов. Плотный и прочный гель получается три разбавлении ГОК не более, чем на 20%, до 30 % — гель прочный, а при большем разбавлении - свойства геля сильно ухудшаются. Тем не менее, при приготовлении ГОК на устье скважины может быть допущено отклонение до 5% от запланированной концентрации соляной кислоты без ущерба для свойств геля
Опытами установлено: прочный гель образуется три добавлении карбоната до 5%, при этом время гелеобразования увеличивается, 1ри добавлении карбоната до 10% и больше время гелеобразования совращается.
Таблица 2.
Некоторые результаты оценки водоизолирующей способности реагентов «Азимут-2» на искусственных образцах керна
Ла п/п Состав гелеобразуюшей композиции, Проницаемость по воде, мкм2 Эффективность (кратность снижения проницаемости) ^/Кг, раз
до закачки гелсобразующен КОМПОЗИЦИИ, К] после закачки гелеобразующей композиции, Кг
«Азимут-^» НС1,% мае.
название % мае
1 «Азимут- 10 10 345 4,8 71,87
2 «Азим> т-1» 9 9 172 3,7 46,49
3 «Азнмут-1» 10 9 596 па 53,21
4 «Азимут-2» 8 10 26» 3,8 70,80
5 «Азимут-2» 10 12 132 4,16 31,73
6 «Азнмут-2» 11 13 178 5,15 34,56
7 «Лзнмут-3» 9 10 405 1М 36,16
8 «Азнмут-3» 11 13 364 7,5 48,53
Были проведены исследования фильтрующей способности закачиваемой жидкости через пористую среду, содержащую испытываемые гелеобразующие составы. Из данных табл. 2 вид но хорошую изолирующую способность предлагаемых гелеобразующих композиций.
Хранение шеста образцов геля течение 4,5 лет при температуре +20 °С в герметично закрытой стеклянной посуде показало, что гель длительно не разрушается.
Были проведены опыты по возможности разрушения образовавшегося из ГОК «Азимут-2» геля. Наиболее эффективно разрушают гелевую массу 0,1-0,5 % растворы КОН, превращая его в коллоидный раствор.
В результате аналитических и лабораторных исследований разработаны новые гелеобразующие составы («Азимут-Х») для регулирования проницаемости неоднородного пласта и снижения обводненности добываемой продукции на основе реагентов, содержащих в своем составе окислы кремния и алюминия (4-40% «Азимуг-2») и соляной кислоты (6-42%). Приведенные выше свойства разработанных составов позволяют рекомендовать их для проведения опытно-промышленных работ.
Показано исследованиями, что разработанные составы блокирующей жидкости (40%Дизельное топливо + 60%Водный раствор КаО (р=1,05 г/о/) + 4%Эмультал + 4%СМАД + 3-5%мел + 3-10%асбесг) позволяют сохранить коллекторские свойства пористой среды (табл. 3) Ни в одном из
экспериментов не получено фильтрации эмульсии при репрессии на пласт 8,0 МПа и суточной выдержки при данном перепаде давления вне зависимости от проницаемости образцов. Эмульсия проникает вглубь пласта не более чем на 2-3 см.
Таблица3
Результаты исследований блокирующей жидкости
JVs il/II Мел, % Асбест, % Проницаемость образца по воздуху, 10"1 мкм2 Коэффициент -" восстановлен н -проницаемости. К.,
1 3,0 3,0 251 1,0
2 5,0 3,0 297 1,0
3 5,0 5,0 401 1,0
4 5,0 6,0 1480 1,0
5 5,0 8,0 1673 1,0
6 5,0 10,0 2195 1,0
При создании депрессии процесс фильтрации начинается практически мгновенно. При длительном воздействии (15-20 суток) такими жидкостями, как керосин возможно полное восстановление проницаемости независимо от ее значения.
В результате аналитических и лабораторных исследований разработаны рецептуры блокирующей жидкости для временной изоляции продуктивного пласта на период выполнения ремотно-изоляционных работ, которые были рекомендованы для промысловых испытаний.
Третья глава посвящена разработке технологии по ограничению водопритока в скважину с применением реагентов «Азимуг-2» и соляной кислоты, разработан порядок подбора гелеобразуюшей композиции, определения размеров гелевых водоизоляционных барьеров (экранов), разработана методика для оптимизирования рецептур и объемов закачек ГОК на адаптированной для газового пласта математической модели.
Определены характерные виды притока посторонних вод в скважину и условно разделены на три труппы: водоприпж сверху через негерметичность; водопроток снизу через негермегачность; водоприпж через перфорационные отверстия. Последняя группа причин наиболее сложная и неопределенная по истинной причине притока воды в скважину, она делится на некоторое количество подгрупп по видам притока воды, например, подтягивание конуса воды, приток в скважину вод вышележащих или нижележащих водоносных пластов через нарушенное цементное кольцо, приток воды по обводнившемуся пропластку.
Приведено несколько типовых технологических схем для ликвидации протока воды в скважины (примеры приведены на рис. 5-10).
Рис. 5. Процесс ликвидации водопритока из-за конусообразоваиия путем создания водонепроницаемого экрана с применением ГОК «Азимут-7».
нкт
ЖРшЖшст
V .'ГАЭОВОДЯИОИ""
.^•контакт , ."»V." п- «415; 1 А-.и
-йЙДОНАе£5ЩЕЙ11АЯ * -ЧАСТЬ ПЛАСТА
ЦЕМЕНТНЫЙ КАМЕНЬ
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА
ОТВЕРСТИЯ : ¿»г«» ? Гй*
МОСТ
Рис. 6. Соодан экран из ГОК «Азимут - 2» в зоне ГВК (ВНК), дополнительно установлен цементный мост в эксплуатационной колонне. Скважина может эксплуатироваться.
> * « « 4 & <•> * * *
!»■ 9 «г « V ^ ^ »
Водоносный ГО]*ИЩНТ
ЦЕМЕНТНЫЙ КАМЕНЬ
ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА
•• £ Ше рф ор^ионнйе V ^отверстия .
7'* ^ • 1 ' : ■л, «г --V - р . '«•> ;■•/
Щ- Разрушенный
цементный камень
Рис. 7 Процесс ликвидации водопротока по заколонному пространству через негерметичное цеменгаое кольцо с применением ГОК «Азимут - Ъу>.
Рис. 8. Заколоннос пространство загерметизировано гелем, образовавшимся из ГОК «Азимуто, дополнительно установлен цементный мост.
нкт
ГОК
'.»-.Д* ■ V'**» я
Повреждение! экс плу атационнс"* 'колонны
-ЦЕМЕНТНЫЙ КАМЕНЬ ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ 'КОЛОННА
; Пакер ~.
Л. ^V * Т'"Г; .
_ ^ « Чц < .« ♦у
^Водоносный горизонт
-л ' •'.л • г ^ -V. ^ . ^ ' ^
Продуктивный горизонта
I БЛОКИРУЮЩАЯ ЖИДКОСТЬ
4епрОНИЦаеМЬЩ: ¡л^-.. пропласток
{^^Перфорационные. V.V*^отверстия .
Рис. 9. Процесс ликвидации водопригокачерез повреждение (кегфметичность) в эксплуатационной колонне с применением ГОК «Азимут - Ъ» и временной блокировкой продуктивного пласта блокирующей жидкостью (пастой) перед началом РИР.
Рис. 10. Негерметичность в эксплуатационной колонне с применением ГОК «Азимут-г» ликвидирована, временная блокировка продуктивного пласта снята.
Показаны технологические схемы приготовления гелеобразующей композиции «Азимут-2» и приготовления блокирующей жидкости (для временного блокирования продуктивной части пласта) непосредственно перед началом работ на устье скважины Приведены формулы для расчета
объемов ГОК и блокирующей жидкости, таблица рецептур для приготовления блокирующей жидкости
Математическая модель гелеобразования в призабойной зоне газовой или газоконденсатной скважины строилась на основе моделей предложенных в работах Федорова К.М., Андреева В.Е, Ярославова А О и др., была выполнена адаптация модели к условиям газовых пластов Уренгойского и Ямбургского ГКМ
Для оптимизации процесса необходимо рассчитать параметры закачки ГОК, результатом которой будет ликвидация водопригока в скважину или снижение обводненности продукции до такой величины, при которой газовая или газокоцденсатная скважина будет работать без гцдратообразования с параметрами, позволяющими подключить ее в единую систему сбора газа на промысле.
Основной целью математического моделирования процесса и основными проблемами прогноза являются следующие задачи: первая -расчет размеров устанавливаемого гелевого экрана и времени гелеобразования, вторая задача - расчет «прочности» устанавливаемого экрана и последняя задача - оптимизация объемов и состава закачки гелеобразующей композиции. Оптимизация композиции выполнена с помощью физико-химического исследования (скорость гелеобразования зависит от температуры, концентрации компонентов и других факторов, описанных во второй главе) Остальное определялось с использованием методик математического моделирования гидродинамики процесса.
Модель закачки гелеобразующей композиции описывается в рамках однофазной
фильтрации. Было принято, что течение жидкости в призабойной зоне скважины является радиальным, что водоносный прспласток или интервал конуса подошвенной воды является однородным по проницаемости и пористости. Новизна и основные характеристики адаптированной модели проявляются на этапе моделирования процесса пуска скважины с установленным гелевым барьером Процесс установления стационарного распределения геля описывается двухфазной фильтрацией волы (ньютоновской жидкости) и геля (пластической жидкости). Большинство решений получено для стационарного случая распределения (предельно равновесного) целиков неподвижного геля в пласте Расчетным путем выявлено, что устойчивые барьеры при закачке гелеобразующей
композиции, образуются при значениях предельного напряжения сдвига т более 200 Па, при меньших значениях происходит частичный вынос геля в скважину вплоть до его полного разрушения при т - 28 Па Выявлено, что резкое снижение дебита воды достигается при предельных напряжениях сдвига более 150 Па. Это относится к конкретным случаям рассматриваемых обработок.
Пред ложена методика оптимизации рецептур и объемов закачек ГОК на адаптированной доя газового пласта математической модели Разработана технология водоизоляции с применением ГОК на основе реагентов «Азимуг-Z».
В четвертой главе проведен анализ технологии РИР с применением гелеобразующих композиций на основе группы реагентов «Азимут-Z». Даны краткие описания работ выполненных в скважинах Уренгойского и Ямбургского ГКМ и Ссверо-Губкинского месторождения при применении ГОК «Азимут-Z» и блокирующей жидкости дня изоляции водопригока
Кратко приведена геологическая характеристика продуктивных горизонтов Уренгойского и Ямбургского ганокоцденсагтных месторождений. Показано осложненное строение залежей. Газоконденсатные залежи по разрезу расположены, на глубине 1250-4000 метров, однако, основное число залежей приходится на глубины 2450-3200 метров. Приведены данные по фильтрационно-смкостньтм параметрам основных продуктивных пластов гогерив-валанжинских отложений
Проницаемость пластов в сеноманской залежи Уренгойского ГКМ достигает 2 мкм2, пористость до 40 % Пластовое давление 12,25 МПа Шастовая температура +27°^+34°. Всс скважины в пределах контура газоносности вскрывают поверхность ГВК. Продуктивные пласты неокома имеют проницаемость 1 "-500*10"3 мкм2; пористость 13Н8 %. Пластовая температура +77^87 °С Пластовые д авления 27-НЗ1,5 МПа
Сеноманская продуктивная толща Ямбургского ГКМ характеризуется значительной неоднородностью. Открытая пористость 17—29%, проницаемость более 1 мкм2 Неокомские газоконденсатные залежи Ямбургского ГКМ находятся в пластах БУ3-БУ9. Проницаемость 2-3-^500*10*3 мкм2; пористость 1-19,8 %. Пластовая температура +70-Н-95 °С Шасговые давления 27-^31,8 МПа.
УГКМ и ЯГКМ уникальны по запасам продуктивного флюида и по геологической осложненное™. Тип коллекторов сходен - терригеяный. Они представлены переслаиванием песчаников, алевролитов с глинистыми отложениями. Песчаники среднеэернистьте с глинистым, чаще карбонатным цементом. Наличие пород с низкими положительными и отрицательными температурами (на некоторых площадях их толщина достигает 1000-1200 м) осложняет ремонт скважин. Повсеместно имеются высокопронипаемые пласты с низким шровым давлением Указанные особенности геологического строения в определенной степени осложняют процессы цементирования скважин и разобщения продуктивных горизонтов, требуют применения специальных тампонажных материалов и приводят к осложнению и удлинению продолжительности водоизоляционных и .других видов работ капитального ремонта скважин То, что большое количество скважин пробурены ниже начального уровня ГВК и наличие подошвенных вод часто вызывает раннее обводнение из-за притока воды из водоносной части и из-за подтягивания конуса обводнения. На ЯГКМ для неокомских отложении характерно переслаивание водоносных и продуктивных горизонтов и близкое их расположение, что способствует возникновению водопритоков при существующем низком качестве крепления скважин.
Приведены результаты РИР по ограничению и ликвидации водоиригока с применением преобразующей композиции (ГОК) «Азимут-^» (табл.4) Обобщены результаты опытных работ по изоляции водопротока, в условиях различных месторождений. Установлено: разработанная технология позволяет достигнуть полной ликвидации водопришка; три несоблюдении (уменьшении) размеров гелевого экрана результат существенно ухудшается; предложено комплексировать меры по предохранению пласта с РИР, блокирующая жидкость используемая для временного блокирования продуктивного пласта (как составная часть технологии РИР) полностью выполняет свое назначение; блокирующая жидкость используемая для временного блокирования продуктивного пласта при глушении скважин выполняет функцию сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта на время ремонта, облегчает и ускоряет пуск скважины в работу после окончания ремонта; отмечено, что совершенствование технологий РИР и применяемых составов может быть
Таблица4
Результаты РИР ш ликвидации водопритока с применением гелеобразующей композиции (ГОК) '<Азимут-2»
№N5 СКВ. Да водонзоляции После водоизоляции ГОК Результат
0ш мм <3г» т.м*/с Ртр* кгс/см2 Р$атр. кгс/см2 % •с 0щ мм Ог, т.м'/с кгс/см1 Рзяр кгс/см1 1, *С
32203 ягкм Скважина не работает из-за поступления воды 8,9 14,9 123 193 96,9 60,0 107,0 70,7 +10,2 +13,0 Поступления воды нет
7291 ЯГКМ Из-за поступления воды скважина без «донора» ие работает (газлифт) 28,3 684 55,6 66,8 +6,5 Поступления воды нет
15124 УГКМ 19 79 29 40 -»■12 19 25 459 77,0 56,2 90,0 81,0 +11 +11 Поступления воды нет
5409 УГКМ Из-за поступления воды скважина без «донора» не работает (газлифт) 10,8 164,8 257,5 гкс 90 98 +21 Поступления воды нет
7243 ЯГКМ 14 2 22 41 +1 14 22 101 250 48 39 49 40 +3,5 +6 Вынос воды 5-20 %
41 сгнм Скважина работает с дебитом жидкости 15,5 м5/сут обводнение продукции 78,7% при динамическом уровне жидкости в затрубном пространстве 619,5 м Нет данных в связи условиями режима конфиденциальности Скважина принята в эксплуатацию Поступления воды нет.
316 сгнм Скважина работает с дебитом жидкости 10,5 м'/сут обводнение продукции 88,0% при динамическом уровне жидкости в затрубном пространстве 275,6 м
осуществлено по пуш разработки гелеобразующего состава, позволяющего создавать мост в эксплуатационной колонне аналогичный ш твердости цемешному, но обладающий некоторой эластичностью и стойкостью к ударным воздействиям, и создания технологии применения такого состава.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.
1 В результате теоретических и лабораторных исследований установлены кинетические особенности процесса гелеобразования реагентов «Азимут-г» в зависимости от концентрации исходных реагентов и температуры, изучены вязкостные, структурно-механические и фильтрационные свойства получаемых гелей, на основании чего даны рекомендации по рецептурам гелеобразующих составов для геолого-физических и физико-химических условий газоконденсашых месторождений Севера Тюменской области.
2 В результате проведенных исследований на основе доступных реагентов разработаны новые гелеобразугошие композиции (патенты [5-
7]), содержащие в своем составе окислы кремния и алюминия (содержание «Азимут^» 4+10%) и 6+12% соляной кислоты, применимые для уменьшения прсиипземосга пористой среды, и снижения обводненности добываемой продукции
3. Разработаны рецептуры блокирующей жидкости (углеводородная фаза 40-60% водная фаза 40-60%, эмультал 4%, СМАД 4%, асбест 3-10%, мел 3-5%) для временной изоляции продуктивного пласта при проведении ремоншо-изоляционных работ и способ блокирования пласта (патент [8]).
4. Разработана методика подбора гелеобразующей компедации, определения размеров гелевых водоизоляционных барьеров (экранов) и оптимизирования рецептур и объемов закачки ГОК «Азимут-2»на адаптированной для газового глиста математической модели.
5. Разработана технология водоизоляционных работ с применением реагентов «Азимут^» и временной изоляцией продуктивного пласта блокирующей жидкостью |1,3,4].
6 В результате проведения комплекса опытнекгромышленных работ на скважинах Уренгойского и Ямбургского газсжонденсатных и Северо-Губкинскош нефтяного месторождений доказано, что разработанная технология водоизоляционных работ с применением ГОК «Азимут^» и блокирующей жидкости позволяет достигнуть 100% успешности при ликвидации водопррггоков в добывающих скважинах. По скважинам, выведенным из бездействия, получен средний дебит газа 347 тыс. м^сут, по остальным средний прирост дебита газа составил 239,5 тыс. м3/сут.
Материалы диссертации опубликованы в следующих печатных работах:
1. Дубинский ГС Технология ограничения водопритока в скважину в условиях различных месторождений. /Методы увеличения нефтеотдачи трудноговлекемых запасов. Проблемы и решения. Выпуск 4. Уфа: Изд. «Монография»,2003. - 250 с. С 136-137
2. Дубинский Г.С., Блинов С.А., Овсюков А.В, Конесев Г.В. О снижении набухания глинистой составляющей коллекторов при контакте с фильтратом бурового раствора и жидкостью перфорации. /Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. НТЖ, М., 1999, №3, с. 32-34
3 Каримов НХ. Агзамов Ф.А., Дубинский Г.С., Сукманский ОБ. Кононова ТР. Опыт водоиэоляции в газовых скважинах. /Ш Конгресс нефтегазо1ромыш.пенников России Секция Н «Проблемы нефти и газа/». Уфа, 23-25 мая 2001 г.. Научные труды- - Уфа, Изд. «Реакшв», 2001. - 380 с. С. 90-91.
4. Каримов Н.Х., Дубинский Г.С., Кононова Т.Г. Фильтрационные исследования технологии ограничения водопригока в скважину /Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекемых запасов. Проблемы и решения. Выпуск 4. Уфа; Изд. «Мшография»,2003. - 250 с. С .124-127.
5. Патент № 2178059. Е 21 В 33/13, 33/138. Гелеобразующий состав. Акчурин Х.И, Агзамов ФА, Каримов НХ, Сукманский О.Б., Кононова ТТ., Салихов З.С., Аннанснков АГ., Дубинский Г.С. Опубликовано 10.01.2002, Бюл. №1. //Открытия и изобретения. - 2002. №1.
6 Патент № 2188313. Е 21 В 43/22, 33/138. Гелеобразующий состав. Акчурин XR, Агзамов ФА, Каримов Н.Х. Сукманский О.Б., Кононова Т.Г., Дубинский Г.С.. Опубликовано 27.082002, Бюл. №24. //Открытия и изобретения. -2002. №24.
7. Патент № 2188314. Е 21 В 43/22, 33/138. Гелеобразующий состав. Акчурин Х.И, Агзамов Ф.А, Каримов НХ, Сукманский О.Б., Кононова Т.Г., Дубинский Г.С. Опубликовано 27.08.2002, Бюл. №24. //Открытия и изобретения. - 2002. №24.
8. Патент № 2217464. С09 К7/06, Е21 В43/12. Способ блокирования продуктивного пласта. Акчурин Х.И, Сукманский О.Б., Дубинский Г.С., Чезлов A.A. Опубликовано 27.11.2003. Бюл. №33 //Открытия и изобретения. - 2003. №33.
9. Федоров КМ, Ярославов АО., Андреев В.Е., Дубинский Г.С Математическое моделирование процессов изоляции водопритока в газовые скважины геяеобразующими композициями «Азимут-£/>. Электронный журнал "Исследовано в России", 242, стр 2594-2603, 2004 ht^://zhurnal.ape.relam.ru/articles/2004/242.pdf
4
Подписано к печати 22.09.2005 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризмрафии. Тираж 110 экз. Усл.-печ. л. 0,375 Республика Башкортостан. 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел. (3472) 35-77-19.
\
Ц897*
РНБ Русский фонд
2006-4 16101
Содержание диссертации, кандидата технических наук, Дубинский, Геннадий Семенович
ВВЕДЕНИЕ.
1. ОБЗОР ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ МАТЕРИАЛОВ, ЖИДКОСТЕЙ И
ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ ПО
УСТРАНЕНИЮ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ И ВОДОПРИТОКОВ
В СКВАЖИНУ В УСЛОВИЯХ РАЗЛИЧНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
1.1. Актуальность разработки и внедрения новых технологий ремонтно-изоляционных работ (РИР) в процессе разработки газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.
1.2. Источники водопритока в скважину.
1.3. Опыт водоизоляции и ликвидации водопритока в скважины. Способы изоляционных работ при капитальном ремонте скважин.
1.3.1. Оценка размеров экрана и его изолирующих свойств. й 1.3.2. Исправительное цементирование.
1.3.3. Применение изоляционных экранов и барьеров для ограничения и изоляции водопритока в добывающие скважины.
1.4. Тампонажные материалы и жидкости, применяемые для водоизоляции при капитальном ремонте скважин.
1.5. Анализ применения блокирующих жидкостей при ремонтных работах в скважинах.
1.5.1. Типы применяемых блокирующих жидкостей.
1.5.2. Рекомендации для создания блокирующей жидкости (пасты).
Выводы.
2. ЛАБОРАТОРНОЕ ОБОСНОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ГРУППЫ
РЕАГЕНТОВ «АЗИМУТ - г» И БЛОКИРУЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ.
2.1. Обоснование и разработка новых гелеобразующих композиций
2.1.1. Обзор свойств природных и искусственных алюмосиликатов и гелей на их основе.
2.1.2. Лабораторные исследования гелеобразующих композиций.
2.1.2.1. Приготовление гелеобразующих композиций.
2.1.2.2. Методика определения времени гелеобразования.
2.1.2.3. Методика определения физико-химических свойств гелеобразующих композиций.
2.1.2.4. Методика исследований изолирующей способности гелеобразующих композиций.
2.1.2.5. Исследование фюико-химических свойств, оказывающих влияние на характеристики получаемых гелеобразующих композиций на основе реагентов «Азимут^» и соляной кислоты.
2.1.2.5.1. Влияние концентрации исходных компонентов, времени перемешивания и температуры на скорость гелеобразования.
2.1.2.5.2. Влияние разбавления гелеобразующей композиции на время гелеобразования.
2.1.2.5.3. Влияние присутствия карбонатов на время гелеобразования.
2.1.2.5.4. Определение вязкости гелеобразующих композиций.
2.1.2.5.5. Оценка изолирующей способности гелеобразующих композиций в опытах по фильтрации.
2.1.2.5.6. Подбор реагентов для разрушения геля.
2.1.2.5.7. Результаты исследования гелеобразующих композиций на основе группы реагентов «Азимут - Z».
2.2. Лабораторные исследования блокирующей жидкости.
2.2.1. Обоснование состава блокирующей жидкости.
I* 2.2.2. Изучение взаимодействия асбеста с растворами различной природы.
2.2.3. Исследование технологических параметров блокирующих жидкостей.
2.2.4. Исследование изолирующих свойств блокирующей жидкости
2.2.4.1. Методика проведения исследований и объекты исследований.
2.2.4.2. Состав композиций и их параметры.
2.2.4.3. Результаты опытов по фильтрации.
2.2.5. Результаты опытов и рекомендации по приготовлению и использованию блокирующих жидкостей.
Выводы. 3. РАЗРАБОТКА И ОПТИМИЗАЦИЯ НА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ТЕХНОЛОГИИ РИР С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ГРУППЫ РЕАГЕНТОВ «АЗИМУТ-Z».
3.1. Общие положения для технологии по ограничению водопритока в скважину в условиях различных месторождений.
3.2. Определение размеров водоизоляционного барьера (экрана) и допустимой депрессии на пласт при вызове притока.
3.3. Совершенствование и разработка технологии по ограничению водопритока в скважину в условиях различных месторождений.
3.4. Математическое моделирование процесса изоляции водопритока 129 ^ 3.4.1. Проблемы изоляции водопритока и задачи моделирования.
3.4.2. Математическое моделирование процесса экранирования водопритоков с использованием гелеобразующей композиции на основе реагентов «Азимут - Z».
3.4.3. Аналитическое решение поставленной задачи.
3.4.4. Анализ устойчивости гелевых барьеров в процессах водоизоляции добывающих скважин Ямбургского и
Уренгойского месторождений.
Выводы.
4. АНАЛИЗ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ РИР С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ГРУППЫ РЕАГЕНТОВ «АЗИМУТ - Ъу>.
4.1. Краткая геологическая характеристика Уренгойского и Ямбургского газоконденсатных месторождений.
4.1.1. Геологическое строение продуктивных горизонтов Уренгойского месторождения
4.1.2. Текущее состояние разработки Уренгойского месторождения
4.1.3. Геологическое строение продуктивных горизонтов Ямбургского месторождения.
4.1.4. Текущее состояние разработки Ямбургского месторождения
4.1.5. Особенности Уренгойского и Ямбургского газоконденсатных месторождений.
4.2. Описание выполненных работ по ограничению водопритока в скважины с применением ГОК на основе реагентов «Азимут^» и блокирующей жидкости.
4.3. Анализ результатов внедрения технологии ремонгно-изолящюнных работ с применением реагентов «Азимут^» и блокирующей жидкости.
Выводы.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка технологии ремонтно-изоляционных работ с применением гелеобразующих композиций на основе группы реагентов "Азимут-Z""
Ежегодно на ремонт скважин, связанные с водо! солят юнными работами и ремо1ггом крепи расходуют более 50% средств отпущенных на ремош1 скважин Эффекптностъ РИР в среднем не превышает 60%, т.е. в каждой скважине, как правило, выполняется несколько повторных операций.
Обводнение скважин не связанное с выработаю юстыо запасов нефти и газа уменьшает конечную нефтеотдачу, приводит к росту эксплутационных расходов из-за больших затрат на добычу попутной воды и подготовку товарной нефти, а на газовых и пвошщенсашых месторождениях очень часто скважины переходят в пщрагный режим работы и останавливаются. Для скважин газовых месторождении севера Тюменской области, большое количество которых пробурены ниже начального уровня ГВК, проблема повышения эффективности тампонажных составов и технологии водо! палящ п I является весьма актуалы юй.
На сегодня для условий месторождений России разработан ряд тампонажных материалов и множество технологий РИР в скважинах, отличающихся между собой спецификой механизма образования шолящюнного материала, приготовления и закачивания в скважину. Появилось большое количество технологий на основе использования полимеров, щелочей и ПАВ, основанных на осадкообразовании в высокообводненных пластах. Однако, реагенты используются часто дорогостоящие и нередко труднодоступные. Имеют место случаи, когда при ремошно-изоляционных работах происходит попадание толирующего состава в продуктивный пласт и тогда коллектор необратимо кальмашруется. Невысокая технологическая и, как следствие, экономическая эффективность РИР обусловлена отсутствием высокоэффекпшных тампо! ша ых составов 11 тех] юлоп ш РИР.
Широко применяющиеся для временного блокирования продукпшных пластов при глушении скважин различные блокирующие жидкости на водной основе приводят к необратимому ухудшай по каллекторских свойств пласта. Подавляющее большинство щ них не обеспечивают сохранение коллекторских характеристик пласта при выполнении ремотпых работ. Восстановление каллекторских свойств существенно увеличивает длительность ремо1гш и его стоимость, вместе с тем, не всегда восстш гаплI шаюгея первоначальные параметры продукпшного пласта Поэтому разработка блокирующих жидкостей для кашшшьного ремонта скважин, обладающих минимальным воздействием па пласт, является аюуальной задачей в 11сфтегазодобывающей промышла п юсп I
Актуально комплексное решите задачи проведения эффекпшных ремагшо-изоляционных работ по устранению заколонных перетоков и водопртхжа в скважину различною характера и недопущение попадания изолирующих материалов в продукпшный пласт. Это можно достигнуть созданием экрана ш специальной блокирующей жидкости, предохраняющей продукпшный пласт от проникновения в него кольматирующих и тампонирующих агентов на время выполнения РИР, обеспечивающего облегченное и непродолжительное освоение скважины после ремонта
Цель работы: Создание новых эффективных водошоляционных составов, усоверше!клбовшп 1етех!юлоппикзакачившиш с времаиюй iоолящ 1ей продукпш1 юго пласта специальной жидкостью для предохранения от кольмагации и сохранения его каллекторских свойств.
Задачи исследования:
1. Апаш в технологий и материалов, применяемых при РИР в различных геолого-фшических условиях.
2. Разработка I ювых тампо! ияа п>1х составов I ш базе гелеобразующ! к композ! ад и!
3. Разработка и совершенствование технолопш РИР по водошоляции, ликвидации закешоннььх перетоков и ликвидации негерметичности эксплуатациошюй колонны.
4. Разработка блокирующей жидкости и технолопш ее применения для времешюго блокировшпш продуктивных пластов с сохранением их каллекторских свойств.
5. Анализ результатов внедрения разработанных технолопш РИР по водоизоляции, ликвидации закол онных перетоков и ликвидации негерметичносш эксплуатациошюй колонны с применением преобразующих композиций и блокирующей жидкости в комплексе.
Меггцды исследовании:
1. Лаборагср 1ые 11 анал! гп песет ю I кхшедовш п ш.
2. Магсмап псскос модсш 1ровш п 1С.
3. Промысловые 1 кхледовш п ш
Научная новизна результатов полученных в работе:
1. Разработаны новые гелеобразующне композиции для РИР по водоизоляции, ликвидации заколотых перетоков и ликвцдащш негермегшчносш эксплуатационной колонны с регулируемыми сроками преобразования (Патеты РФ №№ 2178059, 2188313,2188314).
2. Разработана новая блокирующая жидкость для временного блокирования продуктивного пласта и технология ее применения (Патент РФ № 2217464).
3. Выполнено математическое моделирование процесса закачивания новых преобразующих композиций в шзоковденсатый пласт.
4. Разработана комплексная технология применения гелеобразующих составов и блокирующей жидкости для временного блокирования продуктивного пласта (СП 1-3921-002-2002).
Основные защищаемые положения
1. Новые гелеобразуюнц ю композ! 1щ п I для РИР в услов! 1ях разш гп гых месторожда п ш.
2. Новая блокирующая Ж1 щкость для время п юш блога фования продукп пн юго пласта и те\1 юл оп ш ее пр! шена нш.
3. Новые комплексные технологии РИР по водоизоляции, ликвидации закол онных перетоков и негерметичности эксплуатационной колонны с применением гелсобразующ! к композ! ид пЧ и блога грующей Ж1 щкосп I
4. Направления повышения эффекптностиРИР.
Практическая ценность.
Разработаны гелеобразующне композит и I на основе алюмосиликатов для изоляции водопригоков различного характера, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны и заколонных перетоков; блокирующая жидкость (паста) для временного блокирования продуктивных пластов для сохранения коллекторских свойств; разработана технология применения этих составов СТП-39-21-002-2002
Технологический регламагг на ликвидацию водопр1ггока в нефтяных и газовых скважинах ДООО «Бургаз»».
Разработанная технология водоизоляции и составы внедрены в 7 скважинах Уренгойского и Ямбургхжого гавокоцденсашых месторождений, Северо-Губкинского нефтяного месторождения, кроме того, блокирующие жидкости использованы приглушении 12 скваж! u i тех же месторожда п iîl
Апробации работы. Основные положения диссертации докладывались m шучно-прошводствешюй конференции ДООО «Бургаз» (г. Анапа, 2000 г.); im III Конгрессе нефтегазопромышлешпжов России. Секция H «Проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 23-25 мая 2001 г.); на прошводствешю-техшиеском совещании филиала «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» (г. Новый Уренгой, 2003 г.), заседаниях научно-технического совета ОАО «Азимут» (2002-2004).
Публикации. По теме диссергациошюй работы опубликовано пял» работ и четыре патента
Структура диссертации. Диссертация cocroirr из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций. Список литературы вкшочает 191 наименование. Текст на 185 страницах, содержит 27 рисунков и 44 таблицы.
Автор выражает благодарность научным руководителям, k.t.il, c.ilc. Акчурину Х.И., дт.и, профессору Андрееву В.Е., а также дт.и, профессору Каримову Н.Х, дт.и, профессору Полякову В.Н., дф-м.и, профессору Федорову К.М., kt.il Блшюву С А, kt.il Чезлову А. А., инженфу Кононовой Т.Г., сотрудникам филиала «Тюменбургаз» связанным с капитальным ремонтом скважин, сотрудникам ОАО «Азимут» и НИИНефтеотдача, участвовавшим в проведении лабораторных исследований, работникам центратехнологического сервиса ОАО «Азимут» за помощь и полезные рекомендации в процессе работы над диссертацией.
1. ОБЗОР ВОДОИЗОЛЯЦПОННЫХ МАТЕРИАЛОВ, ЖИДКОСТЕЙ И ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОИНЫХ РАБОТ ПО УСТРАНЕНИЮ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ И ВОДОПРИТОКОВ В СКВАЖИНУ В УСЛОВИЯХ РАЗЛИЧНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.
В последнее десятилетие вдет сокращение геологоразведок сых работ, сокращается объем бурешш эксплуатационных скважин и под держание уровня добычи углеводородного сырья в основном обеспечивается за счет поддержания в работоспособном состоянии действующих скважин и вводом в эксплуатацию скважин старого фонда после проведения каш пильного ремонта. Большую дол о от всех кагпггальных ремо1ггов стащат составляют ремо1пно-1валяционные работы (РИР) [38], связанные с водоизоляцнонными работами и повторным креплением скважин. Так управление интенсификации и ремо1гга скважин ООО «УренгоГ1газпро.\о> в 1995-1999 г.г. в среднем за год выполняло 23 ремо1гга связанных с ликвидацией водопригока и негермешчносгыо колонны [23]. А прогноз специалистов на настоящее время составляет 45 ремо1ггов по ликвидации водопригока и негерметичности колонны. Много работ посвящено различным технологиям и шолящюнным материалам [1 - 12, 20-26,30-35,37,3841,44-47,53,55,57,59,70,71,75,78,79,81,83,85,86,91,92,99,103-107,115, 116, 120,122-128,135, 141,142, 145, 146, 150,151, 153-155, 159,163, 166-169, 183, 185, 187]. Большая часть ш них разработана для ограничения притока воды в скважины.
Ограничение пртхжа воды в скважины — одна из важнейших проблем при разработке и выполнен! ш мероприятий по повышен! по эффективности разработки газовых, газоконденсашых и нефтяных месторождений. Наличие подошве! пюй воды существенно осложняет эксплуатацию отдельных скважин и разработку залежей в целом. Вода конусообразно подтягивается к забою скважины и поступает в скважину через нижние отверстия фильтра Также преждевременно может произойш обводнение из-за нарушений герметичности эксплуатационной колонны выше или ниже продуктивного интервала. Обводнение скважин не связанное с вьфаботанностыо запасов нефти и газа уменьшает конечный объем шалечения углеводородов (газа, газошщенсата, нефш), на газовых и газошщенсашых месторождениях очень часто скшшшы переходят в пшратный режим работы и останавливаются, а на парных -привод! гг к росту эксплугационных расходов ш-за больших затрат на добычу попутной воды и подготовку товарной нефти,. Межремоншый период работы крепи скважин непродолжителен, велики потери средств, связанные с простоем скважин и их ремонтом, особенно па месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.
В связи со сложным строением месторождений нефти и газа формы поступления воды в продукпшные пласты и скважины могут быть самыми разными [26], при этом отсутствие надежных методов определения путей поступления воды в скваж! п 1у ослож! шет реши п ю задач! I по ликв! щац? и I водопр! ггока
В разное время различные аспекты технологий ремонтно-шоляционных работ и применяемых тамгам южных материалов рассматривали в своих работах Амиян АВ., Амиян ВА, Ахметов АА, Блажевич ВА, Булгаков Р.Т., Вершинин АТ., Газизов Р.Ш., Девягов В.В., Климов Н.Х., Клещенко И.И., Курочкин Б.М., Лукмаиов Р.Р., Подцубный ЮА, Рябоконь СА, Серенко ИА, Скородиевская ЛА, Ташров К.М., Уметбаев В.Г., Шапапш АС., Шумилов ВА, Юмадплов АЮ. и др.
Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Дубинский, Геннадий Семенович
Выводы.
1. Проведенными работами доказана возможность приготовления блокирующей пасты и гелеобразующей композиции (ГОК) «Азимут - Z» в промысловых условиях, при любых погодных условиях (разрешенных правилами промышленной безопасности).
2. Данные рецептуры блокирующей пасты позволяют успешно проводить операции по глушению, блокированию продуктивного пласта и промывке скважин, а также другие технологические операции.
3. Применение блокирующей пасты сокращает время выхода скважины на проектный режим по сравнению жидкостями глушения на водной основе на 1,5-5 суток.
4. Блокирующая паста позволяет предохранить продуктивный пласт от кольматации во время водоизоляционных работ. Использование блокирующей пасты при водоизоляционных работах в определенных условиях оговорено в юридический отдел
Оилмал 'ТюивнОурга!" ооо "бур/в!"
Технологическом регламенте на ликвидацию водопритока в нефтяных и газовых скважинах ДООО «Бургаз»».
5. Разработанные рецептуры ГОК «Азимут - Ъ> и технологии применения ГОК позволяют успешно проводить изоляцию водопритока в скважину и продуктивные пласты.
6. Разработанные рецептуры ГОК «Азимут - г», блокирующей пасты и технологии их применения рекомендуются для применения на Уренгойском, Ямбургском газоконденсатных месторождениях и на других аналогичных месторождениях.
Начальник ПрОО и КРС ф. «ТБГ»
Начальник ГО ф. «ТБГ»
Левашов Н.Т.
ЮРИДИЧЕСКИЙ ОТДЕЛ ацпщп *т|ли«икипгя1а
Филиал 'Тюмвибургаа' ООО'Бургаа*
Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Дубинский, Геннадий Семенович, Уфа
1. АС. СССР № 663819, МКИ Е.21 В 33/13. Состав для изоляции пластовых вод в скважине. Духненко Е.М., Ковардаков В.А, Комаров КВ. и др. Опубликовано 25.05.79. Б.К №19,1979.
2. АС. СССР № 732494, МКИ Е.21 В 33/138. Тампонажный раствор. Швед Г.М., Левченко ИА, Сгороженко АГ., Шерстяной М.Л. Опубликовано 05.05.80. Б.К №17. 1980.
3. АС. СССР № 857450, МКИ Е.21 В 43/32 . Состав для селективной изоляции обводненных зон пласта Комисаров АК, Хачагуров Р.М, Моллаев Р.Х., Соколовский
4. В. Опубликовано 28.08.81. Б.И. №31.1981.
5. АС. СССР № 859612, МКИ Е.21 В 43/32 . Состав для изоляции щнггока пластовых вод в нефтяных скважинах. Маляренко АВ., Земцов Ю.В., Шпонько АИ. и др. Опубликовано 05.09.81. Б.К №32.1981.
6. АС. СССР № 933948, МКИ Е.21 В 33/138. 1980. Состав для селекшвной изоляции обводштшихся пропласгков.
7. АС. СССР № 945393, МКИ Е.21 В 43/32 . Состав для изоляции притока обводненных шггервалов нефтегазовых пластов. Александров В.Б., Желтухин ЮЛ., Путкарапзе ЛА. и др. Опубликовано 23.07.82. Б.И. №27.1982.
8. АС. СССР № 1078036, МКИ Е.21 В 43/32 . Состав для селекшвной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. Клещенко ИИ., Овчинников В.К, Пешков В.Е., Ягафаров АК. Опубликовано 07.03.84. БМ. №9.1984.
9. АС. СССР № 1154438, МКИ Е 21 В 43/32. Способ селективного тампонирования обводненных зон пласта АК Комисаров, АА Соколов. Б.К № 17,1985.
10. АС. СССР № 1602975, МКИ Е.21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции пластовых вод Крысин НИ., Мавлютов МР., Скороходова Т.А и др. Опубликовано 30.10.90. БИ. №40.1990.
11. Аветисов АГ., Кошслев АТ., Крылов В.К Ремоншо-изаляционные работы при бурении нефтяных и псовых скважин -М.:ВНИИОЭНГ.-1981.-216с.
12. Австисов АХ., Усов С.В., Кошслев АТ., Серенко ИА, Еремин ТА Путиповышения эффекпганосш ремо! ш ю-1 волящ юш гых работ при строительстве скважин -М:ВНИИОЭНГ. -1984. -55 с.
13. Агзамов ФА Измухамбетов Б.С. Каримов Н.Х. Мавлютов М.Р. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефшяных и газовых скважин. Изд Самарского филиала секции «Сгро1ггельство» РИА. Уфа-Самара 1998. 272 с.
14. Айлер Р. Химия кремнезема 4.1 /Перевод с англ.—М:Мир, 1982 —416 с.
15. Айлер Р. XI »им кремнезема 4.2 /Перевод с англ.-М: Мир, 1982 —712с.
16. Алмаев Р.Х., Девяшв В.В. Влияние щелочных осадкообразующих составов на изменение проницаемосш нефгенасыщенных пород /Геология, геофизика и разработка нефтяных месгорожде! ШЙ.-1995.-№3, с.39.
17. Алмаев Р.Х., Девягов В.В. Технология применения вязкоупругих осацкообразующих химреагаггов //Нефтепромысловое дело. -1994. № 5. - С.7-8.
18. Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф., Асмоловский В.С., Плотников И.Г., Габдрахманов А.Г. Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторожди пш //Нефтяное хозяйство. -1992. -№ 9. -С. 22-26.
19. Агпунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. -Новосибирск: Наука Сибирская издательская фирма РАН, 1995. —198 с.
20. Ашунина Л.К., Кувшшюв ВА /Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой //Нефтяное хозяйство. — 1995. -№ 4. -С. 36-38.
21. Ахметов И.М, Шерстпев КМ. Применение композиционных систем в тех! юлоп 1чесга к операщ шх эксплуатации скваж! п IМ: Недра, 1989.
22. Аржанов Ф. Г. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири, М: Недра, 1979 с.80.
23. Асад-Заде А.И. Результаты экспер! 1ме1 палы плх работ по I полящ и I водопр! ггоков в глубоких нефтяных скважинах. АНХ, 1984, № 6. -С. 34-36.
24. Ахметов АА Кати палы пли ремонт скважин на Уренгойском месгорожденин — Уфа Изд-во УГНТУ, 2000. -219 с.
25. Ахметов А А Тех! юлоп 1ческие разрабош I для ремо! па скваж! п I на Урс! ггойскомместорожда п с I Уфа* Изд-во У ГИТУ, 1999. -29 с.
26. Ахметов АА, Киряков ГА, Юпосов ИА, Юзвицкий В.П. Полимерцемиттые композит ш для установки водо! волящ 101 и гых мостов в сеноманских скважинахУ Нефш юс хозяйсгво.-2003.-№3-С.68-69.
27. Баалов Ю.В., Маликов МА., Нигматуллин И.Г., Чугупов С.В. О некоторых аспектах повышения эффективности водоиюляционных работ// нефтяное хозяйство. — 2000. -№11.- С.34-35.
28. Баренблагг Г.И., Битов В.М, Рыжнк В.М Движение жидкостей и газов в природных пластах.-М.: Недра, 1984.—204 с.
29. Бернадштер И.Г., Етпов В.М. Гидродинамическая теория фильтрации аномалы тых жидкостей. М: Наука, 1975. -200 с.
30. Блажевич В.А и др. Селективная изоляция обводнившихся пропластков в нефтяных скважинах с использованием синтетических смол, М: Нефтепромысловое дело, 1967, №3.
31. Блажевти ВА и др. Применение сшггепиеских смол при проведении изоляционных работ в нефтяных скважинах /Тематические научно-технические обзоры «Опыт проведетшя ремоншо-изоляционных работ в эксплуагациотптых и нагнетательных скважинах, ВНИИОЭНГ, 1968.
32. Блажевич ВА и др. О выборе технологии изоляционных работ / Нефтепромысловое дело, 1972, № 12 с. 36-38.
33. Блажев1п В.А и др. К решет п по проблемы ограничения пртгтока воды в нефтяные скважины. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1973, № 16 с. 54-57.
34. Блажевич В.А, Умегбаев В.Г., Сгрижнев В.А. Тампонажные (изоляционные материалы для ремошно-изоляционных работ в скважинах. Уфа, РИО Госкомиздата Б АССР, 1992. -88 с.
35. Блажевич ВА, Умрихина E.H. Новые методы ограничения npirroKa воды в нефтяные скважины. -М: Недра 1974. -212 с.
36. Блажевич ВА Геолого-физичсские и технологические особенности совершенствования РИР в скважинах методами тампонирования. /гр.БашНИПИнефть.-1983, вып.64, с. 140-146.
37. Блажевич В А Умрихипа E.H., Умегбаев В.Г. PeMOi m io-i волящ ioi п пле работы при эксплуагацшшефтяных месторождений. -М.Ледра-1981.- 232 с.
38. Будников В.Ф., Макаренко П.П., Юрьев ВА Диагностика и капитальный ремонт обсапных колонн в нефтяных и газовых скважинах. —М.: Недра, 1997. -226 с.
39. Булатов АИ., Качмар Ю.Д., Макаренко ПЛ., Яремийчук P.C. Освоение скважин: Справочное пособие/ Под ред P.C. Яремийчука -М.: Недра, 1999. -472 с.
40. Булатов АИ. Тампонажные материалы технология цеметировшпш скважин. — М: Недра -1991. -336 с.
41. Булгаков Р.Т., Газ1в0в АШ, Габдуллин Р.Г. и др. Orpain пение притока пластовых вод в нефтяные скважины. —М.: Недра 1976. —174 с.
42. Вернадский В. К, Курбатов С. М., Земные а ив попы, алюмосиликаты и íes: аналоги, 4 шд, M.-JL, 1937.
43. Вершинин AT. и др. Методы водошоляции с применением гидрогелей //Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождешшх Западной Сибири. / Обз. Инф. Сер. Нефтепромысловое дело/ -М.БНИИОЭНГ, 1992.-С.34-42.
44. Внедрешю и совсршенсгвовшше технологии применения водоишолирующихсоставов на обводненных пластах (информационный) ХДЗ-95. Отчет о НИР. НИИНефтсотдача, рук. Ллмасв Р.Х-Уфа 1995.
45. Воздействие па призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды,-МгВНИИОЭНГ. Обзор! 11 и к|юрм.Нефтепромысл овое дело.- 1984.-Вып.1(73).-53с.
46. Газ! сов А А. Увел! гчение ггефтеотда1п 111сод город гых пластов I га поад гей сщщ и г разработки-М: Недра, 2002.-639 с.
47. Ганиев Р.Р., Мухамепзянова Р.С., Лснченкова Л.Е. Гелеобразующие составы т основе побочных продуктов кагализаторных прошводсгв для снижения обводненност добываемой продукте! //БашНИПИне^лъ -Уфа:1996, с.26.
48. ГетлинК. Бурение изаканчивание скважин. М, Госгоптехиздат, 1963.
49. Глушение и освоение скважин в условиях пониженных пластовых давлений /Воронов В.Н, Тернавский Н.И., Акопян Н.Р. и др. //Газовая промышленность М: 1972,№8,с.5-8.
50. Галыбин АМ, Казакова АВ. и др. Ограничите грпока подошвенной воды гидрофобными водонефгяными эмульсиями / НТС Нефтепромысловое дело.-1981.- № 9. С. 18-21.
51. Гарифуллин Ш.С., Галямов ИМ, Плопгиков И.Г. и др. Гелеобразующие технологии 1га основе ашомохлорцда /Нефтяное хсо-во.-1996.- №2.-С.32-34.
52. В.Грайфер, Л. Захарчснко, А Борисочев, Д Трефилов. Технологии ремотно-изодящюшгых работ и селекпшного огршгичения водопригоков. //НТЖ Технологии ТЭК.-2003.-№3.-С37-39.
53. Гусев С.В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г., д-р Хубер, д-р В.Бугср, Мешков П.И., Воротилин О.И., Суханов В.Н. ЛСремшшорпишческие соединения фирмы \Vacher-Огагпе СтЬН для повьпнешш нефтеотдачи пластов //Нефтяное хозяйство. -1995. -№ 3. -С. 65-68.
54. Дегштов В.В., Алмасв Р.Х., Пастух П.И. и др. Применение водоизолирующих xiLMpcareirroB тобводне!пшьхмссторожде1птхШш1мскогорш1о11а-М.:1995.-100 с.
55. Диниченко И.К., Подшивалов Н.Ф., Шангареев И.Р. Технолошя изоляции npiпока воды в горизонтальных стволах скваж! пl / Нефтяное хозяйсгво.-2003.-№2-С.48-49.
56. Дубинский Г.С. Технология ограничения водогрггока в скваяашу в условиях различных месторождений. /Методы увеличения нефтеотдачи трудношвлекемых запасов. Проблемы и решения. Выпуск 4. Уфа' Изд. «Монография»,2003. 250 с. С . 136-137.
57. EirroB ВМ, Панков В.Н., Панько C.B. Математическая теория целиков остаточной вязкопластичной нефти. Томск: Изд-воТом. ун-та, 1989. -196 с.
58. Зейгман Ю.В. Регулирование характеристик нефтегазонасыщенных пород при вскрьгпni пластов и глушении скважин: Дисс. на соиск. уч. степ. докт. техц наук.-Уфа, 1997.
59. Знаменский В.В., Жданов МС., Петров Л.П. Геофизические методы разведки и исследования скважин.-М.: Недра, 1991.-304 с.
60. Зюр1 и I В.Г., Санфугд! н юв Ф.Х., Лс1 гю! Пчова Л.Е. Соверша 1Ствова1 п 1С тем тки н технологии применения жидкого стекла в композиции с соляной кислотой для снижения обводненности скважин / Сб. трудов БашНИПИнефть. Вып.91 .-Уфа; 1995.-С.75-81.
61. Зюр1 п I В.Г., Хатмулл! и I А.М., Асмоловсга ш В.С., .Ле1 на псова Л.Е. Промысловые испытания гслевой технологии на Арланском месторождении / Сб. трудов БашНИПИнефть, выл. 91.-Уфа: Башкнигошдаг,1995.
62. Ибратмов Г.З. и др. Химические реагеты для добычи нефти, М: Недра, 1986.
63. Иогансен КВ. Спутник буровика: Справоч!ппс-М.:Недра, 1990.-c.303.
64. Исмапшов И.Ш., Курочкин БМ, Третьяков В.В.Применение латекса при ликвидации негерметичности колонн, М:ВНИИОЭНГ. РНТС Бурешю. -1989, вып. 2. -с.25-27.
65. Инструкция по повторному разобщению пластов в скважинах, Краснодар, ВНИИКРнефгь, 1976.
66. И1перпретация результатов геофшических исследований нефгяньрс и газовых скважин: Справоч! шк/Под ред. д. г.-м. а Добрынина В.М М: Недра 1988.-476 с.
67. Исследование продуктивных пород нефтяных месторождений Башкирии для подсчета запасов и проектировашш разработки. Огчет по теме №07-82. Уфа БашНИПИнефть, 1982, т.1. -167 с.
68. Казанский В.В., Брашна ОА, Низовцев В.П. и др. Влияние безглинистого соленасыщешюго раствора КМЦ на качество вскрьппя продукпшных пластов // Нефтяное хозяйство, 1988.-№ 1 .-с.21-25.
69. Канзафаров ФЛ, Васильев А.С., Каюафаров С.Г. Составы для изоляции пластовых вод/Нефтяное хозяйспю, №2,1991, с.20-22.
70. Каримов Н.Х, Д>бинсгаш Г.С., Кононова Т.Г. Фильтрационные исследования технологии ограничения водопритока в скважину. /Методы увеличения нефтеотдачитрудноизвлекемых запасов. Проблемы и решения. Выпуск 4. Уфа: Изд. «Монография»,2003. 250 с. С .124-127.
71. Каримов Н.Х, Запорожец ЯС., Рахмагуллин Т.К. и др. Стабильность свойств сухих тампонажных смесей, приготовленных с помощью дезшггеграгора / М: ВНИИОЭНГ. РНТС Бурение.1983, вып.3, с.15-16.
72. Каримов Н.Х, Хахаев Б.Н., Серенко ИА и др. Применение многокомпонентных смесей, приготовленных с помощью дезшггеграгора, при строительстве скважин / М. ".ВНИИОЭНГ Обзорная информация. Серия -Бурение, вып.3.1989.
73. Касперский Б.В., Панов БД К вопросу исследования влияния промывочной жидкости на пропускную способность пористой среды. Труды КФ ВНИИНефть, вып. 23,1970.
74. Клещенко И.И., Ягофаров АЛС Состав для сслекшвной изоляции пластовых вод в 11ефш 1ых 11 газовых скважз и юх.- Тюмет п> ТМГЦНТИ, 1985.- Иг ¡форм. л1 ictok №85-6, -4 с.
75. Коновалов Е.А., Нсхвдря В.И., Балаба В.И., Лыгач В.Н. Пщрошоляционные составы для борьбы сосложнениями в скваж!ишх//Газовая промышлешюсть.-1998.-№12.-С.28-30
76. Комбинированные гелевые системы, основа! л 1ые на структурировании in situ //Применение полимеров для обработки углеводородных пластов. Тематический обзор /.Будапешт, февраль 1985.-С.16.
77. Ко1проль водопршхжов составом «Эском» //Заицгга от коррозии и охрана окружающей среды, 1994.-№ 11-121.-С. 16.
78. Котельников В А, Романцев М.Ф., Заволжский В.Б. Ишювациошгые технологии ОАО «РИТЭКМНсфгяное хозяйсгво.-2002.-№6-С. 110-112.
79. Котенев ЮА, Андреев В.Е., Блинов С А, Федоров К.М и др. Технология ограшпения водопртхжов на основе алюмосиликата и математическое моделированиеее применения в продукт! ibiilix пластах / Hajron юе хозяйство. 2004. -№4, С60-63.
80. Крысин ИИ, Крысина Т.И, Ильясов С.Е. и др. Основные направления повышения качества вскрытия продуктивных пластов II Пробл. Освоения трудношвлекаемых запасов нефти Перм. Приуралья.-М, 1988.-С.60-64.
81. Кувшинов ВА, Агпунина Л.К., Стасьсва ЯА Кинетика преобразования в системе соль ашомшшя карбамид - вода В кн.: Фшико-химические свойства растворов 11 д! icnepci ш. - Hoboci 161 грек: Наука, 1992.- С. 18-24.
82. Курочкин Б.М О перспекшве применешш способов изоляции водоносных пластов в открытом стволе в продуктивной толще. //Нефтяное хозяйство.-2001.-№ 1 -С.41-44.
83. Левченко ИА, Кисельман МЯ, Св!ф!щов B.C. и др. О ремоше обсадных колонн стальными пластырями в объединении «Краснодар!юфтегаз» /- М:ВНИИОЭНГ — Нефтепромысловое дело. Вып.3.1980 .-с.8-10.
84. Ленченкова ЛЕ. Повыше! ше нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. -М: ООО «Недра-Бшпесцешр», 1998.-394 с.
85. Ленченкова Л.Е., Лукьянова Н.Ю., Ганиев Р.Р., Хлебников В.Н., Фахретдииов P.R Кш1етические закономерности гелеобразовшпш в солянокислошых растворах алюмосиликата Башкирский химический журнал. 1998. Том 5. №1, с. 48-51.
86. Логинов Ю.Ф., Радковец Н.Л., Мапошов В.Г. и др. Вскрыше продуктивных пластов растворами на углеводородной основе на месторождениях Западной Сибири //
87. Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: Тез. докл. 2 Всес. науч.-техн. конф., посвя1ц. 60-леппо со дня рожд. акад. АН АзССР АХМирзаджшваде.-Ивано-Франковск, 1988.-С.39-39.
88. Jlooini Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдач!!. -Уфа, БашНИПИнефгь,2003,236 с.
89. Лооин Е.В., Гафуров О.Г. и др. Разработка и внедрение осадкогелсобразуюших те\1 юлоп iîî //Hetmn юе хоз-во.-1996,- №2.-С.39-41.
90. Лукманов Р.Р., Подкуйко П.П. Проблемы ограничения притока подошвенной воды в скважины Кустового месторождения Западной Спбири//Сгро1ггельство нефтяных и газовых скважин на суше и наморе.-М, 2004.-№1 .-С.19-21.
91. Лукьянова H.IO. Фшико-xi отческие закономерности процесса преобразования в системе атомоснликат-соляная кислота Диссертация на соискание ученой степени кацд. техн. наук: 02.00.04. Уфа 2000.188 с.
92. Лабораторные работы и задачи по коллоидной химии / под ред. Ю.Г. Фролова и АС. Гродского. —М: Химия, 1986. -216 с.
93. Макарян АС., Кошелев AT., Усов C.B. Применение ассоциативного анализа для оценки сравнительной эффективности тампонажных систем при ремотио-изоляционных работах /Материалы П1 Всесоюзной научной конференщш (2-4 декабря 1980), Баку: 1981 .-С.50-51.
94. Маляренко АВ., Зсмцов Ю.В. Методы селективной шоляции водопригоков в нефтяных скважшшх и перспекпшы их применения на месгорождешшх Западной О i6i ф! i / ВНИИОЭНГ M., 1987. Обзорная i и к|юрмащ ш. Сер. «Нефтепромысловое депо» - Вып. 1 (130) -33 с.
95. Маслов И.И., Янковский IO.H. Скородиевская Л А. Повышение эффективности водо! вол! ipyiouB ix pearci нов i ia oci юве крем! п ifioprai и песта к соед! п ici п ш //Азерб. i lalrr.хот-во.-1983.-№ 9, c.22-25.
96. Методы селективной изоляции водопртхжов в нефтяных скважинах и псрспскпгаы их применения на месторождениях Западной Сибири.- / Обзор! l информ. Нефтепромысловое дздо, вып. 1(130) М:ВНИИОЭНГ 1985.34 с.
97. Методы снижения пр1ггока воды в нефтяные скважины //Экспреаишформация. М.: ВНИИОЭНГ. Нефтепромысловое дело.-1992.- Вып. 9, с. 18-23.
98. Мирзаджшвдце А. X О теоретической схеме явления ухода расшора АН АзССР,т.9,№4,1953, с. 203-206.
99. Mi фзаджш воде А.Х. и др. О нелш юш юй ф! тьтрации i ¡ефп i в слог клых пластах. //Нефтяное хозяйство. -1972. -№ 1. -С. 44-48.
100. Мухаметзянов P.R, Сафин С.Г., Кшомов Л.Х. и др. Разработка преобразующего состава //Геология, геофшика и разработка нефтяных месторождений, 1994.- № 7-8.-С.37-38.
101. Некрасов В.И., А.В. Глебов, Р.Г. Ширгазин, В.Е. Андреев Научно-технические основы промышленного внедрения фшико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангспасской группе месторождений Западной Сибири, Уфа, Белая Река, 2001 г.-288 с.
102. Овсюков А.В., Бл о юв С А, Максимова Т.Н. 11 др. Иссл едовш п ie свойств ГОК i ia основе цеошпеодфжащего компонента. /Нефтепромысловое дело. 1996 - №11, с 2529.
103. Овсюков А.В., Гауфиллин М.Г., Максимова Т.Н. и др. Возможность применения преобразующих композиций на основе цеотгтеодержащего компонеьгга //Нефтяное хозяйство.-1997.-№ 1.
104. Овсюков А.В., Максимова T.R, Сафин С.Г. и др. Исследование водо!солирующих свойств гелеобразующих композищвт на основе цеотгтеодержащего компонента//Нефтепромысловое дело.-1997. -№2.-С.5-7.
105. Овчинников В.П, Фролов АА, Кузнецов Ю.С. и др. К вопросу применения подимерцемипных и полимерсолевых растворов //Труды 1 международной конференции: Освоение шельфа Аркпиеских морей Poccini- С. Петерб>рг: 1999.-С.45-52.
106. Орлов ГА, Ксцдис М.Ш., Глушенко В.Н. Применение обратных эмульсий в I ю^ггедобыче. М.: Недра, 1991. -224 с.
107. Опст по договору № 567/99 от 10.11.1999. Разработка и В1 гсдра п из блок! фующей жидкость ГНПП «Азимут» / Чезлов А А, Нигмагуллина А А, Абзалова Т.Р. Сукманский О.Б., Дубинский Г.С. и др. Уфа, 2001,58 с.
108. Отчет по договору № 103036. Разработка Ж1 щкосгей 11 тех! юлоп и I водо! волящ и I н ликвидации водопрнгоков при каш пильном ремонте скважин. / Рук дт.п, про({юссор Н.Х Каримов. Уфа 2001.
109. Олег о НИР. Проведет ю ОПР по ограничению водопригока изолирующими составами. / Рук НИР Овсюков А.В. Авторы: Блинов СА, Кононова Т.Г., Кузнецова ДА. и др. НИИНефтеотдача Уфа 1996.50 с.
110. Павельчак АВ., Кошелев АТ., Еремин Г. А О некоторых причинах негермегшчности резьбовых соединений обсадных колонн/Гр. ВНИИКрнефггь.- 1980. Вып. 19.-С. 148-153.
111. Парааок АВ., Галанцев И.Н. и др. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопригока //Нефтяное хоз-во, 1994.-№2, с.64-68.
112. Патент № 1804548. Е 21 В 33/13. Способ изоляции проницаемых пластов, сложенных терригенными породами. Блажевич В А, Уметбаев В.Г., Сгрижнев В А Опубликовано 23.03.93, Бюл. №11. //Открыли и изобретения. -1993. №11.
113. Патент № 1838583. Е 21 В 33/13. Тампонажпая смесь. Блажевич В А, Уметбаев В.Г., Хисаева ДА Опубликовано 30.08.92, Бюл. №32. //Огкрьгшя и изобретения. -1992. №32.
114. Патент № 2017936. Е 21 33/138. Изолирующий состав. Валеева Т.Г., Вердеревская Ю.Л., Попова В Л. и др. Опубликовано 15.08.94. Бюл.№15. //Открытия и изобретения. -1994. №15.
115. Патент № 2139411. Е 21 33/138. Тампонажный состав. Павлычев В.Н, Уметбаев В.Г., Прокшина Н.В., ЕмапетдшюваЛ.Д Опубликовано 10.10.99. Бюл.№28. //Открытия шпобретения. -1999. №28.
116. Патент № 2149255. Е 21 В 33/13. Способ селекпшной изоляции обводненныхюггсрвалов пласта в скважинах. Умегбаев В.Г., Павлычев В.Н., Прокшина Н.В. Опубликовано 20.05.2000. Бюл.№14. //Огкрьпия и изобретения. -2000. №14.
117. Патент № 2154728. Е 21 В 33/138. Тампонажный состав. Проктит Н.В., Умегбаев В.Г., Павлычев В.Н., Емалетдипова Л.Д. Опубликовано 20.08.2000. Бюл.№23. //Открыли и изобретения. -2000. №23.
118. Пата гг № 2167267. Е 21 В 33/138. Паш iMepi 1ый тампо! юже 1ый состав. Павлычев В.Н., Умегбаев В.Г., Прокшина Н.В. и др. Опубликовано 20.05.2001. Бюл.№14. //Открыли и изобретения. -2001. №14.
119. Пагагг № 2178059. Е 21 В 33/13,33/138. Гелеобразующий состав. Акчурин ХИ., Агзамов ФА, Каримов Н.Х, Сукманский О.Б., Кононова Т.Г., Салихов З.С., AinianeiiKOB А.Г., Дубинский Г.С. Опубликовано 10.01.2002, Бюл. №1. //Открьши и изобретения. -2002. №1.
120. Патент №2181427. Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для регулирования проницаемости пластов. Селимов ФА, Хайрегдинов Н.Ш., Блинов CA, Андреев В.Е. и др. Опубликовано 20.04.2002, Бюл. №11. //Открытия и изобретения -2002. №11.
121. Патент № 2188313. Е 21 В 43/22,33/138. Гелеобразующий состав. Акчурин ХИ., Агзамов ФА, Каримов Н.Х., Сукманский О.Б., Кононова Т.Г., Дубинский Г.С. Опубликовано 27.08.2002, Бюл. №24. //Открыли и изобретения. -2002. №24.
122. Пагигг № 2188314. Е 21 В 43/22,33/138. Гелеобразующий состав. Акчурин ХИ, Агзамов Ф.А, Каримов Н.Х, Сукманский О.Б., Кононова Т.Г., Дубинский Г.С. Опубликовано 27.08.2002, Бюл. №24. //Огкрьгпш и изобретения.-2002. №24.
123. Патагг № 2217464. С09 К7/06, Е21 В43/12. Способ блокированы продуктивного пласта Акчурин ХИ., Сукманский О.Б., Дубинский Г.С., Чеэлов АА Опубликовано 27.11.2003, Бюл. №33 //Открыли и изобретения 2003. №33.
124. Поваренных А. С. Крисгаллохимическая классификация минеральных видов. К., 1966.
125. Подцубный ЮА и др. Эффекппшостъ применеюи водошолирующих материалов в нефтяных скважинах. / Обзорн. информ. Не(^гепромысл. дело, М.:ВНИИОЭНГ, 1985.38с.
126. Поп Г.С., Барсуков КА, Ахметов АА, Коршунов ИГ., Хозяинов ВЛ. Новаятехнология глушения, консервации и освоения скважин // Газовая промышленностъ.-М.:1992, №3-с.39-40.
127. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков ш глубокозалегшоццк пластов / Нефтяное хоз-во.-1992.- №8.-с. 13-15.
128. Рахманкулов Д.Я, Злотский С.С., Мархасин В.И. и др. Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. -М
129. Рыбак Б.М. Анализ нефш и нефтепродуктов. Изд. 5 дополненное и переработанное. Госгогтгехшдаг. М, 1962.-888 с.
130. Рязанов ЯА Справочник по буровым растворам. М: Недра, 1979. -215 с.
131. РД 39-0147009-505-87. Технология изоляции пропласгковых, подошвенных и заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах Запащюй Сибири составом АКОР. -Краснодар: ВНИИКРнефтъ, 1987. -44 с.
132. РД 39-0147009-532-87. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведет ш ремошно-изоляционных работ. Краснодар: ВНИИКРнефтъ, 1987. - 89 с.
133. Ремизов В.В., Ерлвшов ОМ, Чугунов Л.С. и др. Методы анализа геолого-технических причин обводненности продукции скважин с целью прогноза надежности обеспечения проектных показателей. -М.: 1995. Газпром. - 64 с.
134. Рябоконь СА и др. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекгорские свойства пласта // Обзор, инф. серии «Нефтепромысловое дело»-М.:ВНИИОЭНГ. 1989.-с. 14-15.
135. Рябоконь СА, Усов СА, Уметбаев В.Г. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении РИР в скважинах. //Нефтяное хозяйство. -1989.- №4. С. 44-47.
136. Рябоконь СА, Скородиевская ЛА Ограничение водопртхжов в скважины с I ютользовш п 1С.м состава АКОР МГ. //Нефгя! юе хозяйство. -2002.- №7. С. 120-125.
137. Сайд И.А. Разработка составов для восстановления герметичности заколошюго пространства Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.15. Уфа 2003.155 с.
138. Серенко ИА, Булатов А.И., Каримов Н.Х. и др. Материалы, используемые при вторичном цемешнровании скважин / -М:ВНИИОЭНГ,- (Обзорная информ. Серия-бурение, вып9).-1981.-82 с.
139. Серенко ИА, Сидоров RA, Кошслев AT. и др. Вторичное цементирование нефтяных и газовых скважин / -М:ВНИИОЭНГ. Обзорная информ. Серия-бурение, вып. 4.-1982.
140. Сидоровский В А Зависимость продуктивности пласта от ухудшения проницаемости прпзабойной зоны нефтеразведочных скважин Западной Сибири. Тр. «Птропомешнефгегаза», вып. 4,1967.
141. Скородиевская JIA, Хосроев Д.В., Строганов AM и др. Ограничение притока вод составами АКОР //Нефтяное хозяйство. -1992. -№ 6. С. 32-34.
142. Скородиевская JIA, Строганов AM, Рябоконь CA Повышение эффективности водотоляцнонных работ путем использования материала АКОР //Нефтяное хозяиство-1999.-№2-С. 16-20.
143. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Арефьев IO.HL, Коцдаурова Г.Ф., Юнусов Ш.М Применение ко.мпозиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопрнюка добывают! к скваж! п i //Нефтепромысловое дело, 1996, № 34.
144. Султанов В.И. О фильтрации вязко-пластичных жидкостей в пористой среде // Изв. АН АзССР.-1960. -№5, с. 125-130.
145. Структуропреобразователи и полимерные гели для нефти и нефтепродуктов //Нефтяник,-1994,- № 4-5.-С. 19.
146. С111-39-21-002-2002. Технологический регламе1п на ликвидацию водопртхжа в 11ефш n>ix 11 газовых скваж! и их ДООО «Бургаз». ГНПП «Аз1 1мут». Уфа -2002.—22 с.
147. Tanipoo KM., Кабанов Н.И., Гасумов Р.Л. Персйма А А., Астапова ЗА Тампонирующий материал для рсмошткмволяциоииых работ. // Газовая промышленность. -№1.1998. С.40-41.
148. Телков А.П., Грачев С.И., Гаврилов Е.И., Дубков И.Б., Краснова T.JL Прострш iCTBei п ш фильтрация и прикладные задачи разработки нефте-газоковденсатных месторождений и нефтегазодобычи. Тюмень, ООО НИПИКБС-Т, 2001,460с.
149. Ti цце! псо В.Ф. ITorepi i добыш i углеводород! юго сырья от глуша п ш сквана m при их peMOirre без примени пш блокирующих составов. // Газовая промышленностъ.-М:1992, №3-с. 17-19.
150. Tpoi щи 1Й И А, Желез! юв В. А. Металлурп ш ашом! п пш. М, 1964
151. Троцгаш В.Ф. Разработка tcxiюлопdiii tcxiпшзi кагпггалыюго ремо!па скваиапi на поздней стадии разработки газоконденсашых месторождешш: Дисс. на соиск. уч. crea канд. техн. наук -М, 1993.
152. Троцкий В.Ф., Зазекало И.Г. Разработка расгворов-гелей для глушения скважин // Газовая промышле! и юсть-М.:1995.-№ 1 .-с.25.
153. ТУ 2322-013-33837701-2002. Гел еобразующ* 1Й материал «Аз1 l\iyr -Z».
154. Уметбаев В.Г. Разработка научных основ и технологий оздоровления осложненного фонда скважин Диссертация на соискание ученой creneini доктора техн. наук: 05.16.06. Уфа: БашНИПИнефгь, 1997. - 264 с.
155. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт как средство эколоп иеского оздоровле! п ш фо1 ща скважз u l -Уфа: БашНИПИ! 1с<|пъ, -1995. 251 с.
156. Уметбаев В.Г., Плотников И.Г., Сафонов E.R Опсшочение обводцеш1ых i п ггервалов продукп mi n>ix пластов огверждаюиц lmi 1ся тампо! шж1 ilimi i Marepi 1алам1 l M.: НТЖ «HetJncnpoMbicnoBoe дело».-1995. -№6. C. 18-21.
157. Уметбаев В.Г., Прокип п ш Н.В., Павлычев В.Н. 11 др. Новый тампо! иж! п,1Й состав для РИР в условиях пластовой температуры 60-100 °С. / Труды БашНИПИнефгь. -2000. -Вып. 100. Часть 2. С. 50-53.
158. Уметбаев В.Г., Сгрижнев ВА, Павлычев В.Н. Проблемы в области технологий РИР, направления и некоторые результаты их исследования. / Нефтяное хозяйство, №11.2001.-С. 32-34.
159. Фахретдинов Р.Н., Ehiikccb P.M., Мухаметзянова P.C., Ршванова З.И. /Перспективы применения гелеобразующ ix систем для повышения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождений //Нефтепромысловое дело. -1994. -№ 5. -С. 12-13.
160. Фахрстд! и юв Р.Н, Нигмагулш н и Р.Ф. 11 др. Новые гелеобразуюгщ ie композ! im п i для водоизолирующих работ и способов увеличения нефтеотда1ш //Всероссийская научно-техническая конференция. Уфа-1995.
161. Фахретдинов Р.Н., Мухаметзянова P.C., Берг А А, Мухаметзянова JI.T., Васильева Е.Ш., Камалов ММ, Ишоков В.А /Гелеобразуюшие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов //Нефтяное хозяйство. -1995. -№ 3. -С. 41-43.
162. Федоров КМ Анатгшческое исследование процесса преобразования в призабойнойзоне скважин. //Изв. РАН Сер. МЖГ. -1997. -№4. С.91-97.
163. Федоров КМ, Ярославов АО. Поведение хим. реагентов с пластическими свойствами в призабойной зоне скважин. /Химия нефти и газа /Материалы V международной конференции (22-26 сентября 2003 г.) Томск 2003. Изд Инсппуга огго1ки атмосферы СО РАН.
164. Фридрихсберг ДА Курс коллоидной xhmi dl -Л: Химия, 1984,-368 с.
165. Хайрегдинов HILL, Андреев В.Е., Котенев IO.A и др. Осацкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции: Учеб. Пособие. -Уфа Изд-во УГНТУ, 2000. -149 с.
166. Хлебников В.Н Коллоидно-химические процессы в технологиях повышения нефтеотдачи Авторефереат диссертации на соискание ученой степени доктора техн. наук: 02.00.11, Казань 2005.48 с.
167. Хлебников В.Н, Ленченкова ЛЕ. Гелеобразующие композиции д ля нефтеотдачи
168. Башкирский xiiMi гчсский журнал АН РБ.-1997.-Т.4, № 1.
169. Ходжасв MR Оценка влияния глинистой корки, зон глиншацин и взаимодействия на изменение фильтрационной способности пласта. В сб. «Разработка и эксплуатация газовых и газокоцденсатных месторождений», М., ВНИИЭГазпром, 1969, №12.
170. Шапатии АС. и др. Кремнийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности //Новые области применения металлорганических соединений. -М: ГНИШЭОС, 1983.-С.83-84.
171. Шерстнев Н.М и др. Применение вязкоупругих сред при бурении скважин, М.: ВНИИОЭНГ, 1976.
172. Шумилов В А О задачах и возможностях селективной изоляции вод. // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело.-М, 1973 -№10.-С.36-39.
173. Эффективность применения временно закупоривающих составов коллекторов.// Газовая промышленносгь.-М,1992 №4, с.26-27.
174. Юмадилов АЮ. Изоляция пластовых вод.-М: Недра 1976.111с.
175. KmytH,PostmaJ., Ree. Trav. Chem, 44,765 (1925).
176. Spaling D.D. Water invasion control in producing wells. Application Polyacrylamide. //World oil/-1984. №1. -P. 137-142.
177. Tourky AR., Z. Anoig. Allg. Chem, 116.468. (1933).
178. Zitha P.G. Chauvetau and A Zaiton, Permeability dependent propagation of Polyacrylamides tinder nearvvellbore flow Conditions, SPE 28955, Februaiy, 1995.
-
Дубинский, Геннадий Семенович
-
кандидата технических наук
-
Уфа, 2005
-
ВАК 25.00.17
- Разработка составов для восстановления герметичности заколонного пространства при капитальном ремонте скважин
- Совершенствование технологии ограничения водопритоков для неоднородных коллекторов на основе алюмосиликатных гелеобразующих составов
- Разработка технологии изоляции водопритоков в нефтегазовые скважины в условиях месторождения Северный Малгобек
- Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах
- Ограничение водопритока в горизонтальные скважины с применением неорганических гелеобразующих составов
