Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование полифункциональных эмульсионных композиций для повышения герметичности и коррозионной стойкости крепи скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Обоснование полифункциональных эмульсионных композиций для повышения герметичности и коррозионной стойкости крепи скважин"

На правах рукописи

Аль-Самави Ахмед Салехсаид

ОБОСНОВАНИЕ ПОЛИФУНКЦИОНАЛЬНЫХ ЭМУЛЬСИОННЫХ КОМПОЗИЦИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ И КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ КРЕПИ СКВАЖИН

Специальность 25.00.15 - «Технология бурения и освоения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидаттехнических наук

Уфа-2005

Работа выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, профессор Агзамов Фарит Акрамович. доктор технических наук, старший научный сотрудник Крысин Николай Иванович; кандидат технических наук Нигматуллина Аниса Галимьяновна. Западно-Сибирский научно-

исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения « ЗапСибБурНИПИ ».

Защита состоится 31 мая 2005 года. В15 30 часов на заседании диссертационного совета Д212.289.05 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. Космонавтов,!.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета. Автореферат разослан "26." апреля 2005 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Ямалиев В. У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Повышение надежности и эффективности эксплуатации нефтяных и газовых скважин в существенной степени зависит от качества и надежности их крепи. Нарушение герметичности эксплуатационных колонн на газовых, газоконденсатных, нефтяных месторождениях с высоким газовым фактором, а также в подземных хранилищах газа (ПХГ) приводит к возникновению межколонных давлений (МКД) и ограничивает возможность нормальной эксплуатации скважин. В последние годы одним из наиболее перспективных направлений ликвидации МКД является перевод скважин на пакерную схему эксплуатации и использование специальных надпакерных герметизирующих жидкостей. Достоинством герметизирующих жидкостей является возможность их использования для ликвидации межколонных давлений путем заполнения надпакерного (межтрубного) и незацементированного межколонного пространства скважины. В то же время большинство применяемых герметизирующих жидкостей предупреждает коррозию оборудования и не подавляет рост сульфатвосстанавливающих и углеводородокисляющих бактерий. При этом актуальной является разработка герметизирующих композиций, обладающих способностью кольматировать флюидопроводящие каналы в резьбовых соединениях эксплуатационных колонн, колонных головках устьевого оборудования, сохраняя при этом свои технологические свойства на весь срок их нахождения в месте нарушения герметичности крепи.

Исходными реагентами для герметизирующих композиций могут являться как органические, так и неорганические соединения. Их выбор определяется технологической и экономической эффективностью.

Цель работы

Ликвидация или ограничение межколонных давлений при капитальном ремонте скважин путем использования эмульсионных герметизирующих композиций.

Основные задачи исследований

- анализ скважин с межколонными давлениями и обоснование требований к герметизирующим композициям и компонентам для их получения;

- обоснование принципов подбора компонентов для получения герметизирующей композиции;

- разработка состава и технологии приготовления эмульсионной герметизирующей композиции;

- исследование причин МКД и разработка методики их диагностики по месторождению Жанажол;

- подготовка нормативной документации и испытание разработок.

Методы исследования

Поставленные задачи решались в лабораторных и промысловых условиях с использованием стандартных методик, приборов, статистической обработки полученных данных с применением ПЭВМ.

Научная новизна

1. Показано, что глобулы дисперсной фазы в системе эмульсионной герметизирующей композиции типа "масло в воде" (М/В) сопоставимы с размерами дефектов резьбовых соединений эксплуатационной колоны.

2. Экспериментально установлена возможность применения эмульсионной герметизирующей композиции с высокой агрегативной устойчивостью и оптимальными реологическими свойствами для ликвидации дефектов герметичности крепи и устьевого оборудования скважин.

3. Установлен эффект подавления роста сульфатвосстанавливающих (СВБ) и углеводородокисляющих (УОБ) бактерий и ингибирование процессов коррозии обсадной колонны в присутствии эмульсионной герметизирующей композиции.

Практическая ценность

1. Разработана эмульсионная герметизирующая композиция для скважин, позволяющая эффективно кольматировать нарушения герметичности крепи и устьевого оборудования скважин, обеспечивать подавление роста

сульфатвосстанавливающих и углеводородокисляющих бактерий, снижать скорость коррозии элементов конструкций скважин.

2.Обоснована целесообразность применения реагента Азимут -14 в качестве ингибитора коррозии и бактерицида в составе герметизирующей композиции.

3. Разработан экспериментальный стенд, позволяющий моделировать работу эксплуатационной колонны в скважине и изучать герметизирующую способность разрабатываемых композиций.

Основные защищаемые положения

-результаты исследований по получению эмульсионных дисперсных систем с высокой агрегативной устойчивостью, обладающих оптимальными реологическими свойствами;

- результаты экспериментальных исследований новых рецептур герметизирующей композиции, технологии их приготовления и применения для ликвидации МКД;

- результаты работ по ликвидации МКД с использованием эмульсионной герметизирующей композиции на Канчуринском ПХГ, результаты исследования причин межколонных давлений по месторождению Жанажол и разработка методики их диагностики.

Реализация работы

Разработаны руководящие документы на приготовление и применение эмульсионной герметизирующей композиции на скважинах ПХГ, утвержденные Башкирским управлением госгортехнадзора РФ и ОАО «Подзембургаз» РАО «Газпром».

Разработанные составы прошли промысловые испытания на Канчуринском ПХГ РАО «Газпром» и нефтяном месторождении Жанажол ОАО «CNPC-Актобемунайгаз» с положительными результатами.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и ее результаты докладывались на III Конгрессе нефтепромышленников России, секция

«Проблемы нефти и газа» (Уфа, 2001г.); межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (11Ш ТУ, Тюмень, 2001г.); VI Международном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых им. акад. М.В. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Институт геологии и нефтегазового дела Томского политехнического университета, 2002 г.); научно-практической конференции «Минерально-сырьевая база республики Башкортостан: реальности и перспективы» (Уфа, 2002г.); 52-й и 53й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2001-2002 гг.).

Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 11-ти печатных работах, в том числе в 5-ти статьях, тезисах 4-х докладов и 2-х патентах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 123 наименований, 6 приложений. Общий объем работы 132 страниц машинописного текста, включая 16 рисунков и 25 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность работы, изложены цель и основные задачи исследований, научная новизна, результаты внедрения и реализация работы в промышленности.

В первой главе проанализированы причины нарушения герметичности эксплуатационной колонны и цементного камня в нефтегазовых скважинах и скважинах подземных хранилищ газа (ПХГ), образования межколонных давлений. Эти причины можно подразделить на четыре группы:

Первая группа - межколонные давления из-за дефектов в пакере колонной головки, возникающие при плохом качестве монтажа колонной обвязки, эксцентричном расположении верхней трубы эксплуатационной

колонны в корпусе колонной головки, неравномерном расположении подвесных клиньев, а также некачественном монтаже уплотнительных элементов.

Вторая группа причин МКД обусловлена поступлением флюидов из продуктивных горизонтов через цементное кольцо по зазору между цементным камнем и обсадной колонной, а также по каналами и микротрещинам в цементном камне.

Причины, относящиеся ко второй группе, исследовали: Агзамов Ф. А., Булатов А.И., Бережной А.И., Грачев В.В., Зейналов Н.Э., Куксов А.К., Леонов Е.Г., Мавлютов М.Р., Марухняк Н.И., Овчинников В.П., Сеид-Рза М.Н., Сидоров Н.А., Титков Н.И., Цейтлин В.Г., Фаттахов З.М., Шищенко Р.И. и многие другие. По мнению этих исследователей, причиной возникновения межколонных давлений является действие суммы факторов, связанных с гидратацией, структурообразованием и твердением тампонажных растворов, следствием чего является седименташюнное расслоение и зависание растворов с последующим снижением гидростатического давления на пласт, контракция с последующей усадкой цементного камня, обезвоживанием глинистой корки и образованием микрозазоров на контактных зонах цементного камня.

Третья группа - межколонные давления, связанные с негерметичностью обсадных колонн. В данном случае основной причиной возникновения МКД является нарушение герметичности резьбовых соединений обсадных труб. На возникновение флюидопроводящих каналов влияет целый комплекс факторов, связанных с большими допусками на изготовление резьб трубы и муфты; их сочетание при сборке соединения; тип смазки или герметика; крутящий момент свинчивания; температурные колебания в процессе эксплуатации; изгибы колонн в искривленном стволе скважины; избыточные давления на колонну.

Изучению влияния этих факторов посвящены работы: Арустамова СБ., Ахметова А.А., Булатова А.И., Гусейнова М. А., Даниеляна А.А., Зильбермана В.И., Егурцова Н. А., Кошелева А. Г., Понятова В.И., Савченко В.П., Сидорова А.Е., Толмачева B.C., Хадиева Д. Н. и многих других. В зависимости от соотношения внешних факторов в резьбовых соединениях может образоваться

разветвленная сеть щелевых флюидопроводящих каналов размером до десятых долей миллиметра. Исследования, проведенные Кошелевым А. Т., показали, что флюидопроводящие каналы в резьбовом соединении представляют собой щели сложной конфигурации с раскрытостью от сотых до десятых долей миллиметра. Причем в условиях осевого нагружения и изгиба колонны величина зазора стремится к максимуму.

Четвертая группа - межколонные давления, обусловленные старением эксплуатационных колонн и их коррозией под действием сероводорода и двуокиси углерода. Основными факторами, влияющими на сероводородную и углекислотную коррозию скважинного оборудования, являются концентрация кислых компонентов в природном газе, их парциальное давление, общее давление природного газа, температура среды, скорость движения газожидкостного потока, напряженное состояние металла, объемное соотношение водного и углеводородного конденсатов в жидкой фазе потока.

Особо следует отметить сульфатвосстанавливающие и углеводородокисляющие бактерии, деятельность которых способствует повышению концентрации сероводорода и углекислоты. При наличии СОг и Ы28 коррозия может появиться при низких концентрациях сероводорода (0, 1 мг/л) в газе, воде и низком парциальном его давлении (ЮлМПа).

При определенных условиях может возникнуть и сульфидное растрескивание. Для восстановления герметичности эксплуатационных колонн разработано и успешно используется несколько технологий. Одной из наиболее перспективных является перевод скважин на пакерную схему эксплуатации с использованием для кольматации негерметичности обсадных колонн специальных надпакерных жидкостей. Например, наиболее успешно в качестве последних использовали: раствор, содержащий КМЦ, асбестовую крошку и воду; задавочно-промывочную жидкость для ликвидации МКД (надпакерная жидкость) на углеводородной основе, содержащую воду, ПАВ «сульфонал», углеводородную жидкость в виде газового конденсата, бентонитовую глину и соль в виде хлористого кальция. К недостаткам первой жидкости относится

относительно быстрая во времени потеря герметизирующих свойств вследствие жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), присутствующих в скважине и в пласте. Недостатком задавочно-продавочной жидкости является не высокая по времени ее агрегативная устойчивость, определяемая процессами коалесценции дисперсной фазы (газового конденсата) в эмульсии, что приводит к расслоению эмульсии.

Кроме того, указанная жидкость не защищает оборудование от коррозии и не подавляет рост сульфатвосстанавливающих и углеводородокисляющих бактерий. Исходя из анализа состояния вопроса, были сформулированы цель и задачи работы.

Во второй главе рассмотрена рабочая гипотеза, дано обоснование типа герметизирующей композиции и обоснован выбор материалов для ее получения. Мы полагаем, что наибольшей эффективностью будут обладать эмульсионные герметизирующие композиции, являющиеся стабильной дисперсной системой по типу прямой эмульсии «масло в воде», агрегативная устойчивость которых определяется структурно-механическими факторами. Последние обусловлены: образованием на внешней поверхности глобулы прямой эмульсии в дисперсионной водной среде бронирующих защитных слоев из глинистых частиц; образованием на внутренней поверхности глобулы прямой эмульсии в частицах дисперсной фазы (масла) защитных слоев из микроэмульсии по типу "вода в масле".

Теоретический и практический анализ их работы и технология применения показали, что герметизирующие композиции должны отвечать следующим требованиям:

1. Сохранять структуру и физико -химические свойства в интервале температур окружающей среды от +100 до - 45 °С.

2. Иметь оптимальные технологические свойства (вязкость, статическое и динамическое напряжения сдвига), обеспечивающие блокирование возможных негерметичностей эксплуатационных колонн и устьевого оборудования.

3. Размер глобул эмульсий должен обеспечивать кольматирование дефектов обсадных труб и устьевого оборудования.

4. Обладать низкой коррозионной активностью по отношению к металлам эксплуатационных колонн и нососно-компрессорных труб (НКТ), подавлять рост сульфатвосстанавливающих и углеводородокисляющих бактерий.

5. Обладать технологичностью, возможностью приготовления и транспортирования в промысловых условиях.

6. Возможность проведения без осложнений и аварий ремонтных работ, как в вертикальных, так и в наклонных или горизонтальных скважинах.

7. Безопасные условия труда и охрана окружающей среды.

8. Минимальные затраты времени и средств на приготовление и применение.

При выборе материалов для приготовления герметизирующей композиции и регулирования ее свойств мы максимально ориентировались на материалы, которые широко используются на месторождениях, с тем, чтобы минимизировать затраты и транспортные расходы. При выборе реагентов дополнительно учитывалась устойчивость герметизирующей композиции во время нахождения в затрубном (надпакерном) либо незацементированном межколонном пространстве. Для приготовления обоснованной

герметизирующей композиции использованы следующие материалы: отработанное компрессорное масло (ОКМ) в качестве дисперсной фазы; сульфонол, который препятствует флокуляции частиц дисперсной фазы; реагент «Азимут -14» в качестве ингибитора коррозии и бактерицида для подавления роста сульфатвосстанавливающих и углеводородокисляющих бактерий; метиловый спирт, выполняющий роль вспомогательного ПАВ, (функция основного ПАВ-сульфонола сводится к снижению межфазного натяжения на границе раздела фаз, а роль вспомогательного ПАВ-метилового спирта заключается в образовании совместно с основным ПАВ смешанного адсорбционного слоя с низким значением межфазного натяжения); хлористый кальций для понижения температуры застывания композиции; гидроксид

натрия для повышения щелочности эмульсионной композиции и диспергации глины; бентонитовая глина в качестве твердого стабилизатора эмульсии; вода в качестве дисперсионной среды, хорошо смачивающей глинистые частицы.

Для оценки качества эмульсионной герметизирующей композиции (ЭГК) наряду с общепринятыми параметрами (плотность, пластическая вязкость, статическое напряжение сдвига, динамическое напряжение сдвига, водородный показатель, температура застывания и термостабильность) использовался ряд дополнительных показателей, характеризующих агрегативную устойчивость системы, биологическую стабильность в среде сульфатвосстанавливающих (СВБ) и углеводородокисляющих (УОБ) бактерий.

Потеря технологических свойств и деструкция герметизирующей композиции исследовались по глиноемкости и седиментационной устойчивости. Для борьбы с биокоррозией, обусловленной деятельностью СВБ и УОБ, предложено применить в составе ЭГК бактерицид «Азимут-14». Эффективность бактерицидного действия ЭГК на СВБ оценивалась экспериментально по методике оценки защитного действия реагентов, подавляющих микробиологическую коррозию (ВНИИСПТНефть, 1977). Для этого использовалась культура СВБ, выделенная из пластовой воды. Бактерицидное действие ЭГК на УОБ испытывалось на культуре вида Pseudomonas Putida 15 и Pseudomonas Putida 1301 (ВКМ 15 и ВКМ 1301) на дисках из фильтровальной бумаги.

Исследование коррозионного поведения металла эксплуатационных колонн применительно к скважинным условиям проводилось с помощью общепринятого электрохимического метода поляризации в специально разработанной трехэлектродной электрохимической ячейке, имитирующей узкий зазор с затрудненным доступом кислорода воздуха. С целью создания условий, близких к работе элементов конструкции скважины, в качестве исследуемого электрода использовали сталь группы прочности Д (ТУ14-3-1272-84). Для испытания эмульсионной герметизирующей композиции в условиях, приближенных к условиях работы крепи скважин, а также для оценки

возможности применения ЭГК для блокирования дефектов эксплуатационной колонны был разработан и изготовлен экспериментальный стенд, схема которого приведена на рис.1. Его основным элементом является фрагмент обсадной колонны диаметром 168,3 мм с трапецеидальной и треугольной резьбой, моделирующей затрубное пространство скважин.

Рис.1.Схема экспериментального стенда: 1-фрагмент обсадной трубы; 2-муфта;

3-расходный бак с флюидом;

4-поршневой разделитель; 5-ручной пресс; 6-газовый баллон;

7-редуктор с образцовым манометром; 8,9, 10,11,12- краны высокого давления;; 13 -образцовый манометр

Установка позволяет:

1. Исследовать процессы блокирования герметизирующей жидкостью утечек по резьбовым соединениям в условиях, приближенных к реальным, в частности, определить расход флюидов через резьбовые соединения эксплуатационных колонн, а также контролировать падение давления.

2. Изучить сравнительную эффективность различных герметизирующих составов.

При проведении экспериментов обсадная колонна в каждом случае заполнялась газом, водой, а также разработанными герметизирующими композициями. Затем внутри колонны создавалось давление и по его падению во времени контролировалось наличие негерметичности.

В третьей главе приводится описание результатов лабораторных и стендовых исследований по разработке новых составов эмульсионных герметизирующих композиций (ЭГК).

Структура эмульсионной герметизирующей композиции была исследована электронно-микроскопическим методом и установлено, что глобулы дисперсной фазы (масла) в прямой эмульсии имеют размер в пределах 0,4-0,5 мкм и стабилизированы снаружи слоем глинистых частиц размером 0,03-0,07 мкм. Размеры этих глобулы (0,43-0,57 мкм) сопоставимы с размерами раскрытости щелевые флюидопроводящи каналы резьбовых соединений (3,88хЮ'8-6,82х10'8 м), и микротрещины в теле эксплутационной колонны и способны их кольматировать.

В качестве критерия оценки агрегативной стабильности ЭГК приняты параметры седиментации частиц глины и скорость всплытия отдельных капелек дисперсной фазы, которые позволяют судить об устойчивости системы эмульсии типа м/в к коалесценции. Опыты показали, что за время нахождения уплотняющей композиции в покое в течение двух лет вертикальное расстояние, на которое всплыли капли дисперсной фазы (масло), составило 0,24мм. С повышением вязкости жидкости это расстояние уменьшается.

По результатам исследований установлено, что устойчивость ЭГК находится в прямой зависимости от соотношения компонентов и технологии приготовления. Высокая устойчивость была достигнута при соотношении ингредиентов, массовая доля которых составила, в %: отработанного компрессорного масла 25-35; сульфонола 0,5-1,5; реагента «Азимут -14» 0,050,15; спирта метилового 6-12; хлористого кальция 2-6; гидроксида натрия 1-3, бентонитовой глины 14-18; воды - остальное.

Для определения влияния концентрации исходных реагентов на исследуемые параметры (вязкость и динамическое напряжение сдвига) использовался метод рационального планирования эксперимента, который позволил получить математические выражения, связывающие переменные факторы с исследуемыми параметрами:

¥¡ = 30 + аЛ +а2Х2 +а3Х3 +&1Х4 +а5Х5 +а7Х7,

где У( - оценочные параметры, в качестве которых были пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига; % аь а2 ....а7 - коэффициенты

уравнения множественной линейной регрессии. В качестве входных (переменных) факторов были взяты (концентрация ингредиентов в %): XI -отработанного компрессорного масла 25-35; Х2- сульфонола 0,5-1,5; Х3-гидрокисида натрия 1-3; Х4- хлористого кальция 2-6; Х5- спирта метилового 6-12; Хб- бентонитовой глины 14-18 и Хт-воды 51,45-24,35.

Степень влияния переменных факторов на величины оценочных параметров определялась по коэффициенту эластичности. При этом было установлено, что большее влияние на пластическую вязкость и динамическое напряжения сдвига оказывают концентрации отработанного компрессорного масла, бентонитовой глины и воды.

На свойства эмульсионной герметизирующей композиции существенно влияет технология приготовления. В лабораторных условиях ее получали на пропеллерной мешалке путем механического диспергирования входящих в ее состав компонентов. При этом в стаканы заливали требуемый объем отработанное компрессорное масло и расчетное количество ПАВ (сульфонол), ингибитора коррозии и бактерицида «Азимут-14».

В втором стакане готовили дисперсионную среду, содержащую воду, метиловый спирт, хлористый кальций, гидроксид натрия и бентонитовую глину. Затем приготовленные смеси соединялись при непрерывном помешивании. Далее у полученных композиций определились технологические свойства, которые приведены в табл. 1.

Необходимо отметить, что снижение концентрации (отработанного компрессорного масла, воды, бентонитовой глины) ниже значений, указанных в составе №1 (табл. 1), приводит к ухудшению реолого-технологических свойств. При повышении концентрации указанных реагентов выше значений, указанных в составе №3, эмульсионная герметизирующая композиция резко загущается и становится технологически непригодной.

Характеристика составов ЭГК и их свойства

Состав ЭГК, % масс. Показатели

Р' , Кх/м П. мПас СНС|/10, Па т«о. Па Т * застыв» С Термоста бильность Скорость коррозии (сталь группы прочности Д) в среде ЭГК, мм/ год рн

1 0Отработанное компрессорное масло-25; сульфонол-0,5; «Азимут-14» — 0,05; спирт метил.-б; хлористый кальций-2; гидроксид натрия-1 ¡бентонитовая глина-14; техническая вода-51,45 1010 124 24/27 14,1 -47 110 0,0029 12

2 Отработанное компрессорное масло-30; сульфонол-1; «Азимут-14» — 0,1; спирт метил.-9; хлористый кальций-4; гидроксид натрия-2;бентонитовая глина-16; техническая вода-37,9 1020 126 26/28 13,2 -49 120 0,0032 12

3 Отработанное компрессорное масло-35; сульфонол-1,5; «Азимут-14» -0,15; спирт метил.-12; хлористый кальций-6; гидроксид натрия-3;бентонитовая глина-18; техническая вода-24,35 1030 126 27/30 17,1 -49 120 0,0030 12

Результаты экспериментов по определению бактерицидного действия для подавления роста сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) приведены в табл. 2.

Они проводились на промысловой воде,взятой в НГДУ « Октябьрскнефть» (Казахстан), содержащей в больших концентрациях клетки накопительной культуры СВБ. Эксперименты осуществляли по методике оценки защитного действия реагентов подавляющих микробиологическую коррозию.

Таблица 2

Исследования бактерицидных свойств ЭГК на степень подавления СВБ

Номер опыта 1-3 Испытуемые составы Степень подавления СВБ, %, при концентрации NaOH, % масс.

0,066 0,13 0,2

Составы ЭГК, содержащие №ОН без «Азимут-14» 76 76 78

4-6 Составы ЭГК, содержащие «Азимут-14» без ЫаОН Степень подавления СВБ, % при концентрации реагента «Азимут-14», % масс.

0,0033 0,0066 0,01

86 88 88

7-9 Составы ЭГК, содержащие №ОНи «Азимут-14» Степень подавления СВБ, % при концентрации ИаОН и реагента «Азимут-14», % масс.

0,066 и 0,0033 0,13 и 0,0066 0,2 и 0,01

100 100 100

Эксперименты по подавлению жизнедеятельности УОБ проводили с использованием музейных культур Pseudomonas PutidaBKM 15 и Pseudomonas Putida BKM1301. Зона отсутствия роста микроорганизмов вокруг бумажного диска, пропитанного раствором ЭГК, более 30мм свидетельствует о высокой чувствительности микроорганизмов к ЭГК. Полученные результаты приведены в табл.3.

Результаты исследования бактерицидного действия ЭПС на Pseudomonas Putidal5 и Ps putida BKM 1301

Микроорганизм Зона отсутствия роста (мм)

Состав ЭПС, содержащие ШОН % масс. Составы ЭГК, содержащие «Азимут-14», % масс. Составы ЭГК, содержащие NaOH и «Азимут-14», % масс.

1 2 3 0.05 0.1 0.15 1 и 0,05 2и 0,1 Зи 0,15

ВКМ15 19 20 20 24 24 26 30 30 30

ВКМ 1301 16 16 17 22 22 24 30 30 30

Из результатов, приведенных в табл. 2 и 3, следует, что наилучшее подавление СВБ и УОБ обеспечивали составы, содержащие и гидроксид натрия и Азимут-14. Эта закономерность справедлива как для СВБ, так и для УОБ. Максимальное подавление бактерий (до 100 %) было получено при концентрации в эмульсионной герметизирующей композиции 0,05- 0,15 % «Азимут-14» и 1 -3 % гидроксида натрия. Исследования по определению скорости коррозии металла в среде ЭПС, проведенные электрохимическим методом показали, что для стали группы прочности Д скорость коррозии составляет 0,003 мм/год.

Результаты исследований по герметизации дефектов резьбовых соединений эксплуатационных колонн с использованием эмульсионной герметизирующей композиции, проведенных на ранее описанной экспериментальной установке, приведены на рис. 2.

О 8 16 24 32 40

Время наблюдения, суг.

Рис.2. Кинетика изменения давления внутри обсадной колонны с негерметичным резьбовым соединением (резьба трапециидального профиля)

На основании этих результатов и результатов исследований физико-химических свойств ЭГК установлено, что лучшими характеристиками для изоляции нарушений герметичности эксплуатационных колонн и ликвидации межколонных давлений, а также ограничения процессов коррозии и развития СВБ, УОБ обладают составы № 1-3, приведенные в табл. 1. Разработанные композиции превосходят известные аналоги, используемые для ликвидация МКД в нефтегазовой промышленности.

В четвертой главе изложены результаты испытаний разработанной эмульсионной герметизирующей композиции при ликвидации МКД. Первый опыт ее применения был на скв.360 Канчуринского ПХГ. Геолого-техническая характеристика скважины: диаметр и глубина спуска направления (426мм/44,7 м), высота подъема цемента - (до устья); первой промежуточной колонны (324мм/373,8м), высота подъема цемента - до устья; второй промежуточной колонны (245мм/1490,5м), высота подъема цемента - 12,6 м от устья;

эксплуатационной колонны (168мм /1873,8 м), высота подъема цемента - 850м от устья; открытый ствол диаметром 139,7 мм в интервале (1873,8 -2210 м); диаметр и глубина спуска НКТ (89 мм /1880 м).

Эксплутационная колонна опрессована давлением 20,24 МПа. Заполнение межколонного пространства (245/168) следующее: 9-820 м -буровым раствором, 820-1217м - неравномерное заполнение цементным раствором, 1217-1467м -цементный раствор с присутствием бурового раствора, 1467-1492м -полное заполнение цементным раствором, 1492-1500м -неполное заполнение каверн цементным раствором, 1500-1848м -полное заполнение цементным раствором. По данным АКЦ отмечалось в основном отсутствие контакта цементного камня с эксплуатационной колонной и наблюдалось поступление газа в межколонное пространство. Кривая восстановления давления (КВД) наблюдалась в течение 17 суток. За это время МКД возросло до 12,24 МПа. По характеру кривой КВД можно предположить нарушение сплошности цементного камня, по которому газ движется из пласта (по данным ГИС интервал 1508-1512м). Цементный стакан имеет разноразмерные трещины и каналы. При стравливании давления из межколонного пространства наблюдался вынос бурового раствора. Согласно протоколу геолого-технического совещания ОАО Газпром от 25.09. 2001г. в скв.№360 качество цемента и его сцепления за эксплуатационной колонной признано неудовлетворительным. В соответствии с заключением . Башкирского управления госгортехнадзора РФ от 21. 09. 2001г. предусмотрена ликвидация межколонного давления путем заполнения межколонного пространства (245168мм) эмульсионной герметизирующей композицией.

Работы по ликвидации межколонного давления проводись в следующей последовательности. После приготовления ЭГК осуществляли стравливание межколонного давления в скважине до нуля. Затем в кольцевой зазор между промежуточной и эксплуатационной колонной с устья скважины в гравитационном режимом закачали 6,6 м3 композиции ЭГК до полного заполнения негерметичного межколонного пространства. По окончании этой

операции кран на межколонном пространстве был закрыт, и с помощью манометра осуществляли наблюдение межколонного давления. Проведенные наблюдения показали, что каналы негерметичности в цементном камне и резьбовых соединений эксплуатационной колонны были тампонированы эмульсионной герметизирующей композицией, так как давление в межколонном пространстве снизилось с 12,24 МПа до нуля и по настоящее время не повышалось.

Испытания эмульсионной герметизирующей композиции при ликвидации МКД также проводились на нефтяном месторождении Жанажол в Казахстане.

При этом, поскольку не были известны причины возникновения МКД, предварительно по данному месторождению был произволен сбор и обработка промысловых данных с целью диагностики источника МКД.

Особенностью месторождения являются высокий газовый фактор нефти и содержание Ы28 от 5 -10 %. Для выявления степени влияния геологических, технико-технологических, физико-химических и механических факторов на возникновение МКД были применены процедуры статистического анализа с использованием пакета прикладной программы 8ТЛТОКЛРЫ1С8. Первичный анализ был проведен по массиву, включающему все скважины эксплуатационного фонда с величиной МКД более 2 МПа. При обработке массива данных применена процедура корреляционного анализа, позволяющая с помощью выборки делать выводы о степени статистической связи между факторами. Для повышения информативности совместно со специалистами НГДУ «Октябрьскнефть» проведена работа по определению состава межколонного флюида, определению объема излившегося из межколонного пространства флюида и замеру темпа восстановления МКД.

В скважинах, где МКД были связаны с негерметичностью устьевого оборудования, в качестве ремонтной технологии была предложена закачка состава ЭГК в пакер колонной головки (КГ). Мы считаем, что каналы в КГ имеют размеры и характеристики, которые могли быть изолированы ЭГК. Результаты этих работ приведены в табл. 4.

Результаты промысловых испытаний ЭГК на месторождении Жанажол

№ Начальное Объем закачанной Межколонное

скважины межколонное ЭГК, л давление после

давление, МПа закачки ЭГК, МПа

2543 8,5 0,6 0

2565 6,2 0,5 0

655 7,6 0,72 0

367 4,8 0,63 0

Полученные результаты свидетельствуют, о том, что эмульсионной герметизирующей композиции могут использоваться ликвидации межколонного давления путем заполнения надпакерного (межтрубного), незацементированного межколонного пространства скважины и надпакерного колонной головки.

Основные выводы и рекомендации

1. Обоснованы требования к эмульсионным герметизирующим композициям и их компонентам, позволяющие эффективно кольматировать флюидопроводящие каналы в резьбовых соединениях эксплутационных колонн и устьевом оборудовании.

2. Разработана новая эмульсионная герметизирующая композиция, состоящая из отработанного компрессорного масла, сульфонола, реагента «Азимут-14», метилового спирта, хлористого кальция, гидроксида натрия, бентонитовой глины и технической воды, с высокой агрегативной стабильностью, оптымальными технологическими свойствами, позволяющая ликвидировать межколонные давления при капитальном ремонте скважин, подавлять рост СВБ и УОБ, снижать скорость коррозии металла.

3. На лабораторном стенде, моделирующем условия эксплуатации обсадной колонны в скважине, экспериментально установлена способность

эмульсионной герметизирующей композиции кольматировать каналы в резьбовых соединениях различного профиля.

4. Разработан вариант методики диагностирования межколонных давлений для месторождения Жанажол, позволяющей определить источники их проявления и обосновать технологию ликвидации МКД.

5. Разработанные составы ЭГК прошли успешные испытания на 1 скважине Канчуринского ПХГ и на пяти скважинах нефтяного месторождения Жанажол. По всем выполненным работам получены положительные результаты.

Материалы диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Аль-Самави А.С., Аль-Сурури Я.М. Причины возникновения МКД в скважинах ПХГ// Ппроблемы нефти и газа»: Тез. докл. III конгресса нефтегазопромышленников России, Уфа,2001.-С.75-76.

2.Агзамов ФА, Латыпов А.Г., Аль- Самави А.С., и др. Надпакерная жидкость для ликвидации межколонных давлений в скважинах подземных хранилищ газа. // Изв. вузов. Нефть и газ, 2001.-№6.-С. 18-22.

3. Агзамов Ф.А. Аль-Самави А.С, Сайд И.А., и др. Надпакерная уплотняющая жидкость для восстановления герметичности крепи скважины подземных хранилищ газа// Проблемы геологии и освоения недр: Материалы VI Международного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых им. акад. М.А. Усова - Томск, 2002.-С356-357.

4Агзамов Ф. А. Сайд И. А., Комлева С. Ф., Аль-Самави А. С. Гелеобразующих составы для восстановления герметичности заколонного пространства// Проблемы геологии и освоения недр: Материалы VI Международного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых им. акад. М.А. Усова- Томск, 2002.-С364-365.

5. Агзамов Ф.А. Аль-Самави А.С, Сайд И.А. и др. Уплотняющая жидкость для ремонта скважин подземных хранилищ газа (ПХГ)// Интервал.-2002.-4(39).-С.16-18.

6. Агзамов ФА.. Сайд ИА, Аль-Самави А.С. и др. Состав для

восстановления герметичности заколонного пространства скважин //Интервал.-2002.-4(39).-С.6-8

7. Агзамов Ф.А., Сайд ИА, Таханов Б., Аль-Самави А.С. Требования к гелеобразующим составам для капитального ремонта скважин// Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Тез. докл. науч.-техн. конф. - Тюмень: Вектор Бук, 2001. -С.28-29.

8. Асадуллин М.З., Сахипов Ф.А., Нурлыгаянов Ф.Т., Баранов А.А., Латыпов А.Г., Аль-Самави А.С Физико-химические методы интенсификации работы подземных хранилищ газа, созданных в рифогенных комплексах юга Республики Башкортостан // Проблемы нефти и газа. Тез. докл. III Конгресса Нефтегазопромышленников России. - Уфа: Реактив, 2001. - С. 169-170.

9. Агзамов Ф. А., Сайд И. А., Аль-Самави А. С. Экспериментальная оценка изолирующей способности гелеобразующих композиций //Минерально-сырьевая база Республики Башкортостан: Реальность и перспективы: Материалы науч.-практич. конф.- Уфа,2002.- С.28-30.

Ю.Пат. 2208132 Россия 7Е21ВЗЗ/138 Нейтральная уплотняющая жидкость для скважин/ М.З. Асадуллин, ФА Сахипов, А.А Баранов, Ф.А Агзамов, А.Г. Латыпов, А.С. Аль-Самави, А.С. Ибрагим, МА Яхья; - № 2002113940/03; Заявлено 28.05.2002.; опубл. 10.07.2003 бюл. № 19.

11.Пат. 2211914 Россия 7Е21ВЗЗ/138 Гелеобразующий состав/ ФА Агзамов, Х.И. Акчурин, Н.Х. Каримов, И.А. Сайд, А.С. Аль-Самави, Н.С. Сабдыков, О.Б. Сукманский, Г.С. Дубинский; - № 2002105563/03; Заявлено. 01.03.2002; опубл. 10.09.2003 Бюл. №25.

Подписано в печать 0$. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура "Тайме". Печать трафаретная. Усл.-печ. л. 1, Тираж 30 эю. Заказ ${ . Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес издательства и типографии: 450062, г. У фа, ул. Космонавтов, 1.

№oo

12 66

А* *

i С V

( !::tí

\ 1 ' !

79 МДЛ 2005 V*^/

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Аль-Самави Ахмед Салехсаид

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР ПРИЧИН МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ 9 В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

1.1. Изучение характера и причин межколонных давлений в 10 нефтегазодобывающих скважинах

1.1.1 Межколонные давления (МКД), связанные с негерметичностью 12 колонной головки

1.1.2 Межколонные давления, обусловленные поступлением газа из 13 продуктивных горизонтов через твердеющий цементный камень и на его контактные зоны

1.1.3 Межколонные давления, связанные с негерметичностью 16 конструктивных элементов обсадных колонн скважин

1.1.4 Межколонные давления, обусловленные физическим старением 19 эксплуатационных колонн и воздействием процессов коррозии

1.2 Исследование причин межколонных давлений по месторождению 21 Жанажол (Казахстан).

1.2.1 Сбор геолого-промысловых данных и разработка статистического 21 анализа межколонных давлений

1.2.2 Обработка промысловых материалов по месторождению Жанажол

1.3 Сравнительная оценка способов восстановления герметичности 32 крепи скважин

1.3.1 Способы восстановления герметичности межколонного 32 пространства при цементировании обсадной колонны

1.3.2 Способы восстановления герметичности эксплуатационной колонны

ВЫВОДЫ по главе 1. Цель работы и задачи исследований

ГЛАВА 2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ПРАКТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ

ПОЛУЧЕНИЯ ЭФФЕКТИВНЫХ СОСТАВОВ УЛЬСИОННОЙ ГЕРМЕТИЗИРУЮЩЕЙ КОМПОЗИЦИИ (ЭГК)

2.1. Обоснование параметров герметизирующих композиций (ГК)

2.2. Основные требования, предъявляемые к герметизирующим 45 композициям

2.3. Теоретические предпосылки получения гидрофильных эмульсий с 46 высокой агрегативной устойчивостью и обоснование требований к материалам, и выбор реагентов для их разработки

2.4. Методика исследования свойств эмульсионных герметизирующих 64 композиций (ЭГК)

2.4.1. Методика приготовления ЭГК

2.4.2. Определение глиноемкости эмульсий

2.4.3 Определение седиментационной стабильности ЭГК

2.4.5 Определение поверхностного натяжения растворов ПАВ сталагмометрическим методом

2.4.6. Определение термостойкости полученной эмульсии

2.4.7. Методика электрохимических исследований коррозионного 68 поведения материала скважинного оборудования в среде ЭГК

2.4.8. Методика определения бактерицидного действия эмульсионной 71 герметизирующей композиции на СВБ и УОБ

2.4.9. Оценка эффективности кольматации дефектов негерметичности 72 эксплуатационной колонны эмульсионной герметизирующей композиции

ВЫВОДЫ по главе

ГЛАВА 3 ЭКСПРЕМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ПО РАЗРАБОТКЕ РЕЦЕПТУР ЭМУЛЬСИОННОЙ ГЕРМЕТИЗИУЮЩЕЙ КОМПОЗИЦИИ

3.1. Определение оптимального состава ЭГК на основе ПАВ (основного 75 и вспомогательного)

3.2. Экспериментальные исследования влияния бентонитовой глины на 76 физико-химические свойства ЭГК

3.3. Планирование эксперимента и математическая обработка ^ полученных результатов

3.4. Разработка рецептуры эмульсионной герметизирующей 87 композиции

3.5. Рецептура и физико-химические свойства ЭГК

3.6. Экспериментальные исследования бактерицидного действия ЭГК на 92 СВБ и УОБ

3.7. Экспериментальные исследования по определению скорости 94 коррозии металла скважинного оборудования в среде ЭГК

3.8. Исследование герметизирующей способности эмульсионной 96 герметизирующей композиции

ВЫВОДЫ по главе

ГЛАВА 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ЭМУЛЬСИОННОЙ 99 ГЕРМЕТИЗИРУЮЩЕЙ КОМПОЗИЦИИ

Ф 4.1. Промысловые испытания эмульсионной герметизирующей 99 композиции на скважине №360 Канчуринского подземного хранилища газа.

4.2. Диагностика межколонных давлений на нефтяном месторождении 100 Жанажол (Казахстан) и разработка рекомендаций по их предупреждению

4.2.1 Диагностика межколонных давлений

4.3. Разработка рекомендаций по ликвидации межколонных давлений 109 Выводы по главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование полифункциональных эмульсионных композиций для повышения герметичности и коррозионной стойкости крепи скважин"

Актуальность проблемы. Повышение надежности и эффективности эксплуатации нефтяных и газовых скважин в значительной степени зависит от качества и надежности их крепи. Нарушение герметичности эксплуатационных колонн на газовых, газоконденсатных, нефтяных месторождениях с высоким газовым фактором, а также в подземных хранилищах газа (ПХГ) приводит к возникновению межколонных давлений (МКД) и ограничивает возможность нормальной эксплуатации скважин. В последние годы одним из наиболее перспективных направлений ликвидации МКД является перевод скважин на пакерную схему эксплуатации и использование специальных надпакерных герметизирующих жидкостей. Достоинством герметизирующих жидкостей является возможность их использования для ликвидации межколонных давлений путем заполнения надпакерного (межтрубного) и незацементированного межколонного пространства скважины. В то же время большинство применяемых герметизирующих жидкостей предупреждает коррозию оборудования и не подавляет рост сульфатвосстанавливающих и углеводородокисляющих бактерий. Актуальной является разработка герметизирующих композиций, обладающих способностью кольматировать флюидопроводящие каналы в резьбовых соединениях эксплуатационных колонн, колонных головках устьевого оборудования, и сохраняющих при этом свои технологические свойства на весь срок их нахождения в месте нарушения герметичности крепи. Исходными реагентами для герметизирующих композиций могут являться как органические, так и неорганические соединения. Их выбор определяется технологической и экономической эффективностью.

Цель работы

Ликвидация или ограничение межколонных давлений при капитальном ремонте скважин путем использования эмульсионных герметизирующих композиций.

Основные задачи исследований:

- анализ скважин с межколонными давлениями и обоснование требований к герметизирующим композициям и компонентам для их получения;

- обоснование принципов подбора компонентов для получения герметизирующей композиции;

- разработка состава и технологии приготовления эмульсионной герметизирующей композиции;

- исследование причин МКД и разработка методики их диагностики по месторождению Жанажол;

- подготовка нормативной документации и испытание разработок.

Методы исследования

Поставленные задачи решались в лабораторных и промысловых условиях с использованием стандартных методик, приборов, статистической обработки полученных данных с применением ПЭВМ.

Научная новизна

1. Показано, что глобулы дисперсной фазы в системе эмульсионной герметизирующей композиции типа "масло в воде" (М/В) сопоставимы с размерами дефектов резьбовых соединений эксплуатационной колоны.

2. Экспериментально установлена возможность применения эмульсионной герметизирующей композиции с высокой агрегативной устойчивостью и оптимальными реологическими свойствами для ликвидации дефектов герметичности крепи и устьевого оборудования скважин.

3. Установлен эффект подавления роста сульфатвосстанавливающих (СВБ) и углеводородокисляющих (УОБ) бактерий и ингибирование процессов коррозии обсадной колонны в присутствии эмульсионной герметизирующей композиции.

Практическая ценность

1. Разработана эмульсионная герметизирующая композиция, позволяющая эффективно кольматировать нарушения герметичности крепи и устьевого оборудования скважин, обеспечивать подавление роста сульфатвосстанавливающих и углеводородокисляющих бактерий, снижать скорость коррозии элементов конструкций скважин.

2. Обоснована целесообразность применения реагента «Азимут -14» в качестве ингибитора коррозии и бактерицида в составе герметизирующей композиции.

3. Разработан экспериментальный стенд, позволяющий моделировать работу эксплуатационной колонны в скважине и изучать герметизирующую способность разрабатываемых композиций.

Основные защищаемые положения:

- результаты исследований по получению эмульсионных дисперсных систем с высокой агрегативной устойчивостью, обладающих оптимальными реологическими свойствами;

- результаты экспериментальных исследований новых рецептур герметизирующей композиции, технологии их приготовления и применения для ликвидации МКД;

- результаты работ по ликвидации МКД с использованием эмульсионной герметизирующей композиции на Канчуринском ПХГ, результаты исследования причин межколонных давлений по месторождению Жанажол и разработка методики их диагностики .

Реализация работы

Разработаны руководящие документы на приготовление и применение эмульсионной герметизирующей композиции на скважинах ПХГ, утвержденные Башкирским управлением госгортехнадзора РФ и ОАО «Подзембургаз» РАО «Газпром».

Разработанные составы прошли промысловые испытания на Канчуринском ПХГ РАО «Газпром» и нефтяном месторождении Жанажол ОАО «CNPC-Актобемунайгаз» с положительными результатами.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы и ее результаты излагались на III Конгрессе нефтепромышленников России, секция «Проблемы нефти и газа» (Уфа, 2001г.); межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (ТГНГТУ, Тюмень, 2001г.); VI Международном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых им. акад. М.В. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Институт геологии и нефтегазового дела Томского политехнического университета, 2002 г.); научно-практической конференции «Минерально-сырьевая база республики Башкортостан: реальности и перспективы» (Уфа, 2002г.); 52-й и 53й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2001-2002 гг.).

Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 11 -ти печатных работах, в том числе в 5-ти статьях, тезисах 4-х докладов и 2-х патентах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 123 наименований, 6 приложений. Общий объем работы 132 страниц машинописного текста, включая 16 рисунков и 25 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Аль-Самави Ахмед Салехсаид

Основные выводы и рекомендации

1. Обоснованы требования к эмульсионным герметизирующим композициям и их компонентам, позволяющие эффективно кольматировать флюидопроводящие каналы в резьбовых соединениях эксплутационных колонн и устьевом оборудовании.

2. Разработана новая эмульсионная герметизирующая композиция, состоящая из отработанного компрессорного масла, сульфонола, реагента «Азимут-14», метилового спирта, хлористого кальция, гидроксида натрия, бентонитовой глины и технической воды, с высокой агрегативной стабильностью, оптымальными технологическими свойствами, позволяющая ликвидировать межколонные давления при капитальном ремонте скважин, подавлять рост СВБ и УОБ, снижать скорость коррозии металла.

3. На лабораторном стенде, моделирующем условия эксплуатации обсадной колонны в скважине, экспериментально установлена способность эмульсионной герметизирующей композиции кольматировать каналы в резьбовых соединениях различного профиля.

4. Разработан вариант методики диагностирования межколонных давлений для месторождения Жанажол, позволяющей определить источники их проявления и обосновать технологию ликвидации МКД.

5. Разработанные составы ЭГК прошли успешные испытания на 1 скважине Канчуринского ПХГ и на пяти скважинах нефтяного месторождения Жанажол. По всем выполненным работам получены положительные результаты.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Аль-Самави Ахмед Салехсаид, Уфа

1. Абдуллин И. Г. Техника эксперимента в химическом сопротивлении материалов: учебное пособие/ И.Г.Абдуллин, В.И. Агапчев, С.Н. Давыдов. -Уфа: Изд-во У НИ, 1985.-100 с.

2. Абрамзон А.А. Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение/ А.А. Абрамзон. Л.: Химия. 1981.-304 с.

3. Аветисов А.Т. Ремонтно-изоляционные работы при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин /. А.Т.Аветисов, А.Т. Кошелев, В.М. Крылов М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-216с.

4. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ при-строительстве скважин/А.Г. Аветисов, С.В. Усов, А.Т. Кошелев и др. -М., 1984.-(Бурение:обзор.информ./ВНИИОЭНГ; Вып. 21 (83).

5. Аветисов А.Г. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин/ А.Г. Аветисов, А.Н. Кошелев, В.И. Крылов. -М.: Недра, 1981г. -200с.

6. Агзамов Ф. А. Экспериментальная оценка герметичности межколонного пространства газовых скважин /Ф.А. Агзамов, Я.М. Аль-Сурури , С.Ф. Комлева// Известия вузов. Нефть и газ. 2000.- №5.-С. 58-65.

7. Надпакерная жидкость для ликвидации межколонных давлений в скважинах подземных хранилищ газа. / Ф.А. Агзамов, А.Г. Латыпов, А.С. Аль- Самави , И. А. Сайд // Известия вузов. Нефть и газ .-2001.-№6.-С. 18-22.

8. Агзамов Ф. А. Экспериментальная оценка изолирующей способности ге-леобразующих композиций/ Ф.А. Агзамов, И.А. Сайд, А.С. Аль-Самави

9. Минерально-сырьевая база республики Башкортостан: Реальность и перспективы: Науч.-практич. конф.- Уфа,2002.- С.28-30.

10. Состав для восстановления герметичности заколонного пространства скважин / Ф.А. Агзамов, И.А. Сайд, А.С. Аль-Самави, Н.С. Сабды-ков// Интервал.-2002.-№4.- С.6-8.

11. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин/ Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Н.Х. Каримов, М.Р. Мавлютов. Самара, 1998г. - 272 с.

12. Аль-Самави А.С. Причины возникновения МКД в скважинах ПХГ7/ А.С. Аль-Самави, Я.М. Аль-Сурури// Проблемы нефти и газа: тез. докл. III Конгресса нефтегазопромышленников России Уфа: Реактив, 2001. -С.75-76.

13. Адлер Ю.П. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю.П. Адлер, Е.В. Макрова, Ю.В. Грановский. -М.: Наука, 1969.-297с.

14. Андреюк Е.И. Микробное повреждение изоляционных покрытий газопроводов/ Е. И. Андреюк , Ж.П. Коптева// Микробиологический журнал.- 1987.-Т.49, №2.- С. 46-49

15. Антоновская Н. С. Распределение СВБ в грунте вблизи газопроводов/ Н.С. Антоновская, И.А. Козлова// Микробиологический журнал.-1985.-Т.47,№2.- С. 93-94.

16. Антропов Л.И. Определение скорости коррозии и эффективности ингибиторов методом поляризационного сопротивления/ Л.И. Антропов, М.А. Герасименко Ю.С. Герасименко // Защита металлов. -1966.- С. 115121.

17. Антоновская H.C. Коррозия стали в грунте под действием бактерий цикла серы/ Н.С. Антоновская// Микробиологический журнал.- 1985.-Т.4,№3.-С. 13-18.

18. Асфандияров Ф. А. Методы борьбы сульфатвосстанавливающими бактериями и вызываемой ими коррозией стали/ Ф.А. Асфандияров , И.Г. Кильдибеков , К.Р. Низамов -М.,1983.-24 е.- (Обзор, информ./ ВНИИО-ЭНГ)

19. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении: проблемы и решения/ А.А. Ахметов. Уфа: УГНТУ, 2000.- 219 с.

20. Басарыгин Ю. М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации/ Ю.М. Басары-гин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. Т.1, 2, 3. -М.:Недра,2000-2002.

21. Будников В.Ф. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах / В.Ф. Будников, П.П. Макренко, В.А. Юрьев.- М.: Недра, 1997.-226 с.

22. Блажевич В. А. Гидродинамическая обстановка в скважинах при проведении в них ремонтно-изоляционных работ / В.А. Блажевич, В.А. Стрижнев //Тр. БашНИПИнефть. Уфа, 1979.-Вып.56.-С.265.

23. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине/

24. A.И. Булатов. -М.: Недра,.1990.-408 с.

25. Булатов А.И. Измерение давления цементного раствора в затрубном пространстве скважины в период ОЗЦ / А.И. Булатов, А.А. Видовский,

26. B.А. Шишов// Нефтяник.- 1970.-№5.- С.15-16.

27. Булатов А.И. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов/ А.И. Булатов// Труды КФ ВНИИКРнефть.- Краснодар, 1986

28. Бережной А.И. Цементирование скважин на Щелковском газохранилище и Ефремовском ГКМ с применением кондиционирования там-понажного раствора/ А.И. Бережной// Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений/ ВНИИгазпром.- 1968.- № 2

29. Бережной А.И. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин/ А.И. Бережной, А.Я. Зельцер, А.Г. Муха.- М:. Недра, 1976.- 183 с.

30. Булатов А.И Теория и практика закачивания скважин. Т.4. / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников. М.: Недра, 1998. -496 с.

31. Брайен Т.Б. Причины повреждения обсадных колонн/ Т.Б. Брайен// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.- 1984.- № 6.-С. 6-11.

32. Оценка надежности разобщения пластов при использовании заколонно-го пакера /А.Н.Бурыкин, Р.Х. Ибатуллин, П.С. Катеев, Н.М. Мордвинова // Бурение: обзор, информ. / ВНИИОЭНГ.- 1981.-№4.- С.23-25.

33. Набухание глины в малоактивированной воде/ Н.А. Валеева, Л.А. Дем-чук, Б.М. Лейберт, И.Л. Мархасин // Нефтяное хозяйство. -1984. -№6. -С. 18-22

34. Василенко И.Р. Разработка технологий борьбы с биокоррозионным фактором нарушения герметичности элементов крепи скважин/ И.Р.Василенко, В.С Бакшунов, Т.А. Куприянова // Нефтепромысловое дело/ ВНИИОЭНГ.- М„ 1998.- № 7.-С. 24- 27.

35. Виноградов В.Н. Причины деформации обсадных колонн эксплуатационных скважин: межколонные газопроявления/ В.Н. Виноградов, В.П. Совченко// Тр. ВНИИЭгазпром,- 1990,- Вып.№11,- С. 24-31.

36. Гамзатов С. М. Крепление газовых скважин на месторождениях Узбекистана / С.М.Гамзатов, Ш.М. Рахимбаев, Ю.Т.Кадыров.- М., 1975.- 27 с.-(Бурение: обзор, информ./ ВНИИОЭНГ)

37. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложненийв бурении/ В.Д. Городнов. -М.: Недра, 1977. -280 с.

38. Гринченко А.И. Технология разработки крупных газовых месторождений / А.И. Гринченко, О.М. Ермилов, Г.А.Зотов. -М.: Недра, 1990.-302с.

39. Грачев В.В. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ/ В.В. Грачев, Е.Г. Леонов, В.Д. Малеванский// Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений/ ВНИИЭГаз-пром.- 1968.- № 9.- С.31-34.

40. Глыбин А.М Ограничение притока подошвенной воды гидрофобными водонефтяными эмульсиями / А.М.Глыбин, А.В.Казакова// Нефтепромысловое дело .-1981.-№ 9. -С. 18-21.

41. Гусейнов Ф. А. Исследование устойчивости незамерзающей задавочно-промывочной жидкости/ Ф.А. Гусейнов// Нефтяное хозяйство.- 1992.- № 9.-С. 14-15.

42. Гутман Э.М. Влияние деформации стали 1Х18Н10Т на процесс питтин-гообоазования / Э;М. Гутман, Е.В. Будилова, Б.Ю. Лукин// Защита металлов. 1975.- Т.2, №6.- С.731-733.

43. Девятов Е.В. Температурный напряжения в обсадных колоннах геотер-малных скважин / Е.В. Девятов// Газовая промышленность.-1995. -№2.-С.29-32.

44. Егурцов Н.А. Методы выявления, причина, способ ликвидации газопроявлений в скважинах ПХГ/ Н.А. Егурцов// Транспорт и подземное хранение газа: экспресс- информ./ ВНИИгаз.- М.,1991.- Вып.2.-С. 10-1 3.

45. Ивачев A.M. Промывочные жидкости/ Ивачев A.M.- М.: Недра, 1975.-79с

46. Измайлов, Л.Б. Методы повышения долговечности обсадных колонн/ Л.Б. Измайлов. -М.: Недра, 1984.-181с.

47. Исмагилов, И. Ш. Применение латекса при ликвидации негерметичности колонн/И. Ш. Исмагилов, Б.М. Курочкин, В.В. Третьяков// Бурение: реф. науч.-техн. сб. / ВНИИОЭНГ. -1989.- № 2.- С.25-27.

48. Измайлов Л.Б Современные способы предупреждения повреждений обсадных колонн/ Л.Б. Измайлов.- М., 1978.- 39 е.- ( Бурение: обзор, ин-форм./ ВНИИОЭНГ)

49. Измайлов Л.Б Современные способы предупреждения повреждений обсадных колонн/ Л.Б. Измайлов.- М., 1978.- 39 е.- ( Бурение: обзор, ин-форм./ ВНИИОЭНГ)

50. Крамаренко Л. Е. Геохимическое и поисковое значение микроорганизмов подземных вод/ Л.Е. Крамаренко.- Л.: Недра, 1983. 181 с.

51. Каримов, Н.Х. Герметизация заколонного пространства скважин Н.Х. Каримов В.М. Петерев, Н.В. Губкин // Нефтяное хозяйство.-1980.-№2.- С. 51-52.

52. Киселев А.И.Прочностные свойства тампонажных материалов для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных колонн / А.И. Киселев, С.А. Рябконь // Строительство скважин на суше и на море.-1989.-№9.- С.5-8

53. Кисельман М.Л. Износ и защита обсадных колонн при глубоком бурении/ М.Л. Кисельман.- М.: Недра, 1976.-208с.

54. Кирпиченко, Б. И. Возможность исследований в период ликвидации заколонных перетоков / Б.И.Кирпиченко, А.А.Сержантов // Нефтяное хозяйство. -1983.- №5.- С.24-26.

55. Клещенко И.И. Изоляционные работы при закачивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко, А.В. Григорьев, А.П.Телков.- М.: Недра. 1998.-269 с.

56. Красильников А.А.О физическом состоянии стенок ствола скважины/

57. A.А. Красильников, В.И. Стрелков, Р.У. Маганов// Нефтяное хозяйство.-№10.- 1992.-С. 12-14.

58. Крылов Д.А. Влияние различных нагрузок в колонне на ее контакт с цементным кольцом / Д.А.Крылов, Г.Н. Волошко // Нефтяное хозяйство.-1991.-№ 12.-С. 8-11.

59. Курочкин Б.М. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов каучуковой крошкой/ Б.М. Курочкин// Газовая промышленность. 1997. - №7. - С. 18-20.

60. Куксов А.К. Установление и исследование некоторых факторов, предотвращающих заколонные проявления в начальный период ОЗЦ: Автореферат дисс. канд. техн.наук.- Грозный, 1972.- 22 с

61. Куксов А.К. Способ ликвидации газопроявлений в осложнённой ситуаций/ А.К. Куксов// Газовая промышленность. 1990. - №12.- С.43-46.

62. Кузнецов С.И. Методы изучения водных микроорганизмов/ С.И. Кузнецов, Г.А. Дубинина.- М.: Наука,1989. 288 с.

63. Липович Р.Н. Микробиологическая коррозия и методы ее предотвращения/ Р.Н. Липович, А.А. Гоник, К.Р.Низамов// Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности/ ВНИИОЭНГ.-1977.- С. 12-14.

64. Леонов Е.Г. Гидроэромеханика в бурении /Е.Г.Леонов, В.И. Исаев.- М.: Недра, 1987.-303 с.

65. Левченко И.А О ремонте обсадных колонн стальными пластырями в объединении Краснодарнефтегаз/ И.А. Левченко, М.Л. Кисельман,

66. B.С.Свиридов// Нефтепромысловое дело/ ВНИИОЭНГ.-1980.- Вып.З.1. C.8-10.

67. Люблинский Е.А Электрохимическая защита от коррозии/ Е.А. Люблинский .-М.: Металлургия, 1987.- 96 с.

68. Мамедов А.А. Предотвращение нарушений обсадных колонн/ А.А. Ма-медов. -М.: Недра, 1990. 240 с.

69. Мамедов А.А. Нарушение обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения/ А.А. Мамедов.- М.: Недра, 1974.200 с.

70. Малеванский В.Д. О повышении качества цементирования нефтяных и газовых скважин/ В.Д. Малеванский // Нефтяное хозяйство.- 1962.- № 10.- С. 18-22.

71. Мавлютов М. Р. Технология бурения глубоких скважин/ М. Р. Мавлю-тов.- М.: Недра, 1982.- 287 с.

72. Муслимов Р.Х. Ремонтно-изоляционные работы при добыче нефти/ Р.Х. Муслимов, В.А. Шумилов.- Казань: Таткнигоиздат, 1975.

73. Отрадных А. В. Способ ликвидации газопритоков в газонефтяных скважинах/ А.В. Отрадных// Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири/Труды СибНИИНП. Тюмень, 1983.- С.49-52.

74. Орлов Г.А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче/ Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко. М. : Недра, 1991.-224 с.

75. Пат. 2092673 Россия 6 Е21В29 10. Способ ремонта обсадной эксплуатационной колонны труб в скважине/ В.В. Ремизов, Г.Г. Жиденко, М.К. Тупысев,и др.;ГАНГ им. И.М. Губкина.- № 95112656/103; За-явл.20.07.1995; Опубл. 10.10.1997,Бюл.№ 28.

76. Пат. 2018629 Россия 5E21B33/13.33/12 Способ заканчивания скважин/ Г.И. Журавлев, Б.П. Ванявкин, Ф.А. Агзамов; Нижневолжский Научно-исследовательский институт геологии и геофизики.- №4878353/03; Заявл. 29.10.90; Опубл. 30.08.94, Бюл. №16.

77. Пат. 2081996 Россия 6E21B33/13 Способ цементирования обсадных колон/ Ф.А. Агзамов, Г.И. Журавлев, П.С. Шмелев, Н.Х. Каримов, К.А. Рахимов; Научно- производственное предприятие « Азимут». №94037352/03; Заявл. 28.09.94.; Опубл. 20.06.97, Бюл. №17.

78. Пат. 2068940 Россия 6Е21В29/10 Пластырь для ремонта обсадных колонн / А.Т. Ярыш, Н.И. Ташков, В.Г. Никиченко, M.JI. Кисельман. -№4869683/03; Заявл. 26.09.90; Опубл. 10.11.96, Бюл. №31.

79. Павельчак А.В.О некоторых причинах негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн/ А.В. Павельчак, А.Т. Кошелев, Г.А. Еремин // Труды ВНИИКРНефть, 1978. Вып. 8.-34 с.

80. Поляков В.Н. Технология и техника борьбы с поглощением при строительстве скважин/ В.Н. Поляков. М.Р. Мавлютов, J1.A. Алексеев. -Уфа: Китап, 1998.-192 с.

81. Прасолов В. А. Разобщение пластов в скважинах с помощью пакеров типа ПФМ/ В.А. Прасолов // Бурение: реф. науч.- техн. сб. / ВНИИО-ЭНГ. М., 1974.- Вып.З.-С.16-19.

82. Перегудов Л.И. Стабилизация эмульсии микроэмульсией/ Л.И. Перегудов// Коллоидный журнал.- 1979.- №3. -С. 5-34.

83. Ремизов В.В. Анализ качества цементирования скважин/ В.В. Ремизов// Газовая промышленность.- 1996.- № 12. -С.36-40.

84. Розанова Е.П. Микрофлора нефтяных месторождений/ Е.П. Розанова, С.И. Кузнецов.- М.: Наука, 1974.-198 с.

85. Розанова Е.Н. Сульфатвосстанавливающие бактерии/ Е.Н. Розанова, Т.Н. Мазина// Успехи микробиологии. 1989.- Вып. 23.- С.191-226.

86. Розенфельд И.Л. Ускоренные методы коррозионных испытаний металлов/ И.Л. Розенфельд, К.А. Жигалова.- М.: Металлургия, 1966.-347с.

87. РД 39-0147009-532-87. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1987.- 89 с.

88. Рудников В. Ф. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн внефтяных и газовых скважинах / В.Ф. Рудников, П.П. Макаренко, В.А. Юрьев. -М.: Недра, 1997.- 318с.

89. Рахимкулов Р.Ш. Крепление скважин эксплуатационными колоннами без цементирования нефтеносной части пластов/ Р.Ш. Рахимкулов // Газовая промышленность.- 1996.-№6.-С.10-13.

90. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах: избранные труды/ П.А. Ребиндер. -М.: Наука, 1987. -368 с.

91. Таубман А.Б. Стабилизация эмульсий твердыми эмульгаторами и коагу-ляционное структурообразование/ А.Б. Таубман, А.Ф. Корецкий// Успехи коллоидной химии.- 1973.-С.255-262.

92. Савиченко, В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти / В.П. Савиченко.- М.: Недра, 1977. 413 с.

93. Собанова О.Б. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин / О.Б. Собанова, Г.Б. Фридман, Ю.Н. Арефьев // Нефтепромысловое дело. 1996.- №6. -С. 1316.

94. Сайд И.А. Исследование негерметичности цементного кольца / И.А. Сайд// Проблемы нефти и газа: Тез. докл. III Конгресса нефтегазо-промышленников России. -Уфа, 2001. С. 92-93.

95. Сайд И.А. Сцепление цементного камня со стенкой скважины/ И.А. Сайд, Я. М. Аль-Сурури // Проблемы нефти и газа: тез. докл. III Конгресса нефтегазопромышленников России. -Уфа, 2001. С. 101-102.

96. Серенко И. А. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин/ И.А. Серенко. М.:Недра,1988.- 263 с.

97. Сид-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях/М.К. Сид-Рза.- Баку: Азернерш, 1963.- 265с.

98. Сидоров Н.А. Осложнения при бурении скважин / Н.А. Сидоров, Г.А. Ковтунов.- М.: Гостоптехиздат, 1959.- 200 с.

99. Сидоров В.А. Магнитоимпульсная дефектоскопия и толщинометрия колонн/ В.А. Сидоров // Газовая промышленность. 1996. - №10. - С.12.14.

100. Старковский А.В. Роль спирта в образовании микроэмульсий/ А.В. Старковский// Коллоидный журнал.- 1983.- №5.-С. 10-14.

101. Ю9.Титков Н.И. Возможные причины газопроявления при цементировании скважин / Н.И. Титков, А.И. Бережной, A.J1. Сельващук// Газовая промышленность,- 1986.- №1.-С. 18-20.

102. ПО.Тагиров, К.М. Технология и составы для устранения межколонных газопроявлений/ К.М. Тагиров // Газовая промышленность.- 1991. -№11.-С.24-25.

103. Ш.Уметбаев В. Г. Капитальный ремонт как средств экологического оздоровления фонда скважин / В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзлякова; БашНИ-ПИнефть. Уфа, 1995.-252 с.

104. Изоляция каналов перетока с низкой пропускной способностью для восстановления герметичности крепи скважин / С.В. Усов, А.В. Павель-чак, И.А. Серенко, А.Т. Кошелев // Бурение: реф. науч. техн. сб./ ВНИИОЭНГ.- 1981.-Вып.4.-С. 19-23.

105. Фролов А. А. Практика цементирования скважин на месторождениях Крайнего Севера/ А.А. Фролов, И.И. Белей.// Известия вузов. Нефть и газ.-2000.-№5.-С.47-52.

106. М.Хадиев Д. Н. Диагностика межколонных газопроявлений на Уренгой ском НГКМ / Д. Н. Хадиев// Наука и технология углеводородных дисперсных систем: материалы второго международного симпозиума.- Уфа: Реактив, 2000.- С. 118-119.

107. Харьков В. А. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин / В.А. Харьков.- М: Недра, 1969.- 176 с.

108. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой / С.Н. Хананов, Р.З. Саитгареев, С.А. Ка-шапов, И.А. Сагидуллин // Нефтяное хозяйство. -1997.- №6. -С. 18-20.

109. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения/ В.Г. Цейтлин// Бурение,- 1964.- №2.- С. 16-19.

110. Шихмамедов Н.Ш. Некоторые возможные причины межколонных газопроявлений в газовых скважинах / Н.Ш. Шихмамедов // Бурение газовых и морских нефтяных скважин: реф. информ.-М., 1981. С. 30-33.

111. Щукин Е.Д. Физико химические основы получения микроэмульсий/ Е.Д. Щукин// Коллоидный журнал.- 1983.- № 4. —С. 7-26.

112. Щукин Е. Д. Коллоидная химия/ Е.Д. Щукин, А.В. Перцов, Е.А. Амелина. М.: Высшая школа, 1992. -414 с.

113. Юсупов И. Г. Крепление нефтяных скважин органоминераль-ными композиционными материалами: Автореферат дисс. докт. техн. наук. Уфа, 1984.

114. Ягафарова Г.Г. Микробиологическая ликвидация загрязнений в почве и воде/ Г.Г. Ягафарова // Современные проблемы синтеза биологически активных веществ: тез. докл. респ. конф.- УФа, 1990. 24 с.

115. МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

116. Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

117. Уфимский государственный нефтяной технический университет

118. Россия, Республика Башкортостан, 450062 г. Уфа, ул. Космонавтов, 1 Тел. (3472) 42-03-70 1 Факс (3472) 43-14-19, 42-07-34htlp://www.rusoil.net, E-mail: info@rusoil.netна №от1. СПРАВКАt

119. О внедрении результатов диссертационной работы аспиранта УГНТУ АльСамави Ахмед Салех Сайд