Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин

Кадыров, Рамзис Рахимович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин"

На правах рукописи

КАДЫРОВ РАМЗИС РАХИМОВИЧ

МЕТОДЫ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Специальности: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений; 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Бугульма - 2009

003469791

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть»

Научный консультант: доктор технических наук, академик АН РТ

Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Нанль Исмагзамович доктор химических наук, профессор, член - корреспондент АН РТ Романов Геннадий Васильевич

Ведущее предприятие: Общество с ограниченной ответственностью

«РОСНЕФТЬ - УФАНИПИНЕФТЬ»

Защита состоится 18 июня 2009 г. в 14.00 ч. на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан <5^апреля 2009 г.

Ученый секретарь .

диссертационного совета,

кандидат технических наук "74"- • И.В.Львова

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

В настоящее время большинство нефтяных месторождений России и, в частности, Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется снижением уровня добычи нефти и ростом обводненности добываемой продукции, что является одной из причин, способствующих выходу скважин из действующего фонда.

В России насчитывается около 122 тысяч нефтяных и газовых скважин, и в 30 % из них продукция содержит более 70% воды. Эксплуатация таких скважин, особенно на поздней стадии разработки, в рамках действующей законодательной (прежде всего, налоговой) системы часто становится убыточной для нефтедобывающих компаний. В результате количество неработающих скважин доходит до 30 тысяч и ежегодно увеличивается.

В зависимости от влияния на показатели разработки извлекаемую попутно с нефтью воду можно разделить на два вида. К первому виду относится закачиваемая вода, отбор которой оказывает двоякое влияние: с одной стороны, результатом этого является увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов, а с другой стороны при этом может возрасти себестоимость добываемой нефти. Ко второму виду относится связанная и подошвенная вода на участке добывающей скважины, отбор которой удорожает себестоимость нефти и осложняет выработку пластов.

Мероприятия по ограничению притока вод первого вида предусматривают изоляцию промытых пропластков, отключение обводненных пластов из разработки, ограничение притока закачиваемых вод из разработки выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин и нахождение оптимальных величин отбора ее из пласта. Мероприятия по ограничению притока вод второго вида сводятся к улучшению качества цементирования эксплуатационных колонн при строительстве скважин (первичное крепление) и водоизоляционных работ при эксплуатации (вторичное крепление).

Несмотря на широкие масштабы проведения водоизоляционных работ (ВИР) их успешность при креплении и эксплуатации скважин в ряде геолого-физических условий недостаточно высокая. Задача повышения успешности этих работ требует создания материалов, не только восстанавливающих герметичность заколонного пространства, но и максимально снижающих проницаемость наиболее интенсивно обводнившегося пропластка для исключения поступления воды из него.

Подобным требованиям могут отвечать легко фильтрующиеся материалы с избирательным селективным тампонированием. Селективный тампонирующий материал закупоривает лишь пласты и каналы, насыщенные водой, и извлекается при эксплуатации вместе с пластовой жидкостью из нефтенасыщенных интервалов. Результатом селективной изоляции может быть как полное отключение обводненного пласта (пропластка), так и ликвидация заколонной циркуляции.

Наличие ряда проблем, связанных с высокой обводненностью добываемой продукции и недостаточной эффективностью технологий ограничения водопритока, указывает на актуальность задачи совершенствования технологий и тампонажных составов для водоизоляционных работ. Эффективность ВИР может быть существенно увеличена при определении оптимальных геолого-технических условий для применения известных технологий, а также за счет разработки новых тампонажных составов, обладающих более высокими технологическими характеристиками и повышенной изолирующей способностью.

Цель диссертационной работы

Создание технологического комплекса на основе новых методов и тампонирующих составов, повышающего надежность и эффективность водоизоляционных работ при строительстве и эксплуатации скважин в различных геолого-физических условиях.

Задачи исследований

1. Анализ и обобщение современного состояния технологий водоизоляционных работ, анализ процессов и явлений в продуктивных пластах и крепи скважин, приводящих к снижению обводненности, и обоснование области применения разрабатываемых технологий.

2. Разработка общих технологических методов тампонирования скважин полимерными материалами с целью формирования качественного гидроизолирующего экрана при ограничении водопритока.

3. Исследования процессов фильтрации, структурирования, деструкции тампонирующих материалов в поровом объеме и глинистой корке в присутствии пластовых флюидов применительно к методам ограничения водопритока и доподъема цемента за эксплуатационной колонной.

4. Разработка комплекса технологий по ограничению водопритока, устранению негерметичности эксплуатационных колонн и заколонных перетоков.

5. Модифицирование тампонажных материалов, предназначенных для ликвидации осложнений и повышения качества крепления при бурении и эксплуатации скважин.

6. Разработка технологий по производству тампонирующих материалов и технологических жидкостей на базе местного сырья, полуфабрикатов и промышленных отходов.

Методы решения поставленных задач

рентгенографического и рентгено-флюоресцентного анализов, ядерно-магнитной и инфракрасной спектроскопии. Для обработки результатов

экспериментов и опытно-промышленных работ применялись методы математической статистики.

Научная новизна

1. Впервые созданы полимерметаллические комплексы на основе сополимеров акриловых кислот с катионами железа, меди, алюминия, стойкие в пластовых жидкостях, избирательно тампонирующие водонасыщенные каналы продуктивного пласта.

2. Подтверждено, что средние размеры глобулярных ассоциатов гидролизованного полиакрилонитрила в водных растворах сопоставимы со средними размерами поровых каналов и зависят от плотности электрического заряда на полимерной цепи, а также от концентрации и вида добавленной соли, вследствие чего происходит осаждение полимера в порах и каналах пласта. Доля закупоривающего эффекта, обусловленная осаждением полимера, находится в пределах 40-70 % от общего эффекта изоляции, а остальные 60-30 % связаны с адсорбционными и реологическими свойствами полимера.

3. Научно обоснованы и разработаны водоизоляционные составы на основе олигомеров алкиловых эфиров ортокремниевых кислот для условий терригенных и карбонатных коллекторов. Установлена прямая зависимость скорости экзотермической реакции структурирования этих олигомеров от концентрации структурообразователя и обратная от величины минерализации пластовой воды и содержания тонкодисперсного диоксида кремния.

4. Рентгенографическими, электронно-микроскопическими и стендовыми исследованиями установлены два типа структурирования, происходящие в коллоидно-коагуляционной микроструктуре, глинистой корке:

- микроструктура монтмориллонита глинистой корки под воздействием катионов поливалентных металлов, содержащихся в пластовой воде или фильтрате цементного раствора, перестраивается и формирует рыхлосвязанную макроструктуру с повышенной проницаемостью и пониженной прочностью, что существенно снижает герметичность контактной зоны «порода-глинистая корка-цементный камень».

- коллоидные частицы глинистой корки при контактировании с составами на основе олигомеров синтетических смол и их отвердителей армируются сшитыми макромолекулами полимера, что приводит к повышению герметичности контактной зоны.

5. С помощью методов инфракрасной и ядерномагнитнорезонансной спектроскопии доказано, что в щелочной и кислой среде в композиции на основе ацетоноформальдегидной и карбамидоформальдегидной смол образуются интерполимерные комплексы за счет водородных связей с последующей их пространственной сшивкой при поликонденсации.

6. Разработан технологический комплекс эффективного ограничения водопритока, включающий новые тампонирующие составы и научно

обоснованные технологические методы приготовления этих составов в стволе скважины или самом пласте.

7. Новизна технических и технологических решений, полученных в ходе исследований, защищена 27 патентами РФ на изобретения. Рекомендованы к промышленному внедрению 20 технологий.

Основные защищаемые положения

1. Методические подходы по оптимизации целенаправленного синтеза и модификации тампонирующих материалов при разработке составов с заданными физико-химическими свойствами. Разработка и совершенствование методов структурирования тампонирующих материалов непосредственно в пласте и контактной зоне «порода-глинистая корка-цементный камень-обсадная колонна».

2. Комплекс усовершенствованных технологий, новых способов, устройств и составов, обеспечивающих селективное ограничение водопритока в терригенных и карбонатных коллекторах, увеличение дополнительной добычи нефти и уменьшение ее потерь, эффективное проведение природоохранных мероприятий в процессе строительства и эксплуатации скважин.

3. Методические основы по подбору тампонирующих материалов на полимерной основе, их комплексному применению для ограничения водопритока при первичном креплении и эксплуатации скважин.

4. Создание и совершенствование технологических процессов получения тампонирующих материалов из местного сырья, полуфабрикатов и промышленных отходов. Разработка методических основ совместной добычи нефти и пластовой воды, технологий переработки пластовой воды для получения ценных химических материалов, модификаторов тампонажных растворов и технологической жидкости для глушения скважин.

Практическая ценность и реализация работы

Выполненные исследования легли в основу разработки комплекса технологий по ограничению водопритока при строительстве и эксплуатации скважин, который широко реализован в промышленном масштабе:

- технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с использованием сополимеров акриловых кислот и алюмохлорида (РД39-0147585-88);

- технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с применением реагента МАК-ДЭА (РД39-3-1169-84). Суммарный экономический эффект от этих технологий по 83 скважинам, которые проводились под надзором автора, составил 11,828 млн. рублей. Общий объем внедрения - 350 скважин, экономический эффект 33,53 млн рублей;

- технология по применению водоизоляционных композиций на основе гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) для ремонтно-изоляционных работ в скважинах (РД 153-39.2-517-07) внедряется с 1974 года. Общий объем внедрения по ОАО «Татнефть» составил 3000 скважин, экономический эффект 240 млн. рублей;

- технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с использованием кремнийорганического продукта 119-296Т (РД39-0147585-93) применяется в ОАО «Татнефть с 1993 года. Суммарный экономический эффект от технологии на 69 скважинах, проведенных под надзором автора, составил 16,2 млн. рублей. Общий объем внедрения по ОАО «Татнефть» и ГУП «Ингушнефтегазпром» - 170 скважин, экономический эффект 93,9 млн. рублей;

- технология по проведению ремонтно-изоляционных работ с использованием кремнийорганической жидкости «Силор» (РД 153-39.1-316-03) применяется с 2004 года. Общий объем внедрения - 18 скважин с экономическим эффектом 1,4 млн. рублей;

- технология ликвидации нарушений эксплуатационной колонны и негерметичности цементного кольца (с использованием ацетоно-формальдегидной смолы РД 153-39.0-275-02) применяется с 2004 года. Общий объем внедрения - 41 скважина с экономическим эффектом 5,9 млн. рублей;

- технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с использованием нефтепираносернокислотной смеси (РД 39-0147-585-059-91) применялась в 1991-1996гг. Общий объем внедрения - 192 скважины, экономический эффект 14,8 млн. рублей;

-технология ограничения водопритоков в скважины композициями на основе жидкого стекла (РД 153-39.0-274-02) применяется с 2004 года. Общий объем внедрения в ОАО «Татнефть» составил 72 скважины, экономический эффект 7,2 млн. рублей и с суммарной дополнительной добычей по нефти на 52 скважинах ПФ «Эмбамунайгаз» Республика Казахстан 10347 тонн;

- технология с использованием составов на основе цемента с добавками аэросилов (дополнение к РД 39-0147009 «Технология ремонтно-изоляционных работ», включающая выбор тампонажного материала) применялась в 1986-87 гг. ОАО «Татнефть» и НГДУ «Урайнефть». Общий объем внедрения -152 скважины, экономический эффект 16,4 млн. рублей;

- технология наращивания цементного кольца с использованием облегченных органоминеральных тампонажных материалов (РД 39-153-39.0325-04) в настоящее время находится на стадии внедрения. Реализована на 5 скважинах с экономическим эффектом 870,6 тыс. рублей;

Разработан проект установки по получению технологической жидкости из пластовой девонской воды, пригодной для глушения скважин и модификации цементных растворов. По предложенному проекту предусмотрено получение ряда попутных продуктов: поваренной соли (ТУ 9192-076-00209527-96 «Соль поваренная пищевая "Девонская"», гигиенический сертификат № 006319 «Соль поваренная пищевая "Девонская"», выданный Городским центром Госсанэпиднадзора г. Санкт-Петербург от 18.08.1996 г.) йода, брома и их производных.

Обоснованы перспективные направления по альтернативному использованию промышленной, энергетической инфраструктуры и трудовых ресурсов для создания сервисных производств по получению

тампонирующих материалов и переработке пластовой воды с извлечением химических реагентов, пригодных для применения в нефтедобыче и химической промышленности.

Предложены новые способы совместной разработки залежей нефти и пластовой воды на месторождении, позволяющие уменьшить обводненность продукции в добывающих скважинах и не влияющие отрицательно на извлечение нефти на месторождении с последующим использованием извлекаемой и облагороженной пластовой воды для модификации тампонажных растворов, приготовления технологических жидкостей и получения из нее ценных химических продуктов на основе запатентованных методов переработки пластовой воды.

На базе предпроектных исследований обоснована и составлена «Целевая программа комплексного использования пластовых вод нефтяных месторождений Республики Татарстан», одобренная постановлением Кабинета Министров Республики Татарстан за№ 564 от 17.08.2001 года.

В целом разработанные под руководством и с участием автора технические и технологические решения отражены в РД и реализованы более чем на 4000 скважинах с суммарным экономическим эффектом 414 млн. рублей (в ценах 2008 г.).

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на международных, региональных научно-технических конференциях, симпозиумах и совещаниях:

- на Всесоюзном семинаре «Пути совершенствования ремонтно-изоляционных работ в нефтедобыче и бурении», г. Гомель, 1981 г.;

- на Всесоюзном семинаре «Водорастворимые полимеры», г. Иркутск, 1982 г.;

- на 3-х научно-технических конференциях Казанского химико-технологического института имени С.М. Кирова, 1979-1982 гг.;

- на Всесоюзных координационных совещаниях в области техники и технологии ремонта скважин, г. Туапсе, 1985-1988 гг.;

- на Всесоюзном совещании «Процессы студнеобразования в растворах полимеров», г. Саратов, 1985 г.;

- на XII Менделеевском съезде по общей и прикладной химии, г. Баку, 1981г.;

- на II Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий», Тюмень, ТюмГИГУ, 2000 г.;

- на VII Московском международном Салоне промышленной собственности «Архимед», Москва, 2004 г.;

- на научно-практической конференции VIII международной выставки «Нефть, газ и нефтехимия», Казань, 2001 г.;

- на научно-практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения», Казань, 2001 г.;

- на юбилейной научно-методической конференции «III Кирпични-ковские чтения», Казань, КГТУ 2003 г.;

- на XVII Менделеевском съезде по общей и прикладной химии «Материалы и нанотехнологии», Казань, 2003 г.;

- на II Всероссийской научно-технической конференции «Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004 г.;

- на III Всероссийской научно-технической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007 г.;

- на Международной научно-практической конференции «Состояние и перспективные развития производств йода, брома и антипиренов», г. Саки, Украина, Республика Крым, 2006 г.;

- на V ежегодной международной научно-практической конференции, посвященной 45-летию СевКавНИПИгаза «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти», г. Кисловодск, 2007 г.;

- на II Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития», Геленджик, Краснодарский край, 2007 г.;

- на секциях Ученых советов и научно-технических совещаниях ТатНИПИнефть, ВНИИнефть, СвердНИИхиммаш, АО НК «Мунайнефтегаз» Казахстан, ГУЛ «Ингушнефтегазпром», ОАО «Калмнефть» Республика Калмыкия, ВНИИгалургии, НПО «Бурение» Краснодар, фирмы «Chema Balke-Durr» Германия.

Публикации

По результатам представленных в работе исследований опубликовано 76 научных работ, в т.ч. 2 монографии, региональное справочное руководство, 40 статей и тезисов докладов, из них 12 печатных работ в источниках, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ, получено 12 авторских свидетельств и 21 патент на изобретения. Выпущено 24 руководящих документа отраслевого и регионального значений.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 6 глав, заключения, списка литературы и приложений. Работа содержит 328 страниц машинописного текста, 89 рисунков, 87 таблиц, 307 библиографических ссылок и приложения на 27 страницах.

Содержание работы

Во введении определены основная цель и направление исследований, обоснованы актуальность и важность проблемы по снижению обводненности добываемой продукции и интенсификации добычи нефти путем проведения водоизоляционных работ с использованием полимерных материалов.

Отмечено, что данная проблема в нефтяной отрасли является одной из приоритетных в поддержании стабильности действующего фонда скважины, что в конечном итоге предопределяет плановую добычу нефти.

Большой вклад в решение теоретических и практических вопросов ограничения водопритока в скважинах, фильтрации и структурирования полимерных систем в пористой среде при формировании гидроизоляционного экрана внесли ученые и исследователи Ахмедов К.С., Алмаев Р.Х., Алтунина JI.K., Блажевич В.А., Барабанов В.П., Газизов А.Ш., Тарифов K.M., Габдуллин Р.Г., Гончарова JI.B., Горбунов А.Т., Земцов Ю.В., Ибатуллин P.P., Курочкин Б.М., Кравченко A.B., Каргин B.C., Крупин C.B., Кузнецов Е.В., Кувшинов В.А., Клещенко И.И., Липатов Ю.С., Муслимов Р.Х., Маляренко И.И., Нерпин C.B., Орлов Г.А., Подцубный Ю.А., Поляков

B.Н., Перунов В.П., Рябоконь С.А., Романов Г.В., Сидоров И.А., Ситников H.H., Старшов М.И., Стрижнев В.А., Скородиевская Л.А., Телков А.П., Усов

C.B., Усачев П.М., Уметбаев В.Г., Умрихина Е.В., Френкель С.Я., Хисамутдинов Н.И., Шумилов В.А., Юсупов И.Г., Ягофаров А.К. и другие. Из зарубежных ученых вопросами водоизоляции активно занимались E.J.Bureik, J.R. Williams, B.J. Knigh, E.J. Junch, M. Masket, Y.A. Pope, F.W. Smith, Y.J. Hirasakia, E. Doark, C.A. Einarsei, R.J. Engight, W.Y. Martin, N.N. Nimerk, C.N. Rankin, E.A. Richardson, D.D. Sparline, H.D. Woodard.

В первой главе показано, что современный этап разработки Ромашкинского месторождения характеризуется снижением эффективности отбора нефти, ухудшением структуры запасов и ростом обводненности скважин до критических значений. Доля трудноизвлекаемых запасов, составлявшая от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) 38,7%, по текущим извлекаемым запасам (ТИЗ) достигла 78,6%. Из высокопродуктивных коллекторов отобрано более 93 % НИЗ. В то же время темпы отбора НИЗ по слабопроницаемым коллекторам составляют 1-1,5 %.

Вся терригенная часть горизонта Д1 представляет собой единый гидрогеологический резервуар, в результате чего большинство площадей Ромашкинского месторождения характеризуется наличием обширных водонефтяных зон (ВНЗ).

Кроме того, динамичные и труднопрогнозируемые процессы гидродинамического воздействия ведут к существенным изменениям пластового давления по разрезу и площади месторождения, что осложняет гидродинамические условия при проектировании технологических процессов заканчивания скважин, ухудшает показатели освоения объектов эксплуатации, снижает производительность скважин (дебит и приемистость) и коэффициент продуктивности.

Именно поэтому в процессе эксплуатации выполняются большие объемы ВИР, доля которых в общем балансе КРС составляет 7-9%, а по мере роста обводненности продукции более 50% повышается до 12-14 %.

Сложные гидродинамические и технические условия проведения водоизоляционных работ обусловили разработку и развитие физико-химических методов ограничения водопритоков в нефтяные скважины. Наиболее широкое промысловое применение при этом находят водоизолирующие композиции на основе акриловых полимеров, жидкого стекла, а также тампонажные смеси на базе тампонажных цементов,

этилсиликатов, гидрофобной кремнийорганической жидкости, гипса, шлака и их модификаций, полимерцементов и т.д.

Обводнение добываемой продукции может произойти вследствие нарушения целостности цементного кольца и негерметичности обсадных колонн в интервале залегания водоносных коллекторов. Поступление пластовых флюидов в скважину происходит через интервалы перфорации за счет заколонной циркуляции из выше- или нижележащих водоносных пластов. Разрушение цементного кольца в удалении от эксплуатационного фильтра не приводит к поступлению пластовых флюидов в скважину. Но при этом появляются перетоки между коллекторами, вскрытыми при строительстве скважины, приводящие к усилению коррозии обсадных колонн, и являющиеся недопустимыми с экологической точки зрения.

Для нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, характерно обводнение добываемой продукции за счет прорыва или подтягивания воды к продуктивной части коллектора. Прорыв воды возможен по пропласткам неоднородного пласта. Причиной этого типа обводнения является наличие в разрезе нефтяного коллектора высокопроницаемых интервалов, по которым происходит первоочередное продвижение фронта контурных или закачиваемых с целью поддержания пластового давления вод. Часто обводнение добываемой продукции происходит вследствие образования конуса подошвенной воды. Вытеснение нефти происходит за счет продвижения ВНК, приводящего к постепенному, но непрерывно увеличивающемуся росту содержания воды в продукции скважины.

Снизить обводненность добываемой продукции и интенсифицировать добычу нефти позволяют, в частности, технологии физико-химического воздействия на пласты. Воздействие может осуществляться как со стороны нагнетательных, так и со стороны добывающих скважин. Методы снижения обводненности и интенсификации добычи нефти, основанные на процессах со стороны нагнетательных скважин, как правило, требуют долговременного крупномасштабного применения и больших затрат. Поэтому во многих случаях целесообразно проведение ВИР на добывающих скважинах.

Основной объем ВИР составляют работы по герметизации эксплуатационных колонн, ликвидации заколонных перетоков и ограничению водопритока из обводненных нефтяных коллекторов, осуществляемые посредством тампонирования. При тампонировании результативность ВИР определяется свойствами используемой водоизоляционной композиции. Таким образом, для успешного применения водоизоляционных композиций необходимо учитывать их преимущества и недостатки.

Критический обзор процессов структурирования полимеров в поровом объеме горных пород в присутствии пластовых флюидов позволил выдвинуть следующие основные требования к полимерным материалам, рекомендуемым для проведения ВИР в зависимости от геолого-технических условий:

1. Осадкообразующие и гелеобразующие полимерные материалы должны взаимодействовать с пластовыми водами; размеры образующихся в растворах ассоциатов должны быть достаточными для перекрытия поровых каналов и трещин и адсорбироваться на породе для формирования в поровом пространстве пристенных слоев, уменьшающих фазовую проницаемость по воде.

2. Олигомеры полимерных материалов должны отверждаться на основе реакций поликонденсации, поскольку степень конверсии их в поровом объеме пласта выше, чем при других видах полимеризации.

3. Общими требованиями для полимерных материалов, независимо от вида структурирования, является достаточная адгезия к породе в присутствии пластовых флюидов, способность к селективной адсорбции по отношению к гидрофильным минералам с образованием хемосорбционных связей, способность противостоять агрессивным воздействиям пластовых жидкостей и факторам, связанным с интенсификацией разработки.

Вторая глава посвящена теоретическому и экспериментальному обоснованию, конкретизации общего методического подхода к разработке тампонирующих материалов на основе акриловых полимеров. Полимеры на основе кислот акрилового ряда обладают комплексом свойств, отвечающих требованиям к перспективным водоизолирующим материалам. Наличие карбоксильных ионогенных групп обуславливает растворение полимеров в наиболее доступном растворителе - воде, взаимодействие с электролитами, содержащимися в пластовых водах, и образование при этом прочной тампонирующей полимерной массы. Сополимеры на основе акриловых кислот обладают преимуществом по сравнению с другими водоизолирующими реагентами, так как могут сочетать в себе как гидрофильные, так и гидрофобные свойства. Причём, оптимальная совместимость этих свойств, соответствующая максимальной фазовой проницаемости по нефти и минимальной по воде, поддаётся регулированию. В работе показано, что сополимеры обладают селективными водоизолирующими свойствами относительно водоносного пласта вследствие избирательной фильтрации в водонасыщенную часть пласта, отсутствия взаимодействия в углеводородной среде с электролитами, заполняющими поровый объем, и минералами, составлявшими пласт. Приведенные в диссертации результаты промысловых работ, с использованием гидролизованного полиакрилонитрила, показывают значительный прирост по дебиту нефти и ограничение добычи попутной воды по сравнению с другими водоизолирующими реагентами.

В настоящей работе изучено взаимодействие гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) и сополимера метакриловой кислоты с её диэтиламмониевой солью (сополимер МАК-ДЭА) с ионами многовалентных металлов. Установлено, что при взаимодействии гипана с солями трёх- и двухзарядного железа в водных растворах происходит образование полимерметаллических комплексов, стойких относительно пресных и минерализованных вод.

В ходе исследований с привлечением термографии, химического и рентгенофлюоресцентного анализа было установлено, что гидролизованный полиакрилонитрил образует с катионами железа /III/ и /II/ и меди комплексные соединения. Состав этих комплексов приведен в таблице 1.

Из таблицы 1 видно, что мольное отношение карбоксильных групп и металлов находится в пределах 1,25-1,53.

Таблица 1 - Состав металлополимерных комплексов

Вид катиона Содержание металлов, % Содержание азота, % Содержание карбоксильных групп, мольн, % Мольное отношение карбоксильных групп и металлов

масс. мольн. масс. мольн.

Си2+ 22,2 35 2,9 21,0 44 1,25

Те2+ 17,9 32 2,9 21,0 47 1,47

15,9 28 2,9 21,0 43 1,53

Большее число карбоксильных групп, входящих в состав полимерного лиганда, не может координироваться вокруг иона металла ввиду стерических трудностей. Ненасыщенные координационные связи заполняются более подвижными молекулами воды. Комплексообразование наблюдается при взаимодействии гидролизованного полиакрилонитрила с катионами алюминия, что подтверждается повышенной стойкостью тампонирующей массы, полученной таким способом, к пластовым жидкостям.

Исследования взаимодействия ионов кальция с исследуемыми сополимерами показали, что они носят электростатический характер. Получаемая при этом полимерная масса неустойчива к опресненным пластовым жидкостям.

Необходимо отметить, что стойкость полученных полимер-металлических комплексов по отношению к пластовой воде с любой степенью минерализации и нефти девонского и бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения высокая. Эти данные явились предпосылкой для разграничения области практического применения комплексов гипана и сополимера МАК-ДЭА при ограничении водопритоков в нефтяных скважинах.

На процесс фильтрации и взаимодействия исследуемых сополимеров в пористой среде оказывают влияние размеры ассоциатов макромолекул полимера в растворе, которые зависят от многих факторов, в том числе рН раствора, присутствия солей и других добавок.

Электронно-микроскопические данные показывают, что среднечисловой диаметр глобулярных образований гипана зависит от

плотности заряда по полимерной цепи, а также природы и концентрации добавленных катионов. Сопоставление полученных размеров глобул гипана с осредненными размерами поровых каналов свидетельствует о существовании части порового пространства, недоступного фильтрующимся полимерным макромолекулам, что сказывается на водоизолирующих свойствах гипана.

Были проведены исследования по оценке степени заполнения порового объема исследуемыми сополимерами. В качестве сравнительных объектов использовались отвержцающаяся фенолформальдегидная смола ТСД-9 и уретановый форполимер УФП-50А. Заполнение порового объема гипаном или сополимером МАК-ДЭА происходит на 8-16%. Смола ТСД -9 и уретановый форполимер заполняют поровый объем на 42-55%. Таким образом, при фильтрации раствора гидролизованного полиакрилонитрила и сополимера МАК-ДЭА в кварцевом песчанике, насыщенном хлоридами кальция или железа, происходит частичное перемешивание раствора полимера и электролита, сопровождающиеся осаждением полимера. Доля закупоривающего эффекта, обусловленная этим фактором, находится в пределах 40-70% от общего эффекта. При поликонденсации смолы ТСД-9 или гидролизе уретанового форполимера УФП-50А в поровом объеме кварцевого песчаника водоизолирующие свойства проявляются, в основном вследствие заполнения порового объема.

Водоизолирующие свойства, получаемые при использовании систем «гипан-хлорное железо» и «сополимер МАК-ДЭА-хлористый кальций», выше, чем у системы «гипан - хлористый кальций». Электронно-микроскопические снимки, полученные на японском растровом электронном микроскопе «MINI-SEM», приведенные на рис.1, показывают, что осаждение исследуемых сополимеров в свободном объеме приводит к образованию монолитного твердого осадка.

Осадкообразование сополимеров на поверхности кварцевого песчаника при воздействии хлористого кальция происходит в виде рыхлого пористого слоя, имеющего большую удельную поверхность, что обусловлено уменьшением подвижности макромолекул вследствие взаимодействия сополимеров с кварцевым песчаником, приводящего к затруднению протекания релаксационных процессов. Формирование осадков из водного раствора гипана в присутствии хлорного железа в поровом объеме протекает с образованием частиц коллоидной степени дисперсности, поскольку повышается энергия взаимодействия кварца с полимерами.

Выполненные экспериментальные исследования позволили разработать технологию ограничения водопритока с использованием сополимера МАК-ДЭА и усовершенствовать технологию изоляции вод гипаном с целью расширения области применимости. Испытания разработанных водоизолирующих систем на основе гипана и сополимера МАК-ДЭА были проведены на нефтяных месторождениях объединения «Татнефть». Объект эксплуатации был представлен терригенными отложениями девона и карбона.

а) гипан +хлористый кальций; б) г и пан + хлорное железо; в) смола ТСД-

+формаяин; г) уретановый полимер УФП-50А, гя Л ревизованный водой

Рисунок Юлектроино-микроскопические фотографии порового пространства кварцевого песчаника, закупоренного полимерами (увеличение 100х).

Количество эксплуатируемых пластов одного объекта составляло не более двух. Обводненность добываемой продукции была не менее 70%.

Испытания гнпана при искусственной минерализации пласта-обводнителя солями железа и алюминия проводились для подошвенных и „нижних" вод с минерализацией 1000-1100 кг/м\ Сополимер МАК-ДЭА использовался для изоляции подошвенных воде минерализацией 1140-1180 кг/м3.

Анализируя результаты работ, проведенных на скважинах, следует отметить, что наилучшие результаты достигаются при предварительном закачивании полимера и в последующем закачивании электролита; порционном закачивании полимера и электролита.

Технология ограничения водопритока с использованием гипана при искусственной минерализации пласта-обводнителя алюмохлоридом применялась на скважинах с успешностью 75% и длительностью эффективного периода работ скважин более 18 месяцев.

Технология изоляции вод с использованием реагента МАК-ДЭА применялась на скважинах с успешностью 80% и длительностью эффективного периода 14 месяцев.

В третьей главе приводятся результаты исследований по разработке технологических процессов ремонтно-изоляционных работ с использованием кремнийорганических соединений и синтетических смол.

Тампонирующие материалы на основе кремнийорганических соединений (КОС) нашли широкое применение на нефтяных месторождениях Краснодарского края и Сибири. Это составы, включающие алкоксисилоксаны (АКОР, ВТС-1 и ВТС-2), олигоорганоэтокси-

хлорсилоксаны (продукт 119-204). Однако эти составы имеют ряд недостатков: АКОРы предпочтительно использовать при повышенных температурах коллектора, так как в температурном диапазоне 20-30°С время отверждения сильно замедляется. Благодаря присутствию в составе АКОРа хлоридов титана или железа, он коррозионно активен и может преждевременно отверждаться при хранении. Продукт 119-204 нестабилен в процессе доставки его в пласт.

В связи с рядом преимуществ, присущих кремнийорганическим жидкостям: хорошей фильтруемостью в пласт; низкой температурой замерзания; стойкостью получаемой тампонирующей массы к температуре и пластовым жидкостям, нами разработаны и внедрены на предприятиях ОАО «Татнефть» кремнийорганические продукты 119-296Т (ТУ 2229-26605763441-99), 119-296И (ТУ 2229-519-05763441-2007), на основе кубовых остатков тетраэтоксисилана, являющегося сравнительно дешевыми реагентами. Кубовые остатки содержат эфиры ортокремниевых кислот. Кроме того, эфир ортокремниевой кислоты легко гомогенизируется, при этом образуются однородные нерасслаивающие смеси с водой. Было установлено, что в качестве гомогенизирующих добавок можно использовать: поверхностно-активные вещества, нейтральные сорастворители (метилкарбинол, кетоны), активные сорастворители (полигликоли, органические кислоты и др.).

В процессе работ с продуктом 119-296Т была отмечена высокая чувствительность сроков отверждения композиций на основе этих продуктов к температуре и концентрации соляной кислоты, поэтому были отработаны рецептуры для зимнего, весенне-зимнего и летнего периода времени. Для зимнего периода в качестве одной из составляющих использовалась пластовая вода горизонта Д! плотностью 1180 кг/м3, а для летнего периода -пресная техническая вода.

Исследования динамики структурирования на основании изменения динамической вязкости от времени показали, что составы с содержанием продукта, разбавляемые пресной водой, набирают динамическую вязкость быстрее, что объясняет более высокую эффективность тампонажных составов при ограничении водопритока вод с низкой минерализацией.

С целью снижения риска возникновения аварийной ситуации в процессе водоизоляционных работ, с одновременным повышением эффективности изоляции зон водопритока был разработан способ приготовления быстросхватывающегося тампонажного состава в зоне изоляции. При использовании этого способа инициатор структурирования вводится в структурирующийся реагент непосредственно в интервале изоляции, при подъеме колонны насосно-компрессорных труб. В скважину спускаются насосно-компрессорные трубы, глубина спуска которых определяется с таким расчетом, чтобы исключить оставление тампонажного состава в эксплуатационной колонне после его продавки в изолируемый интервал (рис. 2).

I 1

структур« рующимся реагент

стру кту рообразо вател I. буферная жидкость

тампонажнмй состаи продавецна* жидкост ь

а) - закачивание компонен тов I! I ИСТ; б) ■ продавдирание 12 межтрубНое пространство; в) - смешивание компонентов в скважине; г) продавливвние в (Йодируемый интервал

Рисунок 2 - Схема приготовления и закачки быстросхватываюте йся та мпонажно й композиции

Эффективность способа приготовления и закач$вания быстросхватывающегося тампонажного состава на основе кремнийорганического продукта 1 19-296Т а интервале изоляции была испытана при проведении водошоляционных работ на добывающей скважине № 16338 НГДУ «Альметьевнефть», эксплуатирующей пласты бобриковского горизонта. Результаты проведенных работ положительные. Дополнительная добыча нефти по скважинам, на которых были проведены водоизоляциониые работы с использованием тампонажных составов на основе кремнийорганического продукта ! 19-296Т, в среднем составляет 350 т/скв. На скважине № 16338 суммарная дополнительная добыча нефти составила 831 т/скв.

В ходе изыскания новых тампонирующих составов разработан, поставлен на производство и апробирован в промышленных условиях крсмнийоргапический продукт «Силор». На него составлены и утверждены технические условия ТУ 2229-052-0576761-2003.

Снлор получают химической переработкой отходов производства крем няй орган и ч ее к их резиновых смесей, герметика®, компаундов, образующихся при изготовлении резинотехнических изделий на основе

силиконовых каучуков. В процессе переработки образуется суспензия дисперсного кремнезёма (аэросила и белой сажи) в олигомерах алкиловых эфиров ортокремниевых кислот. Тампонажный состав может быть приготовлен смешиванием расчетных объемов кремнийорганического продукта «Силор» и товарной нефти с последующим добавлением водного раствора соляной кислоты. Из приготовленного состава формируется твердая водонерастворимая полимерная масса.

Исследования процесса структурирования составов на основе продукта «Силор» с различным содержанием аэросила и белой сажи показали, что с увеличением содержания дисперсного кремнезёма максимальная температура разогрева состава в процессе структурирования снижается. Содержащийся в кремнийорганическом продукте «Силор» дисперсный кремнезём выполняет роль стабилизатора реакции гидролитической поликонденсации.

Было исследовано влияние количества и концентрации компонентов на физико-механические свойства разработанного тампонажного состава и подобраны оптимальные рецептуры. Соляная кислота является инициатором структурирования, от ее содержания и концентрации в наибольшей степени зависит время отверждения тампонажного состава.

Физико-химические исследования синтетических смол применительно к ВИР были проведены на примере ацетоноформальдегидной (АЦФ) и карбамидоформальдегидной (КФЖ) смол.

Проведенные исследования полимерного состава на основе АЦФ показали возможность ее использования для ремонтно-изоляционных работ на скважинах. Однако применительно к процессам отверждения АЦФ принципиальную трудность представляет влияние объема приготавливаемой композиции на стабильность ее характеристик (табл.2).

Таблица 2 - Технологические характеристики полимерной композиции на основе ацетоноформальдегидной смолы (температура окружающей среды 20 °С).

№ п/п Объем полимерного раствора, см3 Состав раствора, см3 Температура раствора при смешивании ингредиентов, °С Время отверждения, мин.

АЦФ 10% вод. р-р ЫаОН начало конец

1 100 91 9 23,0 285 410

3 400 364 36 25,0 195 285

4 500 455 45 26,0 175 275

5 900 819 81 27,5 120 185

6 1000 910 90 27,5 105 155

7 1200 1092 108 28,0 95 140

8 1500 1365 135 30,0 60 120

Как видно из таблицы 2, сроки отверждения малых объемов приготовленной композиции более длительные. При больших объемах скорость отверждения сильно возрастает, что связано с экзотермическим характером процесса отверждения, приводящего к сильному разогреву

системы. Различия в скоростях потерь тепла за счет рассеивания в окружающую среду и тепла, выделяемого при отверждении, приводит к нестабильности и неуправляемости процесса отверждения. Введение карбамидоформальдегидной смолы (КФЖ) замедляет процесс отверждения ацетоноформальдегидной смолы и позволяет достичь стабильности процесса отверждения независимо от объема приготавливаемой композиции. Отверждение композиции из смол АЦФ и КФЖ замедляется в сравнении со смолой АЦФ в два и более раза, приводя к небольшому подъему температуры и нарастанию вязкости. Как показали методы инфракрасной и ядерной магнитной спектроскопии, в смеси смол наблюдается образование интерполимерных комплексов с участием межмолекулярных водородных связей, что, в конечном итоге, ввиду стерических трудностей, приводит к замедлению роста линейных цепей и пространственной сшивки образующегося полимера.

Невысокая вязкость модифицированных смол в начальной стадии отверждения позволяет осуществлять закачку композиции в скважину при проведении ремонтно-изоляционных работ с меньшими энергозатратами и обеспечить лучшую проницаемость композиции в места нарушений герметичности скважины. Кроме того, смеси КФЖ и АЦФ стабильны в процессе отверждения: гелеобразование и отверждение не зависят от объема композиции, что связано с невысоким тепловыделением по сравнению с отверждением индивидуальных смол.

Необходимо также отметить, что срок хранения смеси смол составляет более года, что в шесть раз превышает срок хранения исходной карбамидоформальдегидной смолы.

Исследования прочностных характеристик полимерного камня, полученного из смеси смол и исходных смол, показали их высокую коррозионную стойкость по отношению к пластовым флюидам.

Технология ликвидации нарушений эксплуатационной колонны и негерметичности цементного кольца (с использованием разработанного состава из ацетоноформальдегидной смолы, пластовой воды и гидроксида натрия) принята к промышленному применению в ОАО «Татнефть». Проведены промысловые работы на 41 скважине с успешностью 70 %.

В ходе выполнения опытно-промысловых работ разработан новый способ ремонтно-изоляционных работ. Применение предложенного способа снижает риск возникновения аварийной ситуации в процессе ремонтно-изоляционных работ с одновременным повышением эффективности изоляции зон водопритока. Суть предложенного способа заключается в следующем. В скважину последовательно закачивают в зону водопритока полимерный состав и цементную суспензию. Закачку цементной суспензии осуществляют после закачки разделительной жидкости, проявляющей одновременно свойства отвердителя полимерного состава и ускорителя отверждения цементной суспензии. До и после разделительной жидкости дополнительно закачивают подушку пресной воды. При использовании этого способа происходит внутрипластовое смешивание полимерного состава,

содержащего отвердитель, с дополнительным количеством отвердителя для ускорения отверждения полимерного состава и предотвращения размыва его пластовой водой. Практически одновременно происходит смешивание переднего фронта закачиваемой цементной суспензии с разделительной жидкостью (ускоритель отверждения для цемента), что предотвращает размыв цементной суспензии и быстрое его отверждение.

По результатам промысловых испытаний с использованием данного способа с композицией на основе ацетоноформальдегидной смолы на 6 скважинах ОАО «Татнефть» успешность применения технологии составила 90 %.

Несмотря на большой ассортимент тампонирующих составов и многообразие технологий их применения, успешность работ по креплению скважин и водоизоляционным мероприятиям во многих случаях остается невысокой. Это обусловлено рядом факторов: сложностью приготовления и доставки тампонирующих составов в зону тампонирования, перемешиванием и разбавлением водоизолирующих составов с химически активными пластовыми жидкостями; нестабильностью химических реагентов; короткими сроками хранения вследствие изменения химического состава; взаимодействием с материалами емкостей хранения, окружающей атмосферой, сезонными изменениями температуры; зависимостью сроков структурирования тампонирующих составов от перепада температуры окружающей среды на дневной поверхности и в недрах Земли и многим другим. Все это, в конечном итоге, приводит к понижению качества водоизоляционных работ, а в отдельных случаях чревато осложнениями ВИР и возникновением аварийных ситуаций.

Исходя из результатов исследований и богатого промыслового опыта, обобщенного в диссертации, предлагается широкая гамма методов, позволяющих преодолеть вышеупомянутые трудности. Классификация этих методов представлена на рис. 3. Рассмотрим некоторые методы подробнее.

Для доставки и приготовления однородного тампонажного состава непосредственно в стволе скважины в зоне ВИР работ разработано устройство, приведенное на рисунке 4 (позиция а). Сроки схватывания тампонажного состава регулируются изменением концентрации инициатора структурообразования, залитого в изолированную камеру устройства. Конструкция устройства позволяет готовить и использовать тампонажные составы с коротким сроком отверждения.

После доставки устройства в интервал ВИР работ в НКТ создается давление путем закачивания продавочной жидкости. При достижении определенного давления разрушается диафрагма устройств, запорный узел на днище открывается. При открытии запорного узла компоненты тампонажного состава выходят из корпуса устройства, и происходит их смешение. Затем тампонажный состав продавливается в изолируемый интервал.

Последовательный и порционный способ доставки тампонаж-ных материалов в пласт.

Введение между тампонирующим и закрепляющим материалами буфера, являющегося ускорителем отверждения для них

МЕТОДЫ УЛУЧШЕНИЯ ГИДРОИЗОЛИРУЮЩИХ свойств ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ

Приготовление тампонирующей смеси при доподъеме НКТ в эксплуатационной колонне. Использование: -двухсекционных контейнеров;

-жидкостного смесителя с завихрителем;

-синтетических смол для модификации глинистой корки и приствольной зоны; -цементных растворов с добавками синтетических смол при креплении продуктивной части пласта

Структурирование тампонирующих материалов после доставки их в пласт под воздействием:

-структурообразвателя, образующегося при взаимодействии присадки (введенной в тампонирующий раствор) с пластовой водой; -пластовой жидкости или породы обводненного пласта; -ультразвуковых или электромагнитных волн

Коллоидно-химические приемы регулирования сроков структурирования путем закачивания в пласт:

-эмульсии, где тампонирующий материал является дисперсной фазой, а инертная к пластовым флюидам жидкость,

дисперсионной средой; -перед водоизолирую-щим материалом модификаторов поверхности породы, улучшающих адгезию породы с гидроизолирующим материалом_

Рисунок 3 - Классификация методов улучшения гидроизолирующих свойств тампонажных материалов

Рис. 4 - Устройство для приготовления тампонирующих составов в стволе и па

забое скважины

Наиболее простой и часто применяемый способ приготовления тампонажных составов - перемешивание компонентов состава в процессе прокачивания через тройник. Данный способ имеет следующие недостатки:

- при приготовлении тампонирующей композиции вследствие различной вязкости компонентов состава происходит неполное перемешивание и нарушается их соотношение

- применение способа возможно только при использовании тампонажного состава, состоящего из равных объемных частей структурирующего материала и инициатора его структурирования. Исключить данные недостатки позволяет разработанный нами жидкостный смеситель рисунок 4 (позиция б). Жидкостной смеситель обеспечивает интенсивное перемешивание жидкостей, расходы которых отличаются в два и более раз при изменяющемся противодавлении на выходе перемешивающего устройства.

Предлагается метод ликвидации нарушения эксплуатационной колонны и разобщения пластов с использованием увеличивающегося в объеме тампонирующего материала. Для реализации метода используется профильная экспандируемая труба, представленная на рисунке 4 (позиция в). На экспандируемую трубу 1 надевается цилиндрическая оболочка 2 из тонкого металла, которая приваривается к трубе 3. В образовавшиеся полые герметичные камеры заливают быстросхватывающийся, расширяющийся при отверждении, тампонажный состав, отверждение которого происходит вследствие взаимодействия со скважинной жидкостью после спуска профильной трубы и разрушения тонкой металлической оболочки за счет создания избыточного давления в экспандируемой профильной трубе. Формирующееся при этом в тампонажное кольцо обеспечивает надежное разобщение пластов в необсаженной скважине или герметизирует зону нарушения в эксплуатационной колонне.

Сроки структурирования многих тампонажных материалов зависят от разности температур окружающей среды на земной поверхности и в недрах,

Снижение влияния данного фактора на процесс структурирования позволит упростить регулирование сроков отверждения тампонажного состава.

Целесообразно применять тампонажные составы с отвердителем, начинающим работать только после закачивания состава в пласт. Например, применение кремнийорганического продукта 119-204 в качестве отвердителя карбамидоформальдегидных смол позволит избежать влияния температурного фактора на сроки структурирования. Кремнийорганический продукт 119-204 представляет собой смесь олигоорганоэтокси-хлорсилоксанов. Смесь гидролизуется в присутствии воды, которая попадает в состав только после поступления состава в пласт, с выделением соляной кислоты, являющейся катализатором отверждения.

Классический пример использования безопасной доставки цемента в пласт является его доставка в виде нефтецементного раствора, таким же приемом могут быть доставлены и другие тампонажные материалы. Готовится нефтецементый раствор, который без всяких осложнений закачивается в зону ремонтно-изоляционных работ, где он контактирует с пластовой водой, и вследствие того, что частицы цемента имеют гидрофильную природу, вода оттесняет нефть от цемента, и начинается активный процесс гидратации цемента, сопровождающийся его отверждением. В нефтенасыщенной части отверждения нефтецементного раствора не происходит.

Глава 4 посвящена разработке технологии по ограничению водопритока в карбонатных и терригенных коллекторах с удельной приемистостью более 2 м3/час-МПа с использованием составов на основе нефти.

Нефтесернокислотная смесь (НСКС) нашла широкое применение на промыслах объединения «Татнефть» при изоляции притока вод в нефтяные скважины, однако количество и качество полученного кислого гудрона по данному способу зависит от содержания в нефти асфальто-смолистых веществ. При уменьшении содержания в нефти этих веществ реакция сульфирования замедляется, продукты коагуляции асфальтенов и конденсации смол характеризуются низкой динамической вязкостью, из смеси выделяется жидкая фаза. Все эти факторы способствуют обратному выходу в скважину образовавшейся в пласте тампонирующей массы. Отсюда и возникает необходимость закачки в пласт большого количества изолирующего материала или повторных изоляционных работ, что в свою очередь приводит к увеличению материальных затрат. С целью устранения указанных недостатков и повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ разработана технология применения нефте-сернокислотной смеси с модифицирующими добавками на основе отходов производства изопрена (именуемых в дальнейшем пирановой фракцией или пираном), получаемых в ОАО «Нижнекамскнефтехим». Добавление отходов производства изопрена, содержащих соединения с сопряженными двойными связями, в нефть способствует полимеризации продуктов взаимодействия нефти с алкилированной серной кислотой (АСК). При этом вязкость

полученной тампонирующей массы увеличивается в 6-10 раз по сравнению с

о.; о.4 о.б о.8 1 1.2 1,4 1.8 дрлша работоспособность полимерной

массы в диапазоне температур 20-80°С. В таком температурном диапазоне тампонирующая масса, полученная из обычной НСКС, плавится и вытесняется из пласта.

Превышать содержание пирана в нефти более 10% по объему не рекомендуется, поскольку реакция взаимодействия алкилированной серной кислоты с нефтепирановой смесью является экзотермической (с выделением значительного количества тепла), что может привести к закипанию композиции и нежелательным последствиям.

Технология ограничения притока вод в скважины с использованием нефтепираносернокислотной смеси (НПСКС) испытана в промысловых условиях в 20 скважинах ОАО «Татнефть» с успешностью 78 %. Прирост добычи нефти (текущий) составил 967 т/скв, сокращение отбора воды (текущее) -6273 т/скв. Средняя продолжительность работы скважин с эффектом -14 мес. Технология позволяет резко сократить степень обводненности продукции скважин с 88-99% до 30-50%. Достигнуто сокращение общего объема закачки полимерной смеси в три раза по сравнению с НСКС.

При использовании большинства водоизоляционных композиций эффект ограничения водопритока достигается за счет кольматации пластов нерастворимой в пластовых флюидах тампонирующей массой. При этом надолго, а в некоторых случаях необратимо, изменяются коллекторские свойства призабойной зоны скважины. Одним из типов водоизоляционных композиций, позволяющих эффективно бороться с обводнением продукции, не изменяя структуру порового пространства призабойной зоны скважины, являются высоковязкие эмульсии.

Недостатком известных методов гидроизоляции пластов с использованием эмульсий является то, что водонефтяные эмульсии не способны долговременно изолировать зоны водопритока по причине выдавливания их из пласта в скважину. Применение эмульсий для

НСКС.

Рис. 5 Зависимость расхода воды от перепада давления на модели пласта, затампонированной нефтепирановой смесью (соотношение девонской нефти с добавками пирана иАСК 2:1):

1- нефтесернокислотная смесь без пирана (при 20°С); 2 - НПСКС с 5% пирана от объема нефти (при 20°С); 3 - НПСКС с 7% пирана (при 80°С); 4 -НПСКС с 10 % пирана (при 20°С).

Как видно из рис. 5, улучшается термостабильность и

ограничения водопритока основано только на использовании их вязкоупругих и тиксотропных свойств. Эмульсии не обладают адгезией к породам, слагающим коллектор, не образуют водоизоляционный барьер, способный противостоять перепадам давлений, существующим в призабойной зоне.

Основа разработанного нами метода заключается в создании в пласте гидроизоляционного экрана из обратной эмульсии, армированной небольшими порциями тампонажного состава. Введение кремнийорганической жидкости «Силор» в нефть повышает вязкость и прочностные свойства обратной эмульсии, формируемой при перемешивании нефтесилорной смеси с водой плотностью от 1000 до 1190 кг/м3. Применение в качестве армирующего тампонажного состава кремнийорганической жидкости «Силор» с раствором соляной кислоты в качестве отвердителя повышает структурно-механические и адгезионные свойства гидроизоляционного экрана.

В процессе фильтрации нефтесилорной эмульсии в обводненный коллектор происходит увеличение ее вязкости за счет смешения с водой. Рост вязкости эмульсии приводит к образованию прочного водоизоляционного экрана. При попадании в нефтенасыщенную часть пласта за счет увеличения содержания углеводородной фазы происходит снижение вязкости эмульсии и ее вытеснение в ствол скважины. Рекомендуемая технология пригодна для изоляции нижних, верхних и подошвенных вод, вне зависимости от их минерализации при температурах пласта до 100 °С. Использование для водоизоляционных работ нефтесилорной эмульсии приводит к гидрофобизации коллектора и повышению его проницаемости по нефти.

Результаты применения технологии в ОАО «Татнефть» с использованием нефтесилорной эмульсии положительны. Примером успешного использования предлагаемой технологии является проведение водоизоляционных работ на скважине № 4817 НГДУ «Прикамнефть» Биклянского месторождения эксплуатирующей пласты бобриковско-тульского горизонта. В результате проведения водоизоляционных работ обводненность продукции снизилась в 3 раза, а дебит нефти увеличился с 1,1т/сут до 3,4 т/сут. В НГДУ «Лениногорскнефть» работы были проведены на 301 и 302 залежи. На скважине № 37919 обводненность продукции снизилась на 20%, а дебит нефти увеличился с 0,5 т/сут до 1,8 т/сут; на скважине № 38207 обводненность продукции снизилась на 16%, а дебит нефти увеличился с 0,3 т/сут до 2,2 т/сут; на скважине № 26505 обводненность продукции снизилась на 15 %, а дебит нефти увеличился с 0,2 т/сут до 1т/сут. До проведения водоизоляционных работ на скважине № 122 месторождения Копа Республики Казахстан продукция скважины содержала 98% воды, после проведения мероприятия содержание продукции скважины составило 88 % по нефти.

В результате лабораторных испытаний взаимодействия раствора алюмохлорида с карбонатной составляющей пород нами было выявлено, что

в определённом диапазоне концентрации раствор алюмохлорида является гелеобразователем, а в другом - реагентом, обладающим свойствами кислоты (табл. 4).

Таблица 4 - Результаты испытаний гидроизолирующих свойств раствора алюмохлорида

Концентрация алюмохлорида, % Проницаемость модели, мкм2 Закупоривающий эффект, %

до обработки после обработки

27,0 1,02 1,42 -

20,0 0,98 1,24 -

15,0 1,05 1,05 -

10,0 0,92 0,56 39,0

7,0 1,00 0,42 58,0

5,0 1,04 0,12 88,4

4,0 1,10 0,32 70,0

3,0 0,95 0,44 53,0

2,8 0,97 0,73 14,4

Кроме того, из литературных данных известно, что добавки алюмохлорида в воду затворения вызывают ускорение отверждения цементных растворов. Исходя из этих свойств раствора алюмохлорида, нами была предложена следующая технологическая последовательность закачивания оторочек водных растворов алюмохлорида и цементного раствора.

1. Закачивание разбавленного раствора алюмохлорида для формирования протяженного гидроизоляционного экрана.

2. Закачивание концентрированного раствора алюмохлорида для проведения ОПЗ и ускорения отверждения контактирующей с ней оторочкой цементного раствора.

3. Закачивание оторочки из цементного раствора через небольшой буфер из пресной воды для закрепления гидроизоляционного экрана, сформированного разбавленным раствором алюмохлорида.

В процессе закачивания цементного раствора происходит его перемешивание с концентрированным раствором алюмохлорида в поровом объёме призабойной зоны, что приводит к его быстрому отверждению в контактной зоне и формированию дозакрегшяющего слоя из цемента. Это позволяет сразу после цементирования вымывать излишки цементного

раствора и исключить тем самым операции по ОПЗ и разбуриванию цементного стакана.

При проведении лабораторных испытаний было выявлено, что гель, формируемый из 5-7% раствора алюмохлорида, при его взаимодействии с карбонатной составляющей породы, получается с более прочными характеристиками в присутствии 0,2-0,5% полиакриламида в растворе алюмохлорида. Гидроизолирующие свойства экрана из геля алюмохлорида усиливаются при перепродавливании его оторочкой 0,1-0,5% водного раствора полиакриламида. Кроме того, наличие перед экраном из алюмохлоридного геля оторочки из водного раствора полиакриламида позволит при необходимости провести солянокислотную обработку, так как она предотвратит непосредственный контакт кислоты с нестойким к ней гелем из алюмохлорида.

Работы с разбавленным раствором алюмохлорида проведены на пяти скважинах. Коэффициент успешности составил 80 %, дополнительная добыча нефти - 535 т/скв, а ограничение попутно добываемой воды - 1101 тонн на скважину.

Таким образом на основании исследований свойств водоизолирующих материалов и обобщения результатов опытно-промысловых испытаний определена область применения рекомендуемых составов (рис. 6).

В пятой главе показаны пути модифицирования тампонажных материалов, используемых для повышения качества крепления и ликвидации зон осложнений при бурении и эксплуатации скважин.

Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений ОАО «Татнефть» характеризуется:

- ростом репрессии на призабойную зону при первичном вскрытии и креплении, и, как следствие этого, проникновение фильтрата цементного раствора в приствольную часть и ее кольматацию;

- увеличением градиента давления между смежными разнонапорными пластами, которое приводит к возникновению заколонных перетоков в процессе крепления скважины.

В процессе перфорации на цементное кольцо действуют большие динамические нагрузки. Все вышеперечисленные факторы приводят к изменению физико-механических характеристик цементного камня и его разрушению, нарушению герметичности контактной зоны «порода-глинистая корка цемент-обсадная колонна». Заколонные перетоки приводят к коррозии колонны и цементного камня. Поэтому решающим фактором, оказывающим влияние на процесс обводнения скважин в процессе их эксплуатации, является повышенная герметичность контактной системы «порода-глинистая корка-цементный камень-обсадная колонна». Эта система постоянно находится под воздействием агрессивных пластовых жидкостей и жестких знакопеременных нагрузок.

Проведенные нами исследования с привлечением рентгенографических и электронно-микроскопических методов показали, что при длительном

Рисунок 6 - Область применения разработанных составов для водоизоляционных работ в терригенных и карбонатных

коллекторах

Увеличение 10000х

|" д о

а - исходная глина; б - с добавлением \ % Ыа2СО?; в - с добавлением 5% пластовой девонской воды; г - корки из исходного глинистого раствора: д - корки т раствора обработанного пластовой водой; с - корки и:: растлора, обработанного I % ЫатСОз

Рисунок 7 - Электронно-микроскопические снимки водных суспензий глин, глинистых корок

воздействии катионов поливалентных металлов пик дифрактограммы, соответствующий монтмориллониту, содержащемуся в глинистой корке, смещается, а ширина пика становится уже, что соответствует вы теснению из решетки монтмориллонита натрия.

Это также подтверждаемо электронно-микроскопическими данными, представленными на рисунке 7, показывающем переход плотной микроструктуры в рыхлосвязанную макроструктуру.

Естественно, что при этом существенно изменяются и такие свойства глинистой корки, как проницаемость, набухаемость. которыми определяются гидроизоляционные свойства корки. Поэтому представляет практический интерес оценка времени осолонения глинистой корки, происходящего за счет фильтрации пластовой воды через глинистую корку. Через этот промежуток

времени нарушается герметичность контактной зоны «порода-глинистая корка - цементный камень» и начинается обводнение скважины. Для нахождения этого периода рассмотрим частный случай решения дифференциального уравнения течения несжимаемой жидкости в однородной пористой среде.

Как известно, уравнения имеют следующий вид:

г дг дг

(2)

/л дг

где Уг - скорость радиального течения; г - текущая координата; ц - вязкость жидкости; Р - давление.

Пусть скважину окружает однородный песчаник с проницаемостью К]. Проницаемость глинистой корки к2, толщина & Проницаемость твердеющего цементного камня к3 (рис. 8).

Проинтегрировав уравнение (1), распишем его вид для каждой области: Р1 = а11пг + Ьь г2 < г < Г1

Р2=а21пг + Ь2; г2—ё < г < г2

Р3 = а31пг + Ь3; г3<г<г2-ё (3)

Граничные условия и условия, выполняющиеся на поверхности разрыва таковы:

г = гь р = Рр; г = г3; р = рг

„ эр21 „ Ф2 , ■ к д2±_ | - к д±11 КЧГ\ г1Г 1 2 дг ег

Расписав (4) в явном виде получим систему из шести уравнений с шестью неизвестными, решив их получим значения констант, используя (2) получим выражение для скорости фильтрации через глинистую корку:

V =____(5)

г г, к. гг-а к, г, у '

г, К, г, К, г,-с1

Примем следующее допущение: Рг = Рзаб, где Рзаб - давление на забое. Оно основано на том, что цементный камень при перфорации частично отслаивается от обсадной колонны.

Рр- пластовое давление; Р7- давление на границе раздела «обсадная коло и на-цементный камень»: г> и п - радиусы долота н обсадной колонны; с! - толщина глинистой корки

Рисунок К - Радиальное течение в системе «порода-глинистаи корка-цементный камень»

Для определения времени полного пропитывания глинистой корки пластовой водой найдем объем пластовой воды, необходимый для заполнения глинистой корки:

О! = 2л г уг т К, (6)

где т - время заполнения (полного осолонения); vr - скорость фильтрации; Ь - толщина пласта. За время т заполняется объем

У = тг[г2г(г, (7)

Приравнивая (6) И (7) и подставляя значение \'г из (7} имеем:

г. К, /■, - с! К. г,

4и(2г2 - с/)(1п— +—1п --н—- 1п —)

8 К, г, К, г,-(1

т —--1--——1-=—=--(8)

ЧРр )

Расчеты, произведенные по формуле (8), показали, что в зависимости от толщины, проницаемости глинистой корки и цементного камня время полного осолонения, при учете лишь фильтрации, исключая диффузионные и осмотические процессы, может колебаться от нескольких суток до трех месяцев. Через этот промежуток времени по всему объему глинистой корки начнется активный ионообменный процесс, что приведет к перестройке микро- и макроструктуры глинистой корки и, соответственно, изменению герметичности системы «порода - глинистая корка - цементный камень».

В связи с этим нами были проведены исследования, направленные на упрочнение глинистой корки, улучшение физико-механических характеристик цементного камня путем добавления в них синтетических смол, модифицированных аэросилов, глиноземистого цемента, алюмосиликатных микросфер. На основании этого был разработан комплекс технологий, существенно улучшающих герметичность крепи при первичном и вторичном креплении скважин. Тампонажные материалы, способствующие нарастанию герметичности контактной зоны «порода-глинистая корка-эксплуатационная колонна», располагаются в следующей последовательности:

цемент + смола АЦФ > цемент + смола ФР-12 > цемент + смола ТСД-9 > глиноземистый цемент > цемент + аэросил > цемент > цемент + СаС1г.

Высокодисперсные неорганические и органические соединения, добавленные в малых количествах в раствор из портландцемента, могут выполнять в нем роль структурообразователей, повышающих количество новообразований коллоидной степени дисперсности, что в конечном итоге приводит к увеличению прочностных свойств формирующегося цементного камня. При непосредственном участии автора диссертации, совместно с Калушским СКТБ отделением химии поверхностей института физической химии имени Л.В.Писаржевского, были синтезированы тампонажные добавки аминоэтоксиалюмоаэросил (АЭА-А) и аминоалюмоаэросил (АЭА). Эти добавки представляют собой окись алюминия и разновидность аморфного пирогенного кремнезема (9'Ог), модифицированного органическими веществами (введением в поверхностный слой частиц аморфного кремнезема метил, бутокси,- аминоэтокси - и карбоксигрупп, замещающих силанольные группы).

Добавки уменьшают водоотдачу цементного раствора, улучшают его реологические свойства и повышают проникающую способность раствора в трещины, поры и каналы пласта, повышая тем самым степень кольматации.

Из приведенных опытно-промысловых работ следует, что наиболее приемлемой областью применения цементно - аэросильных растворов являются:

- отключение перфорированных обводненных пластов;

- восстановление герметичности эксплуатационных колонн;

- наращивание цементного кольца за эксплуатационной колонной;

- исправление негерметичности цементного кольца.

Аэросилы АЭА и АЭА-А вводятся в техническую воду из расчета 0,10,7% к весу цемента, рассчитанного для проведения ремонтно-изоляционных работ, перемешиваются в ней в течение 40 минут, после чего на полученном растворе обычным способом затворяют цемент.

Успешность испытаний цементных растворов с добавками аэросила марки АЭА-А при отключении пластов и герметизации эксплуатационных колонн, проведенных при Лениногорском УПНП и КРС, составила 75 и 78 %, в то время как успешность работ с цементом не превышала 60 %.

Продолжительность ремонтных работ с цементными растворами составила 329 и 394 бригадо-часов, в то время как с цементноаэросильными составами она составила 246 и 302 бригадо-часов

Успешная разработка нефтяных залежей при условии выполнения всех требований охраны окружающей среды во многом зависит от качества крепления ствола. Исследования в этой области были направлены на решение двух основных проблем - на обеспечение подъема тампонажного раствора до устья или, как минимум, перекрытия башмака кондуктора и надежное разобщение пласта продуктивного разреза.

Реализация при этом простого и экономически целесообразного одноступенчатого цементирования исключалась ввиду разрыва и поглощения цементного раствора гидродинамически неустойчивыми отложениями, расположенными в трех различных интервалах разреза. Решением этой проблемы в свое время явилось применение для верхней части ствола (1000 м) облегченного тампонажного раствора на основе гельцемента. Однако он не обеспечивает необходимого контакта с породой стенок скважины и металлом обсадной колонны. С точки зрения формирования структуры цементного камня и облегчения тампонажного раствора, наиболее эффективны в качестве добавок тонкодисперсные кремнеземсодержащие материалы.

Выбор алюмосиликатных полых микросфер в качестве облегчающей добавки обусловлен, прежде всего, наличием силикатной и алюминатной фаз, что способствует участию микросфер в формировании структуры цементного камня; кроме того, они являются центрами кристаллизации в тампонажном растворе, уменьшающими энергетический барьер для осуществления протекания реакций гидратации.

Экспериментальные исследования показали, что недостатком алюмосиликатных полых микросфер как облегчающих добавок, является их способность связывать большое количество воды затворения. Введение ацетоноформальдегидной смолы в жидкость затворения позволяет исключить этот недостаток и улучшить структуру и свойства тампонажного материала. В качестве жидкости затворения использовали 6%-ный водный раствор хлористого кальция с добавлением смолы АЦФ. Жидкость затворения тончайшей пленкой покрывает поверхность микросфер и зерен цемента. Результатом этого является пластификация цементного камня, снижение его хрупкости и повышение стойкости к знакопеременным нагрузкам, которым постоянно подвергается цементное кольцо в заколонном пространстве в процессе эксплуатации скважин.

Основные технологические показатели разработанного облегченного тампонажного раствора представлены в таблице 5. Промысловые испытания разработанной технологии проведены на 5 скважинах. Успешность составила 90%. Технология принята к промышленному применению в ОАО «Татнефть».

Таблица 5 - Состав, технологические показатели тампонажного раствора и камня.

Состав облегченного тампонажного раствора, % мае. Плот ность, кг/м* Расте кае-мость см Сроки схватывания, ч-мин Водоотдача через глинистую корку за 30 мин, см3 Пре прочт камня дел гости МПа Хрупкость, чзг

портландцемент алюмосиликат ные микросферы смола АЦФ б%- ный р-р хлорида кальция начало конец на изгиб на сжатие

51,00 10,20 0,10 38,70 1550 22,5 745 8-20 30,0 2,25 8,55 3,80

51,65 10,33 0,40 37,62 1530 23,0 7-20 7-55 28,0 2,30 8,76 3,81

51,85 10,37 0,60 37,18 1520 23,5 645 7-10 22,0 2,43 9,21 3,79

52,35 10,47 0,80 36,38 1420 24,0 5-50 6-40 19,0 2,45 9,25 3,76

Таким образом использование облегченного тампонажного раствора с алюмосиликатными полыми микросферами в присутствии смолы АЦФ позволяет снизить затраты времени и материалов на крепление скважин, обеспечить подъем раствора до проектной высоты. Повышенная прочность и трещиностойкость камня дает возможность исключить повторное цементирование после перфорации колонны, а достаточно прочное сцепление и повышение прочности глинистой корки при этом позволит обеспечить герметичность затрубного пространства.

Основным материалом, используемым при креплении, ремонте и физической ликвидации скважин на нефтяных месторождениях Татарстана, является обычный портландцемент. Однако разнообразные геохимические условия, в которых находится крепь из тампонажного портландцемента, делают его недостаточно надежным материалом. С ростом глубины скважин увеличивается агрессивность пластовых флюидов, среди которых наиболее опасным является сероводород в различных агрегатных состояниях. В связи с этим, автором совместно с НТЦ "Белит" (г.Уфа), разработаны коррозионностойкие составы на основе портландцемента и глиноземистого цемента, стойкие по отношению к солевой агрессии и сероводороду.

Известные серийно выпускаемые цементы, устойчивые к воздействию сероводорода, находят применение лишь в узком интервале температур и неприменимы в условиях нефтяных месторождений Татарстана.

Как известно из литературы, к соединениям, способным формироваться в широком диапазоне температур и отличающихся повышенной стойкостью к сероводороду, сульфатной и магнезиальной агрессии, относятся алюминатные гидрогранаты кальция. Однако проблемой их получения в составе цементного камня является необходимость подбора вида глинозема и кремнеземсодержащего сырья. Для обеспечения широкого температурного интервала их получения, а также регулирования физико-механических и технологических свойств раствора и камня на основе подобного цемента наиболее предпочтительно применение сочетания в составе цемента низкоосновных алюминатов кальция, а также

трехкальциевого силиката - алита, обладающих примерно равными скоростями гидратации. Это обеспечивает формирование новообразований с необходимыми физико-механическими свойствами камня в широком диапазоне водоцементных отношений и возможность применения при температурах менее 40°С. Как показали исследования, с этой целью в качестве компонентов можно использовать глиноземистый цемент ГЦ-40 и традиционно используемый тампонажный портландцемент ПЦТ-Д20-50.

Физико-механические свойства цементного камня, полученного посредством предложенного состава, находятся на уровне требований ГОСТ 1581-96. При получении цементного камня из глиноземистого и портландцемента формируется структура, не имеющая сквозных каналов, по которым возможна миграция агрессивных пластовых флюидов. Однако, учитывая свойства сероводорода, с целью повышения вероятности получения замкнутой пористости на самых ранних стадиях твердения, водоцементное отношение должно быть минимальным. Камень в этом случае будет обладать минимальной пористостью и проницаемостью.

Разработанный состав улучшает качество изоляции пластов за счет отсутствия: деструктивных процессов при длительном твердении цемента в условиях воздействия сероводорода; сквозных каналов по объему цементного камня, обусловленных седиментационной устойчивостью и наличием, вследствие этого, у камня улучшенных деформационных свойств, а также увеличением давления гидропрорыва в системе «порода-глинистая корка-цементный камень обсадной колонны».

Рекомендуемый цемент может применяться при строительстве и ремонте скважин, а также в скважинах, подлежащих физической ликвидации, ввиду невозможности ее дальнейшей эксплуатации по техническим или геологическим причинам. Такой коррозионностойкий состав предназначен для цементирования скважин, содержащих в своем разрезе сероводородсодержащие горизонты или другие виды пластовых флюидов, являющихся высокоагрессивными по отношению к цементному камню.

Состав представляет собой механическую смесь глиноземистого цемента ГЦ-40 и тампонажного портландцемента в соотношении 7:3-9:1. Допускается дополнительное содержание 25-35% высокодисперсного кремнеземсодержащего сырья с удельной поверхностью 0,28-0,5 м2/г.

Приготовление состава в промысловых условиях осуществляется объемным методом, путем последовательного затаривания этих цементов в соотношении 7:3-9:1 с последующим перемешиванием при помощи шнеков смесителя и перезатаривания (два раза) из одного смесителя в другой.

Исследовали прочностные характеристики камней из портландцемента и камней из смеси глиноземистого цемента с портландцементом, хранившихся в течение года в дистиллированной воде, а также различных водных растворах, содержащих Ыа2304 (9 %), ]\^804 (7 %), М§С12(6 %), Н28 (290 мг/л) соответственно. Результаты исследований свидетельствуют, что камень на основе смеси цементов обладает повышенной стойкостью к сульфатной, магнезиальной, хлоридной и сульфидной коррозии. Это

подтверждается отсутствием снижения прочности на изгиб образцов из смеси цементов в упомянутых корозионно-активных средах.

При выполнении исследовательских работ по влиянию добавок пластовой девонской воды и ее концентратов на прочностные свойства цементного камня из портландцемента выявлено увеличение прочности на изгиб (рис. 9, среда хранения пластовая девонская вода). Повышение прочности цементного камня достигается за счет присутствия хлоридов кальция и натрия в пластовой воде нефтяного месторождения, которая добавляется в жидкость затворения. Такая добавка обеспечивает появление дополнительного положительного результата: увеличение непроницаемости, улучшение сцепления с обсадными трубами и стенкой скважины, уменьшение магнезиальной коррозии цементного камня.

Для приготовления жидкости затворения с заданным соотношением солей натрия, кальция и магния использовали пластовую воду девонского горизонта. Для удаления 1у^С12 из пластовой воды нефтяного месторождения в виде Г^(ОН)2 использовали строительную известь Са(ОН2) (ГОСТ 917977).

14 п

я |12

>ё ю -

с. С

100

Время, сутки

150

200

Рисунок 9. Прочностные характеристики цементного камня, затворенного на -пресной воде, -исходной пластовой воде (СаС12 - 4,0%, К^СЬ -1,0%, ИаС1 - 11,2%),

-пластовой воде с пониженным содержанием хлорида магния (СаС12-4,0%, М»С12- 0,15%. ЫаС1 - 8%), -•- -растворе хлорида кальция (СаС12 - 4,0%).

Таким образом, использование облагороженной пластовой девонской воды, разбавленной пресной водой до плотности 1072-1102 кг/м3, позволит увеличить прочностные характеристики цементного камня, ускорить процесс отверждения цементного раствора и отказаться от закупок привозного хлористого кальция.

Как показал промысловый опыт, тампонажным составам на основе жидкого стекла присущ ряд физико-химических свойств, позволяющих решать большой круг вопросов при первичном креплении и ВИР на скважинах. К таким свойствам относится широкая область регулирования сроков отверждения жидкого стекла с модулем 3,3-6,2 при использовании органических отвердителей, хорошая фильтруемость в поры и каналы пласта, способность образовывать гомогенные смеси с глинистыми растворами, гипаном, полиакриламидом, растворимость получаемой посредством жидкого стекла тампонирующей массы в водных растворах щелочей.

Анализ литературных данных и обобщение результатов экспериментальных исследований показывают, что наиболее подходящим структурообразователем для жидкого стекла с повышенным модулем являются эфиры и амиды карбоновых кислот.

Результаты исследований показали обратно пропорциональную зависимость времени гелеобразования от количества этилацетата и величины силикатного модуля (при использовании формамида в качестве отвердителя зависимость сохраняется). С понижением температуры окружающей среды время гелеобразования тампонажных растворов с применением органических отвердителей сокращается, что обусловлено повышением их растворимости при пониженной температуре.

Водоизоляционные работы с применением тампонажного раствора на основе жидкого стекла с повышенным силикатным модулем и органических отвердителей проведены на 60 скважинах ОАО «Татнефть», из них:

44 - ликвидация заколонных перетоков (успешность 90%);

16 - ограничение водопритока (успешность 70%).

Общая успешность работ составила более 85%. По этой же технологии на 30 скважинах ПФ «ЭмбаМунайГаз» Республики Казахстан были проведены работы по ограничению водопритока без последующего цементирования. Текущая успешность по 22 освоенным скважинам составила 70%.

Областью применения технологии с использованием жидкого стекла с повышенным модулем является ликвидация нарушений эксплуатационной колонны в зонах с высокой и низкой проницаемостью, изоляция притока подошвенных, нижних и верхних вод в терригенных коллекторах. Технология может быть использована как в процессе первичного крепления, так и в процессе эксплуатации, независимо от вида и степени минерализации изолируемых вод.

Другой важной областью применения тампонажных составов на основе жидкого стекла является ликвидация осложнений при бурении и ремонте скважин в процессе эксплуатации. Технология проведения изоляционных работ в интервалах с большими поглощениями основана на использовании составов, включающих глинистый раствор, жидкое стекло с повышенным модулем и органический отвердитель. Разработанные глиносиликатные составы формируются в плотную твердую массу. Время ее образования зависит от количества этилацетата. Этилацетат предварительно добавляется в глинистый раствор, который потом через тройник перемешивается с жидким стеклом и подается в зону поглощения. С применением рекомендованного метода проведены ОПР на 12 скважинах с успешностью 90%, по сравнению 50% по базовой технологии (гельцементный раствор).

Водопроявления являются одним из видов осложнений, встречающихся в процессе бурения. Основным методом изоляции водопроявлений остается технология намыва наполнителей с последующими закрепляющими цементными заливками. Причем, нередки случаи, когда после безуспешных попыток ликвидировать осложнение с многотоннажным

расходом материалов, возникает необходимость бурения второго ствола с целью обхода осложненного интервала.

Перспективным направлением дальнейшего совершенствования физико-химических методов ликвидации зон водопроявлений представляется разработка технологий на основе уретановых форполимеров, учитывая такие их положительные свойства, как небольшой расход и низкая плотность.

Исследования ряда авторов проводились на базе импортного форполимера «НусеЬОН». Нами были проведены исследования на основе отечественного форполимера «Спантан-1К» выпускаемого ЗАО «Блокформ» г. Владимир.

Предлагаемый состав отверждается в водонасыщенных интервалах пласта независимо от минерализации пластовых вод при их содержании в количестве 1-2 % порового объема и более. При этом для полимеризации состава необязательно перемешивание его с водой, а достаточно наличие контактной зоны. При смешивании с безводной нефтью состав не отверждается. Скорость отверждения состава зависит от температуры среды и увеличивается с повышением температуры. Регулирование сроков отверждения, вязкости состава возможно путем изменения соотношения основных компонентов состава - полимер и растворитель. Оптимальными являются соотношения компонентов от 1:1 до 1:2, при этом вязкость состава снижается до 20 мПа-с. С увеличением количества растворителя скорость отверждения замедляется.

Исходя из вышеизложенного область применения разработанных составов рекомендуемые к использованию при бурении, креплении и водоизоляционных работах представлена на рисунке 10.

Глава 6 посвящена разработке технологий по производству тампонирующих материалов и технологических жидкостей для ВИР на базе местного сырья, полуфабрикатов и промышленных отходов.

Как известно, многие тампонирующие материалы, химические реагенты, технологические жидкости, используемые при водоизоляционных работах, обладают ограниченным сроком хранения. Другие реагенты имеют повышенную температуру замерзания и при циклическом замораживании и отмораживании в зимний период теряют свои технологические свойства. Поэтому для их хранения необходимы теплые складские помещения.

Ряд реагентов, используемых при эксплуатации и ремонте скважин, представляют собой жидкие растворы, которые содержат невысокую концентрацию основного вещества, и предприятие несет неоправданные затраты на перевозку балластного растворителя. Например, хлористый кальций, жидкое стекло и гидролизованный полиакрилонитрил поставляются в виде водных растворов. Более того, разгрузка жидких реагентов требует строительства специализированных эстакад при железнодорожных станциях, задействования большого парка автомобилей, оборудованных автоцистернами. Все это приводит к значительным транспортным затратам.

Рисунок 10 - Область применения разработанных составов при строительстве и эксплуатации скважин

Необходимо также отметить, что по мере выработки нефтяных месторождений высвобождаются значительные энергетические мощности, промышленная инфраструктура и рабочая сила, требующие их рачительного использования. Вследствие этого будет необходима в будущем диверсификация промышленной структуры региона.

Большими потенциальными возможностями в качестве гидроминерального сырья для производства химических реагентов, необходимых для разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, в частности, для модификации цементных растворов и глушения скважин, приготовления тампонажных растворов для борьбы с пескопроявлением, обладает девонская пластовая вода, запасы которой практически неисчерпаемы.

Использование сточных и пластовых вод, добываемых попутно с нефтью, в качестве гидроминерального сырья сопряжено с определенными сложностями ввиду необходимости очистки от органических примесей. С другой стороны, добыча только пластовой воды может привести к падению добычи нефти и преждевременному ее обводнению. Нами предложено использование методов совместной добычи нефти и пластовой воды. Целью этих методов является уменьшение обводненности нефти и загрязненности нефтью добываемой пластовой воды, используемой в качестве гидроминерального сырья, а также сокращение потерь пластовой воды при эксплуатации нефтяной залежи, подстилаемой пластовой водой.

Суть предложенного метода разработки заключается в понижении уровня водо-нефтяного контакта за счет отбора пластовой воды из центральной или периферийной части разрабатываемого месторождения в зависимости от толщины водоносных пластов

Физико-химические процессы, положенные в основу переработки пластовой воды, заключаются в следующем. На первом этапе происходит очистка исходной пластовой воды от механических примесей, остатков нефти и солей железа. Далее пластовая вода поступает на выпарную установку, в которой происходит выпарка пластовой воды с концентрированием солей. При достижении определенной величины концентрации хлористого кальция в рассоле происходит осаждение хлористого натрия, пригодного для пищевых целей, который является попутным продуктом при производстве технологических жидкостей, необходимых для ВИР. По всем показателям образцы соли соответствуют нормам и ГОСТу 13830-91 и по содержанию тяжелых металлов удовлетворяет СанПиН 42-123-4089-91, что подтверждено протоколом испытаний № 13 от 06.08.95 г. специализированной лабораторией стандартизации Всероссийского научно-исследовательского института Галлургии (г. Санкт-Петербург), имеющего лицензию Госстандарта России. Нами разработаны режимы выпарки, позволяющие получать различные сорта поваренной соли и тяжелые рассолы различного химического состава.

Хлористый натрий отделяется от остального рассола на центрифугах, промывается от солей кальция исходной пластовой водой, вновь поступает

на центрифуги для отделения от жидкости и высушивается. Готовая соль далее идет на упаковку. Полученный концентрированный рассол, обогащенный бромом и йодом, поступает на установку получения брома.

Технологические жидкости для модификации цементного раствора, глушения скважин и получения тампонажных составов для борьбы с пескопроявлением получаются разбавлением полученного рассола до необходимой концентрации.

Полимерный концентрат - реагент, получаемый гидролизом отходов нитронного волокна в щелочной среде водного конденсата с одновременным омылением едким натром. Полимерный концентрат широко используют в качестве реагента изоляции. Он может проявлять свои изолирующие свойства без специального отвердителя или осадителя.

Технология производства полимерного концентрата, спроектированная и изготовленная при Альметьевском УПНП и КРС, очень проста и в общем виде включает следующие технологические этапы: прием и подготовка исходных сырьевых материалов; растворение (в щелочи) и распускание (волокна) исходных сырьевых материалов в воде; гидролиз нитронного волокна, корректирование состава полимерного концентрата путем добавления в нее измельченной натриевой силикат-глыбы с силикатным модулем 2,5-2,8 в процессе варки или после ее завершения, фильтрация (при необходимости) полимерного концентрата; хранение и отгрузка потребителю.

Технология производства и установка для варки модифицированного жидкого стекла с повышенным силикатным модулем спроектирована и построена на узле по подготовке глинистых растворов при Лениногорском УПНП и КРС. Технология в общем виде включает следующие технологические этапы: прием и подготовка исходных сырьевых материалов; растворение исходных сырьевых материалов в воде; корректирование состава и модуля жидкого стекла в процессе варки или после ее завершения (при необходимости); фильтрация жидкого стекла: хранение и отгрузка потребителю. При этом получается модифицированное жидкое стекло плотностью 1160-1250 кг/м3 и силикатным модулем 3,3-6,2.

Жидкое стекло с таким модулем является оптимальным для получения тампонажного раствора с повышенной водоизолирующей способностью и широким диапазоном технологических возможностей при использовании органических отвердителей.

Таким образом в результате исследований и опытных работ автором и под его руководством создан технологический комплекс на основе новых методов и тампонирующих составов, повышающих надежность и эффективность водоизоляционных работ при креплении и эксплуатации скважин в различных геолого-физических условиях. На базе этих исследований получены следующие результаты и выводы.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Впервые созданы полимерметалические комплексы на основе сополимеров акриловых кислот с катионами железа, меди и алюминия, стойкие в пластовых жидкостях, избирательно тампонирующие водонасыщенные каналы продуктивного пласта.

2. Подтверждено, что средние размеры глобулярных ассоциатов гидролизованного полиакрилонитрила в водных растворах сопоставимы со средними размерами поровых каналов и зависят от плотности заряда в полимерной цепи, а также от концентрации и вида добавленной соли, вследствие чего происходит осаждение полимера в порах и каналах пласта, насыщенного водными растворами поливалентных металлов. Доля закупоривающего эффекта, обусловленная осаждением полимера, находится в пределах 40-70 % от общего эффекта изоляции, а остальные 60-30% связаны с адсорбционными и реологическими свойствами полимера.

3. Доказано, что полимерные композиции на основе ацетоноформальдегидных и карбамидоформальдегидных смол в присутствии щелочных и кислых отвердителей образуют безусадочный тампонажный камень с заданной прочностью и пониженной хрупкостью вследствии образования интерполимерных комплексов и их пространственной сшивки в процессе поликонденсации.

4. Научно обоснованы и разработаны технологии водоизоляционных работ на основе олигомеров алкиловых эфиров ортокремниевых кислот в условиях терригенных и карбонатных коллекторов. Установлена прямая зависимость скорости экзотермической реакции структурирования этих олигомеров от концентрации структурообразователя и обратная от величины минерализации пластовой воды и содержания тонкодисперсного диоксида кремния.

5. Рентгенографическими, электронно-микроскопическими и стендовыми исследованиями установлены два типа структурирования, происходящие в коллоидно-коагуляционной микроструктуре, глинистой корке:

потерь, проведения природоохранных мероприятий в зависимости от конкретных геолого-технических условий, геохимических характеристик пластов и типа обводненного коллектора.

7. По результатам лабораторных и промысловых исследований определены критерии эффективного применения составов на основе гидролизованного полиакрилонитрила и сополимера метакриловой кислоты с ее диэтиламмониевой солью при взаимодействии с высокоминерализованными пластовыми водами. Гипан рекомендуется для хлоркальциевых вод плотностью 1140-1180 кг/м3, а сополимер МАК-ДЭА для хлоркальциевых и хлорнатриевых вод плотностью 1100-1180 кг/м3,

8. Исходя из выявленных физико-химических процессов, происходящих в продуктивных пластах, контактной зоне «порода-глинистая корка-цементный камень-обсадная колонна» при строительстве и эксплуатации скважин разработан новый технологический комплекс по ограничению водопритока на основе:

- кремнийорганического продукта 119-296Т и Силора, для вод с любой степенью минерализации и температурой продуктивного коллектора 20°-120°С;

- эмульсии из нефти и Силора, для карбонатных и терригенных коллекторов с приемистостью 3 < q < 5 м3/час-МПа;

- нефтепираносернокислотной смеси для карбонатных и терригенных коллекторов с приемистостью от 5 м3/час-МПа и более;

- жидкого стекла с повышенным модулем и органических отвердителей, уретановых форполимеров для ликвидации поглощений, водопроявлений, нарушения экплуатационных колонн и устранения негерметичности цементного кольца в процессе строительства и эксплуатации скважин;

- портландцемента с добавками смолы АЦФ-75 и силикатных микросфер для одноступенчатого доподьема цемента в зонах с поглощениями;

- портландцемента с добавками глиноземистого цемента для получения коррозионностойкого цемента в магнезиальных, сульфатных и сульфидных средах;

- портландцемента с добавками облагороженной пластовой воды или ее концентратов для получения быстросхватывающегося, упрочненного камня;

- технических средств, установок и методов по приготовлению тампонирующих составов на дневной поверхности и призабойной зоне пласта.

9. Предложены новые способы совместной разработки нефтеносных и водоносных пластов, позволяющие уменьшить обводненность продукции в добывающих скважинах, не влияющие отрицательно на разработку месторождения в целом с последующим использованием извлекаемой и облагороженной пластовой воды для модификации тампонажных растворов, приготовление технологических жидкостей и получения ценных химических

продуктов на основе запатентованных методов переработки пластовой воды. На базе проведенных исследований обоснована и составлена «Целевая программа комплексного использования пластовых вод нефтяных месторождений Республики Татарстан», одобренная Постановлением кабинета министров Республики Татарстан за № 564 от 17.08.2001 года.

Ю.Новизна технических и технологических решений, полученных в ходе исследований, подтверждается 27 изобретениями РФ. Рекомендованы к промышленному внедрению 20 технологий. Разработаны и утверждены 24 РД. Рекомендуемые технологии внедрены более чем на 4000 скважинах. Экономический эффект составил 414 млн. рублей (в ценах 2008 г.).

Основные результаты исследований опубликованы в следующих печатных работах.

Монография, пособия:

1. Кадыров, P.P. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах с использованием полимерных материалов [Текст] /P.P. Кадыров, акад. наук Республика Татарстан. - Казань: изд-во «ФЭН», 2007. - 424 с. - 300 экз. -ISBN 5-9690-0087-6.

2. Кадыров, P.P. Получение ценных химических продуктов из пластовых вод Республики Татарстан [Текст] /Р.Х. Муслимов, И.Г.Юсупов, Р.Р.Кадыров, Д.К.Хасанова, акад. наук Республика Татарстан. - Казань: изд-во «Плутон», 2005. - 200 с. - 250 экз. - ISBN 5-902089-20-4.

3. Кадыров, P.P. Региональное справочное руководство по изоляции водопритоков в скважинах [Текст] /Фархутдинов Р.Г., Габдуллин Р.Г., Идиятуллин A.M., Кадыров P.P., Латыпов P.P., Матвеев А.Н., Попович Ю.Д., Юлгушев Э.Т. //Справочное пособие. Альметьевск, ОАО «Татнефть» 1999. -70 с. - 500 экз.

Статьи в журналах, книгах, материалах отраслевых и международных конференций, симпозиумов, семинаров и конгрессов, в том числе в источниках, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ.

1. Кадыров, P.P. Исследование водоизолирующих свойств полимеров [Текст] /P.P. Кадыров, И.И. Мутин, И.Г. Юсупов, В.П. Барабанов //Известия вузов. "Нефть и газ" - 1983. - № 12 - с.35-38.

2. Кадыров, P.P. Структурирование растворов гидролизованного полиакрилонитрила в поровом пространстве [Текст] /P.P. Кадыров, И.Г. Юсупов, В.П. Барабанов, C.B. Крупин // Известия высших учебных заведений «Нефть и газ». - 1983. - № 6 - с.33-36.

3. Кадыров, P.P. Определение размеров полимерных частиц в водных растворах, используемых при заводнении [Текст] /З.Г.Сайфуллин, Р.Р.Кадыров, А.Х. Фаткуллин //НТС «Нефтепромысловое дело». -1974.- № 9-с. 11-13.

4. Кадыров, P.P. Взаимодействие гидролизованного полиакрилонитрила с электролитами при изоляции обводненных пластов [Текст] / И.Г. Юсупов, P.P. Кадыров // «Нефтяное хозяйство». - 1977. - № 3 - с. 38-40.

5. Кадыров, P.P. Исследование осаждения гидролизованного полиакрилонитрила в пористой среде применительно к изоляции закачиваемых вод [Текст] /И.Г. Юсупов, P.A. Максутов, P.P. Кадыров, Б.М. Калашников // «Нефтепромысловое дело». - 1978. - № 3 - с. 8-11

6. Кадыров, P.P. Технологические принципы применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах [Текст] /P.P. Кадыров //«Нефтяное хозяйство». - 2007. - № 7 - с.112-114.

7. Кадыров, P.P. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритока в скважины [Текст] /Р.Ф. Латыпов, Ф.Н. Маннанов, P.P. Кадыров //НТЖ «Нефтяное хозяйство». - 2000. - № 12 -с. 84-96.

8. Кадыров, P.P. Применение синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ [Текст] / P.P. Кадыров, А.К. Сахапова, О.Н. Кузнецова,

B.П. Архиреев // «Нефтяное хозяйство». - 2005. - № 11 - с.70-72.

9. Кадыров, P.P. Разработка тампонирующих составов на основе кремнийорганических соединений и исследование их свойств [Текст] /A.C. Жиркеев, P.P. Кадыров, Д.К. Хасанова//«Нефтяное хозяйство». - 2005. - №7-с 12-14.

10. Кадыров, P.P. Совершенствование техники и технологии ремонта скважин [Текст] /Р.Г. Фархутдинов, Г.А. Орлов, Р.Г. Габдуллин, P.P. Кадыров, М.Х. Мусабиров //Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 12 - с.41-43.

11. Кадыров, P.P. Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину [Текст] /P.P. Кадыров, Д.К. Хасанова// «Нефтяное хозяйство». - 2006. - № 3 - с. 62-63.

12. Кадыров, P.P. Тампонажные материалы на основе ацетоно-формальдегидной смолы [Текст] /В.П. Архиреев, О.Н. Кузнецова, А.К. Сахапова, P.P. Кадыров //Пластические массы. 2007. - № 8 - с. 49-52.

13. Кадыров, P.P. Термографические исследования взаимодействия гидролизованного полиакрилонитрила с ионами Са2+, Fe3+, Cu2+ [Текст] /P.P. Кадыров, C.B. Крупин, И.И. Мутин //Труды ТатНИПИнефть. Бугульма, 1982. вып. 49 - с. 72-76.

14. Кадыров, P.P. Водоизолирующие свойства гидролизованного полиакрилонитрила в присутствии метакриловой кислоты [Текст] /P.P. Кадыров, И.С. Кунеевская //Труды ТатНИПИнефть. Бугульма, 1985. вып. 57 -с. 124-133.

15. Кадыров, P.P. Исследование водоизолирующих свойств полимерных реагентов [Текст] /P.P. Кадыров, Ф.А. Губайдуллин //Труды ТатНИПИнефть. Бугульма, 1985. вып. 57- с. 134-137.

16. Кадыров, P.P. Определение состава металлополимерных комплексов на основе гидролизованного полиакрилонитрила [Текст] / P.P. Кадыров,

C.B. Крупин, И.Г. Юсупов, В.П. Барабанов //Химия и технология элементорганических соединений и полимеров. Межвуз. Сб. КХТИ. Казань, -1987. - с.124-127.

17. Кадыров, P.P. Перспективы использования кремнийорганического продукта 119-296Т при ограничении водопритока в добывающих скважинах

[Текст] /P.P. Кадыров, A.C. Жиркеев, Б.М. Калашников //НТЖ «Нефть Татарстана». 2001.- № 3 - с.38-42.

18. Кадыров, P.P. Перспективы использования кремнийорганического продукта 119-296Т при ограничении водопритока в добывающих скважинах [Текст] /P.P. Кадыров, Б.М. Калашников, A.C. Жиркеев //Научно-практическая конференция VIII Международной выставки «Нефть, газ, нефтехимия» 5-8 сентября. Казань, - 2001. - с. 181-183.

19. Кадыров, P.P. Новый полимерный тампонажный материал для ремонтно-изоляционных работ в скважинах [Текст] /P.P. Кадыров, А.К. Сахапова, В.П. Архиреев, О.Н. Кузнецова //Материалы III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия». РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, - 2007. - с. 111-113.

20. Кадыров, P.P. Перспективы использования кремнийорганического продукта 119 - 296Т при ограничении водопритока в добывающих скважинах [Текст] /P.P. Кадыров, Б.М. Калашников, A.C. Жиркеев // «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения». Тезисы докладов научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия» Казань, изд-во «Мирас», 2001.-С.179-184.

21. Кадыров, P.P. Новые реагенты для ремонтно-изоляционных работ [Текст] /Р.Р. Кадыров, Д.К. Хасанова, А.К. Сахапова, О.Н. Кузнецова, В.П. Архиреев //Разработка, производство и применение химических реагентов в нефтяной и газовой промышленности. Тезисы докладов II Всероссийской научно-практической конференции. М., Интерконтакт Наука, - 2004. - с. 126.

22. Кадыров, P.P. Исследование водоизолирующих свойств полимеров [Текст] /Р.Р. Кадыров, И.Г. Юсупов, И.И. Мутин //XII Менделеевский съезд по общей и прикладной химии. Рефераты докладов и сообщений № 4. Изд-во «Наука». Москва, -1981. Химические проблемы газо-и нефтедобычи,- с. 174175.

23. Кадыров, P.P. Исследование взаимодействие солей железа с гидро-лизованным полиакрилонитрилом [Текст] /P.P. Кадыров, C.B. Крупин, И.И. Мутин //"Водорастворимые полимеры". Иркутск, - 1982. - с. 41-42.

24. Кадыров, P.P. Технология ограничения водопритоков в скважине [Текст] /P.P. Кадыров, A.C. Жиркеев, И.В. Бакалов //Тезисы докладов Московского международного Салона промышленной собственности «Архимед», - 2004. - с.134-135.

25. Кадыров, P.P. Исследование физико-химических процессов в контактной зоне «цементный камень-глинистая корка-порода» применительно к решению проблемы водопроявлений [Текст] /И.Г. Юсупов, P.P. Кадыров, Б.Д. Колеватов, Р.Х. Хабибуллин//Труды ТатНИПИнефть. Казань, -1973. вып. 23 - с. 3-13.

26. Кадыров, P.P. Влияние полимерных добавок на основе смол ФР-12 и ТСД-9 на герметичность контакта цементного камня с горными породами. [Текст] /А.Ш. Газизов, P.P. Кадыров, Р.Ш. Нигмати //Труды ТатНИПИнефть. Казань, - 1973. вып. 23 - с. 34-43.

27. Кадыров, P.P. Оценка времени осолонения глинистой корки пластовой водой на границе раздела «порода — глинистая корка - цементный камень» [Текст] /P.P. Кадыров, И.Г. Юсупов, H.H. Кубарев //Труды ТатНИПИнефть. Бугульма, - 1975. вып. 32 - с. 111-114.

28. Кадыров, P.P. Коагуляционное уплотнение фильтрационной глинистой глинистой корки при цементировании колонн [Текст] /И.Г. Юсупов, А.В.Перов, И.С. Катеев, JI.A. Голышкина, P.P. Кадыров, Т.Н. Бикчурин //сб. науч. тр. Бугульма, - 1975. с. 68-75.

29. Кадыров, P.P. Результаты и перспективы проведения водоизоляционных работ на месторождениях ОАО «Татнефть» [Текст] / Р.Ф Латыпов, Р.Р. Кадыров, Ф.Н. Маннанов //ПТН ПИЖ «Нефть Татарстана». Казань, - 1999. № 5-6.

30. Кадыров, P.P. Моделирование технологического процесса водо-изоляции в системе «алюмохлорид-карбонаты» [Текст] /Р.Ф Латыпов, Ф.Н. Маннанов, P.P. Кадыров //Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Тезисы доклада II Всероссийской научно-технической конференции ТГНГУ. Тюмень, - 2000. - с. 15.

31. Кадыров, P.P. Ограничение водопритоков в скважины с использованием эфиров ортокремниевых кислот [Текст] /Р.Ф. Латыпов, P.P. Кадыров, Ф.Н. Маннанов, Б.М. Калашников, М.Х. Салимов //Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Тезисы доклада П-й Всероссийской научно - технической конференции ТГНГУ. Тюмень, - 2000. -с.16.

32. Кадыров, P.P. Новые синтетические смолы для интенсификации добычи нефти. [Текст] /А.К. Сахапова, P.P. Кадыров //«Новейшие методы увеличения нефтеотдачи пластов - теория и практика их применения». Тезисы докладов научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия» Казань, изд-во «Мирас», - 2001.- с. 179184.

33. Кадыров, P.P. Новый тампонажный материал «Силор» для проведения ремонтно-изоляционных работ в скважинах [Текст] /P.P. Ибатуллин, P.P. Кадыров, И.Г. Юсупов, А.С Жиркеев //Тезисы докладов V Международной научно-практической конференции посвященной 45-летию ОАО «СЕВКАВНИПИГАЗ» г. Кисловодск, 15-19 октября 2007.- с. 64-67.

34. Кадыров, P.P. Особенности поликонденсации синтетических смол и их эксплуатационные свойства при ремонте скважин [Текст] /А.К. Сахапова, P.P. Кадыров, О.Н. Кузнецова, В.П. Архиреев. //XVII Менделеевский съезд по общей и прикладной химии, Казань, 21-26 сентября 2003 г.: Тезисы докладов. - Казань.-2003.-Т.3. Материалы и нанотехнологии,-с. 378.

Авторские свидетельства и патенты

1. A.c. № 595488 СССР, МКИ.2 Е 21В 33/138. Способ изоляции закачиваемых вод в скважине [Текст] /P.P. Кадыров , Б.М. Калашников, P.A.

Максутов, A.C. Калимуллин, В.А. Шумилов. - № 2067925/00-03; заявл. 18.10.74; опубл. 28.02.1978, Бюл. № 8.

2. A.c. № 1153042 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину и его варианты [Текст] /P.P. Кадыров, М.М. Загиров, И.И. Мутин, И.Г. Юсупов, В.П. Барабанов, Б.А. Лерман. - № 3581995/22-03; заявл. 21.04.83; опубл. 30.04.1985, Бюл. № 16.

3. A.c. № 1421849 СССР, Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока воды в эксплуатационные скважины [Текст] /P.P. Кадыров, Г.И. Губеева, И.С. Кунеевская, М.М. Загиров, Р.Г. Габдуллин, Ф.А. Губайдуллин, A.A. Жданов. № 4109751/22-03; заявл. 25.08.86; опубл. 07.09.1988, Бюл. № 33

4. A.c. № 1420137 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор [Текст] / М.И. Хома, Е.И. Мартынов, Р.В. Сушко, P.P. Кадыров и др.-№ 4123764/22-03; заявл. 23.06.1986; опубл. 30.08.88, Бюл. № 32.

5. A.c. № 1587175 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока воды в скважину [Текст] /P.P. Кадыров, Н.И. Авакумова, Р.Х. Муслимов, Р.Г. Габдуллин, Н.Б. Гильфанова, P.M. Усманов, P.A. Хайруллина, В.Х. Утяшева. - № 4341236/24-03; заявл. 26.10.87; опубл. 23.08.90, Бюл. №31.

6. Пат. 1782273 СССР, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину [Текст] /Бикбулатов И.Х., Габдуллин Р.Г., Шаяхметов Ш.К. Кадыров P.P.; заявитель и патентообладатель ОНИ ЖЕ - № 4737884/03; заявл. 18.09.89; опубл. 15.12.92, Бюл. № 46.

7. Пат. 2071548 Российская Федерация, Е 21 В 33/138. Способ изоляции водопритока в скважине [Текст] /Салимов М.Х., Кадыров P.P., Латыпов С.С., Калашников Б.М.; заявитель и патентообладатель ХООО «Намус».- № 94042296/03; заявл. 25.11.94; опубл. 10.01.1997, Бюл. №1.

8. Пат. 2071549 Российская Федерация, Состав для изоляции водопритока в скважине [Текст] /Кадыров P.P., Салимов М.Х., Латыпов С.С., Калашников Б.М.; заявитель и патентообладатель Азнакаевское УПНП и КРС. - № 94042310/03; заявл. 25.11.94; опубл. 10.01.1997, Бюл. №1.

9. Пат. 2089717 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 33/138. Тампонажный пеноцементный состав для тампонажного пакера или моста [Текст] /Кадыров P.P., Фархутдинов Р.Г., Жеребцов Е.П., Салимов М.Х., Калашников Б.М., Латыпов С.С.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» - № 95106560/03; заявл. 24.04.95; опубл. 10.09.97, Бюл. № 25.

10. Пат. 2092684 Российская Федерация , Е 21 В 43/27. Состав для комплексной обработки призабойной зоны карбонатного пласта [Текст] /Кандаурова Г.Ф., Кадыров P.P., Салимов М.Х., Фархутдинов Р.Г., Зуев В.П., Сафронова О.В., Ахмедова Р.З.; заявитель и патентообладатель ОНИ ЖЕ - № 95101825/03; заявл. 07.02.95; опубл. 10.10.1997, Бюл. № 28.

11. Пат. 2107021 Российская Федерация, МПК6 С 01 В 7/09, С 02 F 1/76 Способ получения брома из пластовой воды нефтяного месторождения [Текст] /Муслимов Р.Х., Кадыров P.P., Овчинников А.И., Сапугольцева В.А., Портной C.B., Салимов М.Х.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» - № 96111514; заявл. 06.06.1996; опубл. 20.03.1998, Бюл. .№ 8.

12. Пат. 2148159 Российская Федерация, Е 21 В 43/20. Способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья [Текст] /Галеев Р.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов P.C., Юсупов И.Г., Сулейманов Э.И., Горобец А.Н., Кадыров P.P., Салимов М.Х., Жиркеев A.C.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть».- № 99124125/03; заявл. 22.11.1999; опубл. 27.04.2000, Бюл. №12.

13. Пат. 2149984 Российская Федерация, Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой [Текст] /Хисамов P.C., Юсупов И.Г., Сулейманов Э.И., Хусаинов В.М., Горобец А.Н., Кадыров P.P., Рамазанов Р.Г., Салимов М.Х.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть»,- № 98111530/03; заявл. 15.06.98; опубл. 27.05.2000, Бюл. № 15.

14. Пат. 2154727 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/138. Тампонажный цементный раствор [Текст] /Гилязетдинов З.Ф., Кадыров P.P., Жиркеев A.C., Салимов М.Х., Катеев Р.И., Татьянина О.С.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть»,- № 99109858/03; заявл. 12.05.1999; опубл. 20.08.2000, Бюл. № 23.

15. Пат. 2186941 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/138, 43/32. Способ изоляции водопритока в нефтяной скважине [Текст] /Латыпов Р.Ф., Маннанов Ф.Н., Кадыров P.P., Калашников Б.М., Салимов М.Х.; заявитель и патентообладатель «Татнефть-Азнакаевское УПНП и КРС. № 2001109780/03; заявл. 11.04.01; опубл. 10.08.02, Бюл. № 22.

16. Пат. 2211802 Российская Федерация, МПК7 С 01 D 3/08, Е 21 В 43/20. Способ получения поваренной соли из пластовой воды нефтяного месторождения [Текст] /Хисамов P.C., Кадыров P.P., Салимов М.Х. заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2001122540/12; заявл. 9.08.2001; опубл. 10.09.2003, Бюл. № 25.

17. Пат. 2230882 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/13, В 28 С 5/02. Жидкостной смеситель [Текст] / Яковлев С.А., Кашапов Х.З., Кадыров P.P., Андреев В.А., Салимов М.Х.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2002122438; заявл. 19.08.02; опубл. 20.06.04, Бюл. .№ 17.

18. Пат. 2237797 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/138. Способ изоляции зон водопритока в скважине [Текст] / Маннанов Ф.Н., Михайлов Е.Л., Кадыров P.P., Салимов М.Х., Сахапова А.К.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - .№ 2003101462; заявл. 20.01.03; опубл. 10.10.04, Бюл. №28

19. Пат. 2250983 Российская Федерация, МПК7 Е 21В 33/138. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах [Текст] /Исмагилов Ф.З., Стерлядев Ю.Р., Файзуллин И.Н. Кадыров P.P., Сахапова А.К., Юсупов Ф.И., Михайлов Е.Л.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть».-.№ 2003130283/03; заявл. 13.10.03; опубл. 27.04.05, Бюл. № 12.

20. Пат. 2248441 Российская Федерация, МПК7 Е 21В 33/138. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине [Текст] /Кадыров P.P., Сахапова А.К., Салихов М.М., Латыпов Р.Ф., Галлиев Р.Ф.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть», заявл. 23.09.03; опубл. 20.03.05, Бюл. №8.

21. Пат. 2247825 Российская Федерация, МПК7 Е 21В 33/138 Способ изоляции водопритока в горизонтальном стволе добывающей скважины [Текст] /Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Кадыров P.P.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2003125523/03; 18.08.2003; опубл. 10.03.2005, Бюл. № 7.

22. Пат. 2270328 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритоков в скважину [Текст] /Ханнанов Р.Г., Кадыров P.P., Хасанова Д.К., Бадыкшин Д.Б., Маркелов A.JL, Бакалов И.В.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 20041254498; заявл. 19.08.2004; опубл. 20.02.2006, Бюл. № 5.

23. Пат. 2268352 Российская Федерация, МПК Е 21В 33/138. Облегченный тампонажный раствор [Текст] /Кадыров P.P., Ахмадишин Ф.Ф., Сахапова А.К., Андреев В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2004121864; заявл. 16.07.04; опубл. 20.01.06, Бюл. № 2

24. Пат. 2259469 РФ МПК7 Е 21 В 33/138 Полимерный тампонажный состав [Текст] /Кадыров P.P.,Сахапова А.К., Кузнецова О.Н., Архиреев В.П.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2004113431/03; заявл. 30.04.2004; опубл. 27.08.2005, Бюл. № 24.

25. Пат. 2239048 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 33/13. Способ изоляции зон водопритока в скважине [Текст] /Хамитов P.A., Файзуллин И.Н., Кадыров P.P., Юсупов И.Г., Правдюк А.Н., Андреев В.А., Жиркеев A.C.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2003108492/03; заявл. 26.03.03; опубл. 27.10.04, Бюл. № 30.

26. Пат. 2283422 Российская Федерация, Е 21 В 33/138. Способ изоляции зон водопритока в скважине [Текст] /Кадыров P.P., Г.Н Фархутдинов, Д.К. Хасанова, А.К. Сахапова, В.А. Андреев; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть».-№ 2005106959; заявл. 16.03.025 опубл. 10.09.06, Бюл. № 25.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» тел.: (85594) 78-656, 78-565 Подписано в печать 24.04.2009 г. Заказ №24040901 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Кадыров, Рамзис Рахимович

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ПРОВЕДЕНИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ.!.

1.1 Геолого-промысловая характеристика проницаемых пластов, 1 осложняющих производство водоизоляционных работ при разработке многопластовых залежей нефти.

1.2 Основные предпосылки, обусловливающие необходимость проведения' ВИР.

1.3 Анализ технологических характеристик и классификация водоизоляционных материалов.

2.ИССЛЕДОВАНИЕ АКРИЛОВЫХ ПОЛИМЕРОВ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ' ВИР С ИХ ПРИМЕНЕНИЕМ ДЛЯ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

2.1 Состояние работ по исследованию применения акриловых полимеров приюграничениишодопритоков.

2.1.1 Взаимодействие акриловых полимеров с низкомолекулярными электролитами-.

2.1.2 Особенности фильтрации1 акриловых полимеров- в пористой* среде.

2.1.3 Осаждение и взаимодействие акриловых полимеров в пористой? среде.

2.2 Характеристика и обоснование объектов и методов исследования.

2.2.1 Объекты исследования.

2.2.2 Методы исследования.

2.2.3 Моделирование процессов фильтрации и осаждения полимеров в пористых средах.

2.3 Физико-химические исследования взаимодействия акриловых полимеров с низкомолекулярными ионами.

2.3.1 Исследование структурирования растворов полимеров.

2.3.2 Исследование продуктов взаимодействия гидролизованного полиакрилонитрила с электролитами.

2.3.3 Исследование стойкости осадков акриловых полимеров в пластовых жидкостях.

2.4. Фильтрация и формирование осадков полимеров в поровом объеме кварцевого песчаника.

2.4.1. Оценка размеров структурных образований в водном растворе J гидролизованного полиакрилонитрила.

2.4.2 Исследование фильтрации и осадкообразования сополимеров.

2.4.3 Исследование распределения полимеров в поровом объеме.

2.4.4 Исследование системы «сополимер-электролит» с регулируемым временем осаждения.

2.4.5 Исследование водоизолирующих свойств полимеров.

2.5.Опытно-промысловые испытания акриловых полимеров в нефтедобывающих скважинах и разработка технологии их применения.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ, СИНТЕТИЧЕСКИХ СМОЛ И ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРИГОТОВЛЕНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ ПРИ ВИР. юз

3.1 Методика исследования и обоснования разработки тампонирующих составов с использованием кремнийорганических соединений. 103'

3.2 Исследование тампонирующих составов на основе эфиров ортокремниевых кислот.

3.211 Исследование факторов, снижающих эффективность ВИР.

3.2.2 Отработка технологии с применением' кремнийорганического

7 продукта И9-296Т. 119'

3.3 Исследования структурирования тампонирующих составов на основе кремнийорганического продукта Силор.

3.3.1 Оценка влияния соотношения компонентов тампонирующего состава на его свойства.

3.3.2 Модельные исследования водоизолирующих свойств тампонирующего состава на основе Силора.

3.3.3 Промысловые испытания разработанного тампонирующего состава на основе Силора и отработка технологии его применения.

3.4 Применение синтетических смол для ВИР.

3.5 Объекты и методы исследования.

3.5.1 Исследование отверждения ацетоноформальдегидной смолы.

3.5.2 Отверждение ацетоноформальдегидной смолы с добавками карбамидоформальдегидной смолы.

3.5.3 Исследование стойкости полимерного камня на основе ацетоноформальдегидной смолы в пластовых жидкостях.

3.5.4 Исследование технологических характеристик составов на основе ацетоноформальдегидной смолы.

3.6 Технологические методы приготовления и применения тампонажных материалов при водоизоляционных работах.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ТАМПОНИРУЮЩИХ СВОЙСТВ СОСТАВОВ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ВИР С ИХ ПРИМЕНЕНИЕМ ДЛЯ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

4.1 Составы на основе нефти и алкилированной серной кислоты с добавками пирановой фракции.

4.2 Составы на основе нефтесилорной эмульсии.

4.3 Исследование водоизолирующих особенностей водных растворов алюмохлорида.

5. МОДИФИЦИРОВАНИЕ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ' ЗОН ОСЛОЖНЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН. 22 Г

5.1 Факторы, снижающие качество разобщения пластов при цементировании эксплуатационных колонн.

5.2 Структурирование монтмориллонита глинистой корки в присутствии катионов поливалентных металлов и олигомеров синтетических смол.v.

5.3 Облегченные цементные растворы с добавками ацетоноформальдегидной смолы и алюмосиликатных микросфер. ^

5.4 Цементные растворы с добавками аминоэтоксиалюмоаэросила.

5.5 Тампонирующие составы для ликвидации зон поглощений и водопроявлений. ^

5.6 Коррозионностойкие цементные композиции на основе портландцемента и глиноземистого цемента.

5.7 Цементные растворы с добавками девонской пластовой воды и продуктов ее переработки.

6. ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ПО ПРОИЗВОДСТВУ ТАМПОНИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВИР НА БАЗЕ МЕСТНОГО СЫРЬЯ, ПОЛУФАБРИКАТОВ И ПРОМЫШЛЕННЫХ ОТХОДОВ.

6.1 Предпосылки по размещению производств тампонирующих материалов и технологических жидкостей на нефтепромыслах.

6.2 Полимерный концентрат из отходов нитронного волокна.

6.3 Модифицированное жидкое стекло из силикат-глыбы и белой сажи.

6.4 Технологические жидкости для модификации цементных растворов и глушения скважин из девонской пластовой воды.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин"

В России насчитывается около 122 тысяч нефтяных и газовых скважин, и в 30 % из них продукция содержит более 70 % воды [1]. Эксплуатация таких скважин в рамках действующей законодательной (прежде всего, налоговой) системы становится убыточной для нефтедобывающих компаний. В результате количество неработающих скважин доходит до 30 тысяч и ежегодноувеличивается.

В. этих условиях наиболее значимой является- задача стабилизации и повышения уровня добычи нефти. Применение традиционных методов регулирования разработки заводнением не в полной мере решает эти проблемы. Увеличиваются объемы, попутно добываемой и закачиваемой системой* поддержания пластового давления воды. Снижению обводненности добываемой продукции и интенсификации добычи нефти способствует проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) с использованием полимерных материалов.

Проведение РИР обеспечивает решение следующих проблем:

- продление срока службы скважин;

-регулирование выработки нефтеносных коллекторов неоднородного» эксплуатационного объекта за счет отключения или селективной изоляции обводненных, пластов;

- уменьшение добычи попутной* воды со снижением энергозатрат;

- обеспечение охраны недр и природных ресурсов.

В зависимости от влияния на показатели разработки извлекаемую попутно с нефтью воду можно разделить на два вида. К первому виду относится закачиваемая вода, отбор которой оказывает двоякое влияние: с одной стороны, результатом этого является увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов, а, с другой стороны при этом растет себестоимость добываемой нефти. Ко второму виду относится посторонняя и подошвенная вода на участке отбирающей скважины, отбор которой удорожает себестоимость нефти и осложняет выработку пластов.

На поздней стадии разработки на долю-ремонтно-изоляционных работ приходится существенная часть от общего объема работ, проводимых при капитальном ремонте скважин. В то же время существующие в настоящее время технологии и тампонажные составы недостаточно эффективны. Одной из причин низкой эффективности РИР является широкое использование дисперсных тампонажных составов на основе' цемента. Этим составам свойственны невысокая седиментационная устойчивость и высокая вязкость. Они легко разделяются на фазы, взаимодействуют с пластовыми жидкостями, газами и горными породами с ухудшением . своих характеристик, обладают высокой вязкостью. О низкой эффективности цементных тампонажных растворов свидетельствует то, что с их применением с первой попытки удается загерметизировать только около 30% скважин с нарушениями эксплуатационных колонн [2]. Многократное повторение тампонирования до достижения' герметичности, даже с учетом; доступности, низкой цены и простоты; использования, во многих случаях делает применение минеральных тампонажных материалов экономически нецелесообразным. Применение более совершенных тампонажных. составов; часто происходит в . условиях, не соответствующих критериям: их использования.

Наличие ряда проблем; связанных , с высокой обводненностью добываемой- продукции m недостаточной эффективностью . технологий ограничения; водопритока, указывает на актуальность задачи совершенствования; технологий и тампонажных составов для РИР. Эффективность РИР может быть существенно- увеличена при определении! оптимальных геолого-технических условий; применения известных; технологий, а также за счет разработки; новых тампонажных составов;, обладающих более высокими; технологическими; характеристиками и повышенной изолирующей способностью.

Большой вклад в решение теоретических и практических вопросов ограничения водопритока скважин; фильтрации и структурирования; полимерных систем в пористой среде при формировании гидроизоляционного экрана внесли ученые и исследователи:

Ахмедов К.С., Алмаев Р;Х., Алтунина J11K., Блажевич В1А., Барабанов В Л., Газизов А.Ш., Гарифов К.М., Габдуллин Р;Г., Гончарова Л.В., Горбунов

A.Т., Земцов Ю.В., Ибатуллин P.P., Курочкин Б.М., Кравченко А.В., Каргин

B.C., Крупин С.В., Кузнецов Е.В:, Кувшинов В.А., Клещенко И.И., Липатов Ю.С., Муслимов Р.Х.; Маляренко И.И., Нерпин С.В., Орлов Г.А., Поддубный Ю.А., Поляков В.II., Перунов В.П., Рябоконь С.А., Романов Г.В., Сидоров И.А., Ситников Н.Н., Старшов, М.И., Стрижнев В.А., Скородиевская Л.А., Телков А.Пь Усов С.В-, Усачев П.М., Уметбаев В.Г., Умрихина E.Bl, Френкель С.Я., Хисамутдинов Н.И., Шумилов В.А., Юсупов И.Г., Ягофаров А.К. и другие. Из зарубежных ученых вопросами водоизоляции активно занимались E.J.Burcik, J.R. Williams, BiJ. Knigh, E.J. Junch, M. Masket,.Y.A.Pope,. F.W. Smith, Y.J. Hirasakia, E. Doark, C.A. Einarsei, R.J. Engight, W.Y.

Martin, N.N. Nimerk, Presli, C.N. Rankin, E.A. Richardson, D.D. Sparline, H.D. Woodard.

Цель диссертационной работы.

Задачи исследований

2. Разработка общих технологических методов тампонирования скважин полимерными материалами с. целью формирования качественного гидроизолирующего экрана при ограничении водопритока.

3. Исследования процессов фильтрации, структурирования, деструкции тампонирующих материалов в поровом объеме и глинистой корке в присутствии пластовых флюидов применительно к методам, ограничения водопритока и доподъема цемента за эксплуатационной колонной.

4. Разработка, комплекса технологий по ограничению водопритока, „ устранению негерметичности эксплуатационных колонн и заколонных перетоков.

5. Модифицирование тампонажных материалов; предназначенных для. ликвидации, осложнений' и повышения качества крепления при^ бурении и эксплуатации скважин-.

Методы решения поставленных задач

В диссертации обобщены результаты промысловых работ на скважинах, данные теоретических и экспериментальных исследований, проведенных с применением современных методов: моделирования технологических процессов на физических моделях пласта, определения физико-механических характеристик тампонажного камня, дифференциально-термического, электронно-микроскопического, рентгенографического и рентгено-флюоресцентного анализов, ядерно-магнитной и инфракрасной спектроскопии. Для обработки результатов экспериментов и опытно-промышленных работ применялись методы математической статистики.

Автор глубоко благодарен за помощь и поддержку в процессе проведения основных научных исследований научному консультанту, д.т.н. академику АН РТ Ибатуллину P.P., профессорам Юсупову И. Г., Барабанову В.П., Крупину С.В., Газизову А.Ш., своим коллегам по лаборатории водоизоляционных работ - к.х.н. Хасановой Д.К., к.т.н. Жиркееву А.С., к.т.н.

Сахаповой А.К., Андрееву В.А., Вашетиной Е.Ю. Бакалову И.В. за проведение совместных исследований и содействие в работе, а также ученым ТатНИПИнефть, ВНИИнефть, ВНИИКРнефть, ВНИИГалургия, НПО «Иодобром», РНЦ «Прикладная химия», ГИПХ Пермский филиал, руководителям и специалистам ОАО «Татнефть» за поддержку, обсуждение результатов и ценные замечания.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Кадыров, Рамзис Рахимович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Впервые созданы полимерметаллические комплексы на основе сополимеров акриловых кислот с катионами железа, меди и алюминия, стойкие в пластовых жидкостях, избирательно тампонирующие водонасыщенные каналы продуктивного пласта.

2. Подтверждено, что средние размеры глобулярных ассоциатов гидролизованного полиакрилонитрила в водных растворах сопоставимы со средними размерами поровых каналов и зависят от плотности заряда в полимерной цепи, а также от концентрации и вида добавленной соли, вследствие чего происходит осаждение полимера в порах и каналах пласта, насыщенного водными растворами поливалентных металлов. Доля закупоривающего эффекта, обусловленная осаждением полимера, находится в пределах 40-70 % от общего эффекта изоляции, а остальные 60-30% связаны с адсорбционными и реологическими свойствами полимера.

3. Доказано, что полимерные композиции на основе ацетоноформальдегидных и карбамидоформальдегидных смол в присутствии щелочных и кислых отвердителей образуют безусадочный тампонажный камень с заданной прочностью и пониженной хрупкостью вследствие образования интерполимерных комплексов и их пространственной сшивки в процессе поликонденсации.

6. Разработаны научно обоснованные методики подбора тампонирующих материалов на полимерной основе для ограничения водопритока, увеличения дополнительной добычи нефти и уменьшения ее потерь, проведения природоохранных, мероприятий в. зависимости от конкретных геолого-технических условий, геохимических характеристик пластов и типа обводненного коллектора.

7. По результатам лабораторных и промысловых исследований определены критерии эффективного применения составов на основе гидролизованного полиакрилонитрила и сополимера метакриловой кислоты с ее диэтиламмониевой солью при взаимодействии с высокоминерализованными пластовыми водами. Гипан рекомендуется для -хлоркальциевых вод плотностью 1140-1180 кг/м3, а сополимер МАК-ДЭА-для хлоркальциевых и хлорнатриевых вод плотностью 1100-1180 кг/м .

8. Исходя из выявленных физико-химических процессов, происходящих в продуктивных пластах, контактной зоне «порода-глинистая корка-цементный камень-обсадная колонна» при строительстве и эксплуатации скважин, разработан новый технологический комплекс по ограничению водопритока на основе:

- кремнийорганического продукта 119-296Т и Силора, для вод с любой степенью минерализации и температурой продуктивного коллектора 20-120°С;

- эмульсии из нефти и Силора, для, карбонатных и терригенных коллекторов с приемистостью 3 <q <5 м3/час-МПа;

- нефтепираносернокислотной смеси для карбонатных и терригенных коллекторов с приемистостью от 5 м3/час-МПа и более;.

- жидкого стекла с повышенным модулем и органических отвердителей, уретановых форполимеров' для ликвидации поглощений, водопроявлений, нарушения экплуатационных колонн и устранения негерметичности цементного кольца в процессе строительства и эксплуатации скважин;

- портландцемента с добавками смолы АЦФ-75 и силикатных микросфер для одноступенчатого доподъема цемента в зонах с поглощениями;

9. Предложены новые способы- совместной разработки нефтеносных и водоносных пластов, позволяющие уменьшить обводненность продукции в добывающих скважинах, не влияющие отрицательно на разработку месторождения в целом с последующим использованием извлекаемой и облагороженной пластовой воды для модификации тампонажных растворов, приготовления технологических жидкостей и получения ценных химических продуктов на основе запатентованных методов переработки пластовой воды. На базе проведенных исследований обоснована и составлена «Целевая программа комплексного использования пластовых вод нефтяных месторождений Республики Татарстан», одобренная Постановлением кабинета министров Республики Татарстан за № 564 от 17.08.2001 года.

10.Новизна технических и технологических решений, полученных в ходе исследований, подтверждается 27 изобретениями РФ. Рекомендованы к промышленному внедрению 20 технологий. Разработаны и утверждены 24 РД. Рекомендуемые технологии внедрены более чем на 4000 скважинах. Экономический эффект составил 414 млн. рублей (в ценах 2008 г.).

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Кадыров, Рамзис Рахимович, Бугульма

1. Рыбальченко И.С. Капремонт скважин //Коммерсант, 2001. с. 18.

2. Новая техника и технология капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов //Труды семинара главных инженеров и специалистов ОАО «Татнефть» Лениногорск, 2002. — с.1.

3. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Колодкин В.А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин //Уфа: КИТАП, 1998. с. 192.

4. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин //Уфа, КИТАП, 1999.-е. 402.

5. Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. Уфа: КИТАП, 1998. - с. 302.

6. Рябоконь С.А., Усов С.В., Дадыка В.И. и др. Влияние качества строительства скважин на возникновение осложнений при эксплуатации и ремонте //ОИ сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГД 991. с. 55.

7. Вершинин Ю.Н., Возмитель В.М., Кошелев А.Т. и др. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири //ОИ сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М., ВНИИОЭНГ 1992. - с. 68.

8. Блажевич В.А., Стрижнев В.А. Проведение РИР в скважинах в сложных гидродинамических условиях //ОИ. сер. Нефтепромысловое'дело. М., ВНИИОЭНГ, 1981. вып. с.53.

9. Мамедов А.А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения //М., Недра, 1974.-с.200.

10. П.Гошовский С.В., Абдуладзе A.M., Клибанец Б.А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазовых пластов //ОИ. сер. Нефтепромысловое дело М., ВНИИОЭНГ, 1983.- Вып. 13 (52) с.24.

11. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья //М., КУБК-а, 1997. с.351.

12. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / Муравьев И.М., Андриасов Р.С, Гиматудинов Ш.К. и др. // 3-е изд., перераб. и доп. М., Недра, 1970.- с.445.

13. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика //Учебное пособие. М., Недра, 1972.-c.360.

14. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин //М., Недра, 1998, -с.267.

15. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин: Учебное пособие. / Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. //М., Недра, 1988.- с.267.

16. Хлебникова М.Э., Сингизова В.Х., Чукашов В.Н., Тазиев М.М. и др. Анализ литературных и патентных источников по технологиям селективной изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков //НТЖ «Интервал». 2003. № 9.- с. 4-22.

17. Справочное руководство по тампонажным материалам. Учебное пособие /Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. //М., Недра, 1987. —с. 373.

18. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах: Учебное пособие /Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. // М., Недра, 1966. с. 235.

19. Boisnault J.M., Guillot D., Bourahla A., Tirlia Т., Dahl Т., Holmes C., Raiturkar A.M:, Maroy P., Moffett C., Mejia G.P., Martinez I.R. Concrete Developments in Cementing Technology» //Oilfield Review 11, no. 1 (Spring 1999) p. 16-29.

20. Gino di Lullo, Phil R. Cements for long — term isolation design optimization. // JPT, august 2001, p. 70-74.n

21. Тампонажный цементный раствор: Патент № 2154727 РФ, МПК Е 21 В 33/138 Заяв. № 99109858/03 от 12.05.1999- опубл. 20.08.2000, Бюл. № 23. /Гилязетдинов З.Ф., Кадыров P.P., Жиркеев А.С., Татьянина О.С.

22. Дункан Г., Балковски П. Реализация методов увеличения нефтеотдачи: практика проектирования, заканчивания и эксплуатации скважин // «Нефтегазовые технологии». 1996. № 2/3.-с.8-14.

23. Салаватов Т.Ш., Сулейманов Б.А., Нуряев А.С. Селективная изоляция притока жестких пластовых вод в добывающих скважинах //«Нефтяное хозяйство». 2000. №12. -с. 81-83.

24. Методические рекомендации по ремонту эксплуатационных колонн добывающих и нагнетательных скважин: Руководящий документ/ Махмутов И.Х. Бугульма. ТатНИПИнефть, 2003.-с.86.

25. Михайлов E.JI. Анализ результатов герметизации эксплуатационных колонн в Альметьевском УПНП и КРС //Труды семинара главных инженеров и специалистов ОАО «Татнефть». Альметьевск, 2003. -с.4-10.

26. Ахметов А.А., Киряков Г.А., Клюсов И.А., Юзвицкий В.П. Полимерцементные композиции для установки- водоизоляционных мостов в сеноманских скважинах // «Нефтяное хозяйство». 2003. № 3.- с.68-69.

27. Инструкция по применению технологии изоляционных работ с применением водонабухающего полимера (ВНП): Руководящий документ /Б.М. Курочкин. // М., НПО «Буровая техника», ВНИИБТ, 2002. 36 с.

28. Свирский Д.С., Телин А.Г., Ремнев Г.Е. Радиационно сшитые водонабухающие материалы на основе сополимера акриламида-акрилата натрия //НТЖ «Интервал». 2001. № 2. с. 10-13.

29. Акулыпин А.А. Исследование вытеснения нефти из трещиновато-порового пласта с использованием полимера ПОЛИКАР //«Нефтяное хозяйство» 2000. №1.-с.36-38.

30. Уметбаев В.Г., Плотников И.Г. Отключение обводненныхинтервалов продуктивных пластов отверждающимися тампонажнымиматериалами//«Нефтепромысловое дело».- 1995.-№6.-с. 18-21.

31. Временная инструкция по технологии применения полимерной тампонажной смеси на основе смолы Ремонт-Н для ограничения притока вод в скважины. Инструкция /Кадыров P.P. Бугульма. ТатНИПИнефть, 1993.-с.15.

32. Временная- инструкция по технологии отключения пластов и ликвидации заколонной циркуляции с использованием синтетических смол: Инструкция / Кадыров P.P., Махмутов И.К., Калашников Б.М., Сахапова А.К. Бугульма. ТатНИПИнефть, 2001.- с. 12.

33. Клещенко И.И., Применение кремнийорганических жидкостей для водоизоляционных работ в скважине. // «Нефтяное хозяйство».- 1989. № 3.с. 53-56.

34. Маляренко А.В., Земцов Ю.В., Шапатин А.С. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений // «Нефтяное хозяйство».-1981. №1.- с. 35-38.

35. Маслов. И.И. Бичкевский А.Д. Селективная' изоляция* силанами притока пластовых вод // «Нефтяное хозяйство». 1976. № 5.-с.38-41.

36. Ковардаков В.А., Духненко Е.М. Элементоорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод // «Нефтяное хозяйство»: 1978:•№ 1.-с.40-43.

37. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных кважинах: Патент № 859612 / Маляренко А.В;, Земцов Ю.В. /М., ВНИИПИ.-1979.-е.8.

38. Ульянов Н.Е., Земцев Ю:В., Некоторые результаты водоизоляционных работ на Западно-Сургутском месторождении //Нефтяное хозяйство. 1989. № 5.-С.68-70.

39. Свиридов B.C. Применение водоизолирующих материалов на промыслах Краснодарского края // «Нефтяное хозяйство». 1988. № 2. с. 6264.

40. Янковский Ю.Н., Скородиевская JI.A., Хайретдинов Р.С. Результаты применения составов АКОР на малодебитных скважинах //«Нефтяное хозяйство». 1987.-№ 1.

41. Состав для изоляции водопритока. Патент № 2174588 / Строганов В.М., Строганов A.M. //М., ВНИИПИ.-1999.-е. 11.

42. Скородиевская JI.A., Хосроев Д.В., Строганов A.M. Ограничение притока вод составами АКОР // «Нефтяное хозяйство». 1992. № 6.-С.32-34.

43. Состав для изоляции обводненных пластов: Патент № 1595055/ Строганов A.M., Строганов В.М.- М.: ВНИИПИ.-1988.-с.6.

44. Скородиевская JI.A., Строганов A.M., Рябоконь С.А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала

45. АКОР-Б1 ОО // «Нефтяное хозяйство». 1999.- № 2. с. 16-19.

46. Smith J.E., Mack J.C. Gels correct in-depth reservoir permeability variation.// Oil & gas Journal, Jan.6, 1997.p 17-18.

47. Sparling D.D. Water invasion control in producing wells. Application polyacrylamide. // Word Oil, № 1, 1984. p 29-33.

48. Chauveteau G., Rose J. Controlling gelation time and microgel size for water shutoff. // JPT, march 2001, p. 51 -52.

49. Временная инструкция по технологии применения сшитых полимерных систем для проведения ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО- «Татнефть». Инструкция. Альметьевск. //НИВП «НЕФТЕОТДАЧА», 1996.- с. 15.

50. Временная; инструкция по проведению испытаний технологии ограничения водопритока с использованием композиций на основе биополимера. Инструкция: /Крикунов Н-.В. М., //МВГП «Плутон», 1996.-c.12.

51. Комисаров. А.И., Газиев К.Ю. Применение силиката натрия для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов //«Нефтяное хозяйство». 1992. №8.- с.13-14.

52. Инструкция по приготовлению и применению гельцементного раствора при ремонте скважин. //Инструкция. АУ11Н11 и КРС, 1978.- с. 12.

53. Кадыров P.P., Хасанова Д.К., Правдюк А.Н., Маркелов^ А.Л. Перспективы* использования жидкого стекла при водоизоляционных работах //НТЖ «Нефть Татарстана». 2001.№ 3. с. 18-20.

54. Технология применения модифицированных силикат-гелевых составов для проведения водоизоляционных работ на залежах бобриковского горизонта. Руководящий документ /Малыхин В.И., Ситников Н.Н., Старшов М.И. Бугульма. //РНТЦ ВНИИнефть, 1999.-c.10.

55. Инструкция-по технологии ограничения водопритоков в скважины композициями на основе жидкого стекла: Руководящий документ /Кадыров Р.Р., Хасанова Д.К. Бугульма. //ТатНИПИнефть, 2002. с. 14.

56. Курочкин Б.М., Гилязов Ш.Я:, Ахметзянов Р.Х., Морозов B.C., Баширов Р.Ф. Применение водонабухающего полимера при изоляционных работах //Нефтепромысловое дело.- 1997. №10-11,- с.21-24.

57. Курочкин Б.М., Галимов Р.Х., Кандаурова Г.Ф., Юнусов Ш.Ф., Проведение ремонтно-изоляционных работ с применением водонабухающегополимера в НГДУ «Лениногорскнефть» // «Нефтяное хозяйство. 2000. № 2.-с. 27-29.

58. Технология приготовления и применения тампонажных составов на основе термоэластопластов ДСТ-ЗОР, ДСТ-РМ (ТСТ): Инструкция /Курочкин Б.М.-Краснодар. //НПО «Буровая техника», 2001.- с. 7.

59. Временная инструкция по применению гидролизованного полиакрилонитрила для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах:

60. Инструкция. /Газизов А.Ш., Юсупов И.Г., Калашников Б.М. Бугульма. ТатНИПИнефть, 1973.-c.42.

61. Яковлев С.С., Коновалов Е.А. Тампонирующие смеси на основе гипана//«Нефтяноехозяйство». 1987. №4.- с.25.

62. Способ изоляции продуктивных пластов: Патент № 2081310/ Рубинштейн О.И., Антипов B.C., Бондалетов В.Г. 1997.-12 с.

63. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Арефьев Ю.Н., Кандаурова Г.Ф. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин // «Нефтепромысловоле дело». 1995. № 23. с. 34-37.

64. Временная-инструкция по технологии увеличения продуктивности добывающих скважин с помощью реагента СНПХ-9630 или СНПХ-9633 и соляной кислоты: Инструкция. /Фридман Г.Б. Казань. //НИИнефтепромхим, 1995.-с.18.

65. Галыбин A.M., Казакова А.В. Ограничение притока подошвенной воды гидрофобными водонефтяными эмульсиями //РНТС «Нефтепромысловое дело». 1981. № 9- с. 18-21.

66. Грайфер В.И., Лисовский Н.Н., Котельников В.А., Шарбатова И.Н. Инновационные технологии ЗАО «РИТЭК-ПОЛИСИЛ» и АО «РИТЭК» //«Нефтяное хозяйство». 2001. № 11.- с.70-73.

67. Захаренко Л.Т., Котельников В.А., Иванов В.В., Шарбатова И.Н. Селективное ограничение водопритоков обратными водонефтяными эмульсиями на основе материала «Полисил-ДФ» //«Нефтяное хозяйство». 2001. №5.- с. 68-70.

68. Инструкция по применению материала «Полисил» в нефтегазовой промышленности. Инструкция. / Котельников В.А. //М., ЗАО «РИТЭК-ПОЛИСИЛ», 2000. с. 14.

69. Временная инструкция по применению гидрофобизатора многофункционального действия для ОПЗ добывающих скважин и повышения нефтеотдачи пластов: Инструкция /Газизов А.Ш., Галактионова Л.А. Казань. //НПФ «Иджат», 1995.- с.13.

70. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений: Учебное пособие / Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. //М., «Недра», 1981.- с.167.

71. Полимерные тампонажные материалы для крепления скважин: Диссертация на соискание ученой степени д.т.н. /Гольдштейн В.В. Краснодар.// ВНИИКРнефть, 1988. с. 146.

72. Способ ограничения водопритоков в нефтяные скважины суспензией на основе силиката натрия: Патент № 2001110329/Байсаев И.У., Тепсаев Н.А. // М., ФИПС -2004.- с. 8.

73. Изоляция вод в нефтяных скважинах /Кравченко И.И., Иманаев Н.Г. // М., Гостоптехиздат, 1960. с. 167.

74. Ограничение притока вод в нефтяные скважины /Усачев П.М., Сидоров И.А., Галыбин A.M., Казакова А.В., Сазонова В.М. //М., Наука, 1976.-с.167.

75. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений // М., Недра, 1981. с. 175. »

76. Баранов В.П. Электрохимия неводных растворов полимерных электролитов. Дисс. д.х.н. //Казань, 1972, с.417.

77. Водорастворимые полимеры и их взаимодействие с дисперсными системами /Ахмедов К. С. и др. //Ташкент, «Фан», 1969.- с.251.

78. Каргин В.А., Бакеев Н.Ф. Форма молекул и структурообразования в растворах полиакрилатов //Коллоидн. Журнал, 1957, т. 19 № 2, с.133-136

79. Michaeli J. Jon binding and the formation insoluble polymethacrylik salts. // J. Polym. Sci, v. 48, 1960.p. 291-292.

80. Электрометрические методы исследования полимеров /Баранов В.П., Курмаева А.И., Третьякова А.Н. // Казань: 1977.-59 с.

81. Макромолекулы в растворе /Моравец Г. // М., Мир, 1967.-c.210.

82. Прошнякова Н.Ф., Зубов П.И., Каргин В.А. Получение студней из раствора сополимера метилметакрилата и метакриловой кислоты. //Коллоидн. журнал, 1958. т.20, № 2, с. 199-201.

83. Wall F.F., Jill S.J. Jnteraction of cupric ions with, polyarlylic aciol. //J. Phys. chem., v.58, № 12, 1954. p. 1128-1134.

84. Ярошевская X.M. Исследования взаимодействия (поли-оксидифелин) пирометиллитамидокислоты с ионами металлов в диметил форм амиде. Дисс. к.х.н. //Казань, 1978.-c.124.

85. Ануфриева Е.В., Шевелева Т.В. Взаимодействия ионов редкоземельных элементов с макромолекулами карбоновых поликислот. //Высокомолекулярные соед. Краткие сообщения, 1976. Б.18, № 12, с. 915-918.

86. Уткелов В.А., Ергонин Е.Е., Мухетдинова Б.А., Рафиков С.Р. Комплексообразующие свойства ионитов на основе оксихинолина. //Высокомолекулярные соед., 1978. А. 20, № 2,с. 471-477.

87. Структурообразование в белковых системах /Измайлова В.И., Ребиндер П.А. /ПЛ.: Наука, 1974. с.214.

88. Боброва JI.E., Измайлова В.И., Ребиндер П.А. Светорассеяние в растворах и гелях желатины. //Коллоидн. журнал, 1973. т. 35, № 5 с. 887890.

89. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений /Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. М. // Недра, 1978. 189 с.

90. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды./Сидоров И.А., Поддубный Ю.А., Кан В.А. М., ВНИОЭНГ //ОИ сер. Нефтепромысловое дело, 1978. -с. 56.

91. Фильтрация малоконцентрированных суспензий /Шехтман Ю.П. //М., Издательство АНССР, 1961. с.425.

92. Hirasakia Y.J., Pope Y.A. Analysis of factors influensing mobelity and adsorption in the flow of polymer solution through porous media. // Sos. Of Petrol. Eng, v. 14, № 4, 1974 -p. 337-346.

93. Smith F.W. Fhe behavior of partially hydrolyzed polyacrylamide in porous media. // J. of Petrol. Fechn, v. 22, № 22, 1970. -p. 148-156. (

94. Burcik E.J. Fhe mechanism of microgel formation of partially hydrolyzed polyacrylamide.// J. Petrol. Fechn, v 21, № 4, 1969. -p. 373-380.

95. Jynch E.J., Mac. Williams D.C. Mobility control with partially hydrolyzed polyacrylamide-a reply to E. Burcik. // J. of Petrol. Fechn, v. 8, № 10, 1969. -p. 1247-1252.

96. Burcik E.J, Fhahur J.C. Some reactions of microgel in polyacrylamide of microgeling solutions. // J. Petrol. Feehn, v. 26, 1974. -p. 545-549. i. •

97. Knight B.J. Some reactions of microgeling polyacrylamide solutions discussion. // J. of Petrol. Fechn, 1974, v.26, -p. 549-555.

98. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины /Р.Т.Булгаков, А.Ш. Газизов и др. // М., Недра, 1976. с. 175.

99. Юсупов И.Г., Максутов Р.А., Кадыров P.P., Калашников Б.М. Исследование осаждения гидролизованного полиакрилонитрила в пористой среде, применительно к изоляции закачиваемых вод. //Нефтепромысловое дело, 1978 № 3, с. 8-11.

100. Юсупов И.Г. Технологические основы крепления нефтяных скважин органоминеральными композиционными материалами. Диссертация д.т.н. //Бугульма, 1983. -с.393.

101. Кадыров P.P., Юсупов И.Г., Мутин И.И. Исследование водоизолирующих свойств полимеров. //Тезисы доклада XII Менделеевского съезда по общей и прикладной химии. Изд-во «Наука» М., 1981. с. 174-175.

102. Меркулов В.П., Дудин Ю.Д., Кукин В.В., Савельев Г.А. Селективная изоляция обводнившихся неоднородных пластов. //Нефтепромысловое дело, 1977 № 5, с. 23-27.

103. Вытеснение нефти из пласта растворителями /Забродин П.И., Раковский Н.А., Розенберг М.Д. // М., Недра, 1968.- с.224.

104. Баранов Ю.В. Исследования поведения сополимеров метакриловой кислоты в пористых средах в присутствии растворов электролитов. Дисс. к.т.н. // Казань, 1975. с.175.

105. Победимская Т.Г., Крупин С.В., Губайдуллин Ф.А. Барабанов В.П. Гидроизолирующие экраны на основе полиэлектролитных комплексов. //Нефтяное хозяйство, 1982. № 9, с.32-34.

106. Кусаков М.М., Ребиндер П.А., Зинченко К.Е. //Новая серия ДАН СССР, 1940. т.28, № 5, с.432-434.

107. Нефедов Г.А., Малиновская Т.А. Непрерывное изменение объема фильтрата в процессе фильтрования. //Хим. пром., 1965. № 5, с. 387-390.

108. Пришбил Р. Комплексоны в химическом анализе. //М., Издательство иностранной литературы, 1960. — с.580.

109. Практическое руководство по физико-химическим методам анализа. Казань, //Казхиминститут, 1975.-е. 127.

110. Техника лабораторных работ /Рачинская М.Ф. Ленинград. //Химия, 1982.-c.433.

111. Синтез и разработка методов применения водорастворимых полимеров для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах. //Шифр 110-75, отчет КХТИ им. С.М.Кирова, науч. рук. Барабанов В.П., с. 52-68.

112. Виноградов Г.В., Прозорская Н.В. Критические режимы деформирования и вязкоупругие свойства линейных полимеров в вязкотекучем состоянии. //Пластические массы, 1971. № 5, с. 9-12.

113. Николаев А.В., Рубинштейн A.M. Изучение методом кривых нагревания термической устойчивости и превращения некоторых комплексных соединений платины. //Изв. АН СССР, 1940. № 5, с. 787-794.

114. Полимерные комплексы и катализаторы /Бектуров Е.А., Бимендина Л.А., Кудайбергенов С. Алма-Ата. // Наука, 1982. с. 192 с.

115. Введение в химию комплексных соединений /Гринберг А.А. Ленинград, Москва. //Химия, 1966. с.548.

116. Практикум по химии и физике полимеров /Кузнецов Е. В., Дивгун С.М., Бударина Л.А., Аввакумова Н.И., Куренков В.Ф. //М.: Химия, 1977.-с.255.

117. Лабораторные работы по химии комплексных соединений. /Яцимирский К.Б Харьков. //Издательство Харьковского государственного университета, 1964. -с.199.

118. Введение в термографию /Берг Л. Г. М., Наука, 1969. с. 395.

119. Петере Д., Хайес Дж., Хифтье Г. Химическое разделение и измерение. Теория и практика аналитической химии. Книга вторая. //М., Химия, 1978.-c.795.

120. Коллоидная химия полимеров /Липатов Ю.С. Киев, //Наукова- , думка, 1964. с. 342.

121. Стефанов С.Б. Приготовление электромикроскопических препаратов из естественных суспензий вирусов без изменения состава их жидкой фазы. //Биофизика, 1976. № 6, с. 724-728.

122. Корецкая Т.А., Карпов В.П. Изучение формы и размеров макромолекул электронно-микроскопическим методом. //ДАН СССР, 1956. т.З. с.621-622.

123. Электронная микроскопия в физико-химических исследованиях /Лукьянович В.М. М., // Академия наук, 1960. — с.271.

124. Электронная микроскопия для начинающих /Уикли Б. // М., Мир, 1975 с.324.

125. Практика электронной микроскопии /Пилянкевич А.Н. //М., Машгиз, 1974, 1961 с. 176.

126. Приборы и методы физического металловедения /под редакцией Вейнберга Ф. //М., Мир, 1974. т.2, с. 9-113.

127. Практикум по коллоидной химии и электронной микроскопии /Р:М. Панич, С.С. Воюцкий и др. //М., Химия, 1974. с.223.

128. Временная инструкция по проверке качества стеклопластиковых труб. Выпущена отделением стеклопластиковых труб электротехнического института имени В. И.Ленина. //М., 1971. с. 1-9.

129. Калашников Б.М.', Юсупов И.Г. Исследования закупоривающих свойств* гипана на радиальной модели пласта. РНТС. //Нефтепромысловое дело; 1975. № 11 с. 35-38.

130. Лабораторные работы по курсу "Физика нефтяного пласта" /Оркин К.Г., Кучинский П.К. // М., Гостоптехиздат, 1953-. с.2Ю.

131. Кабанов В.П., Дубницкая В.А., Харьков С.Н1 Термические свойства полиакриловых кислот. //Высокомолекулярное соедин., 1975. А.7, с. 164-167.

132. Касаточкин В. И., Каргин В.А. О термическом преобразовании ориентированного полиакрилонитрила. //Доклад АН СССР, 1970. т.191, с. 184187.

133. Atlas of thermoanalytical curves edited. /By Dr. Z. Zipaty Ahademiai Kiddo. // Budapest, 1971.- p. 50

134. Органическая химия / Неницеску К.Д. //М., Иностранная литература 1963. т. I, с.863.

135. Паховчишин С.В., Манк В.В., Круглицкий Н.Н., Маляренко В.В., Титоренко И.Х., Красницкая A.M., Хариев И.Ю. Исследование коллоидно-химических свойств водных дисперсий гипана и сернокислого железа. //Коллоид, журнал, 1983. т.15, № 3 с. 594-597

136. Шумилов В.А., Юсупов И.Г., Санников С.Г. Применение гипана для ограничения обводнения скважин и регулирования заводнения коллекторов. //Нефтяное хозяйство, 1973. № 5, с. 60-63.

137. Юсупов И.Г., Кадыров P.P. Взаимодействие гидролизованного полиакрилонитрила с электролитами при изоляции обводненных пластов. //Нефтяное хозяйство, 1977. № 3, с. 38-40.

138. Барабанов В.П., Крупин С.В., Шайдуллин К. Адсорбция водорастворимых полиэлектролитов на . твердой поверхности. //Коллоид, журнал, 1981. т. 43, № 3, с. 551-553.

139. Шайдуллин К.Ш. Исследования взаимодействия между твердой поверхностью и ионогенными полимерами в водных растворах. Дисс. к.х.н. //Казань, 1981. с. 127.

140. Patrick Н. Hells. One-step furfury alcohol process for formation plugging. //J. of Petrol. Fechn, v. 32, № 10, 1980. p. 1884-1892.

141. A.c. 976026, СССР. Способ изоляции притока воды в скважины / Юсупов И.Г., Мутин И.М., Габдуллин Р.Г. и др. //Опубл. в Б.И., 1982. № 43.

142. Pat. № 3087543 USA Method for impoving oil-water rations of oil and gas weHs. //Arendt H. S.-publ. 30.04.63.

143. Временная инструкция вод в скважинах с использованием гипана при искусственной минерализации пласта катионами многовалентных металлов. //Бугульма, 1983 — с. 15.

144. РД 39-3-1169-84. Технология- ограничения вод в нефтяных скважинах с применением реагента МАК-ДЭА. //Бугульма, 1984.- с.19.

145. Препаративная органическая химия. //Госхимиздат, 1959 — 390 с.150.* Промышленные хлорорганические продукты /Справочник под редакцией Ошина JI.A., //М., Наука, 1978. с.482.

146. Технология коагулянтов /Ткачев К.В., Запольский А. К., Кисель Ю.К. Ленинград //Химия, 1978. -с.115.152'. Технология минеральных солей /Лозин М.Е. Ленинград. /ЛТосхимиздат, 196Г. с.645.

147. Методы.анализа природных вод /Резников А'.А.,Муликовская Г.П. //М., Гостептехиздат, 1954. 254 с*.

148. Антипина А.Д. Сборник задач по полиэлектролитам. //М., МГУ, 1971. 42 с. г

149. Курс коллоидной химии /Воюцкий С.С. //М., Химия, 1975. 512 с.

150. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления-и дисперсные системы. //М., Химия, 1982 — с.399.

151. Jhegame A., Jmain. Precepitaion of polyelectrolytes salts. // J. Polym, 1962, v. 56, pp. 133-152.

152. Гусев C.B. Кремнийорганические соединения фирмы "WACKER-CHEMIE GmbH" для повышения нефтеотдачи пластов //НТЖ. Нефтяное хозяйство. М., ВНИИОЭНГ, 1995, № 3. с.65-68.

153. Гусев С.В. Результаты промышленного внедрения силиконов фирмы «WACKER-CHEMIE GmbH» на месторождениях АО "Юганскнефтегаз" //НТЖ. Нефтяное хозяйство. М., ВНИИОЭНГ, 1996. № 5. -с.72.

154. Патент ФРГ №4434880 "Verfahren zur Forerderung von Erdoel».

155. Свиридов B.C. Применение водоизолирующих материалов на промыслах Краснодарского края //НТЖ. Нефтяное хозяйство. М., ВНИИОЭНГ, 1988. № 2. с.62-64.

156. Габдуллин Р.Г., Кадыров P.P. и др. Инструкция по технологииограничения водопритока в нефтяные скважины с использованием нефтепираносернокислотной смеси. РД 39-0147-585-059-91, //ТатНИПИнефть, Бугульма, 1991.

157. Разработатка технологии повышения производительности обводненных скважин с использованием кремнийорганических водоизолирующих составов и кислотных композиций: Отчет о научно -исследовательской работе (заключительный) //СибНИИНП, Тюмень, 1989. ДСП.

158. Ограничение водопритока в нефтяные скважины /Петров Н.А., Юрьев В.М.,Селезнев А.Г. и др. //ОИ. М., ВНИИОЭНГД 1995. с.65.

159. Кадыров P.P. Взаимодействие сополимеров акриловых кислот в пористой среде с электролитами при изоляции вод в нефтяных скважинах //Дисс. на соискание уч. степени к. т.н. 1986. с. 160.

160. Усачев П.М., Сидоров И.А., Галыбин A.M. и др. Ограничение притока вод в нефтяные скважины (состояние и перспективные методы) //Сборник. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. М., Наука, 1976. с.176-186.

161. Меркулов В.П., Дудин Ю.Д., Кукин В.В., Савельев Г.А. Селективная изоляция обводнившихся неоднородных пластов //НТЖ. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1977. № 5. с.23-27.

162. Забродин П.И., Раковский H.JL, Розенберг М.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. //М., Недра, 1968. с.6-9, 104-111.

163. Патент РФ №2071549. Состав для изоляции водопритоков в скважину //БИ№1, 1997.

164. Патент РФ №2071548. Способ изоляции водопритоков в скважину //БИ№1, 1997.

165. Латыпов Р.Ф., Маннанов Ф.Н., Кадыров P.P. и др. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритоков //ПТНПИЖ. Нефть Татарстана. Казань. № 3, 4 5-6., 1999.-с.30-32.

166. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритока в скважины /Латыпов Р.Ф., Маннанов Ф.Н., Кадыров P.P., и др. //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ., 2000. № 6.

167. Нефть и газ Чечни и Ингушетии: Учебное пособие /Ибрагимов Л.Х. // М., «Недра», 1993.-c.237.

168. Методические указания по применению статистических методов в бурении нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие /Мирзаджанзаде А.Х., Аветисов А.Г. Краснодар. //ВНИИКРнефть, 1983. с.315.

169. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений: Учебное пособие. /Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. // М., Недра, 1978. с.198.

170. Меркулов В.П., Дудин Ю.Д., Кунин В.В., Савельев Г.А. Селективная1 изоляция обводнившихся неоднородных пластов //НТЖ «Нефтепромысловое дело». 1977. № 5.-е. 23-27.

171. Способ изоляции зон водопритока в скважине. Патент № 2239048 / Хамитов Р.А., Файзуллин И.Н., Кадыров P.P., Юсупов И.Г., Правдюк А.Н., Андреев В.А., Жиркеев А.С. Москва. //ФИПС 2004.- с. 12.

172. Жиркеев А.С., Кадыров P.P., Хасанова Д.К. Результаты применения новых тампонирующих составов на основе кремнийорганического продукта «Силор» для водоизоляционных работ

173. ТатНИПИнефть. Бугульма, // Библиогр. Рус.-Деп. в ВИНИТИ 21.06.2005 № 888-В 2005.-С.6.

174. Клещенко И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко, А.В. Григорьев, А.П. А.П. Телков //М., Недра, 1998. с.267.

175. Блажевич В.А. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина, В.Г. Уметбаев //М., Недра, 1981.- с. 232.

176. Применение новых водоизолирующих материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины //Серия: Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1977.- с.63.

177. Блажевич В.А. Инструкция по применению тампонажных смол на основе сланцевых фенолов при проведении ремонтно-изоляционных работ вскважинах /В.А. ' Блажевич, Е.Н. Умрихина //Инструкция Уфа: БашНИПИнефть, 1977.-c.32.

178. Газизов А.Ш. Исследование и применение полимерцементных растворов для разобщения продуктивных пластов в нефтяных скважинах. //Дисс. к.т.н. 05.315 / Газизов А.Ш.- Уфа, 1971.- с.188.

179. Нурбаев Б. Разработка технологий ремонтно-изоляционных работ в скважинах месторождений Западной Сибири с применением смолы ТС-10. //Автореферат диссертации к.т.н. 05.15.10, 05.15.06 /Б.Нурбаев. Тюмень, 1997.-с. 23.

180. Николаев А.Ф. Синтетические полимеры и пластические массы на их основе /А.Ф. Николаев M.-JL: Химия, 1964.- с.784.

181. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами /Н.И. Хисамутдинов., Ш.Ф. Тахаутдинов., А.Г. Телин., Т.И. Зайнетдинов, М.З. Тазиев, PIC. Нурмухаметов //М., ВНИИОЭНГ, 2001. -с. 184.

182. Галлямов М.Н. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений /М.Н. Галлямов Р.Ш. Рахимкулов //М., Недра, 1978.- с.207.

183. Гамзатов С.М. Применение вяжущих веществ в нефтяных и газовых скважинах /С.М. Гамзатов // М., Недра, 1985. с. 184. ,

184. James R. Resin cementing aids wateflood control / R. James, J.R. Williams // The Petroleum Enginier, vol 30. № 5, 1958.

185. Кинетика полимеризации термореактивного полимера КФ, используемого для изоляции обводненных пропластков / Т.А. Исмагилов, К.М. Федоров, О.Н. Пичугин, М.З. Игдавитова //НТЖ Нефтепромысловое дело. 1999. №9.- с. 33-36.

186. Применение синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ / P.P. Кадыров, А.К. Сахапова, В.П. Архиреев, О.Н. Кузнецова //Нефтяное хозяйство. 2005. № 11.- с. 70-72.

187. Вирпша 3. Аминопласты /3. Вирпша, Я. Бжезиньский //М., Химия, 1973.- с.343.

188. Эллис К. Химия синтетических смол / К. Эллис- M.-JL: // Госхимиздат, 1940. 989 с.

189. Несмеянов А.И. Начала органической химии. В 2 кн. Кн. 2.: учеб. пособие для вузов / А.И. Несмеянов, И.А. Несмеянов //М., Высшая школа, 1969.- с.664.

190. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков //Уфа. РНЦ «Башнефть», 2000.- с.424.

191. Пат. 2167267 Российская Федерация, МПК7 Е 21 B33/138. Полимерный тампонажный состав /Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г., Емалетдинова Л.Д., Прокшина Н.В. и др. Заявл. 08.08.00; опубл. 20.05.2001.Бюл.№ 14 (И ч.). с.437.

192. А.с. 675168 СССР, МКИ2 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Н.М. Макеев, В.Н.Ильясов и др. Заявл. 15.05.78; опубл. 25.07.79, Бюл. 27. -с.101.

193. А.с. 1317099 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритоков в скважине /0:В. Поздеев, Э.Д. Пасхина и др. Заявл. 04.09.85, опубл. 10.11.86, Бюл. 22.-c.110.

194. Поздеев О.В. Изоляция водопритоков в добывающих скважинах с низкопроницаемыми коллекторами //Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Перм. Прикамья.- М., 1988.-С.80-84.

195. А.с. 1602975 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции пластовых вод /Н.И. Крысин, М.Р. Мавлютов, Т.А. Скороходова и др. Заявл. 28.06.88; опубл. 30.10.90, Бюл. 40. с.120.

196. А.с. 1723307 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции кавернозной части ствола скважины / Н.И. Крысин, A.M. Ишмухаметов и др. Заявл. 21.05.90; опубл. 30.03.92, Бюл. 12. с.155.

197. А.с. 1828490 СССР; МКИ5 Е 21 В 33/138. Способ ограничения водопритоков /П.М. Южанинов, Э.Д. Пасхина и др. Заявл. 04.09.90; опубл. 15.07.93, Бюл. 26.-с. 112.

198. Пат 2248441 Российская Федерация, МПК7 Е 21В 33/138. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважине /Кадыров P.P., Сахапова А.К.,

199. Вязальщиков В.М. Экспериментальные исследования составов на основе смолы ТС-10, предназначенного для изоляционных работ /В.М. Вязальщиков А.Ш. Глухов //Тр. известия ВУЗ. Сер. Нефть и газ.- 1979.-вып.7.-с. 17-20.

200. А.с. № 983101 СССР, МКИ3 С 04 В13/24. Бетонная смесь /Ш.С.Алимов, В.Ю. Лисицын, Е.Г. Савич. Заявл. 13.11.80; опубл. 23.12.82, Бюл. № 47. с.95.

201. Строков А.В. Реокинетика процесса отверждения модифицированных ацетоноформальдегидных олигомеров /А.В. Строков, А.А. Аманов, А.И. Петров //Пластические массы. 1994. № 2,- с. 62-64.'

202. Бородкина Н.И. Водорастворимые продукты конденсации ацетона с формальдегидом /Н.И. Бородкина, С.С. Фролов //Журнал прикладной химии. 1963. № 2.- с. 408 415.

203. Архипов М.И. Исследование строения ацетоноформальдегидных соединений / М.И Архипов и др. //Известия вузов «Химия и химическая-технология» 1970. т.13. №4.-с.576-579. ^

204. Сайке П. Механизмы реакций в органической химии /П.Сайкс. пер. с англ. под ред. В.Ф.Травеня.// М., Химия, 1991 — с.448.

205. Тиличенко М.Н. Конденсация ацетона с формальдегидом /М.Н. Тиличенко, А.Ф. Дуганова // Журнал прикладной химии. 1963. т. 24. № 11.- с. 1196- 1201.

206. Чичибабин А.Е. Основные начала органической химии. Учебник пособие для вузов / А.Е. Чичибабин // М., Госхимиздат, 1963. т. 1- 912 с.

207. Газизов А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах / А.Ш. Газизов, А.А. Газизов // М.: Недра, 1999: — 285 с.

208. Наканиси К. Инфракрасные спектры и строение органических соединений / К. Наканиси // М., Мир, 1965. 216 с.

209. Гордон А. Спутник химика / А. Гордон, Р. Форд // М., Мир, 1976541 с.

210. Иоффе Б.В. Физические методы определения строения органических молекул / Б.В. Иоффе, P.P. Костиков, В.В. Разин // М.-Л.: Химия, 1976-241 с.j

211. Попл Дж. Спектры ЯМР высокого разрешения /Дж. Попл, В. Шнейдер, Г. Бернстейн пер с англ. под ред. Соколова Н.Д. //Ml,. Издатинлит, 1962 — 208 с.

212. Френк А. Бови ЯМР высокого разрешения макромолекул / Френк, А. Бови // М., Химия, 1977 456 с.

213. Булатов А.И. Методы испытания тампонажных материалов.В>2 т. Т.1 Методы испытания тампонажных материалов / А.И- Булатов, С.А. Шаманов. Краснодар: // Просвещение — юг, 2002. — 339 с.

214. Кикакова О.Ш. Контроль качества при изготовлении материала. М., //Стройиздат. 1987-с. 110.

215. Липовецкий А.Я Цементные растворы в бурении скважин / А.Я: Липовецкий, В:С. Данюшевский//Л.: Гостоптехиздат, 1963: 199 с.

216. Сидоров И. А. Изучение долговечности цементного камня затрубного пространства нефтяной скважины / И.А. Сидоров //Тр. ТатНИПИнефть, вып. 7. Вопросы бурения скважин и добычи нефти.- Л.: Недра, 1965.-с. 105-114.

217. Басов Н.И. Контроль качества полимерных материалов /И.И. Басов, В.А. Любартович, С.А. Любартович JL: Химия, 1977. -92 с.235: Подгорнов В.М1 Практикум по заканчиванию скважин /В.М. Подгорнов, И.А. Ведицев // М., Недра, 1985.- с. 220-223.

218. Катализ, полифункциональные катализаторы и сложные реакции. Пер. с англ. языка / под ред. А. А. Баландина, A.M. Рубинштейна //М, Мир, 1965.-419 с.

219. Пат. 2237797 Российская Федерация, МПК 7 Е 21 В 33/138. Способ изоляции зон водопритока в скважине /Маннанов Ф.Н.,. Михайлов Е.Л., Кадыров P.P., Салимов М.Х., Сахапова А.К. Заявл. 20.01.03; опубл. 10.10.04, Бюл. № 28 (II ч.) с. 375.

220. Ф.Ю. Рачинский, М.Ф. Рачинская. Техника лабораторных работ //Ленинград., Химия. 1982-с.431.

221. Патент № 1710698 РФ МПК5 Е 2Г В 33/13 Способ изоляции вод в карбонатных или карбонизированных пластах. /Кадыров P.P., Орлов Г.А.,

222. Габдуллин Р.Г., Васильев П.Я. //заявитель и патентообладатель ТатНИПИнефть-№ 4668179/03; заявл. 28.03.89; опубл. 1992, Ббл. № 5-с 115116.

223. Временная Инструкция по технологии применения разбавленных растворов алюмохлорида для комплексной обработки призабойной зоны обводнившихся скважин с карбонатными коллекторами //АО Татнефть, 1996.

224. Патент РФ<№ 2149984. Опубл. 27.05.2000г. Бюл. № 15 Способ разработки нефтяной залежи подстилаемой водой / Хисамов Р.С., ^Юсупов И.Г., Сулейманов Э.И., Хусаинов В.М., Горобец А.Н., Рамазанов Р.Г., Кадыров P.P., Салимов М.Х.

225. Б.В.Боревский, Б.Г.Масонов, Л'.С.Язвин. /Методика определения параметров водоносных горизонтов по данным откачки. //М., «Недра», 1973, с.33:

226. Иодобромная промышленность, № 15, //Изд-во государственного Ордена Трудового Красного знамени института прикладной химии, Ленинград, 1969.

227. Временная инструкция по применению гидролизного полиакрилонитрила (гипана) для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах. МНП СССР, ПО «Татнефть», ТатНИПИнефть, //Бугульма, 1973.

228. Вытеснение нефти из пласта растворителями. /Забродин П.И., Раковский Н.А., Розенберг М.Д. // М.,Недра, 1968,-с. 224.

229. Кадыров P.P. Взаимодействие сополимеров акриловых кислот в пористой среде с электролитами при изоляции вод в нефтяных скважинах.-Дисс. к.т.н. 1986,- с. 160.

230. Татнефть» им. В.Д. Шашина. № 2003134095/03; заявл. 24.11.03; опубл. 27.08.05, Бюл .№ 24. - с. 707.

231. Заявка 2005124755 Российская Федерация, МПК Е 04Н 7/02. Емкость /Кадыров P.P., Сахапова А.К., Андреев В.А.; заявитель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина- № 2005124755/22; заявл. 3.08.05.

232. А. с. 1615339 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/11.Способ вскрытия продуктивного пласта /Ш.К. Шаяхметов, P.P. Кадыров, В.Ф. Галиакберов, Р.Х. Санников, И.Х. Бикбулатов, Р.С.Шайхутдинов (СССР). № 4329325/2403; заявл. 17.11.87; опубл. 23.12.90, Бюл № 47. т с. 121.

233. Jregor Н.Р. Fhe mools of specific binding of ions to polyelectrolytes // Polyelectrolytes. Dordrecht-Boston, 1974., p. 87-95.

234. Глазковский Ю.В., Михайлов П.Б. Изучение структуры продуктов полимер-аналогичных превращений полиакрилонитрила методом спектроскопии. //Высокомолек. соед., 1980. т.8, № 10, с. 1973-1976.

235. Барабанов В.П., Крупин С.В., Загидуллина Д.Ш. Определение состава порошкообразного гидролизованного полиакрилонитрила. Химия и технология элементорганических соединений и полимеров. //Межвузовский сб., Казань, 1977. №.6, с.59-63.

236. Золотник Д.Е., Зубкова Е.М. Разработка технологии производства гипана. //Труды «ВНИИБТ» 1963. №3, с.45-48.

237. Рябоконь С.А., Овечкин А.И., Шафраник С.К., Косилов А.Ф., Бурение скважин малого диаметра потенциальный резерв, для буровых работ //«Нефтяное хозяйство». - 2003.-№ 2.-е. 20-23.

238. Пат. 2154727 Российская Федерация, МПК Тампонажный цементный раствор /Гилязетдинов З.Ф., Жиркеев А.С., Салимов М.Х., Катеев Р.И., Татьянина О.С. Опубл. 20.08.2000. бюл. № 23.

239. Бабушкин В.И. Физико-химические процессы коррозии бетона и железобетона. //М., Стройиздат, 1968, с 139.

240. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.//М., Недра, 1988, с. 179.

241. Шашина. № 2005106959/03; заявл. 10.03.2005; опубл. 10.09.2006, Бюл. .№ 25.- с.577.

242. Сборник инструкций, регламентов по ОИЗ пластов и стимуляции работы скважин (издание второе). ТатНИПИнефть, Бугульма 2005.

243. А.с. 1420137 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /М.И.Хома., Мартынив Е.И., Сушко Р.В., Кадыров P.P. и др. заявл. 23.06.1986, опубл. 30.08.88, Бюл. № 32.

244. Пат. 2268352 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор /Кадыров P.P., Ахмадишин Ф.Ф., и др. заявл. 16.07.04; опубл. 20.01.06, Бюл. № 2 (VII ч) с. 1940.

245. Детков А.П. Аэрирование суспензии для цементирования скважин //М:, Недра, 1991, с. 175.

246. Методы совершенствования облегченных тампонажных систем / Н.Б. Савенок, Н.А.Мариампольский //Нефтяное хозяйство.- 1992,- № 12.- с.8-9.

247. Применение облегченных тампонажных растворов для цементирования продуктивных пластов / В.Ф. Янкевич, С.И. Кабанов, В.А. Волошин, И.И. Белей, А.И. Курдачев //НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». 2002. №7,8. с.40-43.

248. Облегченные тампонажные материалы /Д.В. Орешкин, Г.Н. Первушин, К.В. Беляев //НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 2002,- №Т 1.- с. 21-23.

249. Пат. 2154727 Российская Федерация, МПК Тампонажный цементный раствор /Гилязетдинов З.Ф., Жиркеев А.С., Салимов М.Х., Катеев Р.И., Татьянина О.С. Опубл. 20.08.2000. бюл. № 23.

250. Городнов В.Д. Изменение объема набухших бентонитов под действием минерализованных сред //Нефтяное хозяйство.-1971.- № 4. с. 3339.

251. Лукьянович В.М. Электронная микроскопия в физико-химических исследованиях. //М., Изд-во АН СССР, 1960. с.272.

252. Серб-Сербинина Н.Н., Цзян-Лун, Кузнецова А.В. Исследование структурирования в водных дисперсиях гуматов и бентонитовых глин при их взаимодействии. Труды Межреспубликанского совещания в Баку //М., Гостоптехиздательство.-1962.

253. Смирнов Л.Б. и др. Технологические особенности применения полимерцементных растворов //НТС, сер. «Бурение», вып. 7, ВНИИОЭНГ, М., 1970.

254. Юсупов И.Г. и др. Результаты промышленных испытаний полимерцементных растворов на основе водорастворимой смолы ФР-12. //НТС, сер. «Бурение», вып. 2, ВНИИОЭНГ, М., 1970.

255. Боков В.Н. Детали машин. М., Высшая школа. 1976. с. 672.

256. Босма Х.М. Торпедирование скважин с последующим „ гидроразрывом // инженер-нефтяник. 1969. № 13. с. 29-31.

257. Булатов А.И., Тосунов Э.М. Перспективы закачивания скважин в СССР // Нефтяное хозяйство. 1980. с. 11-14.

258. Влияние остановок скважин на величину обводненности добываемой нефти / Хабибуллин З.А., Юсупов А.Ф., Зарипова Ф.Г. и др.//РНТС. Нефтепромысловое дело. № 1. с. 19-21.

259. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на продуктивность //Нефтяное хозяйство. 1985. № 5. с.45-48.

260. Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г., Калашников Б.М. Отключение заводненных пластов летучками // ЭИ ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело. 1981. № 9. с. 43-46.

261. Загиров М.М. Увеличение долговечности нефтяных скважин. Дисс. д.т.н. 05.15.06/УНИ. Уфа. 1986. с. 451.

262. Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти-2-е издание перераб. Уфа. «ТАУ». 1999. с. 304.

263. Бикчурин Т.Н., Габидуллин Р.С., Козлов Ф.А. //Технический прогресс в строительстве скважин. Казань. Таткнигоиздат. 1982.

264. Басаргин Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. Басаргин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. М., «Недра Бизнесцентр», 200. с. 632: ISBN 5-8365-0128-9.

265. Бикчурин Т.Н., Ибатуллин Р.Х., Козлов Ф.А., Габидуллин Р.С., Фаткуллин Р.Х. //Техника и технология буровых работ. Казань: Таткнигоиздат. 1974.

266. Андерсон Б,А., Утяхнов И.В., Кузнецов В.А., Огарков Э.И., Четвертнова И.А., Фатхутдинов И.Х. //Физико-химические проблемы в сложных горногеологических условиях. Уфа: РИО НБ РБ. 2000. с.75.и327

267. Инструкция по технологии изоляции притока вод в нефтяные скважины с применением алкилированной серной кислоты в смеси с нефтью. РД-39-1-33-77/Глумов И.Ф., Кочетков В.Д., Газизов А.Ш. и др.

268. Р.Г. Габдуллин //Сохранение продуктивности скважин при строительстве и эксплуатации. 2002. с.2981. S f

269. В.Д. Шашин исемендэге «ТАТНЕФТЬ» АНЫК АКЦИОНЕРЛЫКЖ.ЭМГЫЯТЕ

270. Ленин ур., 75, Элмэт ujahape, Татарстан Республикасы, 4234501. TATNEFT

271. ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ТАТНЕФТЬ» имени В.Д. Шашинаул. Ленина, 75, г. Альметьевск, Республика Татарстан, 4234501. Д 2007 г. №1. На N2от1. Справка о внедрении

272. Суммарный экономический эффект по предложенным технологиям составил 414 млн. руб.

273. Справка дана для представления в диссертационный совет института «ТатНИПИнефть».

274. Начальник технического отдела /7 ^

275. ОАО «Татнефть» П-В- Карпунин1. ТАТАРСТАН РЕСПУБЛИКАСЫ1. КАБИНЕТ МИНИСТРОВtyrt1. МИНИСТРЛАР КАБИНЕТЫ1. РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН420060, Казан, Ирек мэйдапы, 1420060, г. Казань, площадь Свободы, 11708.2001г.1. КАР АР1. ПОСТАНОВЛЕНИЕ564

276. О Целевой программе комплексного использования пластовых вод нефтяных месторождений Республики Татарстан

277. В целях комплексного использования полезных ископаемых Республики Татарстан Кабинет Министров Республики Татарстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:

278. Утвердить прилагаемую Целевую программу комплексного использования пластовых вод нефтяных месторождений Республики Татарстан.

279. Контроль за исполнением данного постановления возложить на Министерство экологии и природных ресурсов Республики Татарстан.

280. Руководитель Аппарата Кабинета Министров Республики Татарстан

281. Премьер-министр Республики Татарстан1. Р.Н.Минниханов1. И.Б.Фаттахов

Информация о работе

Кадыров, Рамзис Рахимович
доктора технических наук
Бугульма, 2009
ВАК 25.00.17

Диссертация

Методы ограничения водопритока при строительстве и эксплуатации скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы