Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях

Перейма, Алла Алексеевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях"

На правах рукописи

иио!47'0524

ПЕРЕИМА Алла Алексеевна

РАЗРАБОТКА ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

2 ' Ш 2009

Краснодар - 2009

003470524

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов» (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

Научный консультант доктор технических наук, профессор

Гасумов Рамиз Алиджавад оглы

Официальные оппоненты: Заслуженный деятель науки РФ,

доктор технических наук, профессор Агзамов Фарит Акрамович

доктор технических наук, профессор Рябченко Владимир Ильич

доктор технических наук, профессор Третьяк Александр Яковлевич

Ведущее предприятие: ООО «Бургаз» ф. «Кубаньбургаз»

Защита состоится « 26 » июня 2009 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета Д 222.019.01 при ОАО «Научно-производственное объединение (НПО) «Бурение» по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПО «Бурение».

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять ученому секретарю диссертационного совета по указанному выше адресу.

Автореферат разослан « // » мая 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук (Ьф^&ЬЛ.И. Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Ускорение технического прогресса и экономики Российской Федерации в значительной степени зависит от темпов развития газовой промышленности, являющейся одной из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса страны.

Обеспечение роста добычи газа зависит как от сокращения сроков разведки и освоения новых месторождений, так и от более полного использования эксплуатационного фонда скважин месторождений, находящихся в разработке.

Вовлечение в разработку новых месторождений, в том числе со специфическими условиями заканчивания скважин: АВПД, наличие в газе сероводорода (таких в РФ открыто 162), - где цементирование скважин сопровождается осложнениями, требует разработки новых тампонажных материалов и растворов с соответствующими этим условиям свойствами.

Очевиден тот факт, что обеспечение надежного изоляционного комплекса скважин с наличием в продукции сероводорода представляет определенные трудности из-за его чрезвычайно агрессивного влияния как на цементный камень, так и металл обсадных труб, с поверхностью которых газ взаимодействует из-за некачественного цементирования или проникновения в результате капиллярно-пористой структуры цементного кольца.

Ассортимент коррозионно-стойких в сероводородных средах цементов и тампонажных растворов невелик, исчерпывается несколькими видами. При этом повышение сероводородостойкости цементного камня путем введения кольмати-рующих добавок и снижения за счет этого его проницаемости не решает проблемы качественного крепления скважин, поскольку со временем цементный камень под действием сероводорода разрушается, и особенно быстро при таком его высоком содержании в газе, как на Астраханском ГКМ (до 25 об. %). В связи с этим вопрос разработки коррозионностойких тампонажных материалов остается весьма актуальным.

Применение коррозионно-стойких тампонажных материалов при цементировании скважин является лишь частью решения проблемы повышения надежности крепи, так как коррозионно-стойкий цементный камень, представленный низкоосновными продуктами твердения и имеющий пониженное значение рН поровой жидкости, не обеспечивает устойчивого состояния металлоконструкций при действии сероводорода. Поэтому особую актуальность представляет комплексное решение задачи: получение цементного кольца повышенной коррозионной стойкости и одновременное обеспечение эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии.

Отсутствие надежных методов коррозионных испытаний цементного камня в сероводородных средах требует разработки устройств и способов оценки его устойчивости с учетом термобарических условий скважин.

При строительстве газовых и газоконденсатных скважин нерешенной остается задача качественного разобщения пластов на многих месторождениях и ПХГ, наиболее распространенным осложнением в которых являются заколонные флюи-

допроявления. Практика показывает, что одной из основных причин этого является применение тампонажных растворов, технологические свойства которых не удовлетворяют условиям крепления скважин. Поэтому модифицирование тампонажных растворов физико-химическими методами является перспективным направлением.

Учитывая важность работ по повышению эффективности разработки истощенных месторождений, направленных на максимальное извлечение углеводородного сырья и увеличение конечного коэффициента газоконденсатоотдачи месторождений, чрезвычайно актуальной является задача повышения качества ремонтных работ газовых и газоконденсатных скважин. Так как большинство месторождений находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся АНПД и обводнением скважин, важным направлением повышения качества ре-монтно-восстановительных работ (РВР) таких скважин является применение технологических жидкостей, минимально воздействующих на продуктивный пласт и способствующих сохранению его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Целью работы является повышение качества заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях путем применения тампонажных материалов и технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличение производительности скважин.

В соответствии с поставленной целью решались следующие основные задачи;

1. Оценка влияния технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов.

2. Изучение влияния сероводорода на крепь скважины.

3. Разработка методов коррозионных испытаний и исследование сероводоро-достойкости тампонажных цементов.

4. Разработка коррозионно-стойких тампонажных материалов и ингибированных цементных растворов для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии.

5. Разработка комплексных реагентов и модифицированных тампонажных растворов для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

6. Разработка блокирующих жидкостей с наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД.

Методы исследований основаны на анализе и обобщении промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемым проблемам и на результатах собственных экспериментальных, стендовых, промысловых и аналитических исследований с использованием современных приборов и оборудования, в том числе и специально созданного, а также математических методов и моделирования на ЭВМ.

Йаучная новизна

1. Обоснованы и разработаны методики коррозионных испытаний цементного камня, позволяющие оценить его активность к сероводороду и обеспечивающие проведение исследований в условиях, близких к скважинным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды.

2. Установлено, повышенная коррозионная стойкость к сероводороду тампонажных материалов на основе никелевого шлака и циклонной пыли-уноса обу-

словлена образованием при их твердении термодинамически устойчивых в кислых средах низкоосновных продуктов гидратации.

3. Теоретически обоснована и экспериментально установлена эффективность применения ингибиторов на основе отходов производства морфолина для повышения сероводородостойкости цементного камня и одновременной защиты поверхности обсадных колонн от сероводородной коррозии, обусловленная термостойкостью ингибиторов, их сорбционной способностью и химической совместимостью со щелочной средой тампонажных растворов.

4. Определено, что модифицированные комплексными реагентами тампонаж-ные растворы с повышенной тиксотропией и антифильтрационными свойствами обеспечивают сохранение естественной проницаемости коллекторов в условиях АНПД в результате предварительной закачки блокирующего агента перед изоляционной композицией в процессе заканчивания и ремонта скважин.

5. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эффективность повышения блокирующих свойств биополимерных систем с пониженной плотностью при совместном применении биополимера Ритизан (шт. АстеШЬас^ег вр.) с КССБ и полисахаридного комплекса Сараксан-Т (шт. ХапЮтопав сашреБ^в)- КМК-БУР2 с ПАВ.

6. Определено, что технологические жидкости на биополимерной основе для заканчивания и ремонта скважин способствуют повышению эффективности проводимых работ с сохранением коллекторских свойств пласта в результате синер-гетического эффекта взаимодействия компонентов, обуславливающего снижение проникновения жидкостей в призабойную зону за счет улучшения их структурно-реологических показателей и антифильтрационных свойств.

7. Установлено, что стабилизация технологических свойств разработанных блокирующих жидкостей обеспечивается толерантностью их ингредиентов к модифицированным наполнителям растительного происхождения, а повышение эффективности глушения скважин в процессе РВР с сохранением ФЕС продуктивных пластов обусловлено совокупностью свойств жидкости - носителя и наполнителя, образующих плотный закупоривающий экран с армирующим каркасом.

Основные защищаемые положения:

1. Методы коррозионных испытаний цементного камня.

2. Результаты исследований коррозионной стойкости цементного камня из различных вяжущих в термобарических условиях скважин.

3. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и ингибированцые тампо-нажные растворы для условий сероводородной агрессии.

4. Комплексные реагенты и модифицированные тампонажные растворы для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

5. Блокирующие жидкости с наполнителями для глушения скважин с АНПД.

Практическая значимость работы определяется соответствием направлений составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в т.ч. отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области заканчивания и капитального ремонта газовых (газоконденсатных) скважин месторождений и ПХГ.

Разработан комплекс технических решений, направленных на повышение качества заканчивания и ремонта скважин:

1. Устройства и методы коррозионных испытаний цементного камня в условиях, близких к скважйнным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды.

2. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и растворы, повышающие качество крепления и надежности эксплуатации скважин в условиях сероводород-йой агрессии.

3. Ингибирующие добавки в тампонажные растворы, обеспечивающие высокую степень защиты металла обсадных колонн от сероводородной коррозии.

4. Комплексные реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов, применение которых способствует Получению седиментационно-устойчивых тиксотропных дисперсных систем с низкой водоотдачей.

5. Тампонажные растворы для водоизоляционнь!х работ и способ изоляции притока подошвенных пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах прй АНПД.

6. Составы технологических жидкостей с наполнителями для ремонта скважин в условиях АНПД, обеспечивающие повышение качества РВР.

Разработки защищены 46 авторскими свидетельствами и патентам« на изобретения. Разработка «Способ коррозионных испытаний цементного камня в условиях, имитирующих условия реальных скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода» экспонировалась в павильоне «Газовая промышленность» Всероссийского выставочного центра и удостоена серебряной медали.

Материалы диссертационной работы нашли отражение в 15 регламентирующих документах, определяющих правила и технологию работ по заканчиванию и капитальному ремонту скважин на различных месторождениях и ПХГ.

Результаты проведенных исследований внедрены при строительстве сероводо-родсодержащих скважин Астраханского ГКМ, месторождений Саман-Тепе и Сове-табад в Восточной Туркмении, использованы при цементировании эксплуатационных колонн Северо-Ставропольского ПХГ, а также при капитальном и текущем ремонтах скважин на газовых (газоконденсатных) месторождениях и ПХГ в условиях АНПД в ООО "Уренгойгазпром", "Тюментрансгаз", "Ноябрьскгаздобыча", "Ямбургтаздобыча", "Надымгазпром", "Кавказтрансгаз", "Газпром ПХГ".

дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине", Краснодар, 1987; VIII науч.-практ. конф. "Совершенствование технологии бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях Восточной Туркмении", Ашхабад, 1988; XXVI науч.-техн. конф. СтГТУ, Ставрополь, 1996; I Per. науч.-техн. конф. "ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону", СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межрег. науч.-техн. конф. по проблемам газовой промышленности России, СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ", Кисловодск, 2003; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин", Кисловодск, 2004; XIII науч.-практ. конф. МУС "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири", ТюменНИИгипрогаз, Тюмень, 2004; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти", Кисловодск, 2005-2008.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 160 печатных работ, в том числе 46 авторских свидетельств на изобретения и патентов РФ.

Объем работы. Диссертация изложена на 300 страницах машинописного текста, включает 64 таблицы и 49 рисунков. Работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 213 наименований и приложения.

Работа является результатом многолетнего творческого сотрудничества автора с исследователями ОАО «СевКавНИПИгаз» и специалистами других научных организаций, которым автор выражает глубокую благодарность.

Соискатель благодарит сотрудников предприятий ОАО «Газпром», оказавших содействие в проведении опытно-промышленных испытаний и внедрении разработок в производство.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель, задачи и методы исследований, обозначены научная новизна и практическая реализация работы, дана ее общая характеристика.

В первой главе проведен анализ влияния технологических жидкостей для за-канчивания и ремонта скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов, сохранение естественной проницаемости которых является одним из основных факторов повышения качества выполняемых работ и увеличения производительности скважин.

Известно, что на всех стадиях строительства, эксплуатации и ремонта скважин происходит проникновение технологических жидкостей и материалов в по-ровое пространство продуктивных пластов, приводящее к существенному снижению продуктивности скважин.

В многочисленных работах отечественных и зарубежных ученых: В.Т. Алекперова, В.А. Амияна, М.О. Ашрафьяна, В.П. Белова, А.И. Булатова, A.A. Воль-терса, Дж. Р. Грея, P.A. Гасумова, Ф.А. Гусейнова, Г.С.Г. Дарли, С.В Зарипова, У.Т. Корли, В.Н. Кошелева, В.И. Нифантова, А.Х. Мирзаджанзаде, A.A. Мовсу-мова, Г.Т. Овнатанова, Дж.Г. Паттона, Г.С. Попа, А.Г. Потапова, В.Ф. Роджерса,

С.А. Рябоконя, В .И. Рябченко, À.K. Степанянца, K.M. Тагирова, АЛ. Третьяка, Н.М. Шерстнева и др. выделяются следующие факторы снижения проницаемости продуктивных пластов при воздействии на них технологических жидкостей в процессе заканчивания и ремонта скважин:

• кольматация пор пласта частицами твердой фазы рабочей жидкости;

• блокирование призабойной зоны пласта (ПЗП) фильтратом рабочей жидкости;

• набухание глинистого материала пласта в результате взаимодействия с фильтратом;

• образование нерастворимых осадков в призабойной зоне в результате контакта фильтрата с пластовыми флюидами;

• образование эмульсий и пен в зоне взаимодействия рабочей жидкости с пористой средой пласта.

В зависимости от природы влияния на ФЕС продуктивных пластов Г.С. Поп предлагает сгруппировать указанные причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП, следующим образом: механические загрязнения; физико-литологические; физико-химические; термохимические. Наиболее сложной является группа физико-химических факторов, обусловленная процессами адсорбции, адгезии, коагуляции, флокуляции и др. происходящими при воздействии на поро-вую среду ПЗП буровых и тампонажных растворов.

Максимального сохранения естественной проницаемости прискважинной зоны пласта при заканчивании скважин можно достичь путем применения модифицированных буровых и тампонажных растворов и предотвращения попадания в пласт не только их фильтратов, но и самих дисперсных систем. Этому способствует применение предложенной K.M. Тагировым, P.A. Гасумовым технологии крепления скважин при вскрытии продуктивных пластов с предварительным их блокированием специальными жидкостями.

Работами A.A. Ахметова, С.Б. Бекетова, P.A. Гасумова, C.B. Долгова, В.В. Зиновьева, A.M. Шарипова и др. ученых показано, что сохранение естественных ФЕС коллекторов и повышение производительности скважин в процессе капитального ремонта в значительной степени зависит от применяемых технологических жидкостей при глушении скважин.

Для сохранения коллекгорских свойств продуктивных пластов, помимо разработки дополнительных технологических мероприятий, необходимо совершенствование применяемых дисперсных систем путем улучшения их антифильтрационных и структурно-реологических свойств. Перспективным направлением в этом отношении является применение биополимеров, минимально воздействующих на продуктивный пласт благодаря своим антифильтрационным, структурно-реологическим характеристикам и псевдопластическим свойствам.

Биополимеры широко применяются при бурении скважин (Н.З. Гибадуллин, В.Н. Кошелев, Ю.Н. Мойса и др.), однако их использование для ремонтных работ носит ограниченный характер. На основе результатов апробации биополимерных жидкостей при глушении скважин Северо-Ставропольского ПХГ (ООО «ВНИИ-газ»), Комсомольского ГМ, Медвежьего ГКМ в Западной Сибири (ОАО «Сев-КавНИПИгаз») автором обоснована перспективность применения многокомпонентных биополимерных систем в качестве жидкостей глушения скважин в условиях АНПД.

В то же время следует отметить, что их стоимость выше, чем обычных технологических жидкостей, содержащих синтетические полимеры. Однако в силу указанных преимуществ биополимерные системы являются эффективными, и в определенных условиях им нет альтернативы.

Помимо сохранения коллекторских свойств пласта, не менее важным фактором повышения качества заканчивания скважин является обеспечение надежности крепи скважин. Последнее особенно актуально для месторождений, в продукции которых содержится сероводород. Наиболее актуальным в данной проблеме является повышение коррозионной стойкости цементного камня, теоретические аспекты которой разрабатываются длительное время. При этом общепризнанным является факт низкой коррозионной стойкости в сероводородной среде традиционных цементов, необходимость разработки новых коррозионно-стойких цементов и совершенствование методических аспектов оценки надежности крепи скважин в условиях сероводородной агрессии.

Во второй главе рассмотрены вопросы разработки методов коррозионных испытаний и результаты исследований цементного камня из различных вяжущих в сероводородсодержащих агрессивных средах.

Большой вклад в изучение процессов коррозии цементного камня под действием агрессивных сред внесли ученые: С.Н. Алексеев, Ф.А. Агзамов, В. И. Бабушкин, П.П. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Бутт, A.B. Волженский, B.C. Горшков, B.C. Данюшевский, В.Ф. Журавлев, В.А. Кинд, В.М. Кравцов, A.M. Кузнецов, H.A. Мариампольский, В.М. Москвин, О.П. Мчедлов-Петросян, М.Р. Мавлю-тов, Д.Ф. Новохатский, С.Д. Окороков, A.A. Пащенко, Ю.И. Петраков, А.Ф. По-лак, В.Б Ратинов, П.А. Ребиндер, Л.И. Рябова, Ш.М. Рахимбаев, Б.Г. Скрамтаев, М.М. Сычев, В.В. Стольников, А.П. Тарнавский, H.A. Торопов, В.В. Тимашов, C.B. Шестоперов, В.Н. Юнг и др., а также ряд зарубежных исследователей.

Ф.А. Агзамовым, B.C. Данюшевским, В.М. Кравцовым, Д.Ф. Новохатским и др. показано, что для таких агрессивных компонентов, как сероводород, разработка химически стойких вяжущих представляет большие трудности.

Пониженное значение pH поровой жидкости коррозионно-стойкого в кислых средах цементного камня уменьшает его защитные свойства по отношению к обсадной колонне.

Мы полагаем, что применение традиционных тампонажных материалов, в том числе и коррозионно-стойких цементов, не позволяет в полной мере решить задачу длительной безаварийной эксплуатации скважин, содержащих сероводород. Одним из рациональных путей повышения надежности крепи в агрессивных условиях является использование тампонажных составов, содержащих ингибиторы коррозии, способные образовать на поверхности обсадных труб адсорбционную защитную пленку, которая, в свою очередь, предохраняется от механических повреждений цементным камнем повышенной коррозионной стойкости. Таким образой, введение ингибитора в тампонажный раствор обеспечивает получение коррозионно-стойкого цементного кольца и защиту контактирующего с ним металла обсадных труб от сероводородной коррозии, т.е. решает задачу повышения надежности крепи скважины в целом.

Несмотря на участие в разработке коррозионно-стойких тампонажных материалов коллективов нескольких научных организаций, не удалось создать единую методику оценки устойчивости цементного камня в сероводородных средах. Во многом это сдерживало разработку эффективных тампонажных материалов.

Автором совместно с канд. техн. наук Ю.И. Петраковым был разработан экспресс-метод коррозионных испытаний прй температурах 20 - 75 °С, позволяющий в течение 7 сут на основе данных химического анализа цементного камня дать оценку реакционной способности (активности) материала к взаимодействию с агрессивной средой и определить возможность применения исследуемого цемента для разобщения сероводородсодержащих пластов.

Метод предусматривает создание избыточного давления сероводорода для его интенсивного проникновения в поровое пространство камня (рис. 1). Это дает повышенную растворимость газа в поровой жидкости цементного камня и более глубокое его проникновение по длине образца. Процесс диффузии газа в поровое пространство с образованием продуктов коррозии: сульфатной (Сда) и сульфидной (С5) серы подчиняется экспоненциальной зависимости (рис. 2). Математической обработкой результатов химического анализа цементного камня исследуемых образцов получены уравнения

(1)

Св = А,-е-"1, (2)

где -¿да, и Лу - коэффициенты, характеризующие активность цементного камня к сероводороду с образованием соответственно сульфатов и сульфидов в первом от струи сероводорода слое цементного камня; а ив- эмпирические коэффициенты; / - расстояние от торца образца до середины анализируемого слоя.

1, 5 и 11 - сосуды с растворами химреагентов; 2 - газовый баллон; 3 - редуктор; 4 и 6 - резиновые трубки; 7 - испытательная камера; 8 - образец цементного камня; 9 - ртутный манометр; 10 - ёмкость для сбора ртути.

Рисунок 1- Схема установки (для оценки коррозионной Стойкости цементного камня экспресс-методом)

Г А „-а/ ° - л5о3 -в ,

\ к

\ \о оч

± л__ о"—

1 2 3 4

♦ ШПЦС-120

в ШПЦС-200

А НКИ

о пут-юо

о огт-з

а тси

у=0.4604е"'5™' Я2 = 0,9783 у=0,1521е°24<а' Р!!= 0,9613

у=0,4035в'оэк"' К2 ~ 0,9792

Глубина, см

у=3,5068ем"2х

у= 0,6553е К2 =0,9709

у= 2,8428е Я2 = 0,996

5 3 О

□ \

\ о\ I I )

о \

.__

* ШПЦС-120

■ ШПЦС-200

ж НКИ

X НП

о пут-юо

о оп-з

а тсц

у = б,8б85е

угО.бБвТв-054"1" (^ = 0.9713

у= 1,6234е°53и' Я2 = 0,9589 у=9,6в41ел>ш' Я!2 = 0,9947

Глубина, см

у=0,369в-<ио2Л 1^=0,9811

у=0,434е'03572" Я2 - 0,9739

у= 1,9774е"0,78391 Я2 =0,972

Рисунок 2- Содержание продуктов коррозии по глубине образца цементного камня

Низкая активность цементного камня к сероводороду является одним из необходимых условий при выборе тампонажных материалов для разобщения пластов. Установлено, что наибольшей активностью к сероводороду с образованием сульфатной серы обладают цементы ПЦТ 1-100 и ОП-3 на базе отхода содового производства, а наименьшей - материалы на основе кислых шлаков никелевого производства НП и НКИ, а также ШПЦС-200 (рис. 2), что более наглядно подтверждается коэффициентами активности на рис. 3.

■8-4 ■8-

9,56

3,51

6,87

0,6«

12,84

1,98

1,62

0,46

о.ббИМ

0 43 0,15

ГШ!

0,37

I I

3,5

2,5 о

' 1,5 =

■ 1

•а

0,5

ПЦТ-100 тсц ОП-3 ШПЦС-120 НКИ ШПЦС-200 НП

□ - коэффициент активности Я - коэффициент активности Абоз Рисунок 3 - Коэффициенты активности цементного камня из различных вяжущих

Это объясняется тем, что первые представлены высокоосновными гидратны-ми минералами и включают достаточно оксидов железа, способствующих появлению дополнительного количества сульфат-ионов и протеканию кроме кислотной (сероводородной) еще и сульфатной коррозии, которая за счет объемных изменений (образования эттрингита) в течение б мес. испытаний полностью разрушает цементный камень (рис. 4). Вышеуказанные шлаковые цементы состоят из низ-

слева - после 6 мес. выдерживания в сероводородной среде;

справа - после 6 мес. выдерживания в водопроводной воде (контрольные)

Рисунок 4 - Образцы портландцементного камня (ПЦТ 1-100)

коосновных кристаллогидратов и содержат минимальное количество компонентов, участвующих в окислительно-восстановительных процессах.

Для оценки стойкости цементного камня к воздействию сероводорода нами разработана методика и изготовлена установка для проведения коррозионных испытаний при высоких температурах, давлениях и концентрациях агрессивной среды (защищены двумя патентами РФ). Основные элементы установки включают автоклав, блоки задания и регулирования температуры, давления и гидропневматический компенсатор давления (рис. 5).

А - автоклав; Б - система задания и регулирования температуры; В - компенсатор давления; 1 -камера; 2, 3, 4 - элементы системы задания давления; 5 - стакан; 6 - ртутный затвор; 7 - нейтрализатор сероводорода; 8 - манометр; 9 - электронагревательный элемент.

Рисунок 5- Схема установки для коррозионных испытаний

Так как установка предназначается для работы в автоматическом режиме длительное время (до 6 мес.), то предусмотрен ряд блокирующих устройств.

Для получения агрессивной среды требуемой концентрации химреагенты (сульфид натрия и синтетическая винная кислота) в стехиометрическом количестве помещаются в камеру в запарафиненных ампулах. Расплавляясь при повышении температуры, парафин не препятствует реакции образования сероводорода, который, находясь под высоким давлением, полностью растворяется в воде.

Тампонажные материалы являются средством защиты металла обсадных колонн от коррозионного воздействия пластовых флюидов, в постоянном контакте с которыми находится цементное кольцо.

Оценка защитных свойств тампонажного раствора и цементного камня из этого раствора по отношению к металлу производилась по скорости коррозии стали трубного сортамента группы прочности С-75 в вытяжке из цементной суспензии после насыщения последней сероводородом. Для этого использовалась

разработанная нами коррозиометрическая установка, принцип действия которой основан на поляризационном методе. Поляризационный способ замера скорости коррозии в сероводородной среде применялся также для сравнительной оценки защитного действия исследуемых растворов с ингибирующимй добавками.

Обработка тампонажных растворов ингибиторами сероводородной коррозии с высокой сорбционной способностью на поверхности кристаллогидратов цементного камня и металла предложена нами с целью решения комплексной задачи: повышения коррозионной стойкости цементного камня и одновременной защиты металла обсадных колонн. Это новый подход к повышению качества заканчивания скважин, в продукции которых содержится сероводород.

Ингибиторы должны отвечать ряду требований:

- высокой степени защиты металла в цементном камне при действии серово-дородсодержащих агрессивных сред;

- хорошей адсорбции на поверхности гидратных новообразований цементного камня и получения защитной пленки, изолирующей их от влияния изменяющейся по составу поровой жидкости;

- сохранения защитных свойств в термобарических условиях скважин в течение длительного периода времени.

Исследован ряд ингибиторов сероводородной коррозии. В наибольшей степени указанным требованиям соответствует ингибитор высококипящие фракции производства морфолина (ВФПМ), являющийся водорастворимым полиэлектро-лигом на органической основе. Характеризуется наличием полярных групп в макромолекулах, что обусловливает его адсорбцию на поверхности гидратных новообразований цементного камня с уменьшением концентрации в жидкой фазе. Это необходимо учитывать, чтобы обеспечить требуемую (оптимальную) концентрацию ингибитора ВФПМ в поровой жидкости цементного камня.

Величина адсорбции рассчитывалась по содержанию ингибитора в жидкой фазе гидратирующихся цементов, для определения которого использовали фотоколориметрический метод анализа.

Результаты исследования ингибированных тампонажных растворов из цементов ПЦТ 1-100, ШПЦС-120, ШПЦС-200, НКИ показали, что для получения необходимой концентрации ингибитора в поровой жидкости цементного камня (С„) содержание ВФПМ в воде затворения (С.) при приготовлении растворов следует определять в соответствии с расчетом

' " ЮРК , (3)

где А и В - эмпирические коэффициенты; 5 - удельная поверхность цемента, М2/кг; р - плотность ингибитора, кг/м3; К- водоцементное отношение, л/кг.

Ингибированные ВФПМ тампонажные растворы имеют повышенный коэффициент коррозионной стойкости при испытаниях в условиях, имитирующих условия реальных скважин по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды. Это подтверждено также Исследованиями фазового состава цементного камня после воздействия газовой агрессивной среды (1 = 75 °С, Рнй = 1 МПа), проведенными с помощью деривативной термографии, инфракрасной спектроскопии, рент-

геноструктурного анализа и электронной микроскопии. На микрофотографиях (рис. 6) видно, что с течением времени в портландцементом камне происходит накопление продуктов коррозии в виде сульфидных и сульфатных соединений (игольчатые кристаллы эттрингита), а поверхность гидратных новообразований ин-гибированного камня покрыта пленкообразным веществом ВФПМ, предотвращающим их взаимодействие с поровой средой, насыщенной сероводородом.

неингибированный цементный камень

Рисунок 6 - Микрофотографии (х 3500) по твердевшего 6 мес. при температуре

г£ кг *Г > рг, где шИш

РЗВЩайИ В - -'йШШШ ууннв* щГ р»-' УНЬ^й^г -

¡¿у- ^^я к?

цементный камень с 3 мае. % ВФПМ

>хности скола портландцементного камня, °С и давлении сероводорода 1 МПа

Эффективность защитного действия ингибитора в тампонажном растворе в значительной степени зависит от совместимости ингибитора ВФПМ с химическими реагентами, используемыми в качестве добавок согласно принятой технологии цементирования. Установлено, что регулирование сроков загустевания ин-гибированных тампонажных растворов следует осуществлять реагентами: декстрином, СДБ, КМЦ и их комбинациями с хромпиком.

Результаты исследований основных технологических свойств обработанных химреагентами ингибированных ВФПМ тампонажных растворов-камня из ШПЦС-120 и НКИ приведены в табл. 1. ВФПМ улучшает седиментационную устойчивость растворов, несколько снижает прочность цементного камня с одно временным уменьшением его проницаемости.

С целью совершенствования качества крепления скважин с повышенными температурами, получения коррозионно-стойкого цементного кольца и обеспечения эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной корро -

Таблица 1 — Основные технологические свойства ингибированных тампонажных растворов из ШПЦС-120 и Н

Добавки, % от массы цемента Параметры тампонажного раство ра Свойсп

Декстрин Бура СДБ кмц Хромпик В/Ц Плотность, кг/м3 Растекае-мость, см Водоотде- ление, % Загустевание (120 "С, 60 МПа), ч-мин 2 сут про при из МЛ

ШПЦС-120

- - - - 0,45 1800 19,0 3,8 ... 0-23 5,8

- - - - - 0,45 1800 19,0 3,2 0-27 4,4

0,7 - - - - 0,45 1800 20,5 2,3 3-30 4,6

од - - - 0,05 0,45 1790 19,0 2,8 2-32 5,6

0,2 - - - 0,10 0,45 1810 20,0 2,5 5-00 4,8

- 1,0 - - - 0,45 1800 18,0 4,0 2-10 -

- 0,5 0,35 - - 0,40 1850 19,0 3,8 3-30 -

- - 0,40 - - 0,40 1860 20,0 3,5 0-50 3,9

- - 0,15 - 0,30 0,45 1810 21,0 3,2 3-50 3,9

- - - 0,08 0,04 0,45 1790 18,5 2,5 1-35 4,7

- - - 0,13 0,06 0,45 1790 18,0 2,3 4-18 4Д

- - - - 0,40 0,45 1800 19,5 3,2 0-47 5,3

нки

- - - - 0,45 1880 18,5 0,0 0-20 6,8

- - - - - 0,45 1870 19,0 0,0 0-23 5,7

0,6 - - - - 0,45 1870 19,5 0,0 2-40 6,1

0,7 - - - - 0,45 1880 20,0 0,0 3-20 6,1

0,1 - - - 0,05 0,45 1870 19,5 0,0 2-05 6,2

- 1,0 - - - 0,45 1880 19,0 0,5 2-00 -

- 0,6 0,30 - - 0,40 1920 18,5 0,0 3-10 -

- 0,60 - - 0,40 1920 19,5 0,0 1-00 5,6

- - 0,15 - 0,30 0,45 1870 20,0 0,0 3-05 5,3

- - - 0,10 0,05 0,45 1880 18,5 0,0 < 1-20 5,4

- - - 0,14 0,07 0,45 1880 18,0 0,0 3-45 5,1

- - - - 0,80 0,45 1880 19,5 0,0 0-50 6,7

неингибированный тампонажный раствор, остальные составы содержат 3 % ВФПМ от массы цемента.

зии цементирование рекомендуется производить тампонажными составами с реа-гентной обработкой, приведенной в табл. 2.

Таблица 2 - Рекомендуемые тампонажные составы (содержание реагентов в % от массы вяжущего)

Вяжущее ВФПМ, Технологические добавки, мае. % Кб Ъ,

мае. % Декстрин Хромпик КМЦ СДБ %

НКИ 0,9- 1,1 0,30-0,70 - - - 0,95 81,5-82,0

НКИ 0,9-1,1 - 0,10-0,40 - 0,05-0,20 0,97 82,0-83,0

НКИ 0,9-1,1 - 0,05-0,10 0,10-0,20 - 0,96 80,0-81,8

НКИ 0,9-1,1 0,15-0,30 0,05-0,15 - - 0,97 83,7-84,6

ШПЦС-200 0,6-0,8 - 0,10-0,50 - 0,05-0,25 0,96 83,0-83,8

ШПЦС-120 0,7-0,9 - 0,20-0,50 - 0,10-0,30 0,93 84,0-84,4

ШПЦС-120 0,7-0,9 0,20-0,60 - - - 0,90 81,7-82,5

ШПЦС-120 0,7-0,9 0,10-0,40 0,05-0,20 - - 0,92 83,2-84,5

ШПЦС-120 0,7 - 0,9 - 0,05-0,15 0,10-0,25 - 0,92 80,4-82,0

Примечания: К« - коэффициент коррозионной стойкости за 6 мес.

Z - степень защиты металла от сероводородной коррозии.

Таким образом, по своим характеристикам, установленным экспериментальными исследованиями и опытно-промышленными испытаниями на скважинах Астраханского ГКМ и месторождений Восточной Туркмении, ингибированные тампонажные составы показали преимущества по сравнению с ранее используемыми: цементирование прошло без осложнений с образованием цементного кольца требуемого качества. По результатам АКЦ установлено наличие плотного контакта цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины практически по всему стволу, в то время как при использовании традиционной технологии плотный контакт отмечался лишь участками, составляющими 5- 10 % от глубины скважины.

По разработанным нами стандартам объединения: "Цементирование 244,5-мм промежуточных колонн на скважинах Астраханского ГКМ" и "Цементирование 177,8-мм эксплуатационных колонн на скважинах Астраханского ГКМ" с применением ингибированных ВФПМ тампонажных растворов зацементировано 38 скважин. На месторождениях Саман-Тепе и Советабад (Туркмения) - 21 скважина.

Третья глава посвящена разработке коррозионно-стойких тампонажных материалов, цементных растворов и ингибирующих добавок для применения в различных термобарических условиях воздействия агрессивных сероводородных сред.

Теоретической основой разработки коррозионно-стойких тампонажных материалов и цементных растворов являлись:

- получение низкоосновных продуктов твердения;

- минимальная пористость цементного камня;

- ингибирование новообразований цементного камня:

- одновременное применение ингибиторов пленочного типа, нейтрализаторов сероводорода и кольматирующих добавок.

Опираясь на теоретические положения, нами совместно с сотрудниками Днепропетровского инженерно-строительного института разработаны следующие типы коррозионно-стойких тампонажных материалов:

Тампонажные материалы типа НКИ и НП. На основе кислых шлаков никелевого производства разработаны тампонажные материалы для применения при креплении сероводородсодержащих скважин с температурами от 90 до 250 °С и содержанием в газе сероводорода до 25 об. %.

Для применения при температурах 90-160 °С разработаны тампонажные цементы типа НКИ-и на основе никелевого шлака, ингибированные при помоле ВФПМ или смесью кубовых остатков производства морфолина и альдегида в объемном соотношении 3:1 - 1:3 в количестве 0,2-2,0 % от массы цемента (табл. 3).

Исследованиями установлено, что цементный камень из НКИ-и характеризуется повышенными значениями коэффициентов коррозионной стойкости (0,99 -1,00) и степени защиты металла (92-97 %). Применение портландцементного клинкера и введение ингибиторов, представляющих собой смесь ПАВ, в процессе совместного помола компонентов при изготовлении цементов НКИ-и обусловливает их пониженную водопотребность (В/Ц = 0,35-0,40) ввиду пластифицирующего действия ингибиторов и, как следствие, повышение прочности в 1,2-1,4 раза по сравнению с базовым, а также снижение газопроницаемости образующегося камня в 2 раза. В сравнении с параметрами тампонажных растворов-камня из НКИ, ингибированного ВФПМ при затворении, пластифицированный ингибитором при помоле цемент НКИ имеет указанные преимущества, обусловленные повышенным коэффициентом размолоспособности сырьевых компонентов и формированием при твердении мелкокристаллической плотноупакованной структуры цементного камня.

Тампонажный материал НП-х для применения в интервале температур 160-250 °С на основе никелевого шлака с добавками кварцевого песка, активизатора твердения и нейтрализатора сероводорода позволяет получить цементные растворы с регулируемым применяемыми в буровой практике реагентами временем загусге-вания. Цементный камень, представленный низкоосновными гидратными минералами с повышенной коррозионной стойкостью, в результате нейтрализующего сероводород действия бихромата калия с образованием кольматирующих поровое пространство продуктов реакций имеет низкую проницаемость.

Тампонажные материалы типа НКИ и НП предназначены для цементирования обсадных колонн и установки цементных мостов в скважинах с сероводород-содержащей продукцией. Эти цементы имеют повышенную сероводородостой-кость, а их ингибирование обеспечивает защиту обсадных труб от коррозии. В целях повышения качества крепления сероводородсодержащих скважин могут применяться вместо цементов ШПЦС-120, ШПЦС-200 и их аналогов.

Тампонажный материал НКИ на основе кислого никелевого шлака-отхода Побужского никелевого завода Кировоградской обл. выпускался Днепродзержин-ским цементным заводом УССР по ТУ 21-20-64-85. Шлаков, аналогичных никелевому, в России нет.

Тампонажный материал с ЦПУ. Разработан коррозионно-стойкий в сероводородных средах тампонажный материал с кремнеземистой добавкой, в качестве которой используется неутилизируемый отход - циклонная пыль-унос (ЦПУ) производства термоаргиллита с удельной поверхностью 210 -250 м2/кг.

Таблица 3 — Основные технологические свойства коррозионно-стойких тампонажиых растворов-цементного i

Ингредиент!шй состав, мае. % Технологические свойства тампонажного раствора Условия испытаний Технология цеменп

В/Ц Плотность, кг/м3 Растекае-мость, см Время загустевания, ч-мин т, °С Р, МПа 2 сут прочность при изгибе, МПа Газопрс цаемос 10'3 м«

Тампонажные материалы

ПЦКл (15-19,5) + Изв.(3-4) + ВФПМ (2-4) + NaOH (0,5-1) + НШ (ост.) 0,350,40 19221960 19,0-21,0 1-403-15 120 60 6,2-6,7 0,03-0

ПЦКл (8,5-19,5) + Изв.(3-5) + КИД** (0,3-2) + NaOH (0,5-1,5) + НШ (ост.) 0,350,40 19221960 18,5-20,0 2-003-50 120 60 6,4-7,7 0,02-0

НШ (63-71) + КП (24-33) + NaOH (4,88-3,5) + К2Сг207 (0,12-0,5) 0,400,45 17901870 18,0-21,0 1-104-30 160 80 6,1-8,5 0,06-0

ПЦТ1-100 (30-60) + ЦПУ (40-70) 0,460,48 18501870 19,0-20,0 2-503-30 100130 2843 4,0-7,7 0,44-0

ПЦТ 1-100 (40-70) + сидеритовая руда-FeC03 (30-60) 0,350,40 20602140 18,5-19,0 2-304-50 75150 0,140 4,3-8,0 0,10-0

Ингибированные тампонажные раство оы

ПЦТ 1-100 (63,9-64,3) + ВФПМ (1,61,9) + Na2C03 (1,9-2,2) + вода (ост.) 0,5 18201830 20,0-21,0 2-303-30 100 30 8,4-8,9 0,22-0

ПЦТ 1-100 (67-69) + ВФПМ (1,7-2,1) + №2СОз (2-2,4) + зеленая патока (0,10,6) + КМп04 (0,1-0,3) + вода (ост.) 0,380,43 19402020 18,0-19,5 2-103-40 100 30 7,8-9,1 0,07-0

Шлаковое вяжущее (100) + ПДК (34) + ВФПМ (0,5-2) 0,400,45 17701930 18,0-21,0 1-453-15 90160 4080 9,8-17,7 0,07-0

Шлаковое вяжущее (100) + КИД (0,5-2,5): ННК, СДБ, ВФПМ, КОПМ 0,400,45 17901940 19,0-20,0 2-054-00 90160 4080 6,9-13,1 0,03-0

Цемент (65-70) + КОМСд (1,1-1,6) + ПДК (0,5-1,4) + вода (ост.) 0,400,48 то-то 18,0-22,0 2-003-00 75120 3040 6,7-7,8 0,06-0

Примечания: * - концентрация НгБ - 6 г/л; ** — КИД- комплексная ингибирующая добавка-смесь КОМ и ал коэффициент коррозионной стойкости за 6 мес.;. Ъ -степень защиты металла; ПЦКл - портландцементный клинкер; никелевый шлак; КП - кварцевый песок; ЦПУ - циклонная пьшь-унос; КОМсд - кубовый остаток морфолина стадии

В тампонажной смеси используют вяжущее на основе портландцемента или шлакопесчаных композиций в зависимости от температуры применения.

Совместно с сотрудниками б. Туркменского филиала ВНИИгаза автором проведены Исследования тампонажных смесей с ЦПУ, в результате которых установлено, что повышение температуры более 100 °С улучшает взаимодействие ЦПУ с ПЦТ 1-100 с превышением в 1,1-1,9 раза прочности цементного камня из этих тампонажных смесей прочности камня из ШПЦС-120 (табл. 4).

Таблица 4 - Результаты определения прочности цементного камня в различных Температурных условиях твердения

№ п/п Вид цемента Предел 2 сут прочности при изгибе, МПа, при температуре твердения

ШПЦС--120 Тампонажная смесь, мае. %

80 °С 100 °С 120 °С 130 °С 140 °С 160 °С 180 "С

ПЦТ 1-100 ЦПУ

1 100 — — 1,94 2,38 4,47 6,82 9,53 9,72 8,91

2 — 100 — 10,49 11,59 7,88 6,05 4,05 — —

3 — 80 20 7,52 7,39 6,18 5,83 5,59 4,00 —

4 — 60 40 5,37 7,55 8,38 8,43 8,47 9,13 10,47

5 — 50 50 4,91 6,53 7,28 7,74 8,03 9,46 11,04

6 — 40 60 4,82 6,07 6,71 8,03 9,28 10,56 11,84

7 30 70 4,11 4,29 5,37 7,11 10,08 11,55 12,56

8 — 20 80 3,96 4,11 4,91 5,06 5,52 6,71 8,21

Коэффициент коррозионной стойкости цементного камня повышается до 0,82 при t = 130 °С, Р = 43 МПа (содержание в газе сероводорода 5 об. %), а у ШПЦС-120 он равен 0,70-0,72. Это позволяет использовать тампонажную смесь ПЦТ I-100-ЦПУ взамен ШПЦС-120 или другого шлакового цемента при креплении се-роводородсодержащих скважин с повышенными и высокими температурами.

Тампонажный материал с сидеритом. Разработанный состав включает портландцемент и утяжеляющую железосодержащую добавку, в качестве которой используется сидеритовая руда. Содержание железа в руде не менее 30 %, а диоксида кремния - около 13 %.

Процессы взаимодействия ингредиентов данного состава описаны в работе с обоснованием механизма образования железосодержащего гидрокарбоалюмината кальция ЗСаО АЬОз-РеСОз ^НгО и низкоосновных гидросиликатов кальция, способствующих повышению прочности и коррозионной стойкости цементного камня в сероводородных средах. Ограниченное содержание диоксида кремния в си-деритовой руде делает нецелесообразным применение тампонажного материала при температурах выше 150 °С.

При необходимости время загустевания тампонажных растворов может регулироваться реагентами, применяемыми в практике бурения (ССБ с хромпиком, декстрином и т.д.), которые вводят в жидкость затворения. Количества этих доба-

вок устанавливаются подобранной в соответствии с геолого-техническими условиями скважин рецептурой в каждом конкретном случае и не оказывают отрицательного влияния на коррозионную стойкость цементного камня.

Тампонажный материал позволяет получить раствор с плотностью 2060 -2140 кг/м3, с достаточной прочностью и сероводородостойкостью цементного камня при концентрации H2S до 5 об. % и рекомендуется для применения при температурах 75-150 °С (табл. 3).

Цементные растворы для условий сероводородной агрессии и способы их получения. Недостаточная эффективность ингибирующего действия ВФПМ в порт-ландцементных растворах в сравнении со шлаковыми послужила основанием для их совершенствования в плане повышения сероводородостойкости. Мы считаем, что в тампонажный раствор дополнительно необходимо водить нейтрализатор сероводорода с большей скоростью взаимодействия с агрессором, чем гидроксид кальция, находящийся в поровой жидкости, и образованием при этом менее растворимых продуктов.

С учетом этого разработаны портландцементные растворы с улучшенными технологическими показателями, содержащие ингибитор и дополнительно нейтрализатор сероводорода, образующие при твердении коррозионно-стойкий цементный камень (табл. 3).

Взаимодействие ингредиентов тампонажного раствора из портландцемента, ингибитора ВФПМ и карбоната натрия, а также цементного раствора, помимо указанных реагентов, дополнительно содержащего отход производства глюкозы -зеленую патоку и перманганат калия, обуславливает повышение прочности камня при температурах до 100 °С. Это происходит за счет появления в цементном камне новых фазовых составляющих, пластифицирующего действия зеленой патоки, а коррозионная стойкость увеличивается в результате совместной работы ингибитора ВФПМ и нейтрализатора сероводорода (перманганата калия). Сопряженная адсорбция продуктов взаимодействия моносахаридов зеленой патоки с полиами-ноэфирами и полигликолями ВФПМ на поверхности металла и новообразований цементного камня способствует значительному снижению скорости коррозии поверхности обсадных труб и повышению степени их защиты до 85-88 %. Коэффициент коррозионной стойкости цементного камня при испытании в течение 6 мес. в среде сероводорода с концентрацией 30 г/л и температуре 100 °С повышается до 0,89-0,92 (табл. 3).

Разработаны способы обработки тампонажных растворов комплексными ингибирующими добавками (КИД) на основе отходов химических производств, содержащих морфолин. КИД дополнительно включают пластификаторы, минеральные пассиваторы коррозии металла, а также биоциды в целях предупреждения агрессивного влияния сероводорода, образующегося сульфатвосстанавли-вающими бактериями. Повышение коррозионной стойкости и защитных свойств цементного камня с КИД обусловлено синергетическим эффектом взаимодействия ингредиентов с образованием ВМС сложной структуры с высокой сорбцион-ной способностью, а также эффектом кольматации порового пространства камня продуктами реакций КИД с сероводородом (табл. 3)

Ингибированная КИД (КОМСд-ПДК) смесь ПЦТ I-100-ЦПУ использована при цементировании эксплуатационных колонн в сероводородсодержащих скважинах месторождения Советабад с температурой 130 °С, давлением 43 МПа.

Четвертая глава посвящена разработке комплексных реагентов и тампо-нажных растворов для повышения качества разобщения пластов при заканчива-нии и ремонте скважин.

Существенный вклад в совершенствование технологии крепления скважин внесли исследования ученых: А.Г. Аветисова, М.О. Ашрафьяна, М.Г. Бернадине-ра, А.И. Булатова, М.С. Винарского, A.A. Гайворонского, B.C. Данюшевского, Л.Б. Измайлова, А.К. Куксова, В.Д. Малеванского, У.Д. Мамаджанова, H.A. Ма-риампольского, А.Х. Мирзаджанзаде, Д.Ф. Новохатского, О.Н. Обозина, Г.Т. Ов-натанова, А.Ф. Озеренко, Л.И. Орлова, Ш.М. Рахимбаева, В.Ф. Роджерса, Л.И. Рябовой, М.К. Сеид-Рза, И.А. Сибирко, В.Т. Суркова и др. Их работами подтверждено, что под действием перепада давления в продуктивный пласт отфильтровывается жидкая фаза цементного раствора, а частицы твердой кольматируют по-ровое пространство коллектора.

В ОАО «НПО «Бурение» разработаны и успешно внедрены в производство реагенты-структурообразователи серии «Крепь», а также комплексные реагенты-компаунды КРК-75(100). Эти реагенты включают регуляторы сроков схватывания, понизители водоотдачи, пластификаторы и др., что обеспечивает возможность одновременного регулирования основных параметров тампонажного раствора. В то же время, реагенты КРК-75(100) имеют температуру применения до 120 °С, что недостаточно для их использования в скважинах с высокими температурами.

Установлено, что при введении однокомпонентных добавок (например, гипа-на) в тампонажный раствор трудно добиться одновременного снижения его водоотдачи и повышения тиксотропии при сохранении растекаемости.

За основу разработки комплексных реагентов соискателем взят принцип модификации полимеров акрилового ряда (гипан, ПАА) органо-минеральными добавками, функциональные группы или поливалентные катионы которых способны к взаимодействию с таковыми указанных полимеров. Образующиеся при этом ВМС, а также сами ингредиенты комплексных реагентов должны оказывать на тампонажный раствор действие, обеспечивающее снижение водопотребности и фильтрационных свойств, повышение структурообразования (тиксотропии) и се-диментационной устойчивости. Это способствует приобретению тампонажным раствором высоких изоляционных свойств в период ОЗЦ, а при затвердевании -образованию низкопроницаемого цементного камня с минимальной контракцией.

В результате исследований разработаны комплексные реагенты, состав которых и основные свойства обработанных ими тампонажных растворов из портландцемента и шлаковых вяжущих приведены в табл. 5.

На основе фосфонового комплексона - тетранатриевой соли 2-окси-1,3-пропи-лендиаминтетраметиленфосфоновой кислоты (ДПФ-1Н) разработаны реагенты:

- "гипан-ДПФ-1Н-триэтаноламин" - для растворов из ПЦТ 1-100 с температурой применения 75-100 °С;

- "гипан-ДПФ-1Н-гидроксид натрия" - для растворов из шлаковых цементов типа ШПЦС-120(200) и их аналогов с температурой применения 120-180 °С.

Таблица 5 - Свойства тампонажных растворов с комплексными реагентами

Ингредиентный состав реагента, » мае. % Содержание реагента, % от массы цемента Ж/Ц Плотность, кг/м3 Расте-кае-мость, см Водоотдача, см3/30 мин Тик-сотро-пия Режим испьпаний Время загусте-вания, ч-мин Па

Температура, °С Давление, МПа Прс при

Гипан оск Сульфат железа Вода ПЦТ 1-100

0,751,25 1,52,5 0,13-2,5 93,7597,62 40 0,4 19501960 21-22 7,016,5 2,75,5 75 20 1-156-20 3,0(

Гипан ДПФ-1Н ЩД Вода ПЦТ 1-100 (ЩД - ТЭА)

812 46 24 7786 3,3 -5,3 0,350,38 20002060 18-19 12- 1 2,3517,5 3,25 75 30 1-202-40 6,3(

ШПЦС-120 (Щ Д - ЫаОН)

78 3,54,0 3840 4851,5 3,6-5,0 0,400,41 18901900 18-19 14,522 2,97- 1 120 3,61 | 40 3-104-05 5,4!

ШПЦС-200 (ЩД - №ОН)

78 3,54,0 3840 4851,5 3,6-5,0 0,400,41 18701900 18-19 1524 2,853,45 180 60 2-203-00 3,1

ПАА КОРК ИСКА Вода ПЦТ 1-100

1,11,5 0,84,8 1,01,6 92,197,1 50 0,5 17801800 18,020,0 1825 3,364,24 75 30 1-25- З-ОО 6,5

Гипан ФХЛС ОКШЖ Вода ПЦТ 1-100

0,61,2 0,140,40 0,61,0 97,498,66 50 0,5 17601780 18,519,5 7,0 19,5 2,865,15 75 30 4-307-40 4,5

ШПЦС-120

0,61,2 0,140,40 0,61,0 97,498,66 47 0,47 17201740 18- 19 8,515,0 2,353,06 120 40 3^5-6-25 1,9

Тампонажный раствор из ГОДТ 1-100 с вышеуказанным реагентом по сравнению с базовым имеет следующие преимущества: его водоцементное отношение может быть снижено до 0,38-0,35 при сохранении требуемой растекаемости по конусу АзНИИ; водоотдача снижается в 14-20 раз; коэффициент тиксотропии увеличивается в 1,6-2 раза, а двухсуточная прочность камня при изгибе - в 1,2-1,5 раза; время загустевания растворов при температуре 75 °С и давлении 30 МПа регулируется в пределах 1,3-2,7 ч; увеличивается адгезия цементного камня к металлу.

При обработке реагентом "гипан-ДПФ-Ш-гидроксид натрия" тампонажных растворов из шлаковых вяжущих типа ШПЦС их водоотдача снижается в среднем до 18-20 раз; коэффициент тиксотропии увеличивается в 3-3,5 раза; время загустевания растворов из ШПЦС-120 при температуре 120 °С и давлении 40 МПа регулируется в пределах 3^1 ч, а ШПЦС-200 - 2,3-3 ч; в результате адсорбции продуктов взаимодействия гипана и ДПФ-1Н на поверхности новообразований цементного камня его двухсуточная прочность несколько снижается.

Определено, что при взаимодействии гипана и ДПФ-1Н с разрывом связей по нитрильной группе С = N образуются соединения, способствующие быстрому набору тампонажным раствором структурной прочности - повышению тиксотропии (рис. 7), что важно в целях предотвращения миграции газа и образования в растворе-камне флюидопроводящих каналов.

250

200

ге С и

0 X

X ф

1 100

5. с

П)

50 0

0 200 400 600 800 1000 1200

Скорость сдвига у, с-' ♦ ПЦТ1-100 а ШПЦС-120 ■ ШПЦС-200 Рисунок 7 - Петли гистерезиса тиксотропных тампонажных растворов

Комплексный реагент для тампонажного раствора из портландцемента на основе полимера акрилового ряда (ПАА), натриевых солей продукта конденсации органических кислот с альдегидом (ИСКА) и кремнийорганического компонента

(КОРК) позволяет получить цементный камень с повышенной изолирующей способностью за счет снижения водоотдачи до 18-25 см3/30 мин и контракции при гидратации до 0,3-0,8 %, повышения коэффициента тиксотропии до 3,4-4,2 и снижения газопроницаемости в десятки раз образующегося при твердении камня (табл. 5).

Разработан комплексный реагент для тампонажных растворов из портланд-цементов и шлаковых вяжущих, включающий гипан, ФХЛС и омыленные кислоты шерстного жира (ОКШЖ), являющиеся отходом производства ланолина.

При введении этого реагента тампонажные растворы приобретают повышенные тиксотропные (рис. 8) и антифильтрационные свойства, а в результате коль-матации порового пространства продуктами взаимодействия поливалентных катионов тампонажного раствора с ОКШЖ цементный камень имеет пониженную проницаемость (табл. 5).

£ 35

§ зо

£ 25

I „

а 15

? 10

Б 5

о 5 О

01 23456789 10 11

Время, мин

♦ ПЦТ-100 ш ШПЦС-120

Рисунок 8 - Кинетика образования тиксотропной структуры тампонажных растворов

Из рис. 8 следует, что в портландцементом растворе образование коагуля-ционной структуры происходит более интенсивно, чем в тампонажном растворе из ШПЦС-120, что обусловлено, в основном, различным минералогическим составом этих цементов и влиянием на них применяемых добавок.

Запатентован реагент-пластификатор портландцементных тампонажных растворов, содержащий КССБ и поливиниловый спирт (ПВС), при следующем соотношении компонентов, мае. %: КССБ 50-86; ПВС 14-50, обеспечивающий снижение водоцементного отношения до 0,4, водоотдачи в 14-22 раза, повышение коэффициента тиксотропии в 2-3,6 раза, а при твердении - образование цементного камня с двухсуточной прочностью при 75 °С и давлении 30 МПа, превышающей прочность камня базового образца в 1,6-2 раза, и повышенными изоляционными свойствами. Температура применения реагента - до 100 °С.

Для применения в условиях нормальных температур (30-50 °С) КССБ как сильный замедлитель сроков схватывания тампонажных растворов может быть заменен на реагент С-3. При этом синергетический эффект совместного применения ПВС и С-3 в части замедления сроков загустевания тампонажных растворов, обусловленный взаимодействием компонентов, как в случае использования КССБ с ПВС, не проявляется столь значительно.

Тампонажный раствор с комплексным реагентом «гипан-отход производства себациновой кислоты (ОСК)-сульфат железа» по сравнению с базовым имеет следующие преимущества: его водоцементное отношение может быть снижено до 0,4 при сохранении требуемой растекаемости по конусу АзНИИ; водоотдача снижается в 9-35 раз; коэффициент тиксотропии увеличивается в 1,6-3,4 раза, а двухсуточная прочность камня при изгибе - до 1,3 раз; изменением содержания ингредиентов время загустевания растворов при температуре 75 °С и давлении 20 МПа регулируется в пределах 1,3-6,3 ч (табл. 5).

По данным АКЦ с применением комплексного реагента «гипан-ОСК-сульфат железа» в скважинах Северо-Ставропольского ПХГ на 30 % улучшилось качество цементирования (сцепление камня с колонной) по сравнению с базовым вариантом, заколонных флюидопроявлений не наблюдалось.

Тампонирующие составы для изоляции водопритоков. Из неселективных методов изоляции водопритоков в настоящее время наиболее часто применяется способ установки в скважинах цементных мостов. При этом важным условием, как и любых изоляционных работ, за исключением полной изоляции продуктивного горизонта, является избирательная закупорка обводненных интервалов.

При проведении работ по изоляции подошвенных вод основной целью является отсечение водоносной части пласта от продуктивного горизонта. Для этого требуется применение специальных тампонирующих материалов, которые могли бы создать в среде пластовых вод прочный низкопроницаемый цементный мост, обеспечив сохранение дебитов скважины в послеремонтный период эксплуатации.

Исследованиями установлено, что введение в тампонажный раствор пластификатора Дофен в количестве до 2 % от массы цемента позволяет снизить В/Ц до 0,35. Однако водоотдача при этом снижается незначительно. Дополнительное введение в тампонажный раствор 0,5-1,0 % ПВС от массы цемента обеспечивает снижение водоотдачи тампонажного раствора с 246 до 6-7 см3/30 мин. При этом растекаемость тампонажного раствора находится в пределах 20 см, а его плотность составляет 1920-1960 кг/м3. Благодаря пониженному водосодержанию тампонажного раствора прочность цементного камня с этими добавками на 20 % выше, а газопроницаемость в 1,5-2,0 раза ниже, чем без добавок. Время загустевания регулируется реагентами, применяемыми в буровой практике. Полученный цементный камень является безусадочным и обеспечивает высокую изолирующую способность моста.

Аналогом Дофена является пластификатор С-3 российского производства.

Регулируя соотношение ингредиентов ПВС и С-3, водоотдачу тампонажных растворов из ПЦТ1-С-СС-1 можно снизить до 10 см3/30 мин. При этом водоотдача не обработанного реагентом раствора составляет 107 см3/30 мин.

В результате модификации ПВС реагентом С-3 набор структурной прочности

цементных растворов происходит довольно быстро благодаря жесткому закреплению соединений, образовавшихся при взаимодействии ПВС и альдегида С-3, в хемосорбционном слое, что обеспечивает их стабильную ориентацию в жидкой фазе и образование прочных структурных связей.

Для установки изоляционного моста в скважине может быть рекомендован тампонажный раствор с добавками до 2 мае. % пластификатора на основе нафта-линсульфокислоты (Дофен, С-3 и др.) и ПВС в количестве 0,5-1,0 % от массы цемента.

Тампонажные растворы с ПВС-С-3 применялись для установки цементных мостов с целью изоляции подошвенных водопритоков в газовых и газоконденсат-ных скважинах месторождений Западной Сибири, скважинах Северо-Ставрополь-ского ПХГ. После проведения ремонтно-изоляционных работ все скважины выведены из бездействующего фонда, что позволило предприятиям ОАО «Газпром» получить дополнительный объем добычи газа.

Поскольку одной из причин неудачных операций при исправительном цементировании является нарушение адгезионных связей цементного камня с породой и колонной, а иногда и разрыв пласта, обусловленные высокими развиваемыми давлениями при закачивании цементных растворов в зоны устранения дефектов, одним из требований, предъявляемых к тампонажному раствору, предусмотрено обеспечение пониженных сопротивлений при прокачке. Такому требованию отвечает разработанный нами портландцементный тампонажный раствор с повышенной тиксотропией на основе отхода производства себациновой кислоты (ОСК), катионактивного вещества на основе алкилимидозолинов (КАИЗ) и радиа-лизованного у-излучением полиакриламида с низким значением динамического напряжения сдвига (т0).

Тампонажный раствор с температурой применения до 100 °С имеет следующие технологические показатели: плотность 1700-1740 кг/м3, растекаемость 18-20 см; водоотдача 14-23 см3/30 мин, т0 = 5-10 дПа, тиксотропия 2,2-3,7, водоотделе-ние 0-0,5 мл, в то время как не обработанный химреагентами портландцемент с В/Ц 0,5 характеризуется следующими значениями показателей в порядке их перечисления - 1840 кг/м3,22 см, 212 см3/30 мин, 293 дПа, 1,5 и 6,8 мл соответственно.

Пониженные значения т0 обусловлены, в основном, влиянием КАИЗ и ОСК. Неполярная часть макромолекулы КАИЗ адсорбируется на анионактивных (кальциевых, алюминиевых) центрах сильно диспергированных цементных частиц, а полярная - свободно ориентируется в жидкой фазе. Образуются коллоидные адсорбционные слои гидрофобного характера, препятствующие агрегации цементных частиц с образованием флокул, тем самым обеспечивающие седиментацион-ную устойчивость и переводящие структуру цементно-водной суспензии из коа-гуляционной в пептизационную. ОСК, содержащий в качестве примеси себаци-новую кислоту, способствует регулированию рН раствора и поддержание его на уровне, обеспечивающем растворимое состояние КАИЗ.

Технология изоляции подошвенных водопритоков с предварительным блокированием продуктивного пласта, С целью сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта нами разработана новая технология ремонтно-

изоляционных работ, включающая предварительную закачку буферной жидкости (дизтопливо, газоконденсат или др.), блокирование продуктивного горизонта не загрязняющей пласт пенообразующей жидкостью с наполнителем и изоляцию водоносного пласта тиксотропным тампонажным раствором с низкой водоотдачей (рис. 9).

1,2- цементировочный агрегат; 3 - блок приготовления раствора; 4 - тройник; 5 - эжектор; !■•'■•.'.•'] - продуктивный пласт; Е.'у'| - блокирующий агент; \///\ - изолирующий агент

Рисунок 9 - Схема обвязки скважины при проведении ремонтно-изоляционных работ

в условиях АНПД

Последовательность проведения ремонтно-изоляционных работ описана в диссертации.

Применение буферной жидкости и блокирующего агента с определенными значениями вязкостей, удовлетворяющих условиям: г|6уф < г|„, (щ,^, г\„я - вязкости буферной жидкости и пластовой воды) и г|бл > Г||1Л (г|6л - вязкость блокирующего агента) а также определяемой расчетом разницы давлений продавки агентов способствует тому, что газоносный пласт блокируется специальной жидкостью, а водоносный горизонт изолируется тампонажным раствором. При этом сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта и обеспечивается надежная изоляция притока подошвенной воды в условиях АНПД.

Технология нашла широкое применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах с АНПД месторождений Западной Сибири, скважинах Северо-Ставропольского ПХГ. В результате её применения сократились материально-технические затраты на проведение изоляционных работ, увеличился межремонтный период эксплуатации скважин.

Пятая глава посвящена разработке технологических жидкостей для глушения скважин в условиях АНПД, в том числе содержащих наполнители растительного происхождения.

Утановлено, что с целью сохранения коллекторских свойств пласта глушение скважин следует производить жидкостями с минимальными проникновением в призабойную зону и воздействием Иа ФЕС пласта (A.A. Ахметов, С.Б. Бекетов, P.A. Гасумов, C.B. Долгов, В.В. Зиновьев, K.M. Тагиров, A.M. Шарипов и др.).

К таким жидкостям относятся биополимерные системы, широко применяемые в настоящее время при вскрытии продуктивных пластов, но пока ограниченно используемые в ремонте скважин.

Для глушения скважин в условиях АНПД нами разработаны составы биополимерных блокирующих жидкостей (БПБЖ) на основе биополимера Сараксан-Т.

В связи с расширением объема работ на месторождениях Западной Сибири и Крайнего Севера рецептуры БПБЖ разработаны в двух вариантах (летнем и зимнем), включая возможность применения без замерзания в жестких климатических условиях при температурах до минус 40 °С.

Структурно-реологические показатели и антифильтрационные свойства БПБЖ обусловлены синергетическим эффектом взаимодействия Сараксан-Т и Полицелл КМК-БУР2, имеющих различную структуру и кислотно-основные свойства, а также их взаимодействием с другими ингредиентами биополимерных систем с образованием сложных высокомолекулярных соединений (ВМС), способствующих снижению проникновения в пласт в результате увеличения фильтрационных сопротивлений в пористых средах (О.Ф. Кондрашев).

Реологическое поведение данных биополимерных систем описывается степенной моделью Оствальда - де Ваале, а низкие значения коэффициента нелинейности характеризуют их высокую псевдопластичность, что в совокупности с высокими антифильтрационными свойствами позволяет использовать разработанные биополимерные жидкости и для вскрытия продуктивных пластов при за-канчивании скважин.

Проведенные исследования на кернах проницаемостью 0,3-0,5 мкм2 свидетельствуют о достаточно высокой степени восстановления их проницаемости (7896 %) после воздействия разработанных составов БПБЖ с репрессией 0,7 МПа. Причем деблокирование кернов происходит при незначительных обратных давлениях (до 0,1 МПа) и их дополнительной обработки (кислотной, деструкторами или растворами ПАВ) для восстановления проницаемости не требуется.

Увеличение репрессии до 5-6 МПа при продавке БПБЖ в керн приводит к повышению давления деблокирования до 1-1,2 МПа с необходимостью использования деструкторов для восстановления проницаемости кернов, что не всегда приемлемо в скважинах с АНПД и рыхлыми слабосцементированными пластами на истощенных месторождениях. Это указывает на необходимость применения в осложненных условиях блокирующих систем другого качественного состава.

На основании результатов анализа способов глушения скважин месторождений и ПХГ ОАО «Газпром» и проведенных нами экспериментальных исследований установлено, что для глушения скважин с АНПД в целях сохранения ФЕС коллекторов в процессе капитального ремонта наиболее целесообразно примене-

ние пеноэмульсий с наполнителями растительного происхождения в качестве блокирующих жидкостей.

С учетом требований к наполнителям в блокирующие жидкости нами разработаны реагенты-наполнители: травяная мука (ТМ) из отходов сельскохозяйственного производства; Целлотон-РС и АПТОН-РС на основе торфа, модифицированного полимерной и щелочной добавками.

При разработке торфяных наполнителей установлено, что их качество зависит от типа применяемого торфа (верховой, переходный, низинный), степени его разложения и влажности, а блокирующая способность пеноэмульсий - от содержания наполнителя в ее составе.

Исследования показывают, что пеноэмульсия с торфощелочным наполнителем (ТЩН) на основе торфа верхового типа имеет лучшую блокирующую (закупоривающую) способность, чем на основе торфа переходного типа (рис. 10).

I 15

в о.

( / __ 1 / У У Г 1 2

( / / 1

1 1 1 1

-- --

1,5

2,5

5,5

6,5

3 3,5 4 4,5 5 Количество наполнителя, % 1 - сосногорский торф (верховой); 2 - вынгапуровский торф (переходный) Рисунок 10 - Зависимость блокирующей способности пеноэмульсий с ТЩН от содержания наполнителя и типа используемого торфа

При исследовании блокирующей способности пеноэмульсий с ТЩН, приготовленным из сосногорского торфа верхового типа различной влажности, установлено, что применение торфа с влажностью более 25 % приводит к снижению давления прорыва пенного экрана.

Из рис. 11 следует, что для обеспечения давления блокирования в пределах 20-25 МПа содержание торфа с влажностью более 25 % должно быть увеличено с 2,7-3,5 % (у менее влажного торфа) до 4-5 %.

На основании результатов исследований блокирующих жидкостей (БЖ) с различными наполнителями, в т.ч. с древесными опилками, древесной корой и Полицелл-Ф (разработан В-В. Романовым), определена возможность применения наиболее эффективных из них в пеноэмульсиях на основе незамерзающей пено -

1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5

Количество наполнителя, %

Влажность торфа, %: 1 - 16,35; 2- 22,81; 3- 22,55;4- 33,51; 5- 39Д0; 6 - 43,65; 7- 47,22 Рисунок 11 - Зависимость блокирующей способности пеноэмульсий с ТЩН из торфа различной влажности от количества наполнителя

образующей жидкости (НПОЖ) следующего состава, об. %: 25 %-ный раствор КССБ - 20; дизтопливо (газоконденсат) - 20; раствор СаС12 плотностью 1180— 1200 кг/м3 - 60.

Характер изменения фильтрационных свойств пеноэмульсий с наполнителями (рис. 12) показывает, что наименьшей фильтрации подвержены составы с торфяными наполнителями (АПТОН-РС, Целлотон-РС, Полицелл-Ф) и ТМ.

Время фильтрации, мин

ДО - древесные опилки; ДК - древесная кора; П-Ф - Полицелл-Ф; Ц-РС - Целлотон-РС; А-РС - АПТОН-РС; ТМ - травяная мука Рисунок 12 - Фильтрация пеноэмульсий с различными наполнителями

На основе теоретического обоснования выбора типа наполнителя и результатов проведенных исследований физико-химических и технологических свойств пеноэмульсий из незамерзающей пенообразукмцей жидкости (НПОЖ) вышеприведенного состава с различными наполнителями (в т.ч. с асбестом) разработаны рецептуры технологических жидкостей с растительными наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД, рассмотрен механизм взаимодействия компонентов, обосновано влияние на коллекторские свойства продуктивных пластов.

Запатентованы следующие составы блокирующих жидкостей с наполнителями растительного происхождения: пеноэмулъсия с ТЩН, содержащая кубовый остаток производства фурфурилового спирта (КОФС); пеноэмулъсия с биополимером Ритизан (шт. Асте1оЬас(ег Бр.) и наполнителем - торфом, содержащая в качестве лигносульфоната ЛСТП или КССБ; пеноэмулъсия с наполнителем травяная мука (ТМ); пеноэмулъсия с наполнителем АПТОН-РС.

Показатели технологических свойств разработанных составов пеноэмульсий с наполнителями находятся в пределах: кратность 1,2-3,4, устойчивость 86400288000 с/см3, коэффициент фильтрации 2,2-4,0, давление прорыва блокирующего экрана 8,5-21 МПа, давление деблокирования 0,1-0,5 МПа, коэффициент восстановления проницаемости искусственного керна 0,92-0,98.

Диапазон технологических параметров позволяет использовать эти системы в качестве блокирующих жидкостей при глушении скважин в условиях АНПД с различным коэффициентом аномальности, а низкие давления деблокирования предотвратят дилатансию в дренированных коллекторах истощенных месторождений, способствуя сохранению их естественной проницаемости.

Проведенными исследованиями и опытно-промышленными испытаниями при глушении скважин Северо-Ставропольского ПХГ установлено, что применение пеноэмульсий с низкими фильтрационными свойствами, содержащих травяную муку (см. рис. 12), снижает вероятность взаимодействия фильтрата с породой продуктивного пласта и предотвращает ухудшение его первоначальных ФЕС. До 3-7 сут сокращаются сроки освоения скважин и их выхода на доремонтный режим эксплуатации.

Исследованиями установлено, что оценка фильтрационных свойств пенных систем должна проводиться по коэффициенту фильтрации Кф с учетом их кратности К и исходного объема пенообразующей жидкости Утож с использованием формулы для его расчета:

г* ¥Ф'К

' НПОЖ ' га

где У„э и Уф-объемы пеноэмульсии (см3) и полученного из нее фильтрата (см3/30 мин) соответственно.

Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено, что для обеспечения высоких технологических показателей жидкостей глушения с наполнителями технология их приготовления должна осуществляться с учетом химического состава входящих в наполнитель ингредиентов с целью его адаптации к составу жидкости-носителя. В работе приведены варианты приготовления блокирующих

жидкостей для глушения скважин с наполнителями АПТОН-РС, травяная мука, а также реагентами-наполнителями типа «Полицелл».

Инвертные эмульсии с наполнителем АПТОН-РС. Опыт эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений свидетельствует о том, что при глушении и проведении ремонтных работ в скважинах, продуктивные пласты которых содержат большое количество глинистого материала, технологическими жидкостями на водной основе ФЕС пластов постепенно ухудшаются. Это ведет к увеличению объёма работ по декольматации призабойной зоны.

Минимально воздействующими на пласт являются системы на углеводородной основе, в частности, инвертные эмульсии (ИЭ), которые находят всё более широкое применение благодаря способности сохранять естественные ФЕС продуктивных пластов.

Автором предложена рецептура ИЭ с наполнителем АПТОН-РС, которая является эмульсионно-суспензионной системой, обеспечивающей получение стабильной технологической жидкости с повышенным блокирующим эффектом и низким давлением деблокирования пласта.

Теоретической предпосылкой выбора наполнителя на основе торфа в ИЭ явилась способность к смачиванию углеводородной жидкостью, что обусловлено его морфологией (структурой и формой волокон, содержанием органоминераль-ных производных, неполярных углеводородных и битумных систем). Применение наполнителя из торфа верхового или переходного типов с низкой степенью разложения, элементы макроструктуры которого связаны друг с другом наименее прочно, способствует его адаптации и равномерному распределению в дисперсионной среде и является основой получения эмульсионно-суспензионных систем стабилизированного фазового состава.

Для практического применения рекомендуется ИЭ, состоящая из углеводородной жидкости, раствора СаС12 плотностью 1200 кг/м3 и эмульгатора-эмультала при следующем соотношении компонентов, об. %: раствор СаС12 (р =1200 кг/м3) 70-75; дизтопливо (газоконденсат) 20-27; эмультал 3,0-4,5; наполнитель АПТОН-РС 7+10 мае. % от объёма ИЭ в зависимости от геолого-технических условий скважины и проницаемости продуктивного пласта, блокируемого на время проведения ремонтных работ.

Результаты стендовых испытаний блокирующих свойств ИЭ с наполнителем АПТОН-РС (табл. 6) показывают, что приготовление стабильных во времени технологических жидкостей с повышенными антифильтрационными и закупоривающими свойствами для временного блокирования продуктивного пласта следует осуществлять с увеличенным до 3-4,5 мае. % (от объема ИЭ) содержанием эмуль-тала с учетом его адсорбции реагентом АПТОН-РС, гуминовые вещества которого имеют высокие ионообменные и сорбционные показатели. Использование ИЭ состава 1 без наполнителя, ранее применяемого для блокирования пластов при глушении скважин на Медвежьем ГКМ ОАО «Газпром», допускается только в качестве рабочей технологической жидкости, закачиваемой после блокирующего состава, или для проведения других технологических операций при ремонте скважин.

С участием соискателя разработаны «Рекомендации по применению органо-минерального реагента АПТОН-РС в качестве наполнителя жидкостей глушения»,

Таблица б - Результаты определения основных свойств и коэффициента восстановления проницаемости песчаных кернов после воздействия инвертных эмульсий с АПТОН-РС

Состав ИЭ, об. % (содержание АПТОН-РС -в мае. % от объёма ИЭ) Показатели основных свойств ИЭ с наполнителем Давление, МПа Проницаемость, мкм2 Квосст. пр., %

Р'з кг/м Ф30 мин, мл СНСщо, дПа ЭС, в Рблок Робр начальная конечная

1. 70 р-р СаСЬ + 28 ДТ + 2 эмультал + 1 БГ 1085 6,0 (2,4)* 19/24 УВ-88с 95 испытания не проводились, т.к. ИЭ легко фильтруется при Л Р = 10 МПа

2.70 р-р СаСЧ, +28ДТ + 2 эмультал + 1 БГ + 10 АПТОН-РС 1145 1,8 (1,1)* 43/77 95 7,8 0,10 2,00 1,14 57,0

3. 70 р-р СаСЬ + 28 ДТ + 2 эмультал + 2БГ 1083 5,4 (2,1)* 29/34 УВ-148с 80 испытания не проводились, т.к. ИЭ легко фильтруется при Л Р = 10 МПа

4. 70 р-р СаСЬ +28ДТ + 2 эмультал + 2 БГ +10 АПТОН-РС 1150 0,8 (1,0)* 68/91 80 4,0 0,7 0,15 0,03 2,29 2,28 2,22 2,19 96,9 96,1

5. 70 р-р СаСЦ + 27 ДТ + 3 эмультал+7 АПТОН-РС 1077 0,8 (0)* 120/120 200 9,0 0,7 0,50 0,04 2,20 2,40 2,20 2,33 100,0 97,1

6. 69 р-р СаС12 + 26,6 ДТ + 4,4 эмультал + 10 АПТОН-РС 1106 0,8 (0)* 330/335 260 9,6 0,7 0,35 0,05 2,05 2,39 1,91 2,33 93,2 97,5

Примечания. ДТ — дизтопливо; БГ - бентонитовая глина; ЭС - электростабильность, В (вольт); * - приведен % отделения ДТ от объема ИЭ за 1 сут (расслоение фаз).

в которых помимо составов технологических жидкостей с АПТОН-РС (пено-эмульсий, инвертных эмульсий и полимергликолевого раствора) приведены технологии их приготовления и применения при ремонте скважин с АНПД на месторождениях Крайнего Севера.

На выпуск опытных партий наполнителя разработаны ТУ 0392-801-001587702006 «Органоминеральный реагент «АПТОН-РС». Технические условия», Р Газпром «Рекомендации на производство и применение органоминерального реагента при проведении ремонтных работ в газовых и газоконденсатных скважинах», получено санитарно-эпидемиологическое заключение, подтверждающее экологическую безопасность его применения.

Инвертные эмульсии с наполнителем АПТОН-РС использовались в качестве блокирующей жидкости для глушения скважин на Медвежьем ГКМ, а пеноэмуль-сии с этим наполнителем применялись для блокирования коллекторов при глушении скважин на Вынгапуровском и Комсомольском ГМ. Применение этих блокирующих жидкостей позволило сократить сроки освоения скважин после ремонта до 2-3 сут с восстановлением их дебитов и получить дополнительный объем углеводородной продукции.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

Разработаны научно обоснованные положения, обуславливающие комплексный подход к оценке состояния крепи скважин, реализованные при создании новых методов коррозионных испытаний, создании сероводородостойких цементов и ингибйрующих добавок в тампонажные растворы, повышающих термодинамическую устойчивость металла и новообразований цементного камня к воздействию сероводорода. Разработаны новые технологические жидкости для за-канчивания И ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях.

1. Установлено, что одной из основных причин потери продуктивности скважин является применение не соответствующих их геолого-техническим условиям технологических жидкостей при заканчивании и ремонте скважин. Использование этих жидкостей без учета физико-химических характеристик и геолого-физических особенностей коллекторов приводит к ухудшению ФЕС последних, резкому снижению производительности скважин.

2. Разработаны методики проведения коррозионных испытаний, в том числе в условиях, приближенных к условиям скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода, позволяющие реально оценить свойства цементного камня с позиции его устойчивости к воздействию агрессивных сред.

3. В результате изучения механизма сероводородной коррозии цементного камня из различных вяжущих установлены коэффициенты активности тампонаж-ных цементов к взаимодействию с сероводородом с образованием сульфатной и сульфидной серы:

- для портландцементов в пределах 0,66+3,51 и в пределах 1,98+9,56;

-для шлаковых вяжущих Дуд, в пределах 0,15+0,46 и Ду в пределах 0,37+1,62

(НП на основе никелевого шлака имеет Ду0з, равный нулю).

Коэффициент коррозионной стойкости цементного камня после 6 мес. выдерживания в сероводородной среде повышенной концентрации (30 г/л) при имитировании термобарических условий реальных скважин составляет 0,90 - 0,92 для НКИ; 0,96 - 0,98 для НП; 0,85 - 0,88 для ШПЦС-200; 0,70 - 0,72 для ШПЦС-120. Камень из портландцемента полностью разрушается.

4. Разработаны коррозионно-стойкие цементы (НКИ-и, НП-х, ПЦТ I-100+ЦПУ, ПЦТ 1-100+сидеритовая руда) и ингибированные тампонажные растворы, апробированные при строительстве скважин Астраханского ГКМ и месторождений Восточной Туркмении, применение которых при цементировании серово-дородсодержащих скважин повышает надежность их крепи.

5. Установлено, что высокие защитные свойства в тампонажных растворах сохраняют водорастворимые ингибиторы пленочного типа на основе отходов производства морфолина, обладающие термостойкостью, сорбционной способностью и химической совместимостью со щелочной средой поровой жидкости цементного камня. В наибольшей степени этим требованиям отвечает ингибитор ВФПМ, рекомендованный к применению в концентрации 1,3 - 2,2 % в жидкости затворе-ния в зависимости от типа цемента.

6. Для цементирования скважин с содержанием сероводорода во флюиде пласта 6+25% при повышенных и высоких температурах рекомендуется применять

тампонажные материалы на шлаковой основе (ШПЦС-120 и ШПЦС-200), смеси ПЦТ I-100+ЦПУ, ПЦТ I-100+сидеритовая руда с 0,6-1,1 % ингибитора ВФПМ или его аналогов от массы цемента.

Для регулирования технологических свойств ингибированных тампонажных растворов рекомендуется использовать химические реагенты и их комбинации, не ухудшающие эффективности действия ингибиторов (мае. %): декстрин (0,10 -0,70); хромпик (0,05 - 0,50); СДБ (0,10 - 0,30); КМЦ (0,10 - 0,25).

7. Разработаны комплексные реагенты для регулирования свойств цементных растворов физико-химическими методами, использование которых позволяет снизить водоотдачу, повысить седиментационную устойчивость и тиксотропию тампонажных растворов, повысить прочность и снизить газопроницаемость цементного камня, что обеспечит улучшение качества крепления скважин с минимальным воздействием на коллекторские свойства продуктивных пластов.

С целью изоляции водопритоков в газовых и газоконденсатных скважинах в условиях АНПД разработаны и внедрены составы тампонажных растворов, эффективность применения которых обусловлена антифильтрационными и структурно-реологическими показателями, получением цементного камня, обеспечивающего прочный контакт с обсадными трубами и горной породой.

8. Разработана и внедрена на месторождениях Западной Сибири новая технология изоляции подошвенных водопритоков в условиях АНПД газовых скважин с предварительным блокированием продуктивного горизонта, позволяющая сохранить его коллекторские свойства и повысить производительность скважин.

9. Получены кривые течения (реограммы) и уравнения, описывающие реологическое поведение разработанных биополимерных систем для глушения скважин степенной моделью Оствальда - де Ваале как жидкостей с высокой псевдопластичностью, что расширяет область их применения: эти биополимерные системы могут использоваться для вскрытия продуктивных пластов при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин, а также для бурения боковых стволов и проведения в скважинах ремонтных работ.

10. Установлена целесообразность использования волокнистых материалов растительного происхождения в качестве наполнителей блокирующих жидкостей, что обеспечивает сохранение ФЕС продуктивных пластов. Такими материалами являются травяная мука из отходов сельскохозяйственного производства и торф, на основе которого разработаны наполнители Целлотон-РС и АПТОН-РС, а также жидкости глушения с этими наполнителями.

11. Разработанные коррозионно-стойкие цементы и ингибированные тампонажные растворы внедрены при креплении сероводородсодержащих скважин в условиях АВПД, комплексные реагенты и тиксотропные тампонажные растворы с низкой водоотдачей - при заканчивании и ремонте скважин, блокирующие жидкости с наполнителями - при глушении скважин месторождений и ПХГ с АНПД.

Опытно-промышленные испытания и внедрение разработок, направленных на повышение качества заканчивания и ремонта скважин, проведены на скважинах б. ПО «Астраханьгазпром», «Туркменгазпром», ООО "Уренгойгазпром", "Тюментран-сгаз", "Ноябрьскгаздобыча", "Ямбурггаздобыча", "Надымгазпром", "Кавказтрансгаз" и "Газпром ПХГ". Экономический эффект при этом составил 555,9 млн. руб.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в 160 печатных работах, в том числе 46 авторских свидетельствах и патентах на изобретения. В автореферате приводятся некоторые из них, включая 2 обзора (№ 11, 35) и 25 работ (№ 2, 3, 5-9, 12, 14-16, 18-23, 25, 34, 36-41), опубликованных в рекомендуемых ВАК РФ рецензируемых Изданиях:

1. Перейма A.A. Цемент тампонажный сероводородостойкий НКИ и НП // РНТС. Сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин. - М.: ВНИИЭгазпром, 1982.-Вып. 6.-С. 23-24.

2. Экспресс-метод оценки активности тампонажных материалов к сероводороду / Ю.И. Петраков, A.A. Перейма, В.И. Зубков и др. // Нефтяное хозяйство. - 1983. - № 4. - С. 67-68.

3. Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях / Ю.И. Петраков, A.A. Перейма, Г.Д. Дибров и др.//Нефтяное хозяйство. - 1984.-№ 1.-С. 18-21.

4. Применение коррозионностойких тампонажных растворов для крепления скважин с сероводродосодержащей продукцией / A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, Л.А. Крепкая, В.Ф. Волошин // Тез. докл. VI Республ. конфер. по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов. - Киев: ИКХХВ АН УССР, 1985. -С. 106-107.

5. Перейма A.A., Петраков Ю.И. Влияние добавок химреагентов на защитные свойства ингибированных тампонажных растворов // Экспр.-инф. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып. 9. - С. 14-17.

6. Петраков Ю.И., Перейма АЛ., Заручаев Г.И. Совершенствование Крепления скважин на Астраханском ГКМ // Газовая промышленность. -1985. - № 9. - С. 26.

7. Коррозионная стойкость цементного камня в сероводородных средах / A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, С.Б. Трусов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1986. -№3.-С. 29-32.

8. Применение ингибированных тампонажных растворов / A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. // Газовая промышленность. - 1986. -№ 12. - С. 38-39.

9. Петраков Ю.И., Перейма A.A. Повышение надежности крепления скважин в условиях сероводородной агрессии П Газовая промышленность, - 1987. -№ 6 -С. 14-16.

Ю.Перейма A.A., Петраков Ю.И., Перцева Л.В. Ингибированный тампонажный раствор // Тез. докл. VIII научн-практ. конф. "Совершенствование технологии бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях Восточной Туркмении". - Ашхабад: ТуркменНИИНТИ, 1988. - С. 29-30.

11.Перейма A.A., Петраков Ю.И. Пути предотвращения сероводородной коррозии в целях повышения надежности и долговечности скважин // Обз. инф. Сер.

Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности. - М.: ВНИИЭгаз-пром, 1988. -Вып. 3.-19 с.

12.Перейма A.A. Тампонажные смеси на основе отходов производства // Газовая промышленность,- 1988.-№ 12-С. 30-31.

13 .Экономическая оценка применения ингибированных тампонажных растворов для крепления сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ/В.Т. Онищен-ко, A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, В.П. Бронникова // Производственный и научно-технический опыт, рекомендуемый для внедрения в газовой промышленности: Информ. сб. - М.: ВНИИЭгазпром, 1989. - Вып. 1. - С. 67-70.

14.Перейма A.A., Бакуменко B.C. Тампонажный материал на базе отхода строительного производства // Экспр.-инф. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 1. - С. 28-31.

15.Перейма A.A. Применение ингибированных тампонажных растворов для крепления скважин месторождений Восточной Туркмении // Экспр.-инф. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 2. - С. 12-15.

16.Перейма A.A., Петраков Ю.И., Перцева JI.B. Совершенствование цементирования скважин месторождения Саман-Тепе // Эспр.-инф. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 3. -С. 15-17.

17.Тампонажный раствор для цементирования скважин в условиях воздействия агрессивных сред / A.A. Перейма, JI.B. Перцева, В.Ф. Волошин и др. // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности: Информ сб. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 3. -С. 37-38.

18.Перейма A.A. Тампонажный раствор для крепления сероводородсодержащих скважин // Газовая промышленность. - 1991. - № 7. - С. 23-24.

19.Технология и составы для устранения межколонных газопроявлений / K.M. Та-гиров, В.И. Ильяев, A.A. Перейма и др. // Газовая промышленность. - 1991. -№11.-С. 24-25.

20.Контроль технического состояния скважин ПХГ / C.B. Долгов, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др. // Газовая промышленность. - 1997. - № 3. - С. 57-59.

21.Тампонирующий материал для ремонтно-изоляционных работ / K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др. // Газовая промышленность. - 1998. -№ 1. -С. 40-41.

22.Крепление скважин при вскрытии продуктивных пластов / K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др. // Газовая промышленность. - 1998. - № 10. - С. 42-44.

23.Пенные системы с наполнителем для глушения скважин / K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др. Н Газовая промышленность. - 1999. - № 8. - С. 50-51.

24.Изоляция притока подошвенных вод с предварительным блокированием продуктивного пласта / P.A. Гасумов, В.З. Минликаев, A.A. Перейма и др. // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. -Вып. 32.-С. 117-121.

25.Гасумов P.A., Перейма A.A. Повышение качества крепления скважин // Газовая промышленность. - 2001. - № 5. - С. 44-46.

26.Перейма A.A., Гасумов P.A. Повышение качества разобщения пластов методами физико-химического модифицирования тампонажных растворов // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации ПХГ и экологии: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2002. - Вып. 36 - С. 135-140.

27.Перейма A.A., Черкасова В.Е. Влияние фракционного состава наполнителей на технологические свойства пеноэмульсий // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. - Вып. 39. - С. 54-59.

28.Перейма A.A., Черкасова В.Е., Гасумов P.P. Применение жидкостей глушения с наполнителями при проведении ремонтно-восстановительных работ // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. тез. докл. межд. науч.-практ. конф. (22-26 сент., г. Кисловодск). -Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. - С. 13-15.

29.Перейма A.A., Черкасова В.Е., Тукаева Г.Ф. К вопросу оценки фильтрационных свойств пеноэмульсий с растительными наполнителями // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. - Вып. 41. -С. 159-168.

30.Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. Совершенствование рецептур промывочных жидкостей для бурения скважин в мерзлых породах // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Сб. докл. межд. науч.-практ. конф. (11-15 сент., г. Кисловодск). - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2006. - С. 32-38.

31.К вопросу организации промышленного производства реагента-наполнителя технологических жидкостей для ремонта скважин / A.A. Перейма, С.А. Акопов, М.Н. Пономаренко и др. // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Сб. докл. межд. науч.-практ. конф. (11-15 сент., г. Кисловодск). - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2006. - С. 104-113.

32.0пыт применения жидкостей глушения с наполнителями при проведении ремонтных работ в скважинах с АНПД / A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В.Е. Черкасова и др. // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Спец. сб. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - № 1. -С. 37-42.

33.Оценка закупоривающих свойств наполнителей для жидкостей временного блокирования пласта при ремонте скважин с АНПД / A.A. Перейма, P.A. Гасу-мов, В.Е. Черкасова и др. // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Спец. сб. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - № 4. - С. 17-24.

34.Перспективы применения биополимеров в технологических жидкостях для капитального ремонта скважин / A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В.Е. Черкасова и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. -№ 9 - С. 46-52.

35.Гасумов P.A., Перейма A.A. Жидкости глушения и технология их применения при ремонте скважин с низким пластовым давлением .// Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 152 с.

36.Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. Технологические жидкости на биополимерной основе для бурения и ремонта скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 3 - С. 35-39.

37.Технологические жидкости для освоения скважин с АВПД / A.A. Перейма, Н.М. Дубов, В.Е. Черкасова и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - № 3 - С. 40-44.

38.Пеноэмульсии с наполнителями растительного происхождения для ремонтно-восстановительных работ в скважинах с АНПД / A.A. Перейма, В.А. Сукови-цын, В.Е. Черкасова и др. // Газовая промышленность. - 2008. - № 4. - С. 6667.

39.Перейма A.A. Коррозионностойкий тампонажный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии // Газовая промышленность. -2008.-№5.-С. 80-82.

40.Оценка применения биополимера Ритизан для бурения и ремонта скважин /A.A. Перейма, Н.Ю. Игнатенко, В.Е. Черкасова и др. // Газовая промышленность. - 2008. -№ 9. - С. 75-77.

41.Перейма A.A. Вязкоупругие растворы для изоляции поглощающих пластов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 4. - С. 34-38.

42.A.c. 747281 СССР, МКИ2 G 01 N 17/00. Устройство для коррозионных испытаний / Ю.И. Петраков, А.И. Ниценко, A.A. Перейма и др; - Бюл. № 14, ч.3,1999.

43.А.С. 813201 СССР, МКИ3 G 01 N 17/00. Способ коррозионных испытаний / Ю.И. Петраков, А.И. Ниценко, A.A. Перейма и др. - Бюл. № 10,1981.

44.A.c. 814919 СССР, МКИ3 С 04 В 7/14. Вяжущее / М.Д. Кяляшев, Г.Д. Дибров, A.A. Перейма и др. - Бюл. № 11,1981.

45.A.c. 1114008 СССР, МПК6 С 04 В 24/24. Комплексная добавка для бетонной смеси / В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. - Бюл. № 14, ч. 3, 1999.

46.А.С. 1160773 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки там-понажных растворов на основе металлургических шлаков / A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, Г.Д. Дибров и др. - Бюл. №11, ч.2,1999.

47.A.c. 1187405 СССР, МКИ3 С 04 В 7/14. Вяжущее / Г.Д. Дибров, Ю.И. Петраков, A.A. Перейма и др. - Опубл. не подлежит.

48.А.С. 1403695 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. - Бюл. № 11,ч.2,1999.

49.А.С. 1453969 СССР, МПК4 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал / A.A. Перейма, Б.С. Дашевский, Ю.И. Петраков и др. - Бюл. № 11, ч.2,1999.

50.A.c. 1466310 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонажного раствора для крепления газовых и нефтяных скважин / A.A. Перейма Ю.И. Петраков, И.Л. Осадчая и др. - Бюл. №11, ч.2,1999.

51.A.c. 1533259 СССР, МКИ4 С 04 В 24/12. Строительный раствор / A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. - Бюл. № 14, ч.3, 1999.

52.A.C. 1556160 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонажного раствора / A.A. Перейма, Л.В. Перцева. - Бюл. № 13, ч.2, 1999.

53.A.c. 1595057 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, Л.В. Перцева и др. - Бюл. № 13, ч.2,1999.

54.A.C. 1595058 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Утяжеленный тампонажный материал / A.A. Перейма, В.Т. Филлипов Ю.И. Петраков и др. - Бюл. №11, ч.2, 1999.

55-А.с. 1640368 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / A.A. Перейма, Л.В. Перцева.-Бюл. № 13,1991.

56.A.C. 1661371 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / A.A. Перейма, Л.В. Перцева.-Бюл. № 25, 1991.

57.А.С. 1773093 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Композиция для тампонажного раствора / A.A. Перейма, В.И. Ильяев, Л.В. Перцева. - Бюл. №11, ч.2,1999.

58.A.C. 1839040 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонаж-ных растворов на основе портландцемента / A.A. Перейма, Л.В. Перцева, Ю.И. Петраков и др. - Бюл. № 10, 1995.

59.А.С. 1839039 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонаж-ных растворов на основе шлаковых вяжущих / A.A. Перейма. - Бюл. № 10, 1995.

60.Пат. 2013524 РФ, МКИ5 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для обработки тампонажных растворов / Перейма A.A., Перцева Л.В., Петраков Ю.И. и др. -Бюл. № 10,1994.

61.Пат. 2026958 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Гелеобразующий состав для временной изоляции пласта / Перейма A.A., Тагиров K.M., Ильяев В.И. и др. - Бюл. № 2, 1995.

62.Пат. 2033519 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Пластификатор тампонажных растворов / Перейма A.A., Петраков Ю.И., Гасумов P.A. и др. - Бюл. № 11,1995.

63 .Пат. 2059058 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138, С 04 В 38/02J Газоцементный состав / Перейма A.A., Тагиров K.M., Ильяев В.И. и др. - Бюл. № 12, 1996.

64.Пат. 2059059 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138, С 04 В 38/02. Газоцементный состав / Перейма A.A., Тагиров K.M., Ильяев В.И. и др. - Бюл. № 12,1996.

65.Пат. 2035585 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Тамцонажный раствор для ремонтных работ и крепления скважин / Перейма A.A., Тагиров K.M., Ильяев В.И. и др. -Бюл. № 14,1995.

66.Пат. 2057781 РФ, МПК6 С 09 К 7/00, Е 21 В 43/26. Вязкоупругий состав / Перейма A.A., Тагиров К.М, Ильяев В.И. и др. - Бюл. № 10,1996.

67.Пат. 2078907 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Состав для временной изоляции пласта / Перейма A.A., Гасумов P.A., Долгов С.В. и др. - Бюл. № 13, 1997.

68.Пат. 2121569 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД / Гасумов P.A., Перейма A.A., Дубенко В.Е. - Бюл. № 31, 1998.

69.Пат. 2152973 РФ, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин / Перейма A.A., Тагиров К.М, Гасумов P.A. и др. - Бюл. № 20,2000.

70.Пат. 2205943 РФ, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/08. Пеноэмульсионный состав для глушения скважин / Перейма A.A., Гасумов P.A., Тагиров O.K. и др. - Бюл. № 16,2003.

71.Пат. 2206720 РФ, МПК7 Е 21 В 43/11. Жидкость для перфорации скважин / Перейма A.A., Гасумов P.A., Астапова З.А. и др. - Бюл. № 17,2003.

72.Пат. 2245441 РФ, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин / Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. - Бюл. № 3,2005.

73.Пат. 2266394 РФ, МПК7 Е 21 В 43/12. Пенообразующий состав для глушения скважин / Перейма A.A., Черкасова В.Е., Гасумов P.P. - Бюл. № 35,2005.

74.Пат. 2274651 РФ, МПК8 С 09 К 8/08. Полимерглинистый раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах / Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е.-Бюл. № 11,2006.

75 .Пат. 2315076 РФ, МПК8 С 09 К 8/20. Утяжеленный буровой раствор / Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. - Бюл. № 2,2008.

76.Пат. РФ 2330055, МПК8 С 09 К 8/20, С 09 К 8/42. Способ приготовления полидисперсного торфяного реагента для буровых растворов и жидкостей глушения / Перейма A.A., Черкасова В.Е., Гасумов P.P. - Бюл. № 21,2008.

77. Пат. РФ 2348670, МПК8 С 09 К 8/08. Безглинистый буровой раствор / Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е., Дубов Н.М. - Бюл. № 7,2009.

78.Пат. 2351628 РФ, МПК8 С 09 К 8/06, 8/08. Биополимерный буровой раствор /Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. и др. - Бюл. № 10,2009.

Подписано к печати 05.05.2009 г. Формат 21x30'^. Усл. печ. л. 1,92. Печать офсетная. Бумага 80 г/м2. Заказ 74. Тираж 100 экз.

Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов (ОАО «СевКавНИПИгаз»)

г. Ставрополь, 355035, ул. Ленина, 419

Отпечатано с готового оригинал-макета в Рекламно-издательском отделе ОАО «СевКавНИПИгаз»

Содержание диссертации, доктора технических наук, Перейма, Алла Алексеевна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ВЛИЯНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ЗАКАНЧИВА

НИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН НА КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

1.1 Анализ причин ухудшения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при бурении и ремонте скважин.

1.2 Влияние свойств буровых и тампонажных растворов на качество разобщения пластов и их естественную проницаемость.

1.3 Оценка результатов применения жидкостей глушения при проведении ремонтно-восстановительных работ в скважинах предприятий ОАО «Газпром» с позиций сохранения коллекгорских свойств пласта.

1.4 Сохранение коллекторских свойств пласта применением биополимерных систем при заканчивании и ремонте скважин.

1.5 Выводы.

2 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ КОРРОЗИОННЫХ ИСПЫТАНИЙ И ИССЛЕДОВАНИЯ ТАМПОНАЖНЫХ ЦЕМЕНТОВ В СЕРОВОДОРОД-СОДЕРЖАЩИХ АГРЕССИВНЫХ СРЕДАХ.

2.1 Состояние крепи скважин в условиях сероводородной агрессии.

2.1.1 Влияние сероводорода на крепь скважины.

2.1.2 Сероводородная коррозия цементного камня.

2.1.3 Роль цементного камня в предохранении обсадных колонн от наружной коррозии.

2.2 Разработка методов коррозионных испытаний.

2.2.1 Экспресс-метод оценки активности тампонажных материалов к сероводороду.

2.2.2 Метод исследования сероводородостойкости цементного камня при повышенных температурах, давлениях и концентрациях агрессивной среды.Л

2.2.3 Метод оценки защитных свойств цементного камня при действии сероводородсодержащих агрессивных сред.

2.2.4 Метод определения рационального содержания ингиби-рующей добавки в жидкой фазе гидратирующихся цементов.

2.3 Исследования сероводородостойкости тампонажных цементов.

2.3.1 Ингибирующие добавки к тампонажным растворам.

2.3.2 Исследования защитных свойств ингибиторов.

2.3.3 Исследования сероводородостойкости цементного камня из тампонажных материалов различных типов.

2.3.4 Влияние ингибитора ВФПМ на технологические свойства тампонажных растворов.

2.4 Выводы.

3 РАЗРАБОТКА КОРРОЗИОННО-СТОЙКИХ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ЦЕМЕНТНЫХ РАСТВОРОВ И ИНГИБИРУЮЩИХ

ДОБАВОК.

3.1 Коррозионно-стойкие тампонажные материалы.

3.1.1 Тампонажные цементы на основе никелевых шлаков.

3.1.2 Тампонажный материал на основе отхода строительного производства

3.1.3 Тампонажный материал с сидеритом для крепления скважин в условиях АВПД.

3.2 Цементные растворы для условий сероводородной агрессии и способы их получения.

3.3 Ингибирующие добавки для повышения защитных свойств цементного камня.

3.4 Выводы.

4 РАЗРАБОТКА РЕАГЕНТОВ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ

ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ПРИ ЗА-КАНЧИВАНИИ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН.

4.1 Повышение качества разобщения пластов путём физикохимического модифицирования тампонажных растворов.

4.2 Разработка комплексных реагентов и совершенствование свойств тампонажных растворов.

45.2.1 Реагенты на основе фосфоновых комплексонов.

4.2.2 Реагент с кремнийорганическим компонентом.

4.2.3 Реагент на основе отхода производства ланолина.

4.2.4 Реагент-пластификатор.

4.3 Разработка тампонирующих материалов для изоляции притока пластовых вод.

4.3.1 Тампонирующие составы для изоляции водопритоков.

4.3.2 Технология проведения водоизоляционных работ с предварительным блокированием продуктивного пласта.

4.4 Вы воды.

5 ИССЛЕДОВАНИЯ И РАЗРАБОТКА БЛОКИРУЮЩИХ ЖИДКОСТЕЙ С НАПОЛНИТЕЛЯМИ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД.

5.1 Наполнители растительного происхождения для временного блокирования продуктивных пластов.

5.1.1 Обоснование применения наполнителей в технологических жидкостях для ремонта скважин с АНПД.

5.1.2 Характеристика и свойства разработанных растительных наполнителей

5.2 Исследования и разработка пеноэмульсий с растительными наполнителями.

5.2.1 Влияние физико-химических свойств торфа на блокирующую способность пеноэмульсионных систем.

5.2.2 Исследования технологических свойств и разработка составов блокирующих жидкостей с наполнителями.

5.2.3 Оценка фильтрационных свойств пеноэмульсий с растительными наполнителями.

5.2.4 Сравнительные испытания технологических свойств пеноэмульсий с различными наполнителями.

5.2.5 Исследования влияния вида наполнителя и технологии приготовления блокирующей жидкости на ее свойства.

5.3 Исследования и разработка инвертных эмульсий с наполнителем

АПТОН-РС

5.4 Вы воды.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях"

Ускорение технического прогресса и экономики Российской Федерации в значительной степени зависит от темпов развития газовой промышленности, являющейся одной из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса страны.

Вовлечение в разработку новых месторождений, в том числе со специфическими условиями заканчивания скважин: АВПД, наличие в газе сероводорода (таких в РФ открыто 162), — где цементирование скважин сопровождается осложнениями, требует разработки новых тампонажных материалов и растворов с соответствующими этим условиям свойствами.

Очевиден тот факт, что обеспечение надежного изоляционного комплекса скважин с наличием в продукции сероводорода, особенно при таком его высоком содержании в газе, как на Астраханском ГКМ (до 25 об. %), представляет определенные трудности из-за его чрезвычайно агрессивного влияния как на состояние цементного камня, так и контактирующего с последним металла обсадных труб, с поверхностью которых газ взаимодействует из-за некачественного цементирования или проникновения в результате капиллярно-пористой структуры цементного кольца.

Цементный камень, являясь диффузионным барьером, предотвращает непосредственный контакт пластовых флюидов с колонной. С течением времени в тампонажном материале при воздействии агрессивных сред происходят физико-химические процессы, снижающие устойчивость металла под цементной оболочкой, и он начинает корродировать. Коррозия колонн и нарушение герметичности затрубного пространства при разрушении цементного камня приводят к возникновению межпластовых перетоков и заколонных газопроявлений, что недопустимо с позиций охраны недр и природной среды от последствий вредного влияния сероводорода.

Применение коррозионно-стойких тампонажных материалов при цементировании скважин в условиях сероводородной агрессии является лишь частью решения проблемы повышения надежности крепи, так как коррозионно-стойкий цементный камень, представленный низкоосновными минералами и имеющий пониженное значение рН поровой жидкости, не обеспечивает устойчивого состояния металлоконструкций при действии сероводорода. Поэтому особую актуальность представляет комплексное решение задачи: получение цементного кольца повышенной коррозионной стойкости и обеспечение эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии.

В связи с отсутствием методов коррозионных испытаний цементного камня в сероводородных средах с учетом термобарических условий скважин для объективной оценки коррозионной стойкости цементного кольца в реальных скважинах актуальным является вопрос разработки устройств и способов для проведения таких исследований.

Помимо создания коррозионно-стойких тампонажных материалов с высокими защитными свойствами к металлу труб для крепления скважин с сероводород-содержащей продукцией, нерешенной остается задача качественного разобщения пластов при строительстве газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ, наиболее распространенным осложнением которого являются заколонные флюидопроявления. Практика показывает, что одной из основных причин этого является применение тампонажных растворов, технологические свойства которых требуют совершенствования. Поэтому модифицирование тампонажных растворов физико-химическими методами: обработкой комплексными реагентами с целью придания им меньшей водопотребности, получения седиментационно-устойчивых тиксотропных систем с низкой водоотдачей, образующих при твердении прочный малопроницаемый цементный камень, является малозатратным и перспективным направлением.

Учитывая, что важное место в выполнении программы обеспечения роста добычи газа занимают работы по повышению эффективности разработки истощенных месторождений, направленные на максимальное извлечение углеводородного сырья из недр и соответственное увеличение конечного коэффициента газокон-денсатоотдачи месторождений, чрезвычайно актуальной является задача повышения качества ремонтных работ газовых и газоконденсатных скважин. Так как большинство месторождений находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся АНПД, обводнением скважин, разрушением ПЗП с образованием в ней каверн и песчаных пробок в стволе скважин, целесообразным в направлении повышения качества РВР таких скважин является применение рабочих и промывочных систем, а также жидкостей глушения, минимально воздействующих на продуктивный пласт и способствующих сохранению его ФЕС.

Поскольку предлагаемая диссертационная работа посвящена решению комплекса задач, направленных на совершенствование заканчивания скважин и их капитального ремонта, ее тема является актуальной и перспективной, а разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных условиях имеет важное народнохозяйственное значение.

Целью работы является повышение качества заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях путем применения тампонажных материалов и технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение коллек-торских свойств продуктивных пластов и увеличение производительности скважин.

В соответствии с поставленной целью решались следующие основные задачи:

2. Изучение влияния сероводорода на крепь скважины.

3. Разработка методов коррозионных испытаний и исследование сероводоро-достойкости тампонажных цементов.

4. Разработка коррозионно-стойких тампонажных материалов и ингибиро-ванных цементных растворов для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии.

6. Разработка блокирующих жидкостей с наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД.

Методы исследований основаны на анализе и обобщении имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемым проблемам и на результатах собственных экспериментальных, стендовых, промысловых и аналитических исследований с использованием современных приборов и оборудования, в том числе и специально созданного, математических методов и моделирования на ЭВМ.

Научная новизна диссертации заключается в том, что на основании теоретического обобщения результатов экспериментальных исследований разработаны научно обоснованные технические решения, позволяющие достигнуть значительного прогресса в направлении повышения качества заканчивания и ремонта газовых (газоконденсатных) скважин и обеспечения их высокой производительности в процессе эксплуатации.

2. Установлено, повышенная коррозионная стойкость к сероводороду тампонажных материалов на основе никелевого шлака и циклонной пыли-уноса обусловлена образованием при их твердении термодинамически устойчивых в кислых средах низкоосновных продуктов гидратации.

4. Определено, что модифицированные комплексными реагентами тампонаж-ные растворы с повышенной тиксотропией и антифильтрационными свойствами обеспечивают сохранение естественной проницаемости коллекторов в условиях АНГГД в результате предварительной закачки блокирующего агента перед изоляционной композицией в процессе заканчивания и ремонта скважин.

5. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена эффективность повышения блокирующих свойств биополимерных систем с пониженной плотностью при совместном применении биополимера Ритизан (шт. Асте1:оЬас1ег 8р.) с КССБ и полисахаридного комплекса Сараксан-Т (шт. ХагЛотопая сатреБЙз) - КМК-БУР2 с ПАВ.

7. Установлено, что стабилизация технологических свойств разработанных блокирующих жидкостей обеспечивается толерантностью их ингредиентов к модифицированным наполнителям растительного происхождения, а повышение эффективности глушения скважин в процессе РВР с сохранением ФЕС продуктивных пластов обусловлено совокупностью свойств жидкости — носителя и наполнителя, образующих плотный закупоривающий экран с армирующим каркасом.

Основные защищаемые положения:

1. Методы коррозионных испытаний цементного камня.

3. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и ингибированные тампо-нажные растворы для условий сероводородной агрессии.

5. Блокирующие жидкости с наполнителями для глушения скважин с АНПД.

Практическая значимость работы определяется соответствием направлений исследований составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в т.ч. отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области бурения, капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ.

1. Устройства и методы коррозионных испытаний цементного камня, в том числе в условиях, близких к скважинным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды (A.c. СССР 747281, 813201).

2. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и растворы, применение которых способствует повышению качества крепления и надежности эксплуатации скважин в условиях сероводородной агрессии (A.c. СССР 814919, 1160773, 1187405, 1258031, 1403695, 1453969, 1466310, 1496356, 1556160, 1595057, 1595058).

3. Ингибирующие добавки в тампонажный раствор, обеспечивающие высокую степень защиты металла обсадных колонн от сероводородной коррозии (A.c. СССР 1114008, 1193960, 1275887, 1347539, 1452063, 1469779, 1485625, 1533259).

4. Комплексные реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов, применение которых способствует получению седиментационно-устойчивых тиксотропных дисперсных систем с низкой водоотдачей (A.c. СССР 1773093, 1839039, 1839040, пат. РФ 2013524, 2033519).

5. Тампонажные растворы для водоизоляционных работ (пат. РФ 2035585) и способ изоляции притока подошвенных пластовых вод в газовых и газоконденсатных скважинах при АНПД (пат. РФ 2121569).

6. Наполнители для блокирующих жидкостей, применение которых при глушении скважин с АНПД в процессе РВР способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов (пат. РФ 2330055).

7. Составы технологических жидкостей с наполнителями растительного происхождения для ремонта скважин в условиях АНПД, обеспечивающие повышение качества РВР с восстановлением дебитов скважин на уровне доремонтных значений (пат. РФ 2152973, 2205943, 2606720, 2245441, 2266394).

Разработанные с участием диссертанта методы коррозионных испытаний цементного камня обеспечили проведение исследований при разработке тампонаж-ных цементов организациями-соисполнителями задания ГКНТ и Госплана СССР ОЦ.005.11.01 "Создать и освоить в производстве коррозионно-стойкий тампонаж-ный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии", в выполнении которого участвовали: б. СевКавНИИгаз, Волго-УралНИПИгаз, Вол-гоградНИПИнефть, ВНИИгаз и ВНИИКрнефть с координирующей ролью Сев-КавНИИгаза.

Разработка «Способ коррозионных испытаний цементного камня в условиях, имитирующих условия реальных скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода» экспонировалась в павильоне «Газовая промышленность» Всероссийского выставочного центра и удостоена серебряной медали.

Результаты выполненных работ нашли отражение в 15 регламентирующих документах, определяющих правила и технологию работ по заканчиванию и капитальному ремонту скважин на различных месторождениях и ПХГ.

Результаты проведенных соискателем исследований и разработки, выполненные по теме диссертации, внедрены при строительстве сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ, месторождений Саман-Тепе и Советабад в Восточной Туркмении, использованы при цементировании эксплуатационных колонн Северо-Ставропольского ПХГ, а также при капитальном и текущем ремонтах газовых скважин на месторождениях и ПХГ в условиях АНПД: в ООО "Уренгой-газпром", "Тюментрансгаз", "Ноябрьскгаздобыча", "Ямбурггаздобыча", "Надым-газпром", "Кавказтрансгаз", "Газпром ПХГ".

Разработки по теме диссертации могут быть использованы при заканчивании и ремонте не только газовых (газоконденсатных) скважин, но и нефтяных с соответствующими геолого-техническими условиями.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международных, Всероссийских и региональных совещаниях, конференциях и симпозиумах: науч.-практ. конф. "Проблемы и перспективы развития сверхглубокого бурения", Грозный, 1982; XVII Всесоюзном симпозиуме "Реология бетонных смесей и ее технологические задачи", Юрмала, 1982; П зональной науч.-техн. конф. по проблемам нефтяной и газовой промышленности Северного Кавказа, Ставрополь, 1983; Всесоюзной конф.-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине", пос. Дивноморский Краснодарского кр., 1984; на Ш науч.-практ. конф. "Повышение эффективности науч.-иссл. работ в решении задач газодобывающей отрасли ТССР", Ашхабад, 1984; VI Республ. конф. по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов, ИКХХВ АН УССР, Киев, 1985; VI науч.-практ. конф. "Оптимальные методы разработки сероводородсо-держащих месторождений газа", Ашхабад, 1986; IV конф.-дискуссии "Формирование и работа тампонажного камня в скважине", Краснодар, 1987; VIII науч.-практ. конф. "Совершенствование технологии бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях Восточной Туркмении", Ашхабад, 1988; XXVI на-уч.-техн. конф. СтГТУ, Ставрополь, 1996; I Per. науч.-техн. конф. "ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону", СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межрег. науч.-техн. конф. по проблемам газовой промышленности России, СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ", Кисловодск, 2003; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин", Кисловодск, 2004; XIII науч.-практ. конф. МУС "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири", ТюменНИИгипрогаз, Тюмень, 2004; Межд. науч.-практ. конф. "Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти", Кисловодск, 2005—2008.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 160 печатных работ, в том числе авторских свидетельств на изобретения и патентов РФ — 46.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Перейма, Алла Алексеевна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В результате проведенных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований и научного обобщения полученных данных в области заканчи-вания и ремонта скважин решена важная для отрасли и экономики России проблема повышения объемов добычи газа, имеющая большое народнохозяйственное значение.

На основании результатов аналитических исследований состояния вопросов заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях (АВПД, сероводородная агрессия АНПД) разработаны и нашли практическое применение тампонажные материалы и технологические жидкости с улучшенными физико-механическими и структурно-реологическими свойствами, что способствует повышению качества заканчивания и ремонта скважин с сохранением кол-лекторских свойств продуктивных пластов.

Разработаны научно обоснованные положения, обуславливающие комплексный подход к оценке состояния крепи скважин (цементного кольца и металла обсадных труб), реализованные при создании новых методов коррозионных испытаний, разработке новых сероводородостойких цементов и ингибирующих добавок в тампонажные растворы, одновременно повышающих термодинамическую устойчивость металла и новообразований цементного камня к воздействию сероводорода. Научно обоснована с описанием механизма взаимодействия ингредиентов разработка новых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях.

1. Установлено, что одной из основных причин потери продуктивности скважин является применение не соответствующих их геолого-техническим условиям технологических жидкостей при заканчивании и ремонте скважин. Использование этих жидкостей без учета физико-химических характеристик и геологофизических особенностей коллекторов приводит к ухудшению ФЕС последних, резкому снижению производительности скважин.

- для портландцементов АБо3 в пределах 0,66^-3,51 иА3в пределах 1,98-^9,56; для шлаковых вяжущих А$о3 в пределах 0,15-И),46 и в пределах 0,37-^1,62

НП на основе никелевого шлака имеет А$о3, равный нулю).

Коэффициент коррозионной стойкости цементного камня после 6 мес. выдерживания в сероводородной среде повышенной концентрации (30 г/л) при имитировании термобарических условий реальных скважин составляет 0,90 — 0,92 для НКИ; 0,96 - 0,98 для НП; 0,85 - 0,88 для ШПЦС-200; 0,70 - 0,72 для ШПЦС-120. Камень из портландцемента полностью разрушается.

4. Разработаны коррозионно-стойкие цементы (НКИ-и, НП-х, ПЦТ I-100+ЦГ1У, ПЦТ I-100+сидеритовая руда) и ингибированные тампонажные растворы, применение которых при цементировании сероводородсодержащих скважин повышает надежность их крепи.

ВФПМ, рекомендованный к применению в концентрации 1,3 - 2,2 % в жидкости затворения в зависимости от типа цемента.

6. Для цементирования скважин с содержанием сероводорода во флюиде пласта 6-^-25% при повышенных и высоких температурах следует применять там-понажные материалы на шлаковой основе (ШПЦС-120 и ШПЦС-200), смеси ПЦТ I-100+ЦПУ, ПЦТ I-100+сидеритовая руда с 0,6-^1,1 % ингибитора ВФПМ или его аналогов от массы цемента.

7. Разработаны комплексные, реагенты для регулирования свойств цементных растворов физико-химическими методами, использование которых позволяет снизить водоотдачу, повысить седиментационную устойчивость и тиксотропию тампонажных растворов, повысить прочность и снизить газопроницаемость цементного камня.

8. Подтверждено, что новые комплексные реагенты, сочетающие в себе свойства пластификаторов, понизителей водоотдачи и стабилизаторов тампонажных растворов, в результате активности их ингредиентов к составляющим вяжущего и синергетического эффекта взаимодействия компонентов позволяют регулировать свойства тампонажных растворов в широком диапазоне температур и обеспечивать качественное разобщение пластов при заканчивании и ремонте скважин.

9. Разработаны и внедрены составы тампонажных растворов с целью изоляции водопритоков в газовых и газоконденсатных скважинах в условиях АНПД. Эффективность их применения обусловлена низкой фильтрацией и седиментацией, повышенной тиксотропией, снижением пористости, получением плотного малопроницаемого цементного камня, обеспечивающего прочный контакт с обсадными трубами и горной породой.

10. Установлено, что после ремонтно-изоляционных работ по существующей технологии происходит снижение дебита скважин на 50-60 % от доремонтного. Разработана и внедрена на месторождениях Западной Сибири новая технология изоляции подошвенных водопритоков в условиях АНПД газовых скважин с предварительным блокированием продуктивного горизонта, позволяющая сохранить его коллекторсие свойства и повысить производительность скважин.

11. Экспериментально установлена эффективность совместного применения биополимера Ритизан (шт. Асте1:оЬас1ег Эр.) с КССБ и полисахаридного комплекса Сараксан-Т (шт. ХапШтопаБ сатреБШз) - КМК-БУР2 и ПАВ как стабилизаторов биополимерных систем с пониженной плотностью, обуславливающих повышение их антифильтрационных и блокирующих свойств.

12. Определено, что биополимерные жидкости для заканчивания и ремонта скважин способствуют повышению эффективности проводимых работ с сохранением коллекторских свойств пласта в результате синергетического эффекта взаимодействия компонентов, обуславливающего снижение проникновения жидкостей в призабойную зону за счет увеличения фильтрационных сопротивлений в пористых средах.

13. Получены кривые течения (реограммы) и уравнения, описывающие реологическое поведение разработанных биополимерных систем для глушения скважин степенной моделью Оствальда - де Ваале как жидкостей с высокой псевдопластичностью, что расширяет область их применения: эти биополимерные системы могут использоваться для вскрытия продуктивных пластов при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин, а также для бурения боковых стволов и проведения в скважинах ремонтных работ.

14. Установлена целесообразность использования волокнистых материалов растительного происхождения в качестве наполнителей блокирующих жидкостей, что обеспечивает сохранение ФЕС продуктивных пластов. Такими материалами являются травяная мука из отходов сельскохозяйственного производства и торф, на основе которого разработаны наполнители Целлотон-РС и АПТОН-РС, а также жидкости глушения с этими наполнителями.

15. Установлено, что стабилизация технологических свойств разработанных блокирующих жидкостей обеспечивается толерантностью их ингредиентов к модифицированным наполнителям растительного происхождения, а повышение эффективности глушения скважин в процессе РВР с сохранением ФЕС продуктивных пластов обусловлено совокупностью свойств жидкости — носителя и наполнителя, образующих плотный закупоривающий экран с армирующим каркасом.

16. Разработанные коррозионно-стойкие цементы и ингибированные тампо-нажные растворы внедрены при креплении сероводородсодержащих скважин в условиях АВПД, комплексные реагенты и тиксотропные тампонажные растворы с низкой водоотдачей - при заканчивании и ремонте скважин, блокирующие жидкости с наполнителями - при глушении скважин месторождений и ПХГ в условиях АНПД.

Опытно-промышленные испытания и внедрение разработок, направленных на повышение качества заканчивания и ремонта скважин, проведены на скважинах б. ПО «Астраханьгазпром», «Туркменгазпром», ООО "Уренгойгазпром", "Тюмен-трансгаз", "Ноябрьскгаздобыча", "Ямбурггаздобыча", "Надымгазпром", "Кавказ-трансгаз", "Газпром ПХГ". Экономический эффект при этом составил 555,9 млн. рублей.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Перейма, Алла Алексеевна, Ставрополь

1. Грей Дж. Р., ДарлиГ.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) /Пер. с англ. — М.: Недра. 1985. — 509 с.

2. Амиян В.А., Амиян A.B., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М.: Недра. 1980. - 380 с.

3. Общий обзор жидкостей, используемых для заканчивания скважин //Экспр,-информ. Сер. Бурение: зарубежный опыт. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - Вып. 2. -С. 1-5.

4. Зарипов C.B., Шейнцвит А.И., Мердишев В.И. Применение жидкостей для за-давливания скважин //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-31 с.

5. О правильном выборе жидкости для заканчивания и ремонта скважин //Экспр.-информ. Сер. Бурение: зарубежный опыт. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. — Вып. 18. -С. 19-23.

6. Использование обратных эмульсий в добыче нефти /Г.А. Орлов, М.Ш. Кендис, В.Н. Глущенко и др. //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986. Вып. 6. - 48 с.

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

8. Рябоконь С.А., Бражников A.A. Применение рассолов большой плотности в качестве бурового раствора при заканчивании скважин //НТИС. Сер. Геология, геофизика и бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып. 9. - С. 12-14.

9. Новая технология вторичного вскрытия продуктивных пластов /И.Б. Хейфец, A.B. Бачериков, P.C. Яремийчук, А.Т. Левченко //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1989. Вып. 9. - С.12-14.

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

11. КорлиУ.Т., Паттон Дж.Г. Растворы, не содержащие твердой фазы, для за-канчивания и ремонта скважин //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1984.-№ 11.-С. 22-27.

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

13. ГуревичГ.Р., Соколов В.А., ШмыгляП.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. — М.: Недра, 1976. — 184 с.

14. Гасумов P.A. Разработка комплекса технологий по заканчиванию и ремонту газовых скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта: Дис. . д-ра техн. наук (05.15.10). — Ставрополь: Сев-КавНИПИгаз, 1999. 452 с.

15. Тагиров K.M., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазоносных пластов с аномальными давлениями. — М.: Недра, 1996. — 183 с.

16. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта. — М.: Недра, 1970. — 510 с.

17. Степанянц А.К. Вскрытие продуктивных пластов. М.: Недра, 1968. - 413 с.

18. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. М.: Недра, 1967. — 595 с.

19. Теория и практика заканчивания скважин: В 5 т. /А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников и др.; Под ред. А.И. Булатова. — М.: ОАО «Издательство «Недра», 1977. Т. 1. - С. 65-71.

20. Вахитова А.Г., ВалеевШ.И., Наумов В.П. Охрана окружающей среды при применении углеводородных жидкостей для глушения //Сб. науч. тр. /Баш-НИПИнефть. Уфа: БашНИПИнефть, 1984. - Вып. 68. - С. 37-41.

21. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта /С.А. Рябоконь, A.A. Вольтере, А.Б. Сурков и др. — //Обз.инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. - 43 с.

22. Белов В.П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых при бурении скважин //Совершенствование процессов бурения скважин и нефтеотдачи: Сб. науч. тр. КПиТ. 1984. - С. 8-25.

23. Алекперов В.Т., Никишин В.А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия //Нефтяное хозяйство. — 1972. -№ 8. С. 21—24.

24. Бражников A.A., Рябоконь С.А. Влияние бромидов кальция на проницаемость продуктивных горизонтов //Совершенствование техники и технологии крепления скважин: Сб. науч. тр. ВНИИКРнефти. — 1984. — С. 83-88.

25. Буровой раствор и управление его реологическими свойствами при бурении скважин в осложненных условиях /В.Ф. Чихоткин, А .Я. Третьяк, Ю.М. Ры-бальченко, M.JI. Бурда //Бурение и нефть, 2007. № 7-8. С. 58-60.

26. Мирзаджанзаде А.Х., Караев А.К., Мовсумов A.A. Гидравлические особенности проводки скважин в сложных условиях //Научно-техн. сб. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - 47 с.

27. Rittez J.B., McDaniel B.R. New Preflush Technique Aids Primary Remedial Cements Jobs //World Oil, vol. 168, №2, 1968. P. 117-126.

28. McLean R.H., Manry C.W., Whitaker W.W. Displacement Mechanics in Primary Cementing //J.Petrol. Techn., vol. 19, №2, 1967. P. 91-96.

29. Газопроявления в скважинах и борьба с ними /А.И. Булатов, В.И. Рябченко, И.Я. Сибирко и др. М.: Недра, 1969. - С. 63-144.

30. Крепление скважин при вскрытии продуктивных пластов/K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др. //Газовая промышленность. 1998. — № 10. — С. 42-44.

31. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма и др.//Газовая промышленность. — М. — 1999. — № 8. — С. 50-51.

32. Технология глушения скважин на ОГКМ /A.M. Шарипов, В.П. Николаев, И.З. Нургалиева и др. //Газовая промышленность. — М. 1987. - №4. - С. 36.

33. Гусейнов Ф.А., Расулов A.M. Повышение эффективности капитального ремонта газовых скважин в условиях Крайнего Севера //Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ВНИИЭгазпром, 1989 Вып. 5. - 38 с.

34. Шамсутдинов Р.Д. Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин: Автореф. дис. . канд. техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2002.-24 с.

35. Киряков Г.А. Разработка блокирующих растворов для глушения скважин Уренгойского месторождения в условиях аномально низких пластовых давлений: Автореф. дис. . канд. техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2001. - 24 с.

36. Ахметов A.A. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин: Автореф. дис. . д-ра техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2001. - 48 с.

37. Капитальный ремонт скважин в условиях АНПД /В.И. Шамшин, Д.А. Удодов, P.A. Гасумов и др. //Газовая промышленность. — М. -2001. № 4. — С. 44-46.

38. Кондрашев О.Ф. Физико-химические основы регулирования изолирующих свойств безглинистых полисахаридных буровых растворов: Автореф. дис. . д-ра техн. наук (25.00.15). Уфа: УГНТУ, 2005. - 49 с.

39. Пат. 2226540 РФ, МПК7 С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор /Киселев П.В., Кислова Т.В., Тимеркаев М.М. Бюл. № 10 (I ч.), 2004.

40. Пат. 2266312 РФ, МПК7 С 09 К 7/02. Полимерный буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов /Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Назарова

41. A.К. и др. Бюл. № 35, 2005.

42. Разработка биополимерных солевых растворов для бурения боковых стволов из эксплуатируемых скважин /Е.К. Зозуля, А.Б. Тулубаев, Ф.С. Потехин и др. //Сб. науч. тр. /Инст.-т нефти и газа, Тюм. гос. нефтегаз. ун-т. — Тюмень: Вектор Бук, 2004. С. 115-118.

43. Крылов В.И., Легеза A.C. Биополимерный реагент БП-2 и буровые растворы на его основе //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - № 7 - 8. - С. 29-32.

44. Биополимерный реагент для буровых растворов, используемых при бурении горизонтальных и наклонно направленных скважин /А.М. Бородин, A.B. Ивахненко, A.B. Барков и др. //Сб. науч. тр. /НПО «Бурение». Краснодар: НПО «Бурение», 2005. - Вып. 13. - С. 77-83.

45. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. Краснодар: ООО «Просвещение-Юг», 2002. - С. 30.

46. Пат. 2168531 РФ, МПК7 С 09 К 7/00. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов /Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Куксов В.А. и др. ; заявитель и патентообладатель Пеньков А.И., Кошелев В.Н., Куксов

47. B.А. и др. Бюл. №. 16, 2001.

48. Агзамов ФА., Морозов Д.В. Применение биополимеров для водоизоляции пластов // Конгресс нефтегазопромышленников России : Материалы конгресса (Уфа, 20-23 мая 2003 г.). Уфа: Мир печати, 2003. - С. 66.

49. Пат. 2274651 РФ, МПК8 С 09 К 8/08. Полимерглинистый раствор для бурения скважин в многолетнемерзлых породах /Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. Бюл. № 11, 2006.

50. Пат. 2315076 РФ, МПК8 С 09 К 8/20. Утяжеленный буровой раствор /Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. Бюл. № 2, 2008.

51. Исследование реологических свойств биополимерных растворов при вскрытии продуктивных отложений /Н.З. Гибадуллин, И.А. Четвертнева, Б.А. Анд-ресон и др. // Сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. Уфа : БашНИПИнефть, 2003. -Вып. 111.-С. 214-222. .

52. Реологические особенности буровых биополимерных жидкостей /В.И. Крылов, В.В. Крецул // Нефтяное хозяйство. — 2002. — № 9. — С.54-56.

53. Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. Технологические жидкости на биополимерной основе для бурения и ремонта скважин //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2008. — № 3. — С. 35—39.

54. Перспективы применения биополимеров в технологических жидкостях для капитального ремонта скважин /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В.Е. Черкасова и др. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2007.-№ 9-С. 46-52.

55. Оценка применения биополимера Ритизан для бурения и ремонта скважин /A.A. Перейма, Н.Ю. Игнатенко, В.Е. Черкасова и др. //Газовая промышленность. 2008. - № 9. - С. 75-77.

56. Технологические жидкости для освоения скважин с АВПД /А.А. Перейма, Н.М. Дубов, В.Е. Черкасова и др. //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 2008. № 3 - С. 40-44.

57. Пат. 2348670 РФ, МПК8 С 09 К 8/08. Безглинистый буровой раствор /Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е., Дубов Н.М. Бюл. № 7, 2009.

58. Пат. 2351628 РФ, МПК8 С 09 К 8/06, 8/08. Биополимерный буровой раствор /Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е. и др. — Бюл. № 10, 2009.

59. Перейма А.А. Ингибированные тампонажные составы для условий сероводородной агрессии: Дис. . канд. техн. наук (05.23.05). — Ставрополь: Сев-КавНИИгаз, 1986. 202 с.

60. Petersen J.S. Extensive water analysis in Ceiling field. — Oil and gas. — 1946. № 11.-P. 112-118.

61. Albertson M.L. Corrosion in high pressure gas condensate wells. Oil and gas. -1946. -№ 12.-P. 97-105.

62. Kennet Eilerts. Sodium chromate effective in combating corrosion in gas wells. -Oil and gas. 1946. - № 5. - P. 121-126.

63. Poetker R.H., Brock P.S., Huckseberg S.A. Does the inhibitor squeeze method work? Petroleum Engineer. - 1957. - № 12 - P. 125-132.

64. Poetker R.H., Stone Y.D. Inhibition improve 17 % while cost dropped 50 %. — Oil and gas. 1956. - № 6. — P. 115-120.

65. Коррозия тампонажных цементов /А.И. Булатов, Ш.М. Рахимбаев, Д.Ф. Но-вохатский и др. Ташкент: Узбекистан, 1970. - 96 с.

66. Грачева О.И., Барбакадзе Е.О. Химизм взаимодействия гидратации асбоцемента с сероводородом //Тр. НИИАсбестоцемент. — М.: Госстройиздат, 1963. -Вып. 17.-С. 36-56.

67. Гельфман Г.И., Данюшевский B.C. Влияние сероводорода на разрушение цементного камня в пластовых артинских водах //Строительство предприятий нефтепереработки и нефтехимии: Тр. БашНИИстрой. — М.: Стройиздат. 1965. - Вып. 5. - С. 364-373.

68. Влияние сероводородоеодержащих пластовых вод на коррозионную стойкость цементного камня /А.И. Булатов, H.A. Иванова, Д.Ф. Новохатский и др. //Нефтяное хозяйство. 1981. - № 7. — С. 27—30.

69. Стойкость тампонажных материалов в сероводородной среде /В.М. Кравцов, К.Н. Евстегнеев, Ф.А. Агзамов, Т.В. Романова //Нефтяное хозяйство. — 1983. -№11.-С. 6-9.

70. Долговечность тампонажного камня в условиях сероводородной агрессии /В.М. Кравцов, Ф.А. Агзамов, М.Р. Мавлютов, А.И. Спивак. //Газовая промышленность. 1979. - № 12. - С. 23-24.

71. Стойкость тампонажных материалов в условиях газовой сероводородной агрессии /В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов, Д.Ф. Новохатский и др. //Газовая промышленность. 1982. - № 4. - С. 33—35.

72. Девятов Е.В. Особенности проводки скважин на Астраханском своде //Обз.инф. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. — М.: ВНИИ-Эгазпром, 1979. Вып. 6. - 44 с.

73. Данюшевский В.С, Тарнавский А.П. Газовая сероводородная коррозия тампонажных цементов//Газовая промышленность. — 1977. — № 6. — С. 12—15.

74. Сероводородная коррозия цементного камня в затрубном пространстве газовых скважин /В.И. Авилов, B.C. Данюшевский, А.П. Тарнавский и др. //Обз.инф. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИ-Эгазпром, 1981.-Вып. 1.-43 с.

75. Результаты исследований коррозионной стойкости цементного камня /Ю.И. Петраков, В.И. Зубков, A.A. Перейма и др. //Проблемы освоения газовых ресурсов Северного Кавказа: Тр. М.: ВНИИЭгазпром, 1980. — С. 36-38.

76. Новохатский Д.Ф., Рябова Л.И, Чайко З.П. Коррозионная стойкость камня из ШПЦС-120 с добавками КМЦ //РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.-Вып. 6.-29 с.

77. Lafiima H. Recherches sur les aluminates de calcium et sur leurs combinations avec le chloride et de sulfate de calcium. Paris, 1932.

78. Загиров М.М., Юсупов И.Г., Максутов PIA. Борьба с коррозией промыслового оборудования /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности.-М.: ВНИИОЭНГ, 1972. 38 с.

79. Коррозионная стойкость тампонажных материалов, применяемых при цементировании скважин /М.М. Загиров, A.B. Перов, A.C. Губарева, И.Г. Юсупов. /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-42 с.

80. Роджерс В.Ф., Роу Д.А. Коррозионное влияние сероводорода и двуокиси углерода на оборудование нефтяных скважин //lV-й межд. нефт. конгр.: Бурение скважин и добыча нефти и газа. — М.: Гостоптехиздат, 1956. — Т. 3. — С. 174-194.

81. Легезин Н.Е. Достижения в области защиты нефтегазопромыслового оборудования ингибиторами коррозии /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1978. 48 с.

82. Гоник A.A. Сероводородная коррозия и меры её предупреждения. — М.: Недра, 1966. — 176 с.

83. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением. — М.: Гостоптехиздат, 1963. — 145 с.

84. Намиот А.Ю. Максимум растворимости компонентов газовой смеси^ в жидкости//Доклады АН СССР. М., 1960.-Т. 130.-С. 359-361.

85. Эванс Ю.Р. Коррозия и окисление металлов /Перевод с англ. под ред. И.Л. Розенфельда. М.: Машгиз, 1962. — 856 с.

86. Брегман Дж. Ингибиторы коррозии. /Перевод с англ. под ред. Л.И. Антропова. М.: Химия, 1966. — 309 с.

87. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Калимулин A.A. Предупреждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудования /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М:: ВНИИОЭНГ, 1981. — 55 с.

88. Обухова З.П., Кутовая A.A., Кирильченко Н.Е. Определение солевого состава продуктов коррозии //Газовая промышленность, 1982. — № 4. — С. 35—36.

89. Антропов Л.И., Макушин Е.М., Панасенко В.Ф. Ингибиторы коррозии металлов. -Киев: Техника, 1981. 183 с.

90. Данюшевский B.C. Проблема долговечности тампонажных цементов //Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1980.-Вып. 152.-С. 110-113.

91. Загиров М.М., Перов A.B. Защита обсадных колонн нагнетательных скважин /Юбз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. — М.: ВНИИОЭНГ, 1978. 36 с.

92. Методика оценки технической надежности обсадных колонн нефтяных скважин для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки (РД 39-1-14-78) /ТатНИПИнефть. Бугульма, 1977. - 87 с.

93. A.c. 1193960 СССР, МКИ3 С 04 В 24/18. Комплексная добавка для цементно-бетонной смеси /Т.Д. Дибров, В.Ф. Волошин, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

94. A.c. 1275887 СССР, МКИ4 С 04 В 24/12. Комплексная добавка для бетонной смеси /Т.Д. Дибров, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

95. A.c. 1469779 СССР, МКИ4 С 04 В 22/08. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

96. A.c. 1452063 СССР, МКИ4 С 04 В 22/08, 24/32. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

97. A.c. 1485625 СССР, МКИ4 С 04 В 24/04. Бетонная смесь /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

98. Гельфман Г.П., Данюшевский B.C. Коррозия цементного камня в нефтяных скважинах. Уфа: Башкортостан, 1964. — 60 с.

99. Экспресс-метод оценки активности тампонажных материалов к сероводороду /Петраков Ю.И., Перейма А.А, Зубков. В.И.и др. //Нефтяное хозяйство. 1983. -№ 4. - С. 67-68.

100. Сидоров И.А., Нешта П.И. Изучение коррозионной стойкости цементных образцов с помощью глубинной кассеты //НТС. Сер. Бурение. — М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1964. С. 25-28.

101. Стойкость тампонажных материалов в сероводородной среде /В.М. Кравцов, К.Н. Евстигнеев, Ф.А. Агзамов и др. //Газовая промышленность. -1983.-№ п.-С. 6-9.

102. Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях /Ю.И. Петраков, A.A. Перейма, Г.Д. Дибров и др. //Нефтяное хозяйство. 1984. - № 1. — С. 18-21.

103. A.c. 747281 СССР, МКИ2 G 01 N 17/00. Устройство для коррозионных испытаний /Ю.И. Петраков, А.И. Ниценко, A.A. Перейма и др. Бюл. № 14, ч.З, 1999.

104. A.c. 813201 СССР, МКИ3 G 01 N 17/00. Способ коррозионных испытаний /Ю.И. Петраков, A.A. Перейма, А.И. Ниценко и др. — Бюл. № 10, 1981.

105. Петраков Ю.И., Перейма A.A., Кривошеева И.Л. Об оценке предела прочности цементного камня на разрыв путем раскалывания образцов-цилиндров //Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин: Сб. науч. тр. М.: ВНИИгаз, 1983. - С. 111-115.

106. Алексеев С.Н., Розенталь Н.К. Коррозионная стойкость железобетонных конструкций в агрессивной промышленной среде. — М.: Стройиздат, 1976. — 208 с.

107. Коррозия бетона и железобетона, методы их защиты /В.М. Москвин, Ф.М. Иванов, С.Н. Алексеев, Е.А. Гузеев. — М.: Стройиздат, 1980. 536 с.

108. Методы контроля скорости коррозии и содержания агрессивных компонентов в промысловых средах /Ф.А. Асфандияров, Ф.А. Астрова, Р.Н. Липович и др. //Обз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 62 с.

109. Перейма A.A. Оптимизация содержания ингибирующей добавки в жидких фазах гидратирующихся цементов //Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин: Сб. науч. тр. — М.: ВНИИгаз, 1983. — С. 116-121.

110. Перейма A.A., Петраков Ю.И. Пути предотвращения сероводородной коррозии в целях повышения надежности и долговечности скважин //Обз.инф. Сер. Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности. — М.: ВНИИЭгазпром, 1988. Вып. 3. - 19 с.

111. Коуль А.Д., Розенфельд Ф.С. Очистка газа. М.: Недра, 1967. - С. 392.

112. Перейма A.A. Цемент тампонажный сероводородостойкий НКИ и НП //РНТС. Сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин. М.: ВНИИЭгазпром, 1982. - Вып. 6. - С. 23-24.

113. Перейма A.A., Осадчая И.Л. Тампонажный цемент на основе никелевых шлаков //Технология строительства газовых и морских нефтяных скважин в сложных горно-геологических условиях: Сб. науч. тр. — М.: ВНИИгаз, 1987. -С. 131-135.

114. A.c. 814919 СССР, МКИ3 С 04 В 7/14. Вяжущее /М.Д. Кяляшев, Г.Д. Диб-ров, A.A. Перейма и др. — Бюл. №11,1981.

115. A.c. 1187405 СССР, МКИ3 С 04 В 7/14. Вяжущее /Г.Д. Дибров, Ю.И. Петраков, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

116. A.c. 1258031 СССР, МКИ4 С 04 В 24/30. Композиция для тампонирования скважин /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

117. Перейма A.A., Петраков Ю.И. Коррозия ингибированного цементного камня //Проблемы технологии сооружения газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. -М.: ВНИИгаз, 1985. С. 93-97.

118. A.c. 1125357 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал /С.А. Абрамов, В.А. Антонов, А.И. Булатов и др. Бюл. № 43, 1984.

119. A.c. 926239 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь для приготовления тампонажного раствора для глубоких температурных скважин /Г. Ка-каджанов, Е.И. Карпенко, С.Т. Колосай, A.A. Арамян. Бюл. № 17, 1982.

120. Тампонажный сероводородостойкий материал для крепления сероводород-содержащих скважин /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю.И. Петраков и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. Вып. 40.-С. 196-205.

121. A.c. 1453969 СССР, МПК4 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал /A.A. Перейма, Б.С. Дашевский, Ю.И. Петраков и др. — Бюл. № 11, ч. 2, 1999.

122. Перейма A.A. Коррозионно-стойкий тампонажный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии //Газовая промышленность. — 2008.-№5.-С. 80-82.

123. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями /Н.Х. Каримов, Б.Н. Хахаев, Л.С. Запорожец и др. М.: Недра, 1977. — С. 97.

124. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. -М.: Недра, 1982. С. 197-201.

125. Влияние утяжеляющих добавок на прочность цементного камня /А.А Перейма, Ю.И. Петраков, Л.В. Перцева, И.Л. Осадчая //Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. -М.: ВНИИгаз, 1989. С.105-108.

126. A.c. 1640368 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Перейма, Л.В. Перцева. Бюл. № 13, 1991.

127. A.c. 1595058 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Утяжеленный тампонажный материал /A.A. Перейма, В.Т. Филлипов Ю.И. Петраков и др. — Бюл. № 11, ч. 2, 1999.

128. A.c. 785463 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /Г.А. Белоусов, Б.М. Скориков, В.П. Пустовалов и др. — Бюл. № 45, 1980.

129. A.c. 927972 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонажных растворов /B.C. Данюшевский, К.А. Джабаров, Л.Г. Журова и др.-Бюл. № 18, 1982.

130. A.c. 1160773 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонажных растворов на основе металлургических шлаков /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, Г.Д. Дибров и др. Бюл. № 11, ч. 2, 1999.

131. A.c. 1403695 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Пе-рейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. Бюл. № 11, ч. 2, 1999.

132. A.c. 1595057 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Пе-рейма, Ю.И. Петраков, JI.B. Перцева и др. — Бюл. № 13, ч. 2, 1999.

133. Перейма A.A. Тампонажный раствор для крепления сероводородсодержа-щих скважин //Газовая промышленность. — 1991. — № 7. — С. 23-24.

134. A.c. 1556160 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонаж-ного раствора /A.A. Перейма, JI.B. Перцева. Бюл. № 13, ч.2, 1999.

135. A.c. 1466310 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонаж-ного раствора для крепления газовых и нефтяных скважин /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, И.Л. Осадчая и др. — Бюл. №11, ч.2, 1999.

136. A.c. 840294 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонажного раствора/Г.А. Белоусов, А.Г. Потапов, Б.М. Скориков. Бюл. № 23, 1981.

137. A.c. 1496356 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонажных растворов /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

138. A.c. 1347539 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Ингибирующая добавка для тампонажного раствора /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Опубл. не подлежит.

139. A.c. 1114008 СССР, МПК6 С 04 В 24/24. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. — Бюл. № 14, ч. 3, 1999.

140. A.c. 1533259 СССР, МКИ4 С 04 В 24/12. Строительный раствор /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. Бюл. № 14, ч.З, 1999.

141. Перейма A.A., Бакуменко B.C. Тампонажный материал на базе отхода строительного производства //Экспр.-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 1.-С. 28-31.

142. Перейма A.A. Применение ингибированных тампонажных растворов для крепления скважин месторождений Восточной Туркмении //Экспр.информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-Вып. 2.-С. 12-15.

143. Перейма A.A., Петраков Ю.И., Перцева J1.B. Совершенствование цементирования скважин месторождения Саман-Тепе //Экспр.-информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М.: ВНИИОЭНГ, 1990. Вып. 3.- С. 15-17.

144. Перейма A.A. Тампонажные смеси на основе отходов производства //Газовая промышленность. 1988. - № 12 - С. 30-31.

145. Sutton D.L., Sabins F., Paul R. Annular gas flow theory and prevention methods described //Oil and Gas J. 1984. - vol. 82. - № 50. - P. 84 - 92.

146. Sutton D.L., Sabins F., Paul R. New evaluation for annular gas flow potential //Oil and Gas J. - 1984.-vol. 82.-№51.-P. 109-112.

147. Гасумов P.A., Перейма A.A. Повышение качества крепления скважин //Газовая промышленность. 2001. - № 5. — С. 44^16.

148. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов /В.М. Ме-денцев, А.К. Куксов, М.О. Ашрафьян, Ю.В. Гринько //Нефтяное хозяйство. -1997.-№7.-С. 11-12.

149. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами /М.О. Ашрафьян, Ю.В. Гринько, А.К. Куксов и др. //Нефтяное хозяйство. 2002. - № 3. - С. 29-31.

150. Пат. 2033519 РФ, Е 21В 33/138. Пластификатор тампонажных растворов /Перейма A.A., Петраков Ю.И., Гасумов P.A. и др. — Бюл. № 11. — 1995.

151. Данюшевский B.C., Алиев Р.Х., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. — М.: Недра, 1987. 373 с.

152. Перейма A.A., Петраков Ю.И. Комбинированная добавка комплексного действия для тампонажных растворов //Строительство газовых и газокон-денсатных скважин: Сб. науч. тр. — М.: ВНИИгаз, 1993. С. 27-32.

153. Рябоконь С.А., Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В. Седиментационно-устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин //Нефтяное хозяйство. — 2003. № 4. - С. 98-101.

154. Перейма A.A. Вязкоупругие растворы для изоляции поглощающих пластов //Нефтепромысловое дело. 2009. — № 4. — С. 34—38.

155. Мариампольский H.A., Рябова Л.И., Сурикова O.A. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных реагентов //Обз. инф. Сер. Техника и технология бурения скважин. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1988.-Вып. 7.-62 с.

156. A.c. 1839040 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов на основе портландцемента /A.A. Перейма, Л.В. Перце-ва, Ю.И. Петраков и др. Бюл. № 10, 1995.

157. A.c. 1839039 СССР, МПК6 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов на основе шлаковых вяжущих /A.A. Перейма. — Бюл. № 10, 1995.

158. Перейма A.A., Гасумов P.A., Петраков Ю.И. Реагент для получения це-ментно-полимерных тампонажных растворов с улучшенными технологическими свойствами //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр.-М.: ВНИИгаз, 1996.-С. 41-47.

159. A.c. 1329240 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Состав для изоляции вод в скважинах /И.А. Сидоров, Ю.А. Подцубный, В.М. Сазонова и др. — Бюл. № 22,1995.

160. A.c. 1773093 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Композиция для тампонажного раствора /A.A. Перейма, В.И. Ильяев, Л.В. Перцева. Бюл. №11, ч.2, 1999.

161. Евсеева Л.В., Никитина Л.В., Чернов A.B. Синтез и основные свойства гид-роформалюмината кальция //Прикладная химия. — 1983. — № 12. — С. 2747— 2748.

162. Некоторые закономерности взаимодействия гипана с солями двухвалентных металлов /В.В. Гольдштейн, В.И. Крылов, Т.А. Николаева и др.

163. Промывка и технология крепления скважин: Тр. — М.: ВНИИБТ, 1973. — С. 64-71.

164. Пат. 2013524 РФ, МКИ5 Е 21 В 33/138. Комплексный реагент для обработки тампонажных растворов /Перейма A.A., Перцева Л.В., Петраков Ю.И. и др. Бюл. № 10,1994.

165. Ram'achandran V.C. Interection of calcium lignosulfonaite with tricalcium silicate and calcium hydroxide //Cement & Concrete Research. — 1972. — № 2. — P. 179-194.

166. Сычев M.M. Некоторые вопросы теории вяжущих веществ //Известия АН СССР. Неорганические материалы. — 1971. — Т. 8. — № 3. С. 276-287.

167. Пат. 2033519 РФ, МПК6 Е21ВЗ 3/138. Пластификатор тампонажных растворов /Перейма A.A., Петраков Ю.И., Гасумов P.A. и др. — Бюл. № 11,1995.

168. Крепление скважин при вскрытии продуктивных пластов /Тагиров K.M., Гасумов P.A., Перейма A.A. и др. //Газовая промышленность. — 1998. № 10.-С. 42-44.

169. Перейма A.A., Гасумов P.A. Тампонажный раствор для ремонтно-изоляци-онных работ и цементирования скважин //Строительство газовых и газо-конденсатных скважин: Сб. науч. статей. — М.: ВНИИгаз, 1995. — С. 46—50.

170. Перейма A.A., Гасумов P.A. Модифицированный тампонажный раствор для ремонтно-изоляционных работ //Тез. докл. межрег. науч.-техн. конф. по пробл. газ. промышл. России. Ставрополь: СтГТУ, 1997. - С. 14—15.

171. Тампонирующий материал для ремонтно-изоляционных работ /K.M. Тагиров, P.A. Гасумов, A.A. Перейма, и др. //Газовая промышленность. — 1998. — № 1.-С. 40-41.

172. Пат. 2035585 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для ремонтных работ и крепления скважин /Перейма A.A., Тагиров K.M., Ильяев В.И. и др.-Бюл. № 14, 1995.

173. A.c. 1703807 СССР, МПК5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /А.Н. Кук-сов, З.Ш. Ахмадишин, Л.В. Палий и др. — Бюл. № 1. — 1992.

174. Изоляция притока подошвенных вод с предварительным блокированием продуктивного пласта /P.A. Гасумов, В.З. Минликаев, A.A. Перейма и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. -Вып. 32.-С. 117-121.

175. Пат. 2121569 РФ, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока подошвенной воды в газовых скважинах в условиях АНПД /Гасумов P.A., Перейма A.A., Дубенко В.Е. Бюл. № 31, 1998.

176. Missienx L. Поведение пен в пористой среде //Экспр.-информ. Сер. Нефте-и газодобывающая промышленность. М.: ВИНИТИ, 1974. — Вып. 18. — С. 12-18.

177. Применение пенных систем с торфощелочным наполнителем для глушения скважин при проведении ремонтных работ /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю.Н. Луценко и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. Вып. 32. - С. 105-112.

178. Исследование влияния физико-химических свойств торфа на блокирующую способность трехфазных пенных систем /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В.З. Минликаев и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. Вып. 32. - С. 112-117.

179. Пат. 2152973 РФ, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин /Перейма A.A., Тагиров К.М, Гасумов P.A. и др. — Бюл. № 20, 2000.

180. Пат. 2205943 РФ, МПК7 Е 21 В 43/12, С 09 К 7/08. Пеноэмульсионный состав для глушения скважин /Перейма A.A., Гасумов P.A., Тагиров O.K. и др. Бюл. № 16, 2003.

181. Пат. 2206720 РФ, МПК7 Е 21 В 43/11. Жидкость для перфорации скважин /Перейма A.A., Гасумов P.A., Астапова З.А. и др. — Бюл. № 17, 2003.

182. Пат. 2245441 РФ, МПК7 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для глушения скважин /Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. — Бюл. № 3, 2005.

183. Пат. 2266394 РФ, МПК7 Е 21 В 43/12. Пенообразующий состав для глушения скважин /Перейма A.A., Черкасова В.Е., Гасумов P.P. Бюл. № 35, 2005.

184. БасниевК.С., КагинаИ.Н., Максимов В.М. Подземная гидравлика. -М.: Недра, 1993.-С. 341.

185. Глушение и освоение скважин в условиях пониженных пластовых давлений /Я.И. Тернавский, Н.Р. Акопян, Т.В. Рассохин и др. //Газовая промышленность. М. - 1972. - № 8. - С. 5-8.

186. Uarrison U.W. Diverting agents — history and application //Journal of Petroleum Technology. 1972. - Vol. 5. - P. 593-598.

187. Пат. 2078907 РФ, МПК6 E 21 В 33/138. Состав для временной изоляции пласта /Перейма A.A., Гасумов P.A., Долгов C.B. и др. Бюл. № 13, 1997.

188. Амиян В.А. Повышение качества вскрытия продуктивного пласта //Обз.инф. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - Вып. 3. - 44 с.

189. Кауричев И.С. Почвоведение. — М.: Агропромиздат, 1989. — 720 с.

190. Пат. РФ 2209226, МПК7 С 09 К 7/00. Способ приготовления порошкообразного торфяного реагента для промывочных жидкостей /Романов В.В., Гасумов P.A., Коновалов Е.А. и др. — Бюл. № 21, 2003.

191. Перейма A.A., Черкасова В.Е. Влияние фракционного состава наполнителей на технологические свойства пеноэмульсий //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. - Вып. 39. - С. 54-59.

192. Состав и питательность кормов: Справочник /И.С. Шумилин, Г.П. Державина, A.M. Артюшин и др.; под ред. И.С. Шумилина. — М.: Агропромиздат, 1986.-303 с.

193. Разработка реагента-наполнителя к промывочным жидкостям для глушения скважин: отчёт о НИР (заключ.): 0251-02-2, этап 5 /СевКавНИПИгаз; рук. Гасумов P.A.; отв. исполн. Перейма A.A. — Ставрополь, 2003. 79 с.

194. Пат. РФ 2330055, МПК8 С 09 К 8/20, С 09 К 8/42. Способ приготовления полидисперсного торфяного реагента для буровых растворов и жидкостей глушения /Перейма A.A., Черкасова В.Е., Гасумов P.P. — Бюл. № 21, 2008.

195. Перейма A.A., Гасумов P.A., Черкасова В.Е. Стендовые испытания технологии применения блокирующих жидкостей с наполнителем растительного происхождения //Сб. научн. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. - Вып. 39. - С. 40-49.

196. Применение пенных систем с торфощелочным наполнителем для глушения скважин при проведении ремонтных работ /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю.Н. Луценко и др. //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. - Вып. 32. - С. 105 - 112.

197. Исследование блокирующей способности жидкостей глушения с наполнителями растительного происхождения /A.A. Перейма, В.Е. Черкасова, P.P. Гасумов, Г.Ф. Тукаева //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004.-Вып. 41.-С. 137-145.

198. Эффективность применения торфяных наполнителей в составах жидкостей глушения /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В.Е. Черкасова, В.Н. Селюкова //

199. Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. -Вып. 43.-С. 107-114.

200. Результаты стендовых испытаний блокирующих свойств пеноэмульсий с наполнителями /A.A. Перейма, P.A. Гасумов, В.Е. Черкасова, В.Н. Селюко-ва //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2005. — Вып. 43.-С. 158-167.

201. Перейма A.A., Черкасова В.Е., Тукаева Г.Ф. К вопросу оценки фильтрационных свойств пеноэмульсий с растительными наполнителями //Сб. науч. тр. /СевКавНИПИгаз. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. - Вып. 41. - С. 159-168.

202. Пеноэмульсии с наполнителями растительного происхождения для ремонт-но-восстановительных работ в скважинах с АНПД /A.A. Перейма, В.А. Су-ковицын, В.Е. Черкасова и др. //Газовая промышленность. 2008. - № 4. — С. 66-67.

203. Гасумов P.A., Перейма A.A. Жидкости глушения и технология их применения при ремонте скважин с низким пластовым давлением //Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. 152 с.

Информация о работе

Перейма, Алла Алексеевна
доктора технических наук
Ставрополь, 2009
ВАК 25.00.15

Диссертация

Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы