Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методологии применения ремонтно-технологических жидкостей для условий месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методологии применения ремонтно-технологических жидкостей для условий месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции"

На правах рукописи

Смыков Юрий Викторович

РАЗРАБОТКА МЕТОДОЛОГИИ ПРИМЕНЕНИЯ РЕМОНТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ

ДЛЯ УСЛОВИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОЛГО-УРАЛЬСКОЙ НЕФТЯНОЙ ПРОВИНЦИИ

Специальность 25.00,17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень-2007 г

003065724

Работа выполнена в ЗАО «Троицкнефть»

Научный руководитель:

кандидат технических наук Халимов Рустам Хамисович

Официальные оппоненты:

доктор физико-математических наук, профессор

Федоров Константин Михайлович

кандидат химических наук, доцент

Харисов Ринат Ямиганнурович

Ведущая организация:

ООО «РН-УфаНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 5 октября 2007 г в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) по адресу 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 3 сентября 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.т.н., профессор

В.ИОвчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Большинство месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции находится на третьей и четвертой стадиях разработки, характеризующихся падающей добычей нефти и высокой обводненностью продукции. Структура запасов постоянно ухудшается в связи с выработкой наиболее продуктивных пластов и ростом доли низкопроницаемых объектов разработки с высоковязкими нефтями и сложной структурой порового пространства На многих залежах текущее пластовое давление достигло или даже стало меньше давления насыщения В указанных условиях возрастает роль использования «щадящих» технологий глушения и промывки скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов скважин Под «щадящими» понимаются такие способы глушения и промывки скважин, при которых не происходит снижение добывного потенциала, уменьшается период вывода скважин на режим

В настоящее время большинство нефтедобывающих предприятий отрасли применяют подобные технологии, однако во многих случаях это происходит не системно, без четкой привязки к горно-геологическим условиям, без должного научного обоснования применения химреагентов-добавок к ремонтно-технологическим жидкостям В результате происходит недобор нефти за счет появления дополнительных составляющих скин-эффекта, связанных с водной блокадой скважин и загрязнением призабойной зоны.

Особенно чувствительны к негативному воздействию ремонтно-технологических жидкостей на водной основе скважины в низкопроницаемых гидрофильных коллекторах в трещиновато-кавернозных карбонатных отложениях с пониженным пластовым давлением, а также в глинизированных аргиллит- и алевролитовых гранулярных отложениях

В связи с этим назрела необходимость системного обоснования применения различных составов и способов глушения скважин на месторождениях Урало-Поволжья, которые характеризуются исключительно большим разнообразием геолого-физических характеристик, фильтрационно-емкосгных свойств и термобарических условий

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности глушения и промывки скважин за счет совершенствования составов ремонтно-технологических жидкостей применительно к конкретным горно-геологическим условиям и состоянию разработки месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции.

Основные задачи исследования

1 Анализ современного состояния проблемы применения ремонтно-технологических жидкостей в зависимости от условий эксплуатации скважин

2. Изучение геолого-физических характеристик месторождений НГДУ «Ямашнефть» как модельных объектов месторождений Урало-Поволжья.

3. Системные лабораторные исследования стойкости химреагентов, приме няемых в качестве облагораживающих добавок к ремонтно-технологическим жщ костям, к термосолевой агрессии

4. Реологическое тестирование блокирующих жидкостей на основе ин-вертных эмульсий и дисперсий

5. Фильтрационные исследования по определению коэффициента восстановления проницаемости по нефти при моделировании процессов глушения и освоения скважин различными жидкостями на водной основе

6 Ранжирование протестированных реагентов по их эффективности и составление матрицы технологий глушения для условий месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции

7. Внедрение оптимизированных составов ремонтно-технологических жидкостей на месторождениях ЗАО «Троицкнефть» и НГДУ «Ямашнефть».

Методы исследований

Решение поставленных задач базируется на анализе научно-технической литературы и промысловых данных, а также на физико-химических, реологических и фильтрационных исследованиях ремонтно-технологических жидкостей в лабораторных условиях, максимально приближенных к эксплуатационным

Научная новизна работы

1 В сопоставимых условиях определена стойкость к термосолевой агрессии наиболее перспективных реагентов-добавок к ремонтно-технологическим жидкостям импортного и отечественного производства.

2 Проведено ранжирование гидрофобных эмульсионных растворов, используемых в качестве блокирующих жидкостей, по их реологическим характеристикам.

3 На основании системных фильтрационных исследований установлены коэффициенты восстановления проницаемости для ряда ремонтно-технологических жидкостей с добавками ПАВ различной природы в гидрофильных и гидрофобных терригенных и карбонатных коллекторах

4 Составлена матрица применения ремонтно-технологических жидкостей в горно-геологических условиях месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции

Основные защищаемые положения

1. Диапазоны рабочих концентраций ПАВ, применяемых в качестве добавок к ремонтно-технологическим жидкостям, устойчивых к термосолевой агрессии в условиях их применения

2 Рейтинг промышленных эмульгаторов, полученный на основе реологических характеристик эмульсий различной обводненности.

3. Коэффициенты восстановления проницаемости по нефти, полученные в сопоставимых условиях при моделировании глушения скважин жидкостями на водной основе с добавкой современных гидрофобизаторов отечественного и импортного производства.

4 Матрица применения составов ремонтно-технологических жидкостей в условиях месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Издано справочное пособие по физико-химическим, реологическим и фильтрационным характеристикам большинства промышленных ПАВ отечественного и импортного производства, применяемых в качестве добавок к ремонтно-технологическим жидкостям.

2 Построен узел приготовления технологических жидкостей, емкостное хозяйство которого было запроектировано с учетом результатов тестирования реагентов

3. Внедрён в нефтепромысловую практику системный подход к глушению и промывке скважин в различных горно-геологических условиях.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения пластов. Перспективы развития» (г. Геленджик, 2006 г.), III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» (Москва, 2007 г )

Публикации результатов и личный вклад автора

По результатам выполненных научных исследований опубликованы 6 печатных работ, в том числе тезисы 2 докладов на Всероссийской и Международной научно-практических конференциях.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач исследований, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, основных выводов и списка литературы из 78 наименований Работа изложена на 142 страницах машинописного текста и содержит 12 рис , 104 табл

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность, научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность диссертационной работы

В первой главе проведен анализ технико-технологических решений при глушении и промывке скважин, и сформулированы общие принципы выбора жидкостей глушения (ЖГ). Приведена их классификация Рассмотрены различные классы добавок, вводимых в ремонтно-технологические жидкости и ЖГ на водной основе для устранения отрицательных последствий глушения Определены цели и задачи разработки матрицы технологии глушения в зависимости от горно-геологических условий разрабатываемых объектов

Изучению этих проблем посвящены работы таких отечественных авторов, как Амиян В А, Андресон Б А, Булатов А.И, Вольтере А А, Глущенко В Н., Зозуля ГЛ., Мусабиров М.Х., Орлов Г.А., Поп Г.С., Рябоконь С А., Ша-дымухамедов С А , Шарипов А М., Хисамутдинов Н И , а также зарубежных ученых, как Амерен Н Г, Гассен Б.Р , Кинг Дж Е, Кригер Р.Ф., Фоксенберг У.Е.

Во второй главе представлена геолого-физическая характеристика месторождений ЗАО «Троицкнефть» и НГДУ «Ямашнефть» ОАО «Татнефть». Описаны физико-гидродинамические характеристики продуктивных пластов

В третьей главе приведены результаты лабораторного тестирования поверхностно-активных веществ (ПАВ) в качестве добавок к ремонтно-технологическим жидкостям Показано, что эффективность их применения определяется способностью снижать межфазное натяжение на границе раздела нефть-вода, нефть-порода, вода-порода, модифицировать поверхность порового пространства и отмывать отложения АСПВ Вместе с тем, высокая чувствительность ПАВ к повышенной температуре и солевому составу воды требует детального изучения их стойкости к термосолевой агрессии и знания физико-химических свойств ремонтно-технологических жидкостей с добавками ПАВ в условиях их применения

С целью выявления оптимальных по технико-экономическим показателям для приготовления ремонтно-технологических жидкостей и ЖГ, было проведено тестирование ПАВ отечественного (17 образцов) и импортного производства (22 образца)

Тестирование ПАВ на стойкость к термосолевой агрессии проводилось в концентрациях от 0,01 % до 2,0 % в диапазоне температур от 20 °С до 90 °С с шагом 10 °С в течение 24 часов Если по истечении указанного времени раствор сохранился прозрачным, ПАВ считался выдержавшим указанный тест Если на-

блюдалось выпадение осадка или помутнение раствора («высаливание»), результат считался отрицательным.

Для ПАВ, выдержавших первый тест, определяли поверхностное натяжение на границе водный раствор ПАВ - керосин при 20, 30 и 40 °С

На основании сравнительного тестирования установлены диапазоны концентраций ПАВ, устойчивых к термосолевой агрессии (таблица 1) Лучшими из отечественных моющих и смачивающих ПАВ оказались Нефтенол ВКС, Неф-тенол ВВД, Неонол АФ9-12, ПО-6К; гидрофобизаторы — Нефтенол К, ИВВ-1, Синол-Кам; деэмульгатор - Союз 1000.

Таблица 1 - Диапазоны концентраций ПАВ, устойчивых к термосолевой агрессии

ПАВ Минерализация воды, г/л Температура, t °С Диапазон концентраций, %

Нефтенол ВВД 15 20,-90 0,01-2,0

200 20-90 0,01-0,05

200 20-50 0,1-2,0

Нефтенол ВКС 15; 200 20-90 0,01-0,5

15 20-50 1,0-2,0

200 20-80 1,0-2,0

Нефтенол К 15 20-90 0,01-2,0

200 20-90 0,01-0,1

200 20-40 0,5-2,0

Неонол АФ9-12 15 20-90 0,01-2,0

200 20-50 0,01 -0,1

200 20-40 0,5-2,0

Гидрофобизатор ИВВ-1 15 20-90 0,01 -2,0

200 20-90 0,01 -1,0

200 20-60 1,5-2,0

Синол Кам 15 20-90 0,01-2,0

200 20-90 0,01-0,1

Союз 1000 15 20-40 0,01-0,05

200 20-90 0,01 - 0,1

ПО-6К 15, 200 20-90 0,01 0,1

8иг1упо1 БР-ПОБ 15 20-90 0,01

8ш1упо1 440 15, 200 20-90 0,01

Бигфпо! СТ-211 15; 200 20-90 0,01

Из импортных образцов 3 реагента - 8ш1упо1 ОР-1100, виНушЛ 440 и Биг-fyno] СТ-211 подтвердили наличие необходимых свойств, причем их рабочие концентрации оказались на порядок ниже, чем у отечественных

В четвертой главе приводятся результаты фильтрационного тестирования предварительно отобранных ПАВ на кернах с различной смачиваемостью.

При проведении фильтрационных тестов использовались естественные керны, характерные для продуктивных пластов месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции и Западной Сибири. Основной целью опытов было определение степени восстановления фильтрационных свойств пористой среды по отношению к нефти после ее вытеснения ЖГ с ПАВ.

Первая серия фильтрационных тестов была проведена на кернах поли-миктового песчаника пласта БСю Усть-Балыкского месторождения (табл. 2), имеющего ярко выраженный гидрофильный характер

Таблица 2 - Тестирование ЖГ на кернах полимиктового песчаника пласта БСШ Усть-Балыкского месторождения

№ опы та Проницаемость по возДуху, мД Проницаемость по нефти (фазовая) при связанной воде, мД Коэффициент восстановления проницаемости, Д.е Реагент

ДО воздействия после воздействия

1 129 56,0 15,2 0,27 Модельная ЖГ (р-1,17)

2 140 41,6 16,0 0,39 ЖГ, 0,5 % Нефтенола ВВД

3 140 49,2 12,1 0,25 ЖГ, 0,05 % Биг^по1485

4 146 36,8 4,6 0,12 ЖГ, 2% Нефтенола ВВД

5 135 36,1 25,8 0,72 ЖГ, 2 % Нефтенола К

6 131 38,4 13,8 0,36 ЖГ, 2 %ИВВ-1

7 124 20,0 12,4 0,62 ЖГ, 0,1 % 8иг£упо1 СТ-211

126 21,5 13,5 0,63 ЖГ, 0,1 % 8иг1упо1440

9 126 21,0 13,7 0,65 ЖГ, 0,01 % Бш^по! БР-ПОБ

Данный объект исследования был выбран с целью оценки потенциала добавок ПАВ в наиболее жёстких условиях — как по температуре, так и по гидро-фильности пористой среды. Как видно, необлагороженная ЖГ имеет коэффициент восстановления проницаемости в этих условиях всего 0,27, в то время как коэффициенты восстановления в опытах с водными растворами Биг1упо1 СТ-211 (0,62), Биг1упо1 440 (0,63), 8ифпо1 ОБ-11 ОБ (0,65) и Нефтенола К (0,72) достаточно высоки. Указанные ПАВ обладают лучшими гидрофобизирующими свойствами, а гидрофобизация поверхности пор, как известно, уменьшает количество защемленной в них воды и тем самым способствует более полному восстановлению фазовой проницаемости по нефти Наилучший результат получен для раствора Нефтенола К, который является модификатором поверхности, гидрофобизирующим породу, и эффективно снижает поверхностное натяжение.

Вторая серия фильтрационных экспериментов была проведена для преимущественно гидрофильных песчаников Д! Ромашкинского месторождения По сравнению с чисто гидрофильными полиминеральными песчаниками Усть-Балыкского месторождения, девонские песчаники менее гидрофильны, имеют участки с промежуточной смачиваемостью с преобладанием гидрофильной поверхности Такие коллектора относятся к преимущественно гидрофильным Из приведенных в таблице 3 данных видно, что коэффициент восстановления проницаемости по нефти после фильтрации ЖГ с добавками ПАВ увеличивается почти вдвое по сравнению с пластовой водой и достигает значений 0,79 - 0,93

Таблица 3 - Тестирование ЖГ на кернах песчаника пласта Д1 Ромашкинского месторождения

№ ОГ1Ы та Проницаемость по возДуху, мД Проницаемость по нефти (фазовая) при связанной воде, мД Коэффициент восстановления проницаемости, д.е Реагент

ДО воздействия после воздействия

1 167 145 71 0,49 ЖГ (р = 1,17)

2 155 116 91 0,79 ЖГ, 1 % Неонола АФд-12

3 173 143 119 0,83 ЖГ, 1 % МЛ-81Б

4 158 134 122 0,91 ЖГ, 1 % Нефтенола ввд

5 164 138 128 0,93 ЖГ, 1 % Нефтенола ВКС

Наибольшие значения коэффициента восстановления - 0,91 и 0,93 - были получены при использовании в качестве добавок к пластовой воде Нефтенола ВВД и Нефтенола ВКС соответственно. Необходимо отметить, что данные реагенты имеют гораздо меньшую стоимость по сравнению с Нефгенолом К Следовательно, в преимущественно гидрофильных коллекторах их использование более экономически целесообразно

Для сравнения с полученными результатами по гидрофильным коллекторам, следующая серия опытов проводилась с учетом условий гидрофобных тер-ригенных и карбонатных отложений - песчаника бобриковского горизонта Бг Дёмкинского месторождения и карбонатов башкирского яруса А» Архангельского месторождения (таблица 4).

Таблица 4 - Тестирование ЖГ на кернах гидрофобных песчаников пласта Б2 Дёмкинского месторождения и карбонатов пласта А4 Архангельского месторождения

№ опы та Проницаемость по возДуху. мД Проницаемость по нефти (фазовая) при связанной воде, мД Коэффициент восстановления проницаемости, д е. Реагент

ДО воздействия после воздействия

Архангельское месторождение

1 188 72 42 0,58 ЖГ(р=1,17)

2 1634 87 69 0,49 ЖГ, 1 % МЛ-81

3 145 46 39 0,85 ЖГ, 1 % Нефтенола ВВД

4 152 57 53 0,93 ЖГ, 1 % Нефтенола ВКС

5 150 62 43 0,69 ЖГ, 1 % Неонола АФ9-12

Дёмкинское месторождение

1 119,2 67,1 40,4 0,60 ЖГ(р=1,17)

2 134,8 61,1 29,7 0,49 ЖГ, МЛ-81

3 105,6 62,7 54,9 0,88 ЖГ, 2 % Нефтенола К

4 118,7 58,5 37,8 0,65 ЖГ, 2 % Нефтенола ВКС

5 112,8 49,0 41,3 0,84 ЖГ, 2 % Нефтенола ВВД

6 102,9 62,5 39,3 0,63 ЖГ, 2 % АФ9-12

Как видно из представленных данных, для карбонатов Архангельского месторождения лучший результат получен при использовании Нефтенола ВКС (Двосс = 0,93) и Нефтенола ВВД (Кеосс = 0,85). Для бобриковского песчаника Демкинского месторождения более эффективными оказались Нефтенол К (Кеосс = 0,88) и Нефтенол ВВД (Квосс = 0,84).

Фильтрационные тесты, выполненные на натурном керне с использованием пластовых флюидов, позволили определить наиболее эффективные ПАВ -добавки к воде, которые обеспечивают наибольшее восстановление проницаемости по нефти для гидрофильных, преимущественно гидрофильных и гидрофобных терригенных и карбонатных коллекторов после воздействия на них ре-монтно-технологическими жидкостями.

В пятой главе приводятся результаты тестирования промышленно-выпускаемых отечественных и импортных эмульгаторов, применяемых для получения гидрофобных эмульсионных реагентов (ГЭР) с заданными свойствами, которые используются для создания блокирующих пачек при глушении скважин в трещиновато-кавернозных коллекторах Необходимость проведения данных исследований была обусловлена тем, что для промышленных эмульгаторов в современных ТУ эксплуатационные характеристики либо вовсе не приводятся, либо указываются только данные по электропробою, которые лишь косвенно характеризуют стабильность эмульсии.

Существует ряд методов, позволяющих контролировать стабильность эмульсий и непосредственно определять их технологические параметры. Мы использовали наиболее удобный метод реологического тестирования, с помощью которого определяют такие важные показатели, как эффективная (кажущаяся) вязкость т|, напряжение сдвига х, предельное напряжение сдвига или начальную деформацию сдвига То

Реологическое тестирование ГЭР различных обводненностей было проведено на эмульсиях, полученных из нефти, отобранной на ДНС-1 НГДУ «Ямашнефть», раствора хлористого кальция и эмульгаторов ЯЛАН и Нефтенол НЗ (рис 1). В качестве базы сравнения использовался промышленно выпускаемый реагент Дисин М, который является инвертной дисперсией и применяется для глушения скважин

Эмульсия № 1. 47% (мае.) нефти; 50% (мае) раствора СаС12 (32%, р = 1,36 г/см3); 3 % (мае ) Нефтенола НЗ

Эмульсия № 2. 20 % (мае ) нефти, 73 % (мае ) воды (8 г/л); 3 % (мае.) раствора СаС12 32 %; 4 % (мае ) Нефтенола НЗ.

Эмульсия № 3. 47 % (мае.) нефти, 50 % (мае.) раствора СаС12 (32 %, р = 1,36 г/см3), 3 % (мае.) ЯЛАНа.

Эмульсия № 4. 20 % (мае ) нефти, 73 % (мае.) воды (р = 8 г/л); 3 % (мае ) раствора СаС12 (32 %, р = 1,36 г/см3), 4 % (мае ) ЯЛАНа.

Эмульсия № 5. Дисин М (товарная форма) - базовая эмульсия

Скорооть одвига, 1/в

—я—Эмульсия N81 (обв 50% сНефг НЗ)Эмульсия №2 (обв 80%,сНвфг НЗ)

Эмульсия №3(о6в 60%, о Яланом) —о—.Эмульсия №4 (обв В0%,оЯланом) —о— Эмульсия №5 (ДИСИН М)

Рис. 1- Вязкостные свойства эмульсий

Как видно из рис 1, наибольшей вязкостью обладает эмульсия № 1 (с Нефтенолом НЗ), а наименьшей - базовая эмульсия № 5 на основе заводского реагента ДИСИН М. Так, в диапазоне малых скоростей сдвига - от 21,5 до 107,5 с1 - эффективная вязкость эмульсии № 1 снижается от 4,42 до 2,01 Па с, в то время как для эмульсии № 5 — от 0,38 до 0,16 Па с.

Таблица 5 - Реологические параметры тестируемых эмульсий

Эмульсия Прямой ход Обратный ход

То к п г То к п г

Эмульсия № 1 53,6 2,7 0,88 0,99 7,7 19,8 0,54 0,99

Эмульсия № 2 19,1 1,3 0,93 0,99 7,6 7,0 0,64 0,99

Эмульсия № 3 1,8 0,4 0,98 0,99 0,8 1,5 0,74 0,99

Эмульсия № 4 5,8 13,3 0,55 0,99 8,2 13,4 0,55 0,99

Эмульсия № 5 6,5 0,04 1,21 0,99 0,2 0,2 0,96 0,99

В таблице 5 приводятся реологические параметры ГЭР - То, к, п, определенные по модели Гершеля-Еалклн (т = т0 + к )&"), где

к - консистентносТь (условный коэффициент пропорциональности), ц - структурная вязкость, п - показатель неньютоновости, То - предельное напряжение сдвига,

Г - коэффициент корреляции, который характеризует степень аппроксимации.

Т&— градиент скорости сдвига.

Сравнение реологических характеристик протестированных эмульсий также подтвердило высокие технологические параметры эмульсии № 1, полученной на основе Нефтенола ИЗ. В частности, значение т0 данной эмульсии при прямом ходе составило 53,6 Па'с, а при обратном - 7,7 Па'С соответственно. Применение ЯЛАНа более эффективно при 80 % обводненности.

Реологическое тестирование эмульсий на основе импортных реагентов показало, что использование эмульгаторов ЯиНупо! СТ-211, ТотасЫ 25-9 и ТотасЫ 23-1 является перспективным и рекомендуется для проведения опыт-но-промышленпых работ.

В шестой главе по результатам физико-химических, фильтрационных и реологических исследований, а также обобщения геолого-промысловых данных, была сформулирована матрица технологий глушения (рис. 2),

млп-нцл технологий глушкння

[ г рун пи

Твррнгтшй коллектор, смачнв ас м ость ¡ромежу точная

Терртешпй коллектор, гигрофильный

III груши

Ксрбоиаэмый коллектор, гидрофобный

Г«.МЛй Блок-11Мч»с« 1ЭР

Г алит, СЯ04 2. Теж. иод*

МЛ-81 МЛ-81

м^фппол ант 11ефтеиол ИКС

Нефтснол ВВД Нсфгемол ВИД

Т«Х, ЛОДЯ» гялпт, СаО), ГИДрофввх1ЛТЧ>р Н*фтсаолК

ГЭР

2. Те*. гнлро-фобимтор - Неф-теиод К

1, Клок^плпь'ч ГЭР

2. Тех. »ода, НсфгекадШСУ

Нефте идлВад

Рис. 2 - Матрица технологий глушения

При составлении матрицы выбор ПАВ осуществлялся как на основании данных тестирования, так и с учетом стоимостных показателей реагентов и их доступности. Таким образом учитывалось соотношение цены и качества реагента

С целью выбора соответствующего дизайна промысловых работ, объекты разработки были разделены на три группы

К I группе отнесено большинство терригенных объектов разработки, приуроченных к угленосным и девонским отложениям, глушение которых не связано с осложнениями Смачиваемость горной породы этих месторождений промежуточная.

Ко II группе отнесены низкопроницаемые терригенные девонские объекты, отличающиеся сильной чувствительностью к водной блокаде призабойной зоны Характер поверхности горной породы гидрофильный

В III группу включены объекты разработки, приуроченные к угленосным отложениям с карбонатными коллекторами трещиновато-порового типа Разработка таких залежей ведется либо в режиме истощения, либо с недостаточной компенсацией отбора закачкой При глушении и промывке таких скважин наблюдается повсеместное поглощение ремонтно-технологических жидкостей Поверхность порового пространства гидрофобная.

Далее каждая группа подразделяется еще на две подгруппы - с Рпл > Praap и с Рщ, < Рг„др. Для объектов с Рщ, < Prwp во всех случаях рекомендуется постановка блок-пачки на основе гидрофобной эмульсии (ГЭР) с использованием эмульгаторов Нефтенол НЗ или ЯЛАН.

Для гидрофильных объектов в качестве облагораживающих добавок ПАВ рекомендуется применять Нефтенол К, а для гидрофобных коллекторов и коллекторов с промежуточной смачиваемостью следует использовать более широкий спектр ПАВ - Нефтенол ВКС, Нефтенол ВВД и МЛ-81.

Для определения технологической эффективности разработанного подхода были проведены опытно-промышленные испытания облагороженной жидкости № 1, состоящей из пластовой воды (плотность 1,14-1,15 г/см3) с добавкой ПАВ - МЛ-81Б на скв 520 Сиреневского, скв 498 Ямашинского и скв 2046 Березовского месторождений, коллектора которых относятся к гидрофобным или имеющим промежуточную смачиваемость

Из результатов промысловых исследований следует, что ухудшения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) призабойной зоны после глушения и промывок скважин не произошло (табл 6).

После получения обнадеживающих данных по первым трем скважинам проводились расширенные испытания жидкостей №1, №2 и №3 Жидкость № 2 готовилась на пластовой воде с добавлением хлористого кальция (до плотности 1,36 г/см3) и 0,5 % Нефтенола К и предназначалась для гидрофильных объектов. Жидкость № 3 — обратная эмульсия на основе эмульгатора ЯЛАНа — использовалась в трещиноватых карбонатных коллекторах Указанные жидкости № 1, № 2 и № 3 испытывались в трехстах восьми, восьми и девяти скважи-

нах, соответственно (табл 7) При этом продуктивность скважин, на которых использовалась жидкость № 1, сохранилась в 95,1 % случаях. При использовании жидкостей № 2 и № 3 — в 100 % от общего количества скважин.

Таблица 6 — Результаты опытно-технологических работ

№ скважины Вид операции Коэффициент продуктивности, м3/сут-МПа

ДО после

498 глушение 0,0200 0,0206

2046 промывка 0,0379 0,0370

520 промывка 0,3131 0,3252

Таблица 7- Расширенные испытания ремонтно-технологических жидкостей

Тип ремонтно-технологической жидкости Общее количество ремонтов Количество успешных ремонтов, шт. Успешность, %

№ 1 308 293 95,1

№2 8 8 100

№3 9 9 100

По результатам проведенного тестирования и опытно-промышленных испытаний были выданы основные рекомендации по свойствам ремонтно-технологических жидкостей применительно к условиям месторождений, эксплуатирующихся ЗАО «Троицкнефть» и НГДУ «Ямашнефть». На основании этих рекомендаций было запроектировано и построено емкостное хозяйство узла приготовления технологических жидкостей (УПТЖ), принципиальная схема которой представлена на рис 3.

Принципиальная схема УПТЖ

10 Насос

12 Еиюсгк

ПйМНрМЮЙПЫМ

14 Нл^ос ^КДН

15 Нжизс ижяйрданатлй

16 АртМЛйР»«*** 414-11

17 #мко«»»1

1 Дй»уяизюр

3 Мг«П|ХК4ЧМ«1

4 ПАВ

5,6 распор

7 Кислого

6 Клмйлиздци* 9 МП-31

Рис. 3 - Принципиальная схема УПТЖ

В настоящее время все работы по проведению подземного и капитального ремонтов скважин проводятся с использованием ре м о нтн о-тех но логических жидкостей, приготовляемых на УПТЖ. В табл. 8 показано распределение применяемых ремонтно-технологичееких жидкостей по месторождениям за последние два года.

Таким образом, результаты опытно-технологических работ полностью подтвердили правильность выбранного подхода - адресного применения специальных облагороженных жидкостей глушения, промывочных жидкостей и ГЭР, которые позволяют сохранять коллекторские свойства призабойной зоны и обеспечивают работу скважин без снижения своего потенциала после проведения подземного и капитального ремонта

Таблица 8 — Распределение ЖГ и промывочных жидкостей по разрабатываемым месторождениям

Месторождение Количество скважин, на которых применялись ремонтно-технологические жидкости Общее количество скважин

Жидкость № 1 Жидкость №2 Жидкость №3

Архангельское 173 103 165 441

Березовское 68 28 76 172

Беркет-Ключевское 12 5 13 30

Екатериновское 23 5 8 36

Ерсубайкинское 106 26 146 278

Красногорское 37 0 28 65

Сиреневское 21 4 38 63

Тюгеевское 40 10 16 66

Шегурчинское 128 24 102 254

Ямашинское 95 53 141 289

Итого по НГДУ 703 258 733 1694

выводы

1 На основании проведенных физико-химических экспериментов (на стойкость к термосолевой агрессии) лучшими из протестированных отечественных ПАВ оказались моющие и смачиватели - Нефтенол ВКС, Нефтенол ВВД, Неонол АФв-12, ПО-6К, гидрофобизаторы - ИВВ-1, Нефтенол К, Синол-Кам; деэмульгатор - Союз 1000

Из числа импортных ПАВ лучшие результаты были получены при использовании Surfynol DF-110D, Surfynol 440, Surfynol СТ-211.

2. На основании системных фильтрационных исследований определены коэффициенты восстановления проницаемости по нефти пород-коллекторов различной фильности-фобности для ряда ремонтно-технологических жидкостей с добавками ПАВ Для гидрофильных коллекторов из отечественных реагентов наиболее эффективно проявил себя Нефтенол К, а из импортных - Surfynol DF-110D, Surfynol 440, Surfynol СТ-211. Для преимущественно гидрофильных коллекторов и коллекторов с промежуточной смачиваемостью экономически целесообразно использовать добавки Нефтенола ВВД, Нефтенола ВКС и МЛ-81Б. Для гидрофобных песчаников и карбонатов рекомендуются Нефтенол ВКС и Нефтенол ВВД.

3. Реологическое тестирование водонефтяных эмульсий различной обводненности, использующихся в качестве блокирующей пачки при проведении операции глушения в трещиновато-кавернозных коллекторах, показало, что лучшие технологические показатели обеспечивает применение эмульгатора Нефтенола НЗ для эмульсии 50 % обводнённости, а применение ЯЛАНа более эффективно при 80 % обводнённости Из числа импортных эмульгаторов наиболее перспективными являются Surfynol СТ-21, Tomadol 25-9 и Tomado! 23-1.

4. По результатам физико-химических, фильтрационных и реологических исследований, а также обобщения геолого-промысловых данных, сформулирована матрица технологий глушения для условий месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции.

5 Оптимизированные по результатам лабораторных исследований составы ремонтно-технологических жидкостей прошли расширенные испытания на 325 скважинах.

6. Согласно полученных в настоящей работе рекомендаций запроектирован и построен УПТЖ. Объем внедрения оптимизированных составов ремонтно-технологических жидкостей составил в настоящее время 1694 скважины.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Телин А.Г., Сингизова В.Х., Калимуллина Г.З., Смыков Ю.В., Халимов Р X Реологическое тестирование обратных эмульсий на основе отечественных эмульгаторов в качестве блокирующих жидкостей при глушении скважин У/ Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 12. - С. 42- 47.

2. Хакимов А.М, Макатров А.К, Караваев А Д., Телин А.Г., Смыков Ю.В., Халимов Р.Х., Курамшин Ю.Р. «Фильтрационное тестирование нового поколения поверхностно-активных веществ отечественного и зарубежного производства в качестве добавок к ремонтно-технологическим жидкостям при проведении подземных ремонтов и ОПЗ скважин в гидрофильных коллекторах И Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 12. - С. 48-53.

3 Маннапов Г.М, Хазимуратов Р.Х, Смыков Ю В., Сафуанова P.M. Опыт организации работ узла подготовки технологических жидкостей // Нефтепромысловое дело — 2006. - № 4. - С. 36-39.

4. Смыков В.В., Телин А Г., Смыков Ю.В., Сингизова В.Х., Кресгелева И.В., Вахитов Т.М. Стойкость ПАВ нового поколения отечественного и зарубежного производства к термосолевой агрессии // Спр пособие. - Уфа - 2005

5. Смыков Ю.В. Разработка и внедрение комплекса технологий щадящего глушения скважин // Тез. докл. Междун. научно-практ. конф. «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения пластов Перспективы развития». - Геленджик. - 2006.

6. Макатров А.К, Хакимов А.М, Караваев А.Д., Смыков Ю.В., Телин А Г. Лабораторное тестирование реагентов, используемых в качестве добавок к жидкостям глушения, в условиях гидрофильных коллекторов // Ш Всеросс. научно-практ конф. «Нефтепромысловая химия». —М. - 28.06.2007. - С. 114-115.

7. Смыков В.В., Халимов Р.Х., Волошин А.И., Ганиев ИМ., Телин А.Г. Вахитов М.Ф., Смыков Ю.В. Способ выбора скважин для проведения интенсификации воздействием растворителя // Патент №2268995. БИ № 3. - 2006.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Смыков, Юрий Викторович

ИСПОЛЬЗОВАННЫЕ СОКРАЩЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ ГЛУШЕНИИ И ПРОМЫВКЕ СКВАЖИН (ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР).

1.1 Общие принципы выбора ЖГ.

1.2 Виды ЖГ на водной основе.

1.2.1 Растворы на основе хлористого натрия.

1.2.2 Растворы на основе хлористого кальция.

1.2.3 Растворы на основе хлористого калия.

1.2.4 Растворы на основе карбоната калия.

1.2.5 Растворы на основе хлорида магния.

1.2.6 Растворы на основе сильвинитовой руды.

1.2.7 Инертные солевые растворы на основе хлорида аммония.

1.2.8 Растворы на основе карналлитовой руды.

1.2.9 Высокоплотные растворы на основе бромидов и синергетиче-ских смесей.

1.3 Осложнения, возникающие в ходе применения ЖГ на водной основе.

1.4 Добавки, вводимые в ЖГ на водной основе для устранения отрицательных последствий глушения скважин.

1.4Л Контроль поглощения ремонтно-технологических жидкостей с применением растворимых твердых частиц, создающих / временную корку

1.4.2 Полимерные загустители как добавки в ЖГ.

1.4.3 Ингибиторы набухания глин.

1.4.4 Ингибиторы коррозии.

1.4.5 Ингибиторы солеотложения.

1.4.6 Деэмульгаторы.

1.5 ЖГ на углеводородной основе.

1.6 ЖГ на основе пен.

1.7 Комбинированная технология глушения скважин.

1.7.1 Блокирующие составы на эмульсионной основе.

1.7.2 Блокирующие составы на водно-полимерной основе.

1.7.3 Многокомпонентные блокирующие составы.

1.8 Постановка задачи исследований.

2 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1 Геологическое строение месторождений.

2.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов.

2.3 Физико-химическая характеристика нефти.

2.4 Динамика изменений пластовых давлений при разработке залежей нефти.

3 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКОЕ ТЕСТИРОВАНИЕ РЕАГЕНТОВ -ДОБАВОК К РЕМОНТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ЖИДКОСТЯМ

3.1 Тестирование ПАВ отечественного производства.

3.2 Тестирование импортных ПАВ.

4 ФИЛЬТРАЦИОННОЕ ТЕСТИРОВАНИЕ.

4.1 Описание фильтрационной установки.

4.2 Методика проведения экспериментов.

4.3 Фильтрационные тесты на гидрофильных песчаниках. Результаты опытов и их обсуждение.

4.4 Фильтрационные тесты на гидрофобных образцах терригенных и карбонатных отложений.

5 РЕОЛОГИЧЕСКОЕ ТЕСТИРОВАНИЕ БЛОКИРУЮЩИХ ЖИДКОСТЕЙ.

5.1 Реологическое тестирование водонефтяных эмульсий, стабилизированных отечественными ПАВ.

5.2 Реологическое тестирование импортных ПАВ.

6 РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ОПТИМИЗИРОВАННЫХ СОСТАВОВ РЕМОНТНО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ.

6.1 Проведение опытно-технологических работ с использованием ГЭР и специальных ЖГ.

6.2 Разработка и внедрение комплекса технологий щадящего глушения скважин.

ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методологии применения ремонтно-технологических жидкостей для условий месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции"

Актуальность проблемы

Большинство месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции находится на третьей и четвертой стадиях разработки, характеризующихся падающей добычей нефти и высокой обводненностью продукции. Структура запасов постоянно ухудшается в связи с выработкой наиболее продуктивных пластов и ростом доли низкопроницаемых объектов разработки с высоковязкими нефтями и сложной структурой порового пространства. На многих залежах текущее пластовое давление достигло или даже стало меньше давления насыщения. В указанных условиях возрастает роль использования «щадящих» технологий глушения и промывки скважин при проведении подземных и капитальных ремонтов скважин. Под «щадящими» понимаются такие способы глушения и промывки скважин, при которых не происходит снижение добывного потенциала, уменьшается период вывода скважин на режим.

В настоящее время большинство нефтедобывающих предприятий отрасли применяют подобные технологии, однако во многих случаях это происходит не системно, без четкой привязки к горно-геологическим условиям, без должного научного обоснования применения химреагентов-добавок к ремонтно-технологическим жидкостям. В результате происходит недобор нефти за счет появления дополнительных составляющих скин-эффекта, связанных с водной блокадой скважин и загрязнением призабойной зоны.

Особенно чувствительны к негативному воздействию ремонтно-технологических жидкостей на водной основе скважины в низкопроницаемых гидрофильных коллекторах в трещиновато-кавернозных карбонатных отложениях с пониженным пластовым давлением, а также в глинизированных аргиллит- и алевролитовых гранулярных отложениях.

В связи с этим назрела необходимость системного обоснования применения различных составов и способов глушения скважин на месторождениях Урало-Поволжья, которые характеризуются исключительно большим разнообразием геолого-физических характеристик, фильтрационно-емкостных свойств и термобарических условий.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности глушения и промывки скважин за счет совершенствования составов ремонтно-технологических жидкостей применительно к конкретным горно-геологическим условиям и состоянию разработки месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции.

Основные задачи исследования

1. Анализ современного состояния проблемы применения ремонтно-технологических жидкостей в зависимости от условий эксплуатации скважин.

2. Изучение геолого-физических характеристик месторождений НГДУ «Ямашнефть» как модельных объектов месторождений Урало-Поволжья.

3. Системные лабораторные исследования стойкости к термосолевой агрессии химреагентов, применяемых в качестве облагораживающих добавок к ремонтно-технологическим жидкостям.

4. Реологическое тестирование блокирующих жидкостей на основе ин-вертных эмульсий и дисперсий.

5. Фильтрационные исследования по определению коэффициента восстановления проницаемости по нефти при моделировании процессов глушения и освоения скважин различными жидкостями на водной основе.

6. Ранжирование протестированных реагентов по их эффективности и составление матрицы технологий глушения для условий месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции.

7. Внедрение оптимизированных составов ремонтно-технологических жидкостей на месторождениях ЗАО «Троицкнефть» и НГДУ «Ямашнефть».

Методы исследований

Решение поставленных задач базируется на анализе научно-технической литературы, анализе промысловых данных, физико-химических, реологических и фильтрационных исследованиях ремонтно-технологических жидкостей в лабораторных условиях, максимально приближенных к эксплуатационным.

Научная новизна работы

1. В сопоставимых условиях определена стойкость к термосолевой агрессии наиболее перспективных реагентов-добавок к ремонтно-технологическим жидкостям импортного и отечественного производства.

2. Проведено ранжирование гидрофобных эмульсионных растворов, используемых в качестве блокирующих жидкостей, по их реологическим характеристикам.

3. На основании системных фильтрационных исследований установлены коэффициенты восстановления проницаемости для ряда ремонтно-технологических жидкостей с добавками ПАВ различной природы в гидрофильных и гидрофобных терригенных и карбонатных коллекторах.

4. Составлена матрица применения ремонтно-технологических жидкостей в горно-геологических условиях месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции.

Основные защищаемые положения

1. Диапазоны рабочих концентраций ПАВ, применяемых в качестве добавок к ремонтно-технологическим жидкостям, устойчивых к термосолевой агрессии в условиях их применения.

2. Рейтинг промышленных эмульгаторов, полученный на основе реологических характеристик эмульсий различной обводненности.

3. Коэффициенты восстановления проницаемости по нефти, полученные в сопоставимых условиях при моделировании глушения скважин жидкостями на водной основе с добавкой современных гидрофобизаторов отечественного и импортного производства.

4. Матрица применения составов ремонтно-технологических жидкостей в условиях месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Издано справочное пособие по физико-химическим, реологическим и фильтрационным характеристикам большинства промышленных ПАВ отечественного и импортного производства, применяемых в качестве добавок к ре-монтно-технологическим жидкостям.

2. Построен узел приготовления технологических жидкостей, емкостное хозяйство которого было запроектировано с учетом результатов тестирования реагентов.

3. Внедрён в нефтепромысловую практику системный подход к глушению и промывке скважин в различных горно-геологических условиях.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Смыков, Юрий Викторович

выводы

1. На основании проведенных физико-химических экспериментов (на стойкость к термосолевой агрессии) лучшими из протестированных отечественных ПАВ оказались моющие средства и смачиватели - Нефтенол ВКС, Нефтенол ВВД, Неонол АФр-12, ПО-6К; гидрофобизаторы - ИВВ-1, Нефтенол К, Синол Кам; деэмульгатор - Союз 1000.

Из числа импортных ПАВ лучшие результаты были получены при использовании Surfynol DF-110D, Surfynol 440, Surfynol СТ-211.

2. На основании системных фильтрационных исследований определены коэффициенты восстановления проницаемости по нефти пород-коллекторов различной фильности-фобности для ряда ремонтно-технологических жидкостей с добавками ПАВ. Для гидрофильных коллекторов из отечественных реагентов наиболее эффективно проявил себя Нефтенол К, а из импортных - Surfynol DF-110D, Surfynol 440, Surfynol СТ-211. Для преимущественно гидрофильных коллекторов и коллекторов с промежуточной смачиваемостью экономически целесообразно использовать добавки Нефтенола ВВД, Нефтенола ВКС и МЛ-81Б. Для гидрофобных песчаников и карбонатов рекомендуются Нефтенол ВКС и Нефтенол ВВД.

3. Реологическое тестирование водонефтяных эмульсий различной обводненности, использующихся в качестве блокирующей пачки при проведении операции глушения в трещиновато-кавернозных коллекторах, показало, что лучшие технологические показатели обеспечивает применение эмульгатора Нефтенола НЗ для эмульсии 50 % обводнённости, а применение ЯЛАНа более эффективно при 80 % обводнённости. Из числа импортных эмульгаторов наиболее перспективными являются Surfynol СТ-21, Tomadol 25-9 и Tomadol 23-1.

4. В результате анализа проведенного комплекса физико-химических, фильтрационных и реологических исследований, а также обобщения геолого-промысловых данных, была сформулирована матрица технологий глушения для условий месторождений Волго-Уральской нефтяной провинции.

5. Оптимизированные по результатам лабораторных исследований составы ремонтно-технологических жидкостей прошли расширенные испытания на 325 скважинах.

6. Согласно полученных в настоящей работе рекомендаций запроектирован и построен УПТЖ. Объем внедрения оптимизированных составов ремонтно-технологических жидкостей составил в настоящее время 1694 скважины.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Смыков, Юрий Викторович, Тюмень

1. Шадымухамедов, С. А. Справочное пособие для операторов по химической обработке скважин / С. А. Шадымухамедов. - Пермь : Электронные издательские системы, 2005. - 322 с.

2. Рябоконь, С. А. Утяжелители для буровых растворов и технологии их применения / С. А. Рябоконь. -М.: Недра, 1981. 240 с.

3. Рябоконь, С. А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин / С. А. Рябоконь Краснодар.: ОАО НПО «Бурение», 2006. - 264 с.

4. Токунов, В. И. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы / В. И. Токунов, И. Б. Хейфец. М.: Недра, 1983. - 167 с.

5. Орлов, Г. А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г. А. Орлов, М. Ш. Кендис, В. Н. Глущенко. -М.: Недра, 1991. 250 с.

6. Зарипов, С. 3. Применение жидкостей для задавливания скважин при их ремонте / С. 3. Зарипов, Л. И. ИГвейнцвет, В. И. Мердяшев // Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. (Сер. «Нефтепромысловое дело». - М. -1981).

7. Орлов, Г. А. Использование обратных эмульсий в добыче нефти / Г. А. Орлов, М. Ш. Кендис, В. Н. Глущенко, Б. А. Лермон // Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. (Сер. «Нефтепромысловое дело». -М. -1981. - Вып. 6. - 48 е.).

8. Инструкция по приготовлению и регулированию параметров жидкости глушения на основе обратной эмульсии стабилизированными полиакрила-мидами. Бугульма : ТатНИПИнефть, 1980. - 15 с.

9. РД 39-0148576-016-ВНИИ-86. Инструкция по технологии призабойной зоны пласта в процессе подземного ремонта скважин. Бугульма, 1986.

10. РД 39-0147009-713-88. Технология приготовления, применения, очистки и регенерации тяжелых рассолов при заканчивании скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. Краснодар, 1988.

11. РД 39Р-0148463-0020-89. Инструкция по технологии приготовления и применения обратных эмульсий на основе тяжелых жидкостей для глушения и перфорации скважин.-Тюмень, 1989.

12. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. -Краснодар, 1997.

13. Временный регламент по проведению комбинированного глушения скважин с использованием буферной жидкости на основе гидрофобного эмульсионного состава на месторождениях ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз». Уфа, 2000.

14. Положение № 16-ЮН-С02-03. Технические требования и организация работ по глушению скважин : версия 1 : ввод, в действие с 10.11.05. Нефтеюганск : ОАО «Юганскнефтегаз», 2005.

15. Технологический регламент на процессы приготовления жидкостей глушения на растворных узлах ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтеюганск, 2004.

16. Шадымухамедов, С. Развитие работ по улучшению качества глушения скважин в НК «ЮКОС» / С. Шадымухамедов, А. Куликов. // Научно-техн. вестник ЮКОС. 2003. - № 7. - С. 30-32.

17. Горбунов, А. Т. Некоторые важные аспекты применения растворов для глушения скважин / А. Т. Горбунов, Э. Ю. Тропин, В. К. Бочкарев // Интервал. 2002. - № 10. - С. 70-76.

18. Пат. 2188843 РФ, МПК7 С09К7/06. Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин / ЗАО "Полином". опубл. 10.09.02.

19. Эванс, Б. Выбор солевых растворов и реагентов для стабилизации глин в целях предотвращения повреждения продуктивного пласта / Б. Эванс, Али Сиед // Нефтепромысловое дело. 1997. - Вып. 11. - С. 26-34.

20. Булыгин, Д. В. Геология и имитация разработки залежей нефти / Д. В. Булыгин, В. Я. Булыгин. М.: Недра, 1966. - 382 с.

21. Вольтере, А. А. Ингибирующие свойства жидкости глушения плотностью до 1600 кг/м3 без твердой фазы / А. А. Вольтере, С. А. Рябоконь // Труды / ВНИИКР-Нефть, 1986.-С. 174-176.

22. Рябоконь, С. А. Применение задавочных жидкостей повышенной плотности без твердой фазы при ремонте скважин механизированного фонда / С. А. Рябоконь, А. А. Вольтере, Ю. Н. Вершин, Ю. Г. Зайцев // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 4. с. 76-79.

23. РД 39-014-7009-6.030-86. Инструкция по технологии приготовления и применения жидкости плотности до 1600 кг/м3 в условиях Западной Сибири. -Краснодар : ВНИИКР нефть, 1986. - 31 с.

24. Разработка рецептур жидкостей глушения скважин для месторождений ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз : отчет о НИР / Уф. филиал ООО «Юганск-НИПИнефть». Уфа, 2000. - № 996/Д от 25.07.2000 г.

25. Сучков, Б. М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов / Б. М.Сучков. Москва-Ижевск : НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005.-688 с.

26. Чернышев, А. В. Результаты использования инертных солевых растворов при глушении скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири / А. В. Чернышев, В. В. Мазаев, Д. Б. Кривошеев, С. П. Хлебников // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 8. - С. 90-93.

27. Поп, Г. С. Глушение скважин в условиях снижающегося пластового давления на месторождениях Западной Сибири / Г. С. Поп, В. М. Кучеровский, А. С. Зотов, JI. Ю. Бодачевская // Нефтепромысловое дело. 2002. - № 11. -С. 26-29.

28. Гусейнов, Ф. А. Метод определения степени загрязненности газового пласта / Ф. А. Гусейнов, А. И. Расулов // Науч.-техн. достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. М. - 1990. -Вып. 3.-С. 21-26.

29. Корли, У. Т. Растворы, не содержащие твердой фазы для заканчива-ния и ремонта скважин / У. Т. Корли, Дж. Т. Паттон // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1984. - № 11. - С. 17-22.

30. Fluid-loss control through the use of a liguid-thickened Completion and workover brine. / J. E. Hudson, M. D. Coffey, C. W. Saner, A. S. Ject // Journal of Petroleum Technology. October, 1983.

31. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллектор-ские свойства пласта // Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. (Сер. «Нефтепромысловое дело». - М. - 1989. - Вып. 19. - С. 32-34.

32. Андресон, Б. А. Жидкости для глушения скважин на основе полиак-риламида / Б. А. Андресон, А. У. Шарипов, К. JI. Минхайров // Обзор, информ. / РНТС. (Сер. "Нефтепромысловое дело". - М. - 1976. - Вып. 8).

33. Андресон, Б. А. Полимерные жидкости для глушения скважин / Б. А. Андресон, К. JI. Минхайров // Информационный листок № 228 / БЦНТИ. Уфа. - 1978.

34. Пат. 2139424 РФ. Состав и способ приготовления реагента для сшивки растворов полисахаридов / Магадова JI.A. и др. опубл. 10.10.99, Бюл. № 28.

35. Пат. 2173772 РФ. Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта / Магадова JI.A. и др. опубл. 20.09.01, Бюл. № 26.

36. Реагенты для повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений : реклам, проспект / ХИМЕКО-ГАНГ. М. - 2002. - 31 с.

37. Крянев, Д. Ю. Повышение нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири / Д. Ю. Крянев, А. А. Чистяков, Н. Ю. Елисеев, Р. С. Мага-дов. М.: ВНИИнефть. - 1998.-40 с.

38. Амиян, В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В. А. Ами-ян, Н. П. Васильева. М.: Недра, 1972. - 335 с.

39. Васильев, В. К. Поверхностно-активные вещества для образования пен, используемых в нефтегазодобыче / В. К. Васильев, Т. И. Быкова, Л. М. Савостьянова, О. М. Головушкина // Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. (Сер. «Нефтепромысловое дело». - М. - 1976).

40. Лимановский, В. М. Исследование эффективности действия комплек-сонов на буровые растворы / В. М. Лимановский, Н. А. Масюкова, С. А. Гарьян и др. // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 12. - С. 17-19.

41. Кристиан, М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. М.: Недра, 1985.

42. Кузьмин, Ю. И. Влияние буровых растворов и их ингредиентов на окружающую среду в условиях Крайнего Севера / Ю. И. Кузьмин, В. С. Войтенко, Ю. А. Братишко // Нефтяное хоз-во. 1983. - № 12. - С. 53-55.

43. Шарипов, А. М. Пенообразующие жидкости для глушения и освоения скважин / А. М. Шарипов, X. Ш. Сабиров, Т. Г. Кутлубаев и др. // Нефтяная и газовая промышленность. 1983. - №1. - С. 38-41.

44. Булатов, А. И. Теория и практика заканчивания скважин / А. И. Булатов, П. П. Макаренко, В. Ф. Будников, Ю. М. Басарыгин; под ред. Булатова А. И. М.: Недра. - 1998. - Т. 5. - С. 181-242.

45. Орлов, Г. А. Технология глушения скважин с использованием обратной эмульсии и минерализованной воды / Г. А. Орлов, М. X. Мусабиров, Я. И. Сулейманов // Нефтяное хозяйство. 1992. - № 8. - С. 43-44.

46. Куликов, А. Н. Разработка и применение новых составов для глушения скважин на месторождениях НК «ЮКОС» / А. Н. Куликов, Т. А. Исмаги-лов, С. А. Шадымухамедов, А. Г. Телин // Вестник инжинирингового центра. -2002,-№4.-С. 52-55.

47. Поп, Г. С. Глушение скважин с предварительным блокированием продуктивных пластов дисперсными системами / Г. С. Поп, А. В. Бачериков. М., 1992. - 30 с. // Обзор, информ. / ВНИИЭгазпром. - (Сер. «Бурение газовых и га-зоконденсатных скважин»).

48. Куликов, А. Н. Применение инвертной дисперсии «Дисин» для глушения поглощающих скважин после проведения гидроразрыва пласта / А. Н. Куликов, Т. А. Исмагилов, А. Г. Телин, А. М. Хакимов // Башкирский химический журнал. 2001. - Т.8. - № 3. - С. 73-75.

49. Растворы для заканчивания и ремонта скважины // Экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. (Сер. «Бурение: Зарубежный опыт». - 1985. - Вып. 10. - С. 1215).

50. Токунов, В. И. Глушение скважин загущенной нефтью / В. И. Току-нов, И. В. Хейфец, Г. П. Хотулев и др. // Нефтяная и газовая промышленность. 1983. -№ 1.-С. 37-38.

51. А.с. 1629308 СССР, МКИ5 С09 К 7/02. Инвертная эмульсия для глушения и заканчивания скважин / Поп Г. С., Гловати О. JL, Гереш П. А. и др. (СССР).

52. Создание товарной формы химреагентов и организация их долгосрочных поставок в ПО «Юганскнефтегаз» : отчет о НИР / МГП «Нефтегазтехноло-гия» ; рук. Ежов М.Б., Теняков В.А. Уфа, 1991. - С. 39.

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

54. Бояркин, А. А. Технологические жидкости для консервации скважин / А. А. Бояркин // В кн. «Технология и материалы для бурения и ремонта нефтяных и газовых скважин» : сб. науч. тр. Вып. 2. - Краснодар : НПО «Бурение». - 1999.-С. 179-185.

55. Королев, И. П. Опыт и перспективы использования обратных эмульсий для глушения скважин / И. П. Королев, В. Н. Глущенко, М. Ш. Кендис, А. Г. Орлов // Нефтяное хозяйство 1986. - № 10. - С. 59-62.

56. Лезов, Г. О. Технология комбинированного глушения и вторичного вскрытия нефтяных скважин с использованием инвертной дисперсии «ДИ-СИН» / Г. О. Лезов, В. И. Яшин, Т. А. Исмагилов, А. Г. Телин и др. // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 2. - С. 48-51.

57. Шадымухамедов, С. Химизационный сервис / С. Шадымухамедов // Научно-технический вестник ЮКОС. 2002. - № 4. - С. 3-6.

58. Шадымухамедов, С. Установка по приготовлению рабочих растворов реагентов / С. Шадымухамедов, М. Головин, А. Егунов // Научно-технический вестник ЮКОС. 2002. - № 5. - С. 43-45.

59. Пат. 2039075 РФ, МКИ6 С 09 К 7/06. Реагент для инвертных эмульсионных растворов / Поп Г. С., Бачериков А. В., Нагирняк И.П. и др. ; заявл. 18.06.90 ; опубл. 09.07.95, Бюл. № 19.

60. ОСТ 38.01197-80. Нефти СССР. Технологическая индексация.

61. OCT 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М.: Миннефтепром, 1986. - 16 с.

62. Хисамутдинов, Н. И. Разработка нефтяных месторождений / Н. И. Хи-самутдинов, М. М. Хасанов, А. Г. Телин и др. // М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т.1. -240 с.

63. Сургучев, M.JT. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М. JT. Сургучев // М.: Недра, 1985. 380 с.

64. Особенности течения высококонцентрированных обратных водонефтяных эмульсий в трещинах и пористых средах / А. Ахметов, А. Телин, В. Глу-хов и др. // Технологии ТЭК. Нефть и капитал. 2003. - № 4. - С. 54-58.

65. Технологии обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин / М. X. Мусабиров М. : ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. - 224 с.

66. Физическое моделирование фильтрации водонефтяных эмульсий в пористой среде / А. Ахметов, Т. Михальчук, А. Решетников и др. // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. 2002. - № 4. - С. 25-31.

67. Шрам, Г. Основы практической реологии и реометрии / Г. Шрам ; пер. с англ. И. А. Лавыгина ; под ред. В. Г. Куличихина. М.: Колос, 2003. - 312 с.