Сохранение и восстановление естественной проницаемости продуктивных пластов в газовых и газоконденсатных скважинах

Липчанская, Татьяна Андреевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Сохранение и восстановление естественной проницаемости продуктивных пластов в газовых и газоконденсатных скважинах
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Сохранение и восстановление естественной проницаемости продуктивных пластов в газовых и газоконденсатных скважинах"

На правах рукописи

Липчанская Татьяна Андреевна

СОХРАНЕНИЕ И ВОССТАНОВЛЕНИЕ ЕСТЕСТВЕННОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ В ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИНАХ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ставрополь 2005

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

Научный руководитель: доктор технических наук,

профессор P.A. Гасумов

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, с.н.с. В.Т. Лукьянов

кандидат технических наук, доцент Ю.А. Воропаев

Ведущая организация - ООО «Кавказтрансгаз» (г. Ставрополь).

Защита состоится « 9 » июня 2005 г. в 14°° часов на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 в Северо-Кавказском Государственном техническом университете (СевКавГТУ) по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Северо-Кавказского Государственного технического университета.

Отзывы в двух экземплярах, заверенные печатью огранизации, просим направлять по указанному адресу на имя ученого секретаря диссертационного совета.

Автореферат разослан « » мая 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.245.02, канд.техн.наук,

доцент

Ю.А. Пуля

2О06-V

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Сохранение и восстановление коллекторских свойств продуктивных пластов в период заканчивания скважин и проведения ремонтно-восстановительных работ являются важными условиями достижения высокого уровня добычи газа и газоконденсата

Негативное влияние промывочных систем и жидкостей глушения на состояние призабой-ной зоны особенно заметно при проведении работ на скважинах с аномально низким пластовым давлением (АНПД), коллектора которых представлены высокопроницаемыми породами, в частности на скважинах подземных хранилищ газа (ПХГ) Часто ПХГ создаются на базе истощенных месторождений, отличающихся высокими фильтрационно-емкостными параметрами продуктивных пластов, и глубокое загрязнение прискважинной зоны возможно уже на стадии их первичного вскрытия. При последующем освоении пластовой энергии оказывается недостаточно для очистки загрязненной зоны и даже после длительной отработки скважин далеко не всегда удается достичь первоначальной (проектной) продуктивности скважин. Альтернативой часто безрезультатным методам интенсификации притока газа в таких случаях является дополнительное строительство скважин.

Не менее актуальна проблема очистки призабойной зоны скважин в условиях АНПД, коллектора которых представлены низкопроницаемыми терригенными породами Эта проблема остро стоит в процессе освоения газовых и газоконденсатных скважин после ремонтно-восстановительных работ.

Разработка составов для временного блокирования призабойной зоны, предотвращающих ее загрязнение, является актуальной задачей для многих месторождений и ПХГ при заканчиваиии и ремонте скважин, в том числе с большой мощностью высокопроницаемых продуктивных пластов.

Для обеспечения оптимальной работы эксплуатационных газовых и газоконденсатных скважин немаловажное значение имеет разработка эффективных составов пенообразователей, в том числе содержащих газообразователь. Использование пенообразователей требует разработки методов определения эффективности ПАВ для удаления водогазоконденсатных смесей в виде пе-ноэмульсий для различных горно-геологических условий.

Цель работы. Исследование и разработка пенообразукмцих составов для освоения и глушения газовых и газоконденсатных скважин, удаления или снижения уровня скважинной жидкости, а также технологий очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых и низкопроницаемых продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение или восстановление их естественной проницаемости.

Основные задачи работы.

1 Проведение теоретических и экспериментальных исследований по изучению условий образования и свойств гидрофильных пеноэмульсий с целью разработки пенообразующих составов для заканчивания и ремонта скважин, а также разработки методов определения эффективности ПАВ для удаления минерализованных водогазоконденсатных смесей.

2 Разработка пеноэмульсионных составов для освоения и глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

3 Разработка составов твердых пенообразователей пролонгированного действия и составов, содержащих газообразователь, для удаления или снижения уровня скважинкой жидкости.

4 Разработка технологии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых слабосцементированных терригенных коллекторов при заканчивании и ремонте скважин.

5 Разработка технологии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны низкопроницаемых терригенных коллекторов при заканчивании и ремонте скважин.

Научная новизна.

1 Разработаны рецептуры устойчивых пеноэмульсий для освоения (а. с. СССР № 1398510) и глушения (патент РФ № 2208036) скважин, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

2 Разработаны рецептуры твердых пенообразователей (патенты РФ № 2069682, 2100577) для удаления пластовой жидкости, технологических составов при освоении скважин и в процессе их кислотных обработок, позволяющие восстанавливать производительность низкодебитных обводняющихся и самозаглушенных скважин.

3 Разработаны методы определения эффективности ПАВ для удаления водогазоконденсатных смесей в виде пеноэмульсии, выделены два типа гидрофильных пеноэмульсий (условно названных обычными и конденсированными), резко различающиеся по характеру разрушения.

4 Разработана технология очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых терригенных коллекторов с АНПД, позволяющая восстанавливать ее естественную проницаемость; преимуществом технологии является комплексное и равномерное воздействие реагентных растворов на все виды кольматантов, предотвращение выпадения вторичных осадков и разрушения структуры коллектора (решение ФИПС Роспатента о выдаче патента РФ от 07 04.2005 г Заявка № 2003137783/03, приоритет 30.12.03 г.).

5 Для освоения подготовленных к ликвидации скважин из бездействующего фонда разработана технология очистки от кольматирующих образований призабойной зоны низкопроницаемых терригенных коллекторов с АНПД.

Основные защищаемые положения.

1 Обоснование физико-химических процессов, происходящих при вспенивании систем «водный (минерализованный) раствор ПАВ - углеводородная жидкость», выделение и определение условий образования двух типов пеноэмульсионных систем, условно названных обычными и конденсированными пеноэмульсиями; методы оценки эффективности ПАВ для удаления минерализованных водогазоконденсатных смесей в виде пеноэмульсий.

2 Рецептуры технологических составов для заканчивания и ремонта газовых и газоконден-сатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений, включающие- стабильные пеноэмульсионные системы для перфорации, освоения и глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений;

- составы твердых пенообразователей для удаления или снижения уровня скважинной жидкости.

3 Технологии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых и низкопроницаемых терригенных коллекторов при заканчивании и ремонте скважин

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Практическая значимость работы характеризуется соответствием направлений исследований, составляющих ее частей содержанию научно-технических программ ОАО «Газпром» (договоры №№ 11-Г/ 88.89, Ш.00.02/20, 8Г/91.91,16Г/99.99, 1687-00-2, 6687-01-2, 0260-02-2)

Практическая значимость основных результатов диссертационной работы подтверждена соответствующими актами внедрения разработанных технологических решений (ООО «Севергаз-пром», ООО «Кавказтрансгаз», ООО «ЬСубаньгазпром», ООО «Ноябрьскгаздобыча»).

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на заседаниях ученого совета ОАО «СевКавНИПИгаз», на международной научно-практической конференции «Газовой отрасли - новые технологии и новая техника» (г Ставрополь, 2002 г.), международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и ремонта скважин месторождений и ПХГ (г. Кисловодск, 2003 г.), международной конференции «ВНИИГАЗ на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии», секция «Подземное хранение газа» (г. Москва, 2003 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 20 работ, в том числе одно авторское свидетельство и три патента РФ.

Объем работы. Диссертация изложена на 171 страницах машинописного текста, включает 27 рисунков и 30 таблиц.

Работа состоит из введения, 4 глав, заключения и списка использованных источников из 182 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

Первая глава посвящена исследованию и разработке составов пенообразующей жидкости для заканчивания и ремонта скважин с АНПД, коллектора которых представлены высокопроницаемыми породами, в первую очередь для освоения скважин Вуктыльского ГКМ, особенностями которого являются низкие пластовые давления (менее 0,5 от гидростатического); интенсивное поглощение рабочих агентов в силу наличия дренажных каналов (образованных в результате проведения кислотных обработок); наличие в стволе скважин минерализованной воды (более 200 г/л), газоконденсата и метанола; вероятность гидратообразования в стволе скважины и наземном оборудовании; большая глубина залегания (до 3500 м) трещиноватых коллекторов значительной мощности (300-500 м); суровые климатические условия.

В таких крайне сложных условиях процесс освоения должен проводиться как один непрерывный технологический цикл, включающий операцию по временному блокированию продуктивного пласта Причем в качестве временно блокирующего материала наиболее приемлемо использование устойчивой пены. Известные устойчивые трехфазные пены разрушаются при контакте с газоконденсатом, могут привести к глубокой необратимой кольматации высокопроницаемых зон пласта Недостаточно высокая устойчивость полимерных пенных систем не позволяет их использовать при проведении длительных работ в скважине.

Разработана рецептура пенообразующей жидкости (ЛОЖ), включающая (мае. %): лигно-сульфонат - 1 - 5, хлористый кальций - 14 - 30; углеводород (газоконденсат, дизтопливо) - 13 -31, вода - остальное ПОЖ имеет температуру замерзания минус 30 °С и ниже. Вспенивание ее приводит к образованию устойчивой гидрофильной пеноэмульсии, стабильной при контакте с газоконденсатом и минерализованной пластовой водой, обладающей ингибирующей способностью по отношению к глинистой составляющей материала пласта, легко удаляемой в процессе освоения скважины и тем самым обеспечивающей сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов.

Исследована пенообразующая способность используемых лигносульфонатов - сульфит-спиртовой барды (ССБ) и конденсированной сульфит-спиртовой барды (КССБ) - в воде, водных растворах хлористого кальция без газоконденсата и с добавками газоконденсата. Вспенивание жидкости (200 см3) производится электромиксером в течение пяти минут при постоянном числе оборотов (2000 об/мин). Определяемыми параметрами являются кратность и устойчивость пены (пеноэмульсии). Кратность пены - отношение объема пены к объему дисперсионной среды. Устойчивость пены (в, с/см3) - величина, обратная средней скорости выделения (синерезиса) 50 %

пенообразующей жидкости (ВНИИГАЗ). В случаях, когда за 24 ч из межпленочного пространства пены не выделяется 50 % жидкости, устойчивость рассчитывается исходя из ее количества, выделившегося за 86400 с (24 ч).

Пены, полученные из водных растворов лигносульфонатов, имеют очень низкую устойчивость (от 0,25 до 1,73 с/см3). В водных растворах хлорида кальция устойчивость получаемых лиг-носульфонатных пен повышается на два порядка и более при одновременном увеличении их кратности. Кратность пенных систем на основе ССБ выше, а устойчивость ниже, чем систем на основе КССБ, что объясняется большим содержанием высокомолекулярных фракций лигносульфонатов в последнем реагенте. Устойчивость пены резко увеличивается в области 10 % - 20 % концентрации хлорида кальция (в зависимости от состава ПАВ) Это связано с высаливанием высокомолекулярных фракций лигносульфонатов в концентрированных солевых растворах. Высаливание лигносульфонатов протекает через образование промежуточной коллоидной фазы.

Концентрацию соли, при которой происходит высаливание большей части высокомолекулярных фракций лигносульфонатов, можно определять на фотоколориметре по помутнению растворов и резкому изменению их оптической плотности при образовании коллоидной фазы, что наглядно иллюстрируется рисунком 1, где представлены кривые изменения оптической плотности растворов лигносульфоната технического порошкообразного (ЛСТП) и КССБ-2 в зависимости от концентрации хлорида кальция.

К значительному увеличению стабильности пены приводит добавление в состав, содержащий лигносуль-фонаты и хлористый кальций, углеводорода (газоконденсата). Коллоидное высаливание высокомолекулярных фракций линосульфоната, которое протекает на поверхности глобул углеводорода, приводит к образованию очень устойчивого адсорбционного слоя с гелеоб-разной структурой. В условиях системы с сильно развитой межфазной поверхностью скорость высаливания резко замедляется и на поверхности капель углеводорода гелеобразная структура со временем стабилизируется за счет медленного укрупнения коллоидных комплексов. В стабилизации пенных пленок принимают участие Низкомолекулярные фракции лигносульфонатов, связанные через кальциевые мостики в коллоидные комплексы, и эмульгированные капли углеводорода: коагуляционная сетка контактов между адсорбционными слоями на их поверхности «брони-

5 1'8 ф

5 15 25

СаС12, % —КССБ-2, —«—ЛСТП

Рисунок 1 — Оптическая плотность растворов лигносульфонатов в зависимости от концентрации хлорида кальция

рует» пузырьки воздуха и замедляет сииерезис, выполняя в некоторой степени роль твердого наполнителя

Закономерности в изменении свойств пеноэмульсии в зависимости от содержания компонентов хорошо видны на рисунках 2-3. Стабильность пенных систем с оптимальными свойствами колеблется в пределах - 1080-3460 с/см3; кратность - 1,8 - 3,2.

45000

§ 40000

Ч 35000 от

30000 25000 20000 15000 10000 5000 0

10 20 30 40 газоконденсат, % об.

-«- СаС12 -15 %; ССБ - 5 % -к- СаС12 - 20 %; ССБ - 5 % -•- СаС12 - 24 %; ССБ-5 - 5 % -т- СаС12 - 24 %; КССБ - 3 %

Рисунок 2 - Стабильность пеноэмульсии на основе ССБ и КССБ при различном содержания газоконденсата

8 3,5 £

£ з

2,5 2 1,5 1

Газоконденсат, % о8. —♦— ССБ -1 % -»-ССБ - 3 % ССБ - 5 % -*—КССБ -1 % -*- КССБ - 2 % — КССБ - 3 %

Рисунок 3 - Кратность пеноэмульсии на основе ССБ и КССБ при различном содержании газоконденсата

Разработка составов пеноэмульсии с наполнителем. Пенообразующая жидкость первоначально применялась для освоения скважин с временным блокированием ПЗП, в настоящее время после доработки технологии с успехом используется для их глушения. Подобраны совместимые с пеноэмульсией наполнители для проведения работ в скважинах с развитой системой высокопроницаемых фильтрационных каналов.

Для временного блокирования гранулярных коллекторов предложены пеноэмульсии, содержащие лигносульфонаты как в растворенном, так и в дисперсном виде. Порошкообразные лиг-носульфонаты (например, КССБ-2, КССБ-5 при концентрации электролита в ПОЖ выше порога их высаливания) нерастворимы в высокоминерализованных растворах, но хорошо растворяются в слабоминерализованных промывочных растворах и поэтому могут легко удаляться при освоении скважины.

Для временной изоляции трещинных и высокопроницаемых гранулярных коллекторов хорошие результаты показали пеноэмульсии, содержащие торф с активированной с помощью щелочи поверхностью (ТЩН). Как альтернатива составам с торфяным наполнителем (из-за его отсутствия на Северном Кавказе) разработан состав пеноэмульсии, включающий (мае %)• лигносульфо-нат в виде водного раствора плотностью 1130 кг/м3 - 4 - 20; углеводородная жидкость - 12-31, смесь порошкообразного лигносульфоната и измельченных ростков ячменя - 3 - 10; хлорид кальция в виде водного раствора плотностью - 1120 - 1280 кг/м3 - остальное.

Присутствие в составе частиц измельченного ячменя необходимо для первичного перекрытия крупных фильтрационных каналов. Твердые частицы порошкообразных лигносульфонатных реагентов заполняют пустоты и поры первичной сетчатой структуры из измельченных ростков ячменя. Твердые частицы наполнителей в составе ПОЖ покрыты адсорбционными слоями моле-кулярно- и коллоиднорастворимых фракций лигносульфонатов, поэтому гидрофильны и совместимы с пеноэмульсией. Известно, что гидрофобные наполнители являются дестабилизаторами псевдоэмульсионных пленок, разделяющих пузырьки воздуха и глобулы углеводорода в пеноэмульсии. Стабильность составов с оптимальными свойствами изменяется в пределах 1080- 3323 с/ см3; кратность - 1,7-2,5.

В данном разделе приведены также методики исследования блокирующей (закупоривающей) способности и фильтрационных свойств пеноэмульсий с твердыми наполнителями Результаты исследований блокирующей способности пеноэмульсий с различными наполнителями представлены в таблице 1.

Таблиця1- Результаты исследования блокирующей способности пеноэмульсий с различными наполнителями

Наполнитель Концент- Давление Давление Давление де-

рация , % фильтрации, сдвига, блокирования,

Рф, МПа Риш. МПа Робо, МПа

Торф 5 1,9 13,0 2,0

ТЩН 1,5 0,8 3,2 0,05

3,0 3,3 34,0 0,05

Измельченные ростки ячменя 5 2,2 13,6 2,8

Порошкообразный КССБ + 5 + 5 3,4 22,0 0,2

измельченные ростки ячменя

Исследования фильтрационных свойств пеноэмульсий на фильтрпрессе низкого давления показали, что предложенные наполнители обеспечивают высокую скорость формирования низкопроницаемого, тонкого фильтрационного барьера: скорость фильтрации водной фазы разработанных составов через песчаный фильтр очень низкая, последний не полностью смачивается и поэтому фильтрат отсутствует. Высокая скорость формирования фильтрационного барьера объясняется

тесным контактом между твердыми частицами наполнителя, усиленным за счет коагуляционных связей между коллоидными комплексами на поверхности этих частиц и глобул углеводородной жидкости Фильтрационный барьер способствует сохранению естественной проницаемости приза-бойной зоны продуктивных пластов и в тоже время легко удаляется в процессе освоения, так как порошкообразные лигносульфонаты растворяются в низкоминерализованных промывочных составах, используемых при освоении скважин, а рыхлая первичная сетка из частиц отхода производства растительного происхождения не оказывает сопротивления течению пластовых флюидов и также удаляется после растворения порошкообразного лигносульфонатного реагента

Вторая глава посвящена разработке технологий очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых и низкопроницаемых терригенных продуктивных пластов с АНПД Технологии интенсификации притока газа разрабатывались в первую очередь для скважин Северо-Ставропольского ПХГ и Тахта-Кугультинского газового месторождения, вскрывших соответственно высокопроницаемые и низкопроницаемые участки хадумских отложений

Разработка техночогии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых терригенных колчекторов Анализ причин загрязнения призабойной зоны скважин ПХГ показал, что наиболее вероятными кольматантами являются остатки бурового раствора и привнесенные с газом твердые примеси. Используемые для повышения производительности скважин различные методы интенсификации притока газа- повторная перфорация, отработка при повышенных депрессиях, акустическое, вибрационное, реагентное воздействие (использование растворов ПАВ, диспергаторов и т д ), далеко не всегда дают положительные результаты, что объясняется большой глубиной проникновения кольматирующих образований в пласт и высокой степенью загрязнения призабойной зоны.

При глубоком загрязнении положительных результатов можно ожидать от использования реагентов, химически взаимодействующих с представленньми кольматантами, в первую очередь глинокислоты (смесь соляной и плавиковой кислот). Но негативными факторами для использования глинокислоты являются пластовые давления ниже гидростатического, слабая сцементируе-мость коллектора, большая глубина проникновения кольматанта, неравномерная проницаемость закольматированной зоны, большие интервалы перфорации (более 9 метров). Перечисленные негативные факторы часто присутствуют на скважинах ПХГ, коллектора которых представлены высокопроницаемыми породами, в частности, на Северо-Ставропольском ПХГ (хадумский горизонт).

Хадумские отложения Севере - Ставропольского ПХГ представлены алевритами, алевритами глинистыми, алевролитами глинистыми, алевролитами сильно глинистыми и глинами. Эффективная пористость около 22 %, проницаемость от 70 до 1500-10"3 мкм2, в среднем 700 мкм2.

Глинистые частицы являются поровым цементом и значительно влияют на емкостные и фильтрационные характеристики породы. Глины представлены породами монтмориллонитовой группы (А.А. Ханин). Максимально допустимая депрессия при эксплуатации скважин составляет 0,3 МПа

При планировании кислотных обработок высокопроницаемых глубоко и неравномерно за-кольматированных коллекторов при низких значениях текущего пластового давления в первую очередь необходимо предусмотреть мероприятия по обеспечению равномерного распределения кислотного раствора в загрязненной зоне, предотвратить его поглощение высокопроницаемыми пропластками, а также создать условия для быстрого и легкого удаления отработанного раствора

Базовыми элементами технологии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны продуктивных пластов являются следующие: проведение технологического процесса без глушения скважины; установка реагентной ванны (для разрушения коагуляционных контактов между полимерными и глинистыми частицами кольматанта и образования фильтрационных каналов, обеспечивающих проникновение в последующем глинокислотного раствора внутрь загрязненной зоны); проведение внутрипластовой глинокислотной обработки; использование в качестве продавочного агента газа от любого источника; удаление отработанного кислотного раствора без выдержки в пласте.

Для установки кислотной ванны используются 2 % - 4 % растворы соляной кислоты Эффективность реагентов для разрушения коагуляционных контактов между полимерными и глинистыми частицами оценивается по скорости разрушения глинистых образцов (В П Казарян) Предварительно готовятся шарообразные образцы (по два грамма) различных типов глинопорошков при весовой влажности 50 %. После приготовления образцы в течение 30 суток выдерживаются в герметичной упаковке для наращивания коагуляционных контактов Готовятся реагентные растворы определенной концентрации. После выдержки во влажных условиях глинистые образцы помещаются (по одному) в реагентные растворы (в стаканы объемом 50 см3, снабженные сетками для размещения глинистых образцов) и определяется время их полного разрушения

Показано, что в высококонцентрированных растворах соляной кислоты (10 % и 16 %). в растворах ингибиторов набухания глин (гидроксида и хлорида калия, хлорида аммония) не происходит разрушение глинистых образцов, что связано с высаливанием и флокуляцией поверхностных слоев полимер-глинистых частиц и блокированием доступа реагентного раствора внутрь образцов; низкоконцентрированные растворы соляной кислоты с высокой скоростью разрушают коагуляционные контакты между глинистыми частицами, представленными различными типами глинопорошков (за счет изменения потенциала поверхности представленных частиц) и не приводят к высаливанию и флокуляции поверхностных слоев полимер-глинистых частиц В скважин-ных условиях это обеспечивает доступ реагентного раствора внутрь загрязненной зоны и образование в ней многочисленных фильтрационных каналов.

Проведены также исследования изменения проницаемости по воздуху образцов искусственного керна после прокачки реагентных растворов для выбора их оптимальной концентрации.

Показано, что для внутрипластовых обработок хадумских отложений можно использовать водный раствор соляной кислоты 7 % - 15 % концентрации и водный раствор глинокислоты в виде смеси растворов соляной кислоты 7 % - 15 % концентрации и плавиковой кислоты 1 % - 3 % концентрации.

Техническим результатом использования разработанной технологии является повышение продуктивности скважин; снижение сроков проведения ремонтных работ; снижение коррозионного воздействия отработанного кислотного раствора; уменьшение расхода используемых реагентов; интенсификация процесса удаления отработанного кислотного раствора из ствола скважины в зоне перфорации и в зоне зумпфа.

Повышение продуктивности скважин обусловлено: удалением кольматирукнцих образований органического и неорганического состава; снижением набухания глинистых частиц материала терригенного пласта; предотвращением разрушения структуры коллектора; предотвращением выпадения в осадок вторичных продуктов реакции кислот с породой.

Снижение сроков проведения ремонтных работ обусловлено: исключением операции выдержки кислотных растворов в пласте на реагирование; уменьшением срока восстановления газонасыщенности вокруг ствола скважины; использованием пенообразователей с целевыми добавками.

Разработка технологии очистки от копьматирующих образований призабойной зоны низкопроницаемых терригенных коллекторов Значительное снижение запасов пластовой энергии, характерное для многих газовых и газоконденсатных месторождений России, находящихся на завершающей стадии разработки, приводит к усилению влияния негативных факторов в процессе заканчивания и ремонта скважин. Особенно заметно их влияние при глушении скважин с низкопроницаемыми терригенными продуктивными пластами. Низкая эффективность ремонтных работ в таких условиях объясняется поглощением технологических жидкостей, приводящим к набуханию глинистого материала пласта, снижению газонасыщенности призабойной зоны и ее разрушению.

Задача ввода в эксплуатацию низкодебитных скважин весьма актуальна для месторождений Ставропольского края, в частности, Тахта-Кугультинского: темпы отбора газа в последние годы на этом месторождении резко замедлились (Л.А. Ильченко). Не в последнюю очередь это связано с существованием немалого фонда простаивающих скважин. Эффективность мероприятий по интенсификации притока газа (глинокислотные обработки, закачка растворов ПАВ, растворителей, акустическое воздействие) крайне низка (менее 40 %). Проблема разработки эффективных спосо-

бов восстановления работы простаивающего фонда скважин на этом месторождении стоит очень остро- на конец 1999 года в бездействующем фонде находилось 95 скважин

Основным продуктивным горизонтом месторождения является хадумский, отложения которого представлены тонким и частым чередованием глинистых алевролитов и сильно алеврити-стых глин. Коэффициент эффективной пористости - 7,7 %, проницаемость до 80 - 100 мД Пластовая температура - 55 °С. Рабочие депрессии - 2,0 МПа и более.

При разработке технологии кислотной обработки простаивающего фонда скважин были учтены следующие негативные факторы: низкая проницаемость коллектора; низкое пластовое давление; продолжительное время простаивания скважин в ожидании ремонта в условиях повышенной водонасыщенности прискважинной зоны; малая газонасыщенность последней

Базовыми элементами разработанной технологии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны пласта являются следующие: проведение технологического процесса без глушения скважины; осушка забоя скважины; установка реагентной ванны для разрушения коагуля-ционных контактов между набухшими глинистыми частицами материала пласта и улучшения условий пропитки загрязненной зоны кислотным раствором; двухэтапная внутрипластовая кислотная обработка; использование в качестве продавочного агента газа от любого источника, использование колтюбинговой установки в процессе отработки скважины.

Для установки реагентной ванны используется реагентный раствор того же состава, что использовался при проведении кислотных обработок на скважинах ССПХГ Внутрипластовая обработка предусматривает операции по снижению набухания глинистого материала пласта и по химическому взаимодействию реагентного раствора с силикатными частицами скелета породы.

Третья глава посвящена разработке составов твердых пенообразователей для удаления пластовой жидкости, технологических составов при освоении скважин и в процессе их кислотных обработок.

Проведен анализ составов пенообразователей, применяемых при освоении скважин и удалении пластовой жидкости. Эффективность удаления жидкости с помощью ПАВ зависит от выбора пенообразователя, наилучшим образом соответствующего физико-химическим свойствам удаляемой жидкости; оптимизации параметров пенных систем с помощью физических и химических методов; совершенствования техники и технологии ввода ПАВ и оптимизации дозирования пенообразователя.

Исследования эффективности различных поверхностно-активных веществ, представленные в этом разделе, послужили основой для разработки составов твердых пенообразователей, эффективных для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин, освоения самозаглушен-ных скважин.

Разработан состав твердого пенообразователя, включающий (мае. %): порошкообразный лигносульфонат - 42 - 57; блоксополимеры окисей этилена и пропилена - 28 - 42; карбоксиме-тилцеллюлоза - 2 - 28; железный комплекс мононатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты - 1 - 4 В результате физико-химических процессов, протекающих на стадии получения стержней твердого пенообразователя, образуется весьма прочная система с высокой плотностью межмолекулярных связей Медленно высвобождающийся иммобилизованный блоксополимер окисей этилена и пропилена поддерживает концентрацию ПАВ в удаляемой жидкости на оптимальном уровне Скорость растворения составов пролонгированного действия в 10 - 100 раз ниже, а эффективность удаления жидкости в несколько раз выше, чем у составов с высокой скоростью растворения Комбинированное использование стержней твердого пенообразователя с различной скоростью растворения значительно повышает эффективность удаления скважинной жидкости-быстрорастворимые стержни сокращают время начала действия ПАВ и обеспечивают вынос значительной доли скважинной жидкости за малый промежуток времени; медленнорастворимые стержни обеспечивают удаление оставшейся жидкости. Это приводит к удлинению межоперационного периода - до трех недель и более.

Разработан состав твердого пенообразователя с газообразующим агентом, включающий (мае %)• неионогенное поверхностно-активное вещество - 25 - 57; сложная соль мочевины с кислотой - 25 - 48; нитриты щелочных и щелочноземельных металлов - 18 - 27. В качестве сложной соли мочевины используется ее оксалат, нитрат или гидрохлорид.

При контакте пенообразователя с жидкостью происходит растворение и взаимодействие компонентов газообразователя, что можно выразить на примере оксалата мочевины и нитрита натрия следующими уравнениями

Наиболее значительный эффект от газообразования может быть достигнут в низкодебит-ных сильно обводняющихся и самозаглушенных скважинах. Выделяющийся в результате реакции неполярный газ (азот), как известно, имеет высокое давление насыщения в воде и в газоконденсате, поэтому большая часть его будет находиться в газообразном состоянии даже при использовании в глубоких скважинах.

Иссчедовапия условий образования и свойств пеноэмульсионных систем. Если при удалении жидкости из газовых скважин проблема стоит не столько в выборе наиболее эффективного для данных условий пенообразователя, сколько в другом - в оптимизации процесса дозированного

2Ш2СОШ2 • Н2(СОО)2 2ЫН2СОШ2 + Н2(СОО)2, Н2(СОО)2 + 2ЫаШ2 — 2НЖ>2 + №2(СОО)2, ЫН2СОШ2 + 2НШ2 ->• 21М2 Т+ С02Т + ЗН20.

0) (2) (3)

ввода ПАВ и исключения их перерасхода, то для газоконденсатных скважин главным является именно первое: так как использование ПАВ при удалении водогазоконденсатных смесей далеко не всегда дает положительный результат. Разобраться в возможных причинах неэффективности ПАВ при удалении жидкости из газоконденсатных скважин можно с помощью исследования условий образования и свойств пеноэмульсионных систем, обеспечивающих вынос водогазоконденсатных смесей при очень низких скоростях газового потока.

Добавление в удаляемую водогазоконденсатную смесь пенообразователя может приводить при определенных условиях к образованию или эмульсии, или гидрофильной пеноэмульсии - системы, включающей дисперсионную среду (обычно минерализованный водный раствор ПАВ ) и две дисперсные фазы - воздух и газоконденсат. При образовании эмульсии эффект от ввода ПАВ, заключающийся в снижении критической скорости газа, при которой происходит вынос скважин-ной жидкости, значительно меньше, чем при образовании пеноэмульсии.

Цель исследований - разработка методов определения эффективности ПАВ дия удаления водогазоконденсатных смесей в виде пеноэмульсии.

Показано, что в водогазоконденсатных смесях, содержащих ПАВ в интервале наиболее распространенных минерализаций пластовых вод, довольно часто образуются винзоровские системы Переходы Винзор I (Winsor I, гидрофильная эмульсия) —» Винзор III (среднефазная эмульсия) —<• Винзор II (обратная эмульсия) происходят при увеличении минерализации. Это выражается в постепенном увеличении энергетических затрат на эмульгирование газоконденсата с одновременным снижением ценообразования вплоть до полной его потери.

Часто применяемые АПАВ (сульфонол, Прогресс, а-олефинсульфонаты и т д) образуют среднефазные или близкие к ним системы уже при довольно низких концентрациях электролитов, особенно при наличии двухвалентных катионов.

В лабораторных условиях пеноэмульсии получали при вспенивании на лопастной мешалке со скоростью 4000 об/мин составов, включающих водный раствор ПАВ и газоконденсат, соотношение водный раствор - газоконденсат 1:1, концентрация ПАВ - 1 %.

Показано, что по характеру разрушения пеноэмульсий можно выделить два типа систем:

- пеноэмульсии, в которых сразу после приготовления начинается процесс разрушения столба пены (коалесценция пузырьков воздуха) и вытекание жидкости из межпленочного пространства (гравитационный синерезис) в виде эмульсии. Такие системы названы обычными пено-эмульсиями;

- пеноэмульсии, в которых разрушение столба пены резко замедляется; в процессе синере-зиса происходит выделение не эмульсии, а избыточного водного раствора ПАВ. Такие системы названы конденсированными пеноэмульсиями.

Обычные пеноэмульсии образуются как анионактивными ПАВ (АПАВ), так и неионоген-нымн (НПАВ). При образовании обычной пеноэмульсии не происходит заметного взаимодействия между адсорбционными слоями на поверхности глобул углеводорода и пузырьков воздуха и эмульсия легко вытекает из межпленочного пространства в виде мутной фазы. С течением времени в зависимости от скорости седиментации происходит расслоение эмульсии на более концентрированные «сливки» и воду.

Значения величин скорости синерезиса и скорости седиментации для однотипных ПАВ мало отличаются (рисунок 4) Но скорость синерезиса и седиментации у АПАВ (Прогресс, а-олефинсульфонаты, ТЭАС) выше, чем у НПАВ (скорость седиментации Блок-84 в этом временном

100

90 80

| 70 § 60 50 40 30 20 10 0

/а

- Прогресс - синерезис

- олефинсульфонаты -седиментация

- ТЭАС-синерезис

- Прогресс - седиментация

- олефинсульфонаты -синерезис

-ТЭАС - седиментация

— Блок-84 - синерезис Рисунок 4 - Скорость синерезиса и седиментации обычных пеноэмульсий

90 120 Время, мин

интервале приближается к нулю). Характер изменения объема обычной пеноэмульсии в процессе разрушения пенного столба однотипен для составов с различными классами используемых ПАВ (рисунок 5, кривые 4 - 6). Кривые 1-5 - пеноэмульсии на основе а-олефинсулфонатов фр.Сп-ы; кривая 6 - на основе НПАВ (блоксополимер окисей этилена и пропилена - Блок-84) в дистиллированной воде Конденсированные пеноэмульсии образуются при определенной минерализации водного раствора ПАВ. Критическая концентрация электролитов, при которой происходит качественное изменение свойств вспененных систем, зависит от заряда электролита и индивидуальна для каждого конкретного ПАВ.

Типичная конденсированная система образуется при концентрации (%): №С1 - 1,82; СаСЬ - 0,28 (кривая 1: объем пены не изменяется продолжительное время). При меньшей минерализации существует переходная область (кривые 2, 3) и уже при концентрации: ЫаС1 - 1,04; СаСЬ -0,16 % характер изменения относительной высоты столба пеноэмульсии аналогичен таковому для пеноэмульсии на дистиллированной воде (кривая 5).

100 120 время,мин

- (1) NaCI -1,82 % CaCI2 - 0,28 %

- (2) NaCI-1,56 % CaCI2-0,24 %

- (3) NaCI-1,3 % CaCI2-0,20 %

- (4) NaCI -1,04 % CaCI2 - 0,16 %

- (5) дистиллированная вода -(6) ГДПЭ-107

Рисунок 5 - Изменение относительной высоты столбя пеноэмульсии во времени

Скорости синерезиса конденсированных систем представлены на рисунке 6: скорость синерезиса пеноэмульсий на основе Прогресса, а - олефинсульфонатов фр. Си - Сн и ТЭАС фактически одинакова и значительно меньше, чем у обычных пеноэмульсий, но намного больше, чем у пеноэмульсий на основе лигносульфонатов (роль гелеобразного поверхностного слоя на поверхности глобул углеводорода).

0 20 40 60 80 100 120

время, мин

—♦—Прогресс -»-олефинсульфонаты -*—ТЭАС -*— КССБ-2

Рисунок 6 - Скорость синерезиса конденсированной пеноэмульсии

Для выявления корреляции между физико-химическими свойствами ПАВ и их эффективностью для удаления водогазоконденсатных смесей проведены эксперименты на стеклянной колонке с внутренним диаметром 0,028 м, высотой 2,3 м, в которую снизу через слой исследуемой жидкости (250 см3) подавался воздух с различной скоростью. Исследуемая жидкость включала

водный (минерализованный) раствор а - олефинсульфонатов фр. С^-м и газоконденсат (10 %, 25 %, 50 %).

Показано, что поведение анионактивных ПАВ в пресных и слабоминерализованных водога-зоконденсатных смесях мало отличается от поведения неионогенных ПАВ. Иное поведение АПАВ при минерализации растворов в околокритической для а - олефинсульфонатов фр. С12-14 области и выше Из-за снижения стабильности образующейся эмульсии увеличиваются концентрация ПАВ и энергетические затраты на эмульгирование газоконденсата. Стабильность вынесенной пеноэмуль-сии, а при низких скоростях и оставшейся в трубке, очень низкая. Из шланга, отходящего от экспериментальной трубки, вытекает смесь воды с газоконденсатом или эмульсия, но не пена, как в случае использования эффективных НПАВ или АПАВ при низкой минерализации. При высокой скорости воздушного потока и концентрации АПАВ около 1 % - 2 % (при меньшей концентрации ПАВ вынос смеси не наблюдался) оставшаяся в трубке вспененная смесь, в зависимости от общей минерализации, представляет собой или высоковязкую конденсированную (флокулированную) систему, напоминающую пеногель, или низковязкую, в которой флокулы разбиты в очень мелкие хлопья. При условиях, когда образуются флокулированные системы, объемное содержание углеводородной фазы имеет малое значение: если смесь не вспенивается при концентрации газоконденсата 50 %, то она не будет вспениваться и при 5 % его содержании.

Использование Прогресса и сульфонола на Ленинградском и Староминском месторождениях, где минерализация для этих ПАВ выше критического значения, а дебиты низкие, положительных результатов не дало.

Таким образом, АПАВ эффективны для удаления водогазоконденсатных смесей только в условиях легко обновляющейся межфазной поверхности, т.е. при образовании обычных пено-эмульсий - систем с высокой скоростью синерезиса и коалесценции. В статических условиях можно довольно легко оценивать эффективность АПАВ в различной степени минерализованных водогазоконденсатных смесях даже в промысловых условиях при наличии пробы воды и газоконденсата- если при вспенивании жидкости (соотношение воды и газоконденсата 1:1, ПАВ - 0,5 % -1,0 %) образуется обычная пеноэмульсия, то исследуемый ПАВ будет эффективно удалять данную конкретную водогазоконденсатную смесь.

Показано, что для НПАВ определяющим фактором их эффективности при удалении водогазоконденсатных смесей является структура и стабильность образуемых ими при вспенивании межфазных пленок, особенно эмульсионных. Стабильность последних определяется в большей степени структурным и механическим барьером на поверхности раздела фаз. Стабилизирующие слои могут представлять собой микроэмульсию. В этом случае образуется эмульсия сложного типа: макроэмульсия прямого типа, в объеме которой находятся капли как прямой, так и обратной эмульсии.

Известно, что НПАВ растворимы в жидких углеводородах (в частности, газоконденсате), но в различной степени. Показано, что по типу и внешнему виду системы, образуемой маслорас-творимой частью ПАВ, можно довольно точно прогнозировать эффективность ПАВ для удаления-водогазоконденсатных смесей.

Исследована связь между растворимостью НПАВ в газоконденсате, типом образуемой этой частью ПАВ эмульсии и эффективностью ПАВ для удаления водогазоконденсатной смеси экспериментами на стеклянной колонке. Тип и свойства системы, образуемой маслорастворимой частью ПАВ, определяется следующим образом. Исследуемый ПАВ растворяется в газоконденсате до насыщения нагреванием на водяной бане. Остывший фильтрат соединяется с исследуемой водой в соотношении 1:1 и методом встряхивания получается или пеноэмульсия, или эмульсия После седиментации капель дисперсной фазы (через 24 часа) определяется тип эмульсии и ее внешний вид. Возможно образование трех типов систем:

- гидрофильной эмульсии (верхний эмульгированный слой);

- гидрофобной эмульсии (нижний эмульгированный слой, сверху - чистый газоконденсат);

- среднефазной эмульсии (средний эмульгированный слой в равновесии с избыточной водной и газоконденсатной фазами).

Показано, что высокой эффективностью для удаления водогазоконденсатных смесей обладают НПАВ, маслорастворимая часть которых образует пеноэмульсию (первым критерий эффективности НПАВ), причем после разрушения пеноэмульсии и седиментации образуется два слоя-сверху - гидрофильная эмульсия, снизу - прозрачный или слабо опалесцирующий водный слой и четкая граница между ними (второй критерием эффективности НПАВ) Чем меньше растворимость исследуемых ПАВ в газоконденсате, тем выше их работоспособность. Растворимость в газоконденсате уменьшается с увеличением степени оксиэтилирования ПАВ.

Увеличение мутности водного слоя свидетельствует о снижении эффективности ПАВ, что особенно заметно при высоких скоростях воздушного потока (около 1м/с) в экспериментальной колонке, когда обычно в таких системах наступает срыв ценообразования Срыв пенообразования в колонке наблюдается и при образовании среднефазных систем маслорастворимой частью фракций НПАВ.

Отвечающие выделенным критериям ПАВ (ГДПЭ -107, ГДПЭ -106, неонол АФ9.12) показали свою эффективность в промысловых условиях на скважинах Ленинградского, Староминского и Южно - Крыловского газоконденсатных месторождений, где удалось без продувок получать большие срезки затрубного давления за счет удаления скапливающейся на забое жидкости.

Таким образом, при наличии проб воды и газоконденсата с конкретной скважины можно легко определять эффективность как анионактивных, так и неионогенных ПАВ

В четвертой главе представлены результаты опытно-промысловых испытаний разработанных составов и технологий, оценка технико-экономической эффективности внедрения разработок в производство.

Освоение скважин с временным блокированием ПЗП устойчивой пеноэмульсией Произведено успешное освоение 9 газоконденсатных скважин (№№ 257, 256, 240, 196, 268, 128, 166, 14, 147) Вуктыльского газоконденсатного месторождения ООО «Севергазпром». Дополнительная добыча газа за счет использования пеноэмульсии составила 66902 тыс.м3 газа и 2814 тонн газоконденсата.

Технологический процесс освоения осуществлялся как один непрерывный технологический цикл и заключался в закачке в трубное или затрубное пространство скважины устойчивой пеноэмульсии разработанного состава, последующей продавке ее двухфазной пеной в зону фильтра для временного блокирования последней Вытеснение жидкости из ствола скважины осуществлялось двухфазной пеной.

Глушение скважин с использованием устойчивой пеноэмульсии Глушение скважин с использованием пеноэмульсии впервые опробовано также на скважинах Вуктыльского ГКМ (скважины 209,26,77, 84,148, 163,62,23, 179, 195,248).

В последующем глушение скважин с использованием устойчивой пеноэмульсии и наполнителей широко применялось и применяется на месторождениях Северного Кавказа и Западной Сибири Так, в 2000 году только на предприятиях ООО «Кавказтрансгаз» (газовые месторождения и ССПХГ) произведено глушение 55 скважин с целью проведения ремоитно-восстановительных работ.

Удачение скважинной жидкости с помощью стержней твердых пенообразователей. Работы по удалению пластовой жидкости первоначально проводились на Бейсугском газовом, Ленинградском и Староминском газоконденсатных месторождениях (Каневское ГПУ, ООО «Кубаньгаз-пром»), позднее на Вынгапуровском газовом месторождении (ООО «Ноябрьскгаздобыча»), На Се-веро-Ставропольском ПХГ и на Тахта-Кугультинском газовом месторождении (ООО «Кавказтрансгаз») твердые пенообразователи применялись в процессе вызова притока газа после проведения кислотных обработок.

Обнадеживающие результаты получены при использовании комбинированных составов твердых пенообразователей, включающих быстрорастворимые (без газообразователя и с газообра-зователем) и медленнорастворимые стержни, на низкодебитных газоконденсатных скважинах. Так, на скважине 106 Ленинградского газоконденсатного месторождения после ввода комбинированных составов пенообразователей затрубное давление снизилось с 2,355 до 0,950 МПа при буферном давлении порядка 0,91 МПа. Всего на промыслы месторождений ООО «Кубаньгазпром» было поставлено около 1500 стержней.

Удаление скважинной жидкости на Вынгапуровском газовом месторождении Удаление жидкости с помощью изготовленных стержней твердых пенообразователей было опробовано на скважинах № 132 и № 154, но одновременно фиксировались параметры работы скважины № 133, входящей в один куст со скважиной № 132. Дебит скважины № 132 постепенно увеличился с 47 до 114 тыс.м^/сут, скважины № 154 - с 72 до 87 тыс.м3/сут. За счет удаления скважинной жидкости возрос дебит не обработанной ПАВ скважины № 133 с 114 до 145 тыс. м3/сут.

Промысловые испытания технологий очистки от кольматирующих образований приза-бойной зоны высокопроницаемых терригенных коллекторов. Технология прошла успешные опытно-промысловые испытания в 2002-2004 гг. на десяти скважинах Северо-Ставропольского ПХГ: 655,434,659,866,867,701,705,771,575 и 578.

Схема обвязки скважины при проведении кислотных обработок представлена на рисунке 7.

ник газа; 3 - манометры; 4 - емкость дом кислоты; 5 - скважина; 6 - нагнетательные линии; 7 -лубрикатор; 8 - фонтанная арматура; 9 - факельная линия; 10 - задвижки.

Рисунок 7 - Схема обвязки устья скважины при проведении кислотных обработок на С С ПХГ и Тахта - Кугультинском газовом месторождении

Результаты ГДИ и все исходные данные по обработанным скважинам представлены в таблице 2. Усиления пескопроявляющей способности на обработанных скважинах не зафиксировано. Предшествующие методы интенсификации притока газа фактически эффекта не дали. Скважина 655 вышла на проектный уровень производительности. Скважины 434, 659, 866, 771, 575, 578 повысили производительность в среднем в два раза; скважина 705 - на 30 %; скважина 701 - на 15 %, производительность скважины 867 не изменилась. Последние две скважины расположены в зо-

Таблиц а 2 - Основные исходные данные по обработанным скважинам н результаты проведенных работ

Скважина № Интервал перфорации, м нкт диаметр, мм/ глубина спуска, м Коэффициент продуктивности, тыс.'м3/ат2- сут Предшествующие методы интенсификации притока

До обработки После обработки

655 723-683 73 / 706,1 1,3 2,29 -

434 684-710 73 / 697,4 0,56 1,052 Бисульфатная обработка

659 694-728 73 / 693,9 0,66 1,44 Повторная перфорация 694 - 728 м, Кпрод.-0,51; бисульфатная обработка, Кпрод- 0,66

866 745-770 73 / 744,5 0,6 1,06 Повторная перфорация 745 - 770 м, Кисх,-1,32; Ккон,-0,597

867 790-805 73/798,2 1,31 1,30 Бисульфатная обработка

705 721-740 73 / 721,2 0,6 7 0,875 Дополнительная перфорация 730 - 740 м, Кисх,-0,73; Ккон.-0,597; бисульфатная обработка, Кпрод. - 0,62

701 721-731 73 / 720 0,92 1,06 Бисульфатная обработка

771 716-746 73/712,8 1,08 2,698 -

575 714-737 114/715 1,097 1,932 -

578 720-744 114/719,87 0,937 2,086 —

не с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и их производительность до обработки была уже фактически максимально возможной. Разработанная технология предназначена для очистки ПЗП от кольматирующих образований, но не для улучшения фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Промысловые испытания технологий очистки от кольматирующих образований приза-бойной зоны низкопроницаемых терригенных коллекторов. Технология прошла успешные опытно - промысловые испытания в 2004 году на двух скважинах Тахта-Кугультинского месторождения: 409 и 118. Обе скважины находились в бездействующем фонде из-за отсутствия притока газа. После обработки скважина 409 заработала с дебитом 1,5 тыс. м 3/суг, 118 - с дебитом 0,6 тыс. м 3/сут. Средний дебит по месторождению на конец 1999 года составлял 0,6 тыс. м 3/сут.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате теоретических, лабораторных и промысловых исследований в области закан-чивания и ремонта газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений разработаны составы и технологии, обеспечивающие сохранение или восстановление естественной проницаемости продуктивных пластов.

1 Выделены два типа пеноэмульсионных систем по характеру их разрушения:

- пеноэмульсии, в которых сразу после приготовления начинается процесс разрушения столба пены (коалесценция пузырьков воздуха) и вытекание жидкости из межпленочного пространства в виде эмульсии. Такие системы названы обычными пеноэмульсиями;

1.1 Показано, что устойчивость пеноэмульсий зависит от степени взаимодействия адсорбционных слоев глобул углеводорода и пузырьков воздуха; наиболее устойчивые пеноэмульсии получаются в том случае, когда на поверхности глобул углеводорода образуется адсорбционный слой с гелеобразной структурой. Конденсированные пеноэмульсии образуются при вспенивании водогазоконденсатных систем, содержащих анионактивный ПАВ, при концентрации электролитов выше определенного, конкретного для данного ПАВ значения.

1.2 Показано, что исследованные ПАВ (сульфонол, Прогресс, ТЭАС, а-олефинсульфонаты) образуют винзоровские системы, т. е. в зависимости от минерализации способны образовать три различные типа эмульсионных систем: гидрофильную эмульсию (система Винзор I); гидрофобную эмульсию (система Винзор II) или среднефазную систему (Винзор III). Системы Винзор И и Винзор III не вспениваются.

2 Разработаны рецептуры устойчивых (конденсированных) пеноэмульсий для перфорации, освоения и глушения скважин (а.с. СССР 1398510, патент РФ 2208036). Пеноэмульсии имеют низкую температуру замерзания (до минус 30 °С и ниже), не разрушаются при контакте с газоконденсатом и минерализованной водой, обладают ингибирующими свойствами по отношению к глинистому материалу пласта, обеспечивают надежное временное блокирование призабойной зоны, легко удаляются из пласта, сохраняя его естественную проницаемость. Применение ПОЖ позволяет увеличить добычу газа и газоконденсата в результате сокращения сроков освоения скважин и более быстрого их ввода в эксплуатацию.

2.1 Показано, что в минерализованных растворах происходит коллоидное высаливание высокомолекулярных фракций лигносульфонатов, которое приводит к формированию устойчивых адсорбционных слоев с гелеобразной структурой на поверхности глобул углеводорода и определяет высокую устойчивость пеноэмульсий.

2 2 Определен порог высаливания различных лигносульфонатов, т.е. концентрация солей, при которой происходит образование коллоидных комплексов высокомолекулярных фракций этих реагентов Увеличение молекулярной массы лигносульфонатного реагента приводит к снижению порога высаливания, поэтому конденсированные лигносульфонаты образуют более стабильные пеноэмульсии, чем неконденсированные.

3 Разработаны составы устойчивых пеноэмульсий с наполнителями для временного блокирования высокопроницаемых гранулярных и трещинных коллекторов (патент РФ 2208036). Составы обеспечивают высокую скорость формирования низкопроницаемого, тонкого, слабо связанного с пластом, легко удаляемого фильтрационного барьера, являющегося основным условием высокого качества глушения скважины, так как предотвращается проникновение состава в призабойную зону пласта уже на начальной стадии его закачки.

4 Исследованы пенообразующая способность и эффективность анионактивных, неионоген-ных и катионактивных поверхностно-активных веществ для удаления скважинной жидкости.

5 Разработаны составы твердого пенообразователя пролонгированного действия (патент РФ 2069682) и пенообразователей, содержащих газообразователь (патент РФ 2100577). Использование составов твердых пенообразователей позволяет восстанавливать производительность скважин за счет удаления скапливающейся на забое жидкости, а также облегчать освоение самозаглушенных скважин и интенсифицировать процесс удаления отработанных кислотных растворов. Одновременное использование стержней твердого пенообразователя с различной скоростью растворения для удаления скапливающейся на забое жидкости приводит к значительному удлинению межоперационного периода работы скважины.

6 Разработаны методы определения эффективности ПАВ для удаления водогазоконденсат-ных смесей в виде пеноэмульсий. Критерием эффективности анионактивных ПАВ является способность поверхностно-активного вещества образовывать с удаляемой жидкостью обычную пено-эмульсию; критериями эффективности неионогенных ПАВ являются образование маслораствори-мой частью исследуемого ПАВ гидрофильной пеноэмульсии и образование прозрачного или слабо опапесцирующего водного слоя после седиментации гидрофильной эмульсии.

7 Разработана технология очистки от кольматирукяцих образований призабойной зоны высокопроницаемых терригенных продуктивных пластов с АНПД. Технология обеспечивает восстановление производительности низкодебитных скважин, расположенных в зонах с высокими фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов. Получено решение ФИПС Роспатента о выдаче патента РФ «Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений» от 07.04.2005 г. Заявка № 2003137783/03, приоритет 30.12.03 г.

8 Разработана технология очистки от кольматирующих образований призабойной зоны низкопроницаемых терригенных продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений. Технология позволяет восстанавливать производительность скважин, призабойная зона которых полностью заблокирована фильтратом технологических жидкостей и набухшим глинистым материалом пласта.

9 Проведены опытно-промышленные испытания и внедрение разработанных составов и технологий на месторождениях и ПХГ ООО «Кавказтрансгаз», ООО «Севергазпром», ООО «Но-ябрьскгаздобыча», ООО «Кубаньгазпром».

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах.

1 Патент 2069682 Российская Федерация, МПК4 С09К 7/08. Твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин [Текст] / Тенишев Ю.С., Липчанская Т.А, Белолапотков Г.Г. [и др.] ; заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз». - № 94029785/03 ; заявл. 09.08.94, опубл. 27.11.96, Бюл. № 33.

2 Тенишев, Ю.С. Исследования по разработке составов твердого пенообразователя для удаления скважинной жидкости [Текст] / Ю.С.Тенишев, Т.А. Липчанская, Г.Г. Белолапотков // Строительство газовых и газоконденсатных скважин : сб. науч. статей - Москва, 1999. - С. 189 -193.

3 Патент 2100577 Российская Федерация, МПК5 Е21В 43/00. Твердый пенообразователь для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин [Текст] / Тенишев Ю С., Липчанская Т.А, Белолапотков Г.Г. [и др.] ; заявитель и петентооблабатель ОАО «СевКавНИПИгаз» - № 95117619/03 ; - заявл. 17.10.95, опубл. 27.12.97, Бюл. № 36.

4 Гасумов, P.A. Пеноэмульсии для заканчивалия и ремонта скважин [Текст] / Гасумов Г А., Липчанская Т. А., Эйсмонт Е.А. // Строительство газовых и газоконденсатных скважин- сб науч. статей ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. - Москва, 1999 — С. 166 - 169.

5 Гасумов, P.A. Применение пеноэмульсии с наполнителем для временного блокирования продуктивных пластов [Текст] / P.A. Гасумов, Т.А. Липчанская, Н.Б. Козлов, Е А. Эйсмонт // Строительство газовых и газоконденсатных скважин : сб. науч. статей ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. - Москва, 1999. - С. 170 - 173.

6 A.c. 1398510 СССР, МКИ5 Е21В 43/25. Пенообразующий состав для освоения скважин [Текст] / В.Е. Шмельков, Т.А. Липчанская, В.Ф. Коваленко [и др.] (СССР). - № 3996880/22-03 ; заявл. 26.12.85 ; опубл. 10.04.99, Бюл. №10.

7 Тенишев, Ю.С. Результаты промысловых испытаний твердых пенообразователей на месторождениях Каневского ГПУ [Текст] / Ю.С. Тенишев, Т.А. Липчанская, Г.Г Белолапотков // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ • сб. науч тр. - Вып.32.- Ставрополь, 2000 — С. 95-100.

8 Тенишев, Ю.С. О поиске критериев в оценке эффективности ПАВ при удалении из скважин водогазоконденсатных смесей [Текст] / Ю.С. Тенишев, Т.А. Липчанская. // Проблемы капитального ремонта скважин и эксплуатации ПХГ : сб. науч. тр. - Вып.34. - Ставрополь, 2001.— С. 47-61

9 Гасумов, P.A. Пеноэмульсии: свойства и область применения [Текст] / Гасумов P.A., Липчанская Т А. // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии сб. науч. тр. - Вып. 36 - Ставрополь, 2002.— С. 153 - 159.

10 Гасумов, P.A. О поиске эффективных наполнителей для пеноэмульсионных систем, используемых при заканчивании и ремонте скважин [Текст] / P.A. Гасумов, O.K. Тагиров, Т.А. Липчанская, Р.Н. Каллаева // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии : сб. науч. трудов. - Вып. 36. - Ставрополь, 2002. - С. 159 - 166.

11 Гасумов, P.A. Пеноэмульсионные системы для заканчивания и ремонта скважин [Текст] /РА Гасумов, O.K. Тагиров, Т.А. Липчанская [и др.] // Газовой отрасли - новые технологии и новая техника' мат. межд науч.-практич. конф. (Ставрополь, числа 9 -12 сент. 2002 г.) / СевКавНИ-ПИгаз - Ставрополь : СевКавНИПИгаз, 2002. - С. 113 - 115.

12 Гасумов, P.A. Первые результаты испытания технологии глинокислотной обработки призабойной зоны пласта на ССПХГ [Текст] / P.A. Гасумов, Т.А. Липчанская, Н.Б. Козлов [и др.]. // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии: сб. науч. тр. - Вып. 36. - Ставрополь, 2002.— С. 114 - 122.

13 Гасумов, P.A. Испытания технологии глинокислотной обработки призабойной зоны пласта на скважинах ССПХГ [Текст] / P.A. Гасумов, Т.А. Липчанская, Н.Б. Козлов и др. // Газовой отрасли - новые технологии и новая техника: мат. межд науч.-практич. конф. (Ставрополь, числа 9 -12 сент. 2002 г.) / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь : СевКавНИПИгаз, 2002. - С. 112-113.

14 Патент 2208036 Российская Федерация, МПК5 С 09 К 7/08, Е 21 В 43/12. Пенообразую-щий состав для глушения скважин [Текст] / Гасумов P.A., Тагиров O.K., Каллаева Р.Н., Липчанская ТА. [и др ] ; заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз». - № 2001125656/03; заявл. 18.09.01, опубл. 10.07.03, Бюл. № 19.

15 Липчанская, Т.А. Определение области применения различных ПАВ для удаления водогазоконденсатных смесей [Текст] / Т.А. Липчанская // Газовой отрасли - новые технологии и новая техника: мат. межд. науч.-практич. конф. (Ставрополь, числа 9-12 сент. 2002 г.) / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь : СевКавНИПИгаз, 2002. - С. 129 - 131.

16 Долгов, C.B. Обобщение результатов испытания технологии глинокислотных обработок призабойной зоны скважин ССПХГ [Текст] / Долгов C.B., Гасумов P.A., Липчанская Т.А. [и др.] // Проблемы эксплуатации и ремонта скважин месторождений и ПХГ: мат. межд. науч.-практич.

конф. (Кисловодск, числа 22 -26 сент. 2003 г.) / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь • СевКавНИПИгаз, 2003.-С. 94 - 96.

17 Гасумов, P.A. Перспективы проведения глинокислотных обработок на скважинах ПХГ, сложенных слабосцементированными терригенными породами [Текст] / Гасумов P.A., Липчанская Т.А., Беленко C.B. [и др.] // ВНИИГАЗ на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии», секция Подземного хранения газа : мат. междунар. конф. (Москва, числа 14-16 окт. 2003 г.) / ВНИИГАЗ. - Москва: ВНИИГАЗ, 2003. —73 с.

18 Липчанская, Т. А. Исследование физико-химических свойств пеноэмульсионных систем и опыт их применения при глушении и освоении скважин [Текст] / Т.А. Липчанская // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: сб. науч. тр. СевКав-НИПИгаза. - Вып. 41. - Ставрополь, 2004. - С. 110 - 122.

19 Долгов, C.B. Глинокислотные обработки слабосцементированных коллекторов - результаты и перспективы [Текст] / C.B. Долгов, P.A. Гасумов, Т.А. Липчанская // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ : сб. науч. тр. - Вып. 41. - Ставрополь, 2004. - С. 85 - 94.

20 Липчанская, Т.А. Различные аспекты влияния газоконденсата на выносящую способность ПАВ при удалении пластовой жидкости [Текст] / Т.А. Липчанская // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ : сб науч. тр. - Вып. 41 - Ставрополь, 2004. - 146 - 158.

Составитель: Т. А. Липчанская

Тел. - 33-391 (газ.); (8652)-35-89-03 E-mail: svnipigz@gazprom,ru

»-8790

РНБ Русский фонд

2006-4 14097

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Липчанская, Татьяна Андреевна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ ПЕНООБРАЗУЮЩЕЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ И РЕМОНТА СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ.

1.1 Теоретические предпосылки по совершенствованию составов для заканчивания и ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений 9 1.1.1 Пенные системы для временного блокирования призабойной зоны при заканчивании и ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений.

1.2 Пеноэмульсии и их свойства.

1.3 Лабораторные исследования по разработке пеноэмульсий для освоения скважин, обеспечивающих сохранение естественной проницаемости продуктивных пластов

1.3.1 Методика исследования пенообразующей способности систем «водный раствор ПАВ - углеводород».

1.3.2 Результаты лабораторных исследований.

1.4 Исследование и разработка составов пеноэмульсий с твердым наполнителем

1.4.1 Влияние природы наполнителя на пенообразующие свойства систем «водный раствор ПАВ - углеводород».

1.4.2 Методики исследования свойств пеноэмульсий с твердым наполнителем.

1.4.2.1 Исследование закупоривающей способности пеноэмульсионных составов

1.4.2.2 Исследование фильтрационных свойств пеноэмульсий.

1.4.3 Результаты исследований.

2 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ОЧИСТКИ ОТ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ ОБРАЗОВАНИЙ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ И РЕМОНТЕ СКВАЖИН.

2.1 Теоретические предпосылки разработки технологии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых терригенных коллекторов с аномально низким пластовым давлением.

2.1.1 Технологические жидкости для очистки от кольматирующих образований призабойной зоны продуктивных пластов.

2.2 Исследование свойств реагентных растворов для очистки от кольматирующих образований призабойной зоны продуктивных пластов.

2.2.1 Методики проведения исследований.

2.2.1.1 Исследование скорости разрушения глинистых образцов.

2.2.1.2 Исследование влияния различных реагентов на проницаемость искусственных образцов керна.

2.2.1.3 Коррозионные испытания кислотных растворов.

2.2.2 Результаты лабораторных исследований.

2.3 Разработка технологии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых терригенных коллекторов в процессе заканчивания и ремонта скважин.

2.4 Теоретические предпосылки разработки технологии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны низкопроницаемых терригенных коллекторов

2.5 Разработка технологии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны низкопроницаемых терригенных коллекторов в процессе заканчивания и ремонта скважин.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ПЕНООБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ ДЛЯ УДАЛЕНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЖИДКОСТИ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СОСТАВОВ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН И В ПРОЦЕССЕ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ.

3.1 Теоретические предпосылки по совершенствованию составов пенообразователей для удаления жидкости из газовых и газоконденсатных скважин при различных технологических процессах.

3.2 Исследование пенообразующих свойств ПАВ и их влияние на выносящую способность газового потока.

3.2.1 Методика исследования выносящей способности газового потока в присутствии ПАВ.

3.2.2 Результаты исследования эффективности ПАВ для удаления скважинной жидкости.

3.3 Исследования условий образования пеноэмульсионных систем, обеспечивающих вынос из скважин водогазоконденсатных смесей.

3.3.1 Анализ факторов, влияющих на свойства пеноэмульсионных систем.

3.3.2 Методы исследования пеноэмульсионных систем

3.3.2.1 Исследование скорости синерезиса, седиментации и разрушения столба пеноэмульсии.

3.3.2.2 Исследование свойств системы, образуемой маслорастворимой

частью НПАВ.

3.3.3 Результаты лабораторных исследований.

3.4 Разработка состава твердого пенообразователя пролонгированного действия

3.5 Разработка составов твердого пенообразователя, содержащего гагообразователь. 118 4 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ РАЗРАБОТАННЫХ СОСТАВОВ И ТЕХНОЛОГИЙ.

4.1 Освоение скважин с временным блокированием призабойной зоны продуктивного пласта устойчивой пеноэмульсией.

4.2 Глушение скважин с временным блокированием призабойной зоны продуктивного пласта устойчивой пеноэмульсией.

4.3 Удаление пластовой жидкости и отработанных кислотных растворов в процессе освоения скважин с помощью твердых пенообразователей.

4.4 Очистка от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых терригенных коллекторов.

4.5 Очистка от кольматирующих образований призабойной зоны низкопроницаемых терригенных коллекторов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Сохранение и восстановление естественной проницаемости продуктивных пластов в газовых и газоконденсатных скважинах"

Сохранение и восстановление проницаемости призабойной зоны пласта в период заканчива-ния скважин и проведения ремонтно-восстановительных работ являются важными условиями достижения высокого уровня добычи газа.

Негативное влияние промывочных жидкостей на состояние приствольной зоны особенно заметно при заканчивании и ремонте скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД), коллектора которых представлены высокопроницаемыми породами, в частности скважин подземных хранилищ газа (ПХГ). Часто ПХГ создаются на базе истощенных месторождений, отличающихся высокими фильтрационно-емкостными параметрами продуктивных пластов. Наличие высокопроницаемых зон при низких пластовых давлениях может привести к глубокому загрязнению прискважинной зоны уже на стадии первичного вскрытия продуктивных пластов. При последующем освоении таких скважин пластовой энергии оказывается недостаточно для очистки призабойной зоны и даже после длительной отработки далеко не всегда удается достичь первоначальной (проектной) продуктивности скважин. Применяемые для восстановления естественной проницаемости призабойной зоны методы интенсификации притока газа (реагентные обработки, повторная перфорация, знакопеременное воздействие и т. д.) при глубокой неравномерной кольматации эффекта, как правило, не дают. Альтернативой безрезультатным обработкам призабойной зоны продуктивных пластов в таких случаях является дополнительное строительство скважин.

Освоение скважин с аномально низким пластовым давлением на месторождениях с большой мощностью высокопроницаемых продуктивных пластов нередко сопряжено с интенсивным поглощением рабочих жидкостей, потерей циркуляции. Применение временного блокирования пласта с использованием твердых наполнителей приводит к большим затратам времени, материальных и трудовых ресурсов на проведение технологических операций (связанных в том числе с деблокированием призабойной зоны пласта), к потере добычи газа. Поэтому разработка составов для временного блокирования призабойной зоны в процессе заканчивания и ремонта скважин, предотвращающих загрязнение приствольной зоны высокопропицаемых пластов, является актуальной проблемой для многих месторождений и ПХГ.

Другим направлением решения проблемы повышения эффективности процесса освоения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений является разработка составов твердых пенообразователей, в том числе содержащих газообразователь, для облегчения удаления скважин-ной жидкости, снижения ее уровня.

Использование пенообразователей для удаления пластовой жидкости имеет немаловажное значение для решения задачи обеспечения высокого уровня добычи газа и газоконденсата, так как скапливание жидкости на забое скважин может серьезно осложнить технологический процесс добычи пластового флюида вплоть до самоглушения скважин. До настоящего времени нередко применяемые продувки газа в атмосферу не являются приемлемым способом решения проблемы. Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) для удаления скапливающейся на забое жидкости обычно дает положительный эффект на газовых скважинах, но далеко не всегда на газокон-денсатных. Кроме того, рациональное использование пенообразователей требует обеспечения дозированного ввода ПАВ для непрерывности процесса удаления и исключения перерасхода реагента.

Использование дозирующих устройств по многим причинам (наличие пакеров, трудный доступ к скважинам, отсутствие специального оборудования, технологические сложности и т.д.) не получило широкого распространения, а применение жидких ПАВ (при отсутствии пакера) предполагает их частый ввод, что приводит к перерасходу пенообразователя: избыточное количество ПАВ выносится с первыми порциями удаляемой жидкости, для эффективного удаления вновь поступающей жидкости концентрация ПАВ оказывается недостаточной.

Очень остро стоит проблема вызова притока газа на скважинах с АНПД в условиях высокой водонасыщенности призабойной зоны низкопроницаемых терригенных коллекторов. При освоении таких скважин (особенно после проведения ремонтных работ) вследствие снижения газонасыщенности прискважинной зоны, набухания глинистой составляющей материала пласта под действием фильтрата технологических жидкостей часто не удается получить приток пластового флюида с применением известных способов интенсификации. Скважины не осваиваются и пополняют бездействующий фонд.

Разработка составов технологических жидкостей и технологий, максимально учитывающих геолого-промысловые особенности месторождений и ПХГ, обеспечивающих сохранение или восстановление естественной проницаемости призабойной зоны в процессе заканчивания и ремонта скважин, является одним из приоритетных направлений решения задачи повышения производительности не только газовых и газоконденсатных скважин, но и залежей.

Данная работа посвящена решению обозначенных выше проблем.

Цель работы Исследование и разработка пенообразующих составов для освоения и глушения газовых и газоконденсатных скважин, удаления или снижения уровня скважинной жидкости, а также технологий очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых и низкопроницаемых продуктивных пластов, обеспечивающих сохранение или восстановление их естественной проницаемости.

Основные задачи работы

3 Разработка составов твердых пенообразователей пролонгированного действия и составов, содержащих газообразователь, для удаления или снижения уровня скважинной жидкости.

Научная новизна.

4 Разработана технология очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых терригенных коллекторов с АНПД, позволяющая восстанавливать ее естественную проницаемость; преимуществом технологии является комплексное и равномерное воздействие реагентных растворов на все виды кольматантов, предотвращение выпадения вторичных осадков и разрушения структуры коллектора (решение ФИПС Роспатента о выдаче патента РФ от 07.04.2005 г. Заявка № 2003137783/03, приоритет 30.12.03 г.).

Основные защищаемые положения.

2 Рецептуры технологических составов для заканчивания и ремонта газовых и газоконден-сатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений, включающие:

- стабильные пеноэмульсионные системы для перфорации, освоения и глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений;

- составы твердых пенообразователей для удаления или снижения уровня скважинной жидкости.

3 Технологии очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых и низкопроницаемых терригенных коллекторов при заканчивании и ремонте скважин.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Практическая значимость основных результатов диссертационной работы подтверждена соответствующими актами внедрения разработанных технологических решений (ООО «Севергаз-пром», ООО «Кавказтрансгаз», ООО «Кубаньгазпром», ООО «Ноябрьскгаздобыча»).

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на заседаниях ученого совета ОАО «СевКавНИПИгаз», на международной научно-практической конференции «Газовой отрасли - новые технологии и новая техника» (г. Ставрополь, 2002 г.), международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и ремонта скважин месторождений и ПХГ (г. Кисловодск, 2003 г.), международной конференции «ВНИИГАЗ на рубеже веков - наука о газе и газовые технологии», секция «Подземное хранение газа» (г. Москва, 2003 г.).

Объем работы. Диссертация изложена на 171 страницах машинописного текста, включает 27 рисунков и 30 таблиц.

Работа состоит из введения, 4 глав, заключения и списка использованных источников из 182 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Липчанская, Татьяна Андреевна

Результаты исследования влияния количества удаляемой жидкости на выносящую способность приведены в таблице 19.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате теоретических, лабораторных и промысловых исследований в области заканчивания и ремонта газовых и газоконденсатных скважин в условиях аномально низких пластовых давлений разработаны составы и технологии, обеспечивающие сохранение и восстановление естественной проницаемости продуктивных пластов.

1 Определены условия образования пеноэмульсионных систем различных типов.

1.1 Выделены два типа пеноэмульсионных систем по характеру их разрушения:

- пеноэмульсии, в которых сразу после приготовления начинается процесс разрушения столба пены (коалесценция пузырьков воздуха) и вытекание жидкости из межпленочного пространства в виде эмульсии. Такие системы названы обычными пеноэмульсиями;

- пеноэмульсии, в которых разрушение столба пены резко замедляется; в процессе синерезиса происходит выделение не эмульсии, а избыточного водного раствора ПАВ. Такие системы в дальнейшем названы конденсированными.

1.2 Показано, что устойчивость пеноэмульсий зависит от степени взаимодействия адсорбционных слоев глобул углеводорода и пузырьков воздуха; наиболее устойчивые пеноэмульсии получаются в том случае, когда на поверхности глобул углеводорода образуется адсорбционный слой с гелеобразной структурой.

2 Разработаны рецептуры устойчивых (конденсированных) пеноэмульсий для глушения и освоения скважин с АНПД, включающие минерализованный водный раствор лигносульфоната и углеводород из группы газоконденсат, дизтопливо, нефть (а.с. СССР 1398510). Пеноэмульсии имеют низкую температуру замерзания (до минус 30 °С и ниже), не разрушаются при контакте с газоконденсатом и минерализованной водой, обладают ингибирующими свойствами по отношению к глинистому материалу пласта, обеспечивают надежное временное блокирование призабойной зоны, легко удаляются из пласта, сохраняя его естественную проницаемость.

2.2 Определен порог высаливания, т.е. концентрация солей, при которой происходит образование коллоидных комплексов высокомолекулярных фракций различных лигносульфонатов.

2.3 Показано, что чем выше молекулярная масса лигносульфоната, тем ниже порог высаливания и тем стабильнее образуется пеноэмульсия.

2.4 Показано, что увеличение концентрации углеводорода приводит к увеличению стабильности пеноэмульсий: эмульгированные глобулы углеводорода с адсорбированными коллоидными комплексами лигносульфоната за счет коагуляционных контактов между адсорбционными слоями бронируют» пузырьки воздуха и замедляют синерезис, выполняя в некоторой степени роль твердого наполнителя.

3 Разработаны составы устойчивых пеноэмульсий с наполнителем для временного блокирования высокопроницаемых сильно дренированных коллекторов, включающие твердые наполнители растительного происхождения, а также порошкообразный лигносульфонат (патент РФ 2208036). Составы обеспечивают высокую скорость формирования низкопроницаемого, тонкого, слабо связанного с пластом, легко удаляемого фильтрационного барьера, являющегося основным условием высокого качества глушения скважины, так как предотвращается проникновение состава в призабойную зону пласта уже на начальной стадии его закачки.

4 Исследована пенообразующая способность анионактивных, неионогенных и катионак-тивных поверхностно-активных веществ и их влияние на выносящую способность газового потока в зависимости от его скорости, температуры и минерализации удаляемой жидкости, содержания в ней газоконденсата.

4.1 Наиболее равномерный вынос наблюдается при низкой скорости воздушного потока (около 0,1 м/с); при большей скорости воздушного потока наибольший вынос наблюдается в первые пять минут (из 30 минут проведения эксперимента), причем с увеличением скорости воздушного потока количество удаленной жидкости в этот промежуток увеличивается. Это означает, что при больших скоростях воздушного потока с первыми порциями пены удаляется значительная часть пенообразователя и оставшаяся жидкость с незначительным количеством поверхностно-активного вещества фактически не выносится.

4.2 Добавки стабилизаторов в количествах, заметно повышающих устойчивость пен, отрицательно влияют на вынос жидкости. Однозначной зависимости между устойчивостью, кратностью и выносящей способностью нет, но в большинстве случаев с увеличением устойчивости пены уменьшается кратность и выносящая способность ПАВ.

5 Разработаны методы определения эффективности ПАВ для удаления водогазоконденсатных смесей в виде пеноэмульсий. Критерием эффективности АПАВ является способность поверхностно-активного вещества образовывать с удаляемой жидкостью обычную пеноэмульсию; критериями эффективности неионогенных ПАВ являются образование маслорастворимой частью исследуемого ПАВ гидрофильной пеноэмульсии и образование прозрачного или слабоопалесци-рующего водного слоя после седиментации этой пеноэмульсии. Методы просты в исполнении и могут применятся в промысловых условиях при наличии пробы пластовой воды и газоконденсата.

5.1 Показано, что исследованные ПАВ (сульфонол, Прогресс, ТЭАС, а-олефинсульфонаты) образуют винзоровские системы, т. е. в зависимости от минерализации способны образовать три различные типа эмульсионных систем: гидрофильную эмульсию (система Винзор I); гидрофобную эмульсию (система Винзор И) или среднефазную систему (Винзор III). Переходы Винзор I—» Винзор III —* Винзор II происходят при увеличении минерализации, что выражается в постепенном увеличении энергетических затрат на эмульгирование с одновременным снижением пенообразо-вания вплоть до полной его потери.

5.2 Удаление водогазоконденсатных смесей в виде пеноэмульсии происходит только в условиях легко обновляющейся поверхности раздела фаз - при слабом взаимодействии между адсорбционными слоями на поверхности капель углеводорода и пузырьков воздуха, т.е. при образовании обычной пеноэмульсии.

5.4 Конденсированные пеноэмульсии образуются при вспенивании водо газоконденсатных систем, содержащих анионактивный ПАВ, при концентрации электролитов выше определенного, конкретного для данного ПАВ значения.

6 Разработан состав твердого пенообразователя с низкой скоростью растворения - патент РФ № 2069682. В результате физико-химических процессов, протекающих на стадии получения стержней твердого пенообразователя, образуется весьма прочная система с высокой плотностью когезии. Растворение пенообразователя происходит очень медленно, так как энергия связи между частицами, образующими полимерный каркас, выше, чем энергия связи частично экранируемых углеводородными радикалами гидрофильных групп пенообразователя (- SO3", - COO", - СН2 -СН2 - О -) с молекулами воды. Медленно высвобождающийся иммобилизованный блоксополимер поддерживает концентрацию ПАВ в удаляемой жидкости на оптимальном уровне при комбинированном использовании стержней твердого пенообразователя с различной скоростью растворения, что значительно повышает эффективность удаления: быстрорастворимые стержни сокращают время начала действия ПАВ и обеспечивают вынос значительной доли скважинной жидкости за малый промежуток времени; медленнорастворимые стержни обеспечивают удаление оставшейся жидкости. Это приводит к удлинению межоперационного периода-до трех недель и более.

7 Разработаны составы твердого пенообразователя, содержащего газообразователь (патент РФ № 2100577, заявка № 2003137783/03, приоритет 30.12.03 г.). Применение пенообразователей позволяет восстанавливать производительность низкодебитных скважин, облегчать освоение са-мозаглушенных и интенсифицировать процесс удаления отработанных кислотных растворов. При отсутствии газообразователя процесс растворения стержней ПАВ, попадающих в зумпф, и подъем ПАВ в зону барботажа газа через столб жидкости идет очень медленно, что значительно увеличивает сроки удаления жидкости из скважины. Большой эффект от газообразования достигается при вспенивании газоконденсатных смесей, т.к. выделяющиеся пузырьки газа обеспечивают интенсивное эмульгирование газоконденсата. Выделяющийся в результате реакции неполярный газ (азот) имеет высокое давление насыщения, поэтому большая часть его будет находиться в газообразном состоянии даже при использовании в глубоких скважинах.

8 Разработана технология очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых слабосцементированных терригенных продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений.

8.1 Технология очистки ПЗП с использованием кислотных растворов предусматривает воздействие на привнесенный кольматант (остатки бурового и цементного растворов; реагенты, используемые при проведении изоляционных работ; поступающий с газом при его закачке твердый кольматирующий материал в виде сульфидов и карбонатов железа), набухший под влиянием фильтрата бурового раствора глинистый материал пласта, силикатную и карбонатную составляющую материала пласта. Технология включает два этапа: установку реагентной ванны и внутрипла-стовую кислотную обработку с использованием разноконцентрированных растворов кислот (при определенных условиях и последовательности закачки и продавки их в пласт).

8.2 Показано, что обычно применяемые кислотные растворы (10 % - 15 % концентрации) «агрессивно» действуют на поверхностные слои полимер-глинистых частиц, активизируя процессы коагуляции и высаливания, и тем самым замедляя или блокируя доступ кислотного раствора внутрь загрязненной зоны. Для установки ванны используется низкоконцентрированный раствор соляной кислоты, который не вызывает коагуляцию и высаливание поверхностных слоев полимер-глинистых кольматирующих образований, эффективно разрушает коагуляционные контакты между частицами глинистых образцов, приготовленных из различных типов глинопорошков. Реагент-ный раствор обеспечивает высокую скорость разрушения глинистых образцов, отличается дешевизной, доступностью, не образует нерастворимых соединений, имеет низкую коррозионную активность.

8.3 За счет установки реагентной ванны обеспечивается равномерная диффузия реагентно-го раствора в закольматированную зону. Под действием капиллярно-осмотических процессов изменяется потенциал поверхности частиц, происходит разрушение коагуляционных контактов между полимер-глинистыми частицами, чем облегчается проникновение в последующем глинокислотного раствора внутрь загрязненной зоны.

8.4 Для исключения негативных последствий глинокислотной обработки в слабосцементированных терригенных коллекторах в условиях АНПД обработку предлагается проводить в щадящем динамическом режиме при минимально возможных концентрациях и объемах реагентных растворов. Преимуществом технологии является комплексное и равномерное воздействие реагентных растворов на все виды кольматантов, исключение нецелевого расходования плавиковой кислоты, предотвращение выпадения вторичных осадков и разрушения матрицы коллектора, сокращение сроков удаления отработанных растворов кислот.

8.5 Получено решение ФИПС Роспатента от 07.04.2005 г. о выдаче патента РФ «Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений», заявка № 2003137783/03, приоритет 30.12.03 г.

9 Разработана технология очистки от кольматирующих образований призабойной зоны низкопроницаемых терригенных продуктивных пластов в условиях аномально низких пластовых давлений.

9.1 Технология позволяет вводить в эксплуатацию скважины из бездействующего фонда, ожидающие ликвидации по причине низкой эффективности применяемых методов интенсификации притока газа.

10 Проведены опытно-промысловые испытания и внедрение разработанных составов и технологий.

10.1 Технология освоения скважин с временным блокированием высокопроницаемых про-пластков устойчивой пеноэмульсией была внедрена на скважинах Вуктыльского ГКМ: №№ 257, 256, 240, 196, 268, 128, 166, 14, 147. Дополнительная добыча газа за счет внедрения этой технологии составила в 1987 году 66902 тыс.м3 газа и 2814 тонн газоконденсата. Экономический эффект составил более 25238 тыс. рублей в ценах 1987 года.

10.2 Глушение скважин с временным блокированием высокопроницаемых пропластков устойчивой пеноэмульсией с наполнителем применялось и применяется на Вуктыльском, Ямбург-ском ГКМ, Вынгапуровском газовом месторождении, Северо-Ставропольском ПХГ и газовых месторождениях Ставропольского края. Только в 2000 году на месторождениях Ставропольского края и на Северо-Ставропольском ПХГ произведено глушение 55 скважин с использованием устойчивой пеноэмульсии для проведения ремонтно-восстановительных работ. Экономический эффект от внедрения технологии глушения с использованием устойчивой пеноэмульсии на Вуктыльском ГКМ в 1990 году составил 133,066 тыс. рублей в ценах 1990 года.

10.3 Технология кислотной обработки ПЗП скважин с АНПД, продуктивные пласты которых представлены высокопроницаемыми терригенными породами прошла опытно-промысловые испытания на десяти скважинах Северо-Ставропольского ПХГ в 2002-2004 гг.: 655, 434, 659, 866, 867, 705, 701, 771, 575, 578. Скважина 655 с низкой начальной производительностью после обработки вышла на проектный режим работы; скважины 434, 659, 866, 771, 575, 578 повысили производительность в среднем в два раза; скважина 705 - на 30 %; скважина 701 - на 15 %; скважина 867 не изменила производительности.

11 Технология кислотной обработки предназначена для очистки ПЗП от кольматирующих образований глубоко и неравномерно загрязненных высокопроницаемых продуктивных пластов в первую очередь остатками бурового раствора и не может быть использована для повышения естественной проницаемости коллектора, что подтвердили результаты кислотных обработок скважин

701 и 867: обе скважины расположены в зоне с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и их производительность до обработки была уже фактически максимально возможной.

12 Технология кислотной обработки низкопроницаемых коллекторов в условиях аномально низких пластовых давлений прошла опытно-промысловые испытания на двух скважинах Тахта-Кугультинского газового месторождения: 409 и 118. Скважины находились в бездействующем фонде из-за отсутствия притока газа вследствие глубокой кольматации ПЗП фильтратом технологических жидкостей, применяемых в процессе проведения ремонтных работ. Обе скважины введены в эксплуатацию: скважина 409 с дебитом 1,5 тыс. м3/сут; скважина 118 с дебитом 0,6 тыс. м3/сут при среднем дебите по месторождению около 0,6 тыс. м3/сут.

13 Удаление скважинной жидкости с использованием стержней твердых пенообразователей с различной скоростью широко опробовано на газовых и газоконденсатных скважинах месторождений Северного Кавказа и Западной Сибири.

13.1 На промыслы месторождений ООО «Кубаньгазпром» с 1994 по 1997 год поставлено около 1500 штук стержней.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Липчанская, Татьяна Андреевна, Ставрополь

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

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

3. Polymer particulates control fluid loss during well completions / Syed A. Ali, Nguyen P. D., Weaver J. D. // Oil and Gas J. 1997. - V. 95 - № 19. - P. 66 - 70.

4. Долгов, С.В. Технология проведения ремонтных работ в скважинах при низком пластовом давлении Текст. / С.В. Долгов, В.В. Зиновьев, И.В. Зиновьев. М.: Недра, 1999. - 141 с.

5. Применение пен для ремонта и освоения газовых скважин с пониженными пластовыми давлениями Текст. / А.В. Амиян, В.К. Васильев // Газовое дело. 1972. - № 6. — С. 3 - 5.

6. Preformed stable foam aids workover, drilling / Hutchinson S. O. Anderson G.W. // Oil and Gas J.- 1972. V. 70 - № 20. - P. 74 - 79.

7. A.c. 1620608 СССР, МКИ5 E 21 В 33/13. Способ временной изоляции продуктивного пласта при проведении ремонтных работ в скважине Текст. / К.М. Тагиров, С.В. Долгов, В.И. Ни-фантов [и др.] (СССР). -№ 4372775/03; заявл. 01.02.88; опубл. 15.01.91, Бюл.№2.

8. Перспективы применения пен в нефтяной и газовой промышленности Текст. / Г.М. Че-пиков//Нефтяник. 1973.-№ 6.-С. 12-14.

9. Глушение скважин на длительный срок при помощи трехфазной пены Текст. / А.П. Агишев, Э.М. Арутюнян, Е.Ф. Зубков [и др.] // Газовая промышленность. — 1974. № 6. - С. 6 - 7.

10. О реологических свойствах пены в пористой среде Текст. / А.Е. Евгеньев, В.И. Туринер // Изв. ВУЗ. Нефть и газ. 1967. - № 12. - С. 78 - 80.

11. Изменение градиента давления сдвига и водопроницаемости при наличие пены в пористой среде Текст. / В.К. Васильев, О.И. Гундорцева, Н.Н. Сычков // Нефтепромысловое дело. -1976.-№9.-С. 62-66.

12. Технология глушения и освоения скважин с использованием трехфазных пен Текст. / В.Е. Шмельков // Газовая промышленность. 1976. - № 3. - С. 18-19.

13. Использование пен при ремонтных работах в скважинах ПХГ Текст. / К.М. Тагиров, С.В. Долгов, С.А. Акопов [и др.] // Газовая промышленность. 1989. - № 2. - С. 51 - 52.

14. Mechanics of foam flow in porous media and applications Текст. / Islam M. R., Selbi R. J., Farouq Ali S. M. / JCPT. 1986. - V.28. - № 7. - P. 88 - 96.

15. Foam injection test in the Siggins Field, Illinois / Holm L.W. // JPT. 1970. -№ 12. - P. 1499- 1506.

16. Грей, Дж. P. Состав и свойства буровых агентов, промывочных жидкостей Текст. / Дж. Р. Грей, Г.С. Дарли. Пер. с англ. - М.: Недра, 1985. - 506 с.

17. Применение пен для вскрытия пласта Текст. / В.А. Амиян и [др.] // ТНТО Сер. Добыча. -М.: ВНИИОЭНГ, 1969.-81 с.

18. Амиян, В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов Текст. / В.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Васильева. М.: Недра, 1980. - 384 с.

19. Кругляков, П.М. Пена и пенные пленки Текст. / П.М. Кругляков, Д.Р. Эксерова. М. : Химия, 1990.-426 с.

20. Foam pressure loss in vertical tubing / Krug J.A. // Oil and Gas J. 1975. - V. 73. - № 40. - P. 74-78.

21. Test data fill theory gap on using foam as a drilling fluid / Mitchell Dr. B.J. // Oil and Gas J-1971.- v. 69. № 36. - P. 96 - 100.

22. Влияние пены на проницаемость пористой среды для газа Текст. / George G, Bernard., L.W. Holm // Экспресс-информ. Сер. Нефте- и газодобывающая промышленность. М. : ВИНИТИ, 1965.-№ 2. -С. 11-23.

23. Пат. 5322125 США, МПК5 Е21В 33/138. Formed gels to reduce gas coning in matrix envi ronments. Опубл. 21.06.94.

24. Пат. 5495891 США, МПК5 Е21В 21/00. Formed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling lost circulation fluid. Опубл. 05.03.96.

25. Пат. 96/16454 PCT, МПК5 Е21В 43/00. Вспененное гелеобразное вещество для заканчивают, ремонта и глушения скважин. Опубл. 15.10.96.

26. Oil-tolerant polymer-enhanced foams: deep chemistry or simple displacement effects ?/ Hans-sen J.E., Dalland M. // JPT. 2001.-№ l.-P. 49-50.

27. Пат. 5105884 США, МПК5 E21B 21/00. Formed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling / lost circulation fluid / Sydanks R. D. Опубл. 21.06.94.

28. А.с. 933962 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/32. Пенообразующий состав для ограничения водо-притока Текст. /А.Н. Полухина [и др.] (СССР). -№16856980/03 ; заявл. 07.08.77, опубл. 09.07.79. Бюл. № 23.

29. Пат. 5360558 США, МПК5 Е 21В 43/26. Slurried polymer foam system and method for the use thereof. Опубл. 01.11.94.

30. Исследование устойчивости пеноэмульсии Текст. / П.М. Кругляков, Н.Э. Пульвер // Коллоидный журнал. 1992. - № 1. - С. 85.

31. Стратификация пенных пленок из растворов с большой концентрацией солюбилизиро-ванной органической жидкости Текст. / Х.И. Христов, Д.Р. Ексерова, П.М. Кругляков [и др.] // Коллоидный журнал 1992. - Т. 54. - № 2. - С. 173-177.

32. Корреляция пенообразования и устойчивость смешанных водо-углеводородных пен с коэффициентом растекания Текст. / Б.П. Кожанов, М.Ю. Плетнев, И.Г. Власенко [и др.] // Коллоидный журнал.- 1983. -Т. 45.-№3.-С. 563.

33. Foaming properties of surfactant-oil-water systems in the neighbourhood of optimum formulation / Lachaise J. et al. // J. Dispersion Science and Technology. 1990. - № 5. - P. 443 - 452.

34. Особенности пенообразования вода-углеводородная жидкость Текст. / Б.Е. Чистяков, В.Н. Чернин // Газовая промышленность. 1977. - № 7. - С. 30 - 31.

35. Пенообразующие свойства растворов ПАВ с большой солюбилизирующей способностью / П.М. Кругляков, А.Г. Баранова, Н.Э. Пульвер и др. // Коллоидный журнал. 1988. - Т. 50. - № 2. - С. 275-280.

36. Mechanisms for antifoaming action in aqueous systems by hydrophobic particles and insoluble liquids / Koczo K. et al. // J. Colloid and Interface Sci. 1994. - V. 166. - № 1. - P. 225 - 238.

37. Ребиндер, П.А., Поспелова К.А. Вступительная статья к книге В. Клейтона "Эмульсии, их теории и технические применения" Текст. / П.А. Ребиндер, К.А. Поспелова М.: Иностр. лит., 1950.- С. 11-71.

38. Гасумов, Р.А. Пеноэмульсии: свойства и область применения Текст. / Р.А. Гасумов, Т.А. Липчанская // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии: сб. науч. тр. Вып. 36 - Ставрополь, 2002. - С. 153 - 159.

39. Гасумов, Р.А. Пеноэмульсии для заканчивания и ремонта скважин Текст. / Р.А. Гасумов, Т.А. Липчанская, Е.А. Эйсмонт // Строительство газовых и газоконденсатных скважин : сб. науч. статей ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. Москва, 1999. - С. 166 - 169.

40. Лигносульфонаты как пластификаторы цемента Текст. / В.Н. Сергеева [и др.] // Химия древесины. 1979. — № 3. - С. 6.

41. Кистер, Э.Г. Химическая обработка буровых растворов Текст. / Э.Г. Кистер. М. : Недра, 1972.-391 с.

42. Об эффективности действия пеногасителей на сульфитный щелок Текст. / С.А. Сапот-ницкий, Г.В. Пальянова // Гидролизная и лесохимическая промышленность. 1975. - № 5. - С. 13 -14.

43. А.с. 1398510 СССР, МКИ5 Е21В 43/25. Пенообразующий состав для освоения скважин Текст. / В.Е. Шмельков, Т.А. Липчанская, В.Ф. Коваленко [и др.] (СССР). № 3996880/22-03 ; заявл. 26.12.85 ; опубл. 10.04.99, Бюл. №10.

44. Шмельков, В.Е. Методики исследований закупоривающей способности наполнителей Текст. / В.Е. Шмельков, Н.Б. Козлов, Е.А. Эйсмонт // Строительство газовых и газоконденсатных скважин : сб. науч. статей. Москва, 1995. - С. 14-17.

45. Polymer particulates control fluid loss during well completions / Syed A. A., Nguyen P.D., Weaver J. D. // Oil and Gas J .- 1997.- V. 95. № 12. - P. 66 - 70.

46. Влияние фрактальной неоднородности структуры на деформационно-прочностные свойства агрегатов торфяных систем Текст. / И.И. Лиштван, Б.А. Богатов, М.И. Кулак [и др.] // Коллоидный журнал. 1992. - Т. 54. - № 4. - С. 107 - 111.

47. Коновалов, В.К. Пенообразующая способность составных частей лигносульфонатов /

48. B.К. Коновалов, С.А. Кеворков, Н.В. Кошелева и др. // Техника и технология промывки и крепления скважин : сб. науч. тр. ВНИИКРнефти. Краснодар, 1982. - С. 60 - 65.

49. Характерные особенности разработки сеноманских залежей ЯНАО Текст. / Г.И. Обле-ков, В.Н. Гордеев // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2002. - 47 с.

50. Гереш, Г.М. Об эффективности дополнительного бурения эксплуатационных скважин Текст. / Г.М. Гереш // 55 лет ВНИИГАЗ. Актуальные проблемы освоения, разработки и эксплуатации месторождений природного газа: сб. науч. трудов. Москва, 2003. - С. 221 - 228.

51. Зиновьев В.В. Результаты опытно-промышленных работ по повышению производительности скважин на Северо-Ставропольском ПХГ в хадумском горизонте Текст. / В.В. Зиновьев,

52. C.А. Варягов, О.Е. Аксютин и др. // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии : сб. науч. статей. Вып. 36. - Ставрополь, 2002. - С. 222 — 228.

53. Способ восстановления проницаемости прискважинной зоны пласта Текст. / И.И. Клещенко // НТС Сер. Геология, бурение, разведка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ИРЦ Газпром, 2000. № 2. - С. 25 - 26.

54. Михайлов, Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон Текст. / Н.Н. Михайлов. М.: Недра, 1996. - 339 с.

55. Берман Л.Б. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики Текст. / Л.Б. Берман, B.C. Нейман. М.: Недра, 1972. - 216 с.

56. Сатаев, А.С. Технология гидравлического разрыва пласта с временной кольматацией фильтрационной поверхности разнодисперсными суспензиями Текст. : дис. . канд. техн. наук / Сатаев Анатолий Степанович. Автореферат. - Москва, 1974. - 14 с.

57. Злочевская, Р.И. Связанная вода в глинистых грунтах Текст. / Р.И. Злочевская. М. : МГУ, 1969.- 175 с.

58. Чураев, Н.В. Физико-химия процессов массопереноса в пористых телах Текст. / Н.В. Чураев. М.: Химия, 1990. - 272 с.

59. Пат. 94/09253 РСТ (WO), МПК5 Е 21В 37/06. Композиция для растворения фильтрационных отложений. Опубл. 28.04.94.

60. Пат. 2074957 Российская Федерация, МПК6 Е 21В 43/27 Способ повышения продуктивности скважины Текст. / J1.M. Мармортштейн, И.М. Петухов, B.C. Сидоров [и др.] (СССР). № 5067255/03 ; заявл.09.09.92 ; опубл. 10.03. 97, Бюл. № 7.

61. Пат. 2120546 Российская Федерация, МПК5 Е 21В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта Текст. / Ю.Л. Вердеревский, Т.Г. Валеева, Ю.Н. Арефьев [и др.] (СССР). № 97120414/03 ; заявл. 11.12.97 ; опубл. 20.10.98, Бюл. № 29 (II ч).

62. А.с. 1615342 СССР, МКИ5 Е21В 43/27 Способ реагентной обработки скважины Текст. / В.Т. Гребенников, Г.П. Горбовская (СССР). -№ 4377288/24-03 ; заявл. 09.02.88 ; опубл. 23.12. 90, Бюл. № 47.

63. А.с. 1587181 СССР, МКИ4 Е 21В 43/27 Состав для реагентной разглинизации скважин Текст. / В.Т. Гребенников, A.M. Полищук, Ю.В. Капырин [и др.] (СССР). -№4480175/24-03 ; заявл. 22.07.87 ; опубл. 10.08.90, Бюл. № 31.

64. А.с. № 1506982 СССР, МКИ5 Е21В43/27. Состав для реагентной обработки скважин Текст. / В.Т. Гребенников, Б.В. Арестов, В.П. Казарян. (СССР).- №4245704/03 ; заявл. 19.05.87 ; опубл. 15.03.94, Бюл. №5.

65. Казарян, В.П. Разработка технологии повышения продуктивности скважин с использованием реагентных методов разглинизации Текст. : дис. . канд. техн. наук / Казарян Валентина Петровна. Автореферат канд. техн. наук. - Москва, 1995. - 19 с.

66. А.с. 810947 СССР, МКИ3 Кл. Е21В43/25. Раствор для разглинизации прифильтровой зоны водяной скважины Текст. / В.Т. Гребенников, В.В. Хлистунов, Козлов И.Я. (СССР). -№4325607/03 ; заявл. 01.08. 79 ; опубл. 07.03.81, Бюл. № 9.

67. А.с. 1756546 СССР, МКИ5 Е21В 43/25. Состав для разглинизации скважины Текст. / В.Е. Воропанов, Н.В. Красноперцева, К.Х. Рахмангулов [и др.] (СССР). №4818816/03 ; заявл. 29.04.90 ; опубл. 23.08.92, Бюл. № 31.

68. Пат. 2071553 Российская Федерация, МПК6 Е21В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами Текст. / В.В.Балакин,

69. В.Е. Воропанов, А.Я. Хавкин и др. (СССР). № 93035610/03заявл. 08.07.93 ; опубл. 10.01.97, Бюл. № 1.

70. Пат. 2068086 Российская Федерация, МПК6 Е21В 43/27. Способ обработки призабойной зоны скважины Текст. / А.Ю. Бруслов, А.Х. Шахвердиев, О.А. Чукчеев [и др.]. (СССР).- № 94041313/03 ; заявл. 15.11.94 ; опубл. 20.10.96, Бюл. № 29.

71. Пат. 2068087 Российская Федерация, МПК6 Е21В 43/27. Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины Текст. / А.Ю.Бруслов, А.Х. Шахвердиев, О.А. Чукчеев [и др.]. (СССР). -№ 94041314/03 ; заявл. 15.11.94 ; опубл. 20.10.96, Бюл. №29.

72. Овчаренко, Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов Текст. / Ф.Д. Овчаренко. Киев : АН УССР, 1961.-162 с.

73. Галабутская, Е.А. Система глина- вода Текст. / Е.А. Галабутская. Львов: ЛПИ, 1962.149 с.

74. Пат. 96/21084 WO, МПК5 Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки содержащих кремний пластов. Опубл. 11.07.96.

75. Understanding sandstone acidizing leads to improved field practices / Shaughnessy C.M. Kunse K.R. // JPT. 1981. -№ 7. - P. 1196 - 1202.

76. A new acid for true stimulation of sandstone reservoirs / John L. Gidley // JPT. 1997. - № 3. -P. 250.

77. Дятлова, H.M. Комплексоны и комплексонаты металлов Текст. / Н.М. Дятлова, В.Я. Темкина, К.И. Попов [и др.]. М.: Химия, 1988. - 544 с.

78. Логинов, Б.Г. Руководство по кислотным обработкам скважин Текст. / Б.Г. Логинов, Л.Г. Малышев, Ш.С. Гарифулин. М.: Недра, 1966. - 219 с.

79. Методика оперативной оценки эффективности составов жидкостей для разглинизации пористых образцов Текст. / Е.А. Рогов, В.В. Грачев, Е.Г. Леонов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море, 1999. № 1 - 2. - С. 29 - 32.

80. Рачев, X. Справочник по коррозии Текст. / X. Рачев, С. Стефанова. М.: Мир, 1982.

81. Ханин, А.А. Породы коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР Текст. / А.А. Ханин. - М.: Недра, 1973. - 303 с.

82. Интенсификация притока газа Текст. / А.З. Саушин, В.И. Токунов, В.А. Прокопенко // Газовая промышленность, 2000. — № 8. С. 28 - 30.

83. Acid fracturing improves gas production in carbonate formations // JPT. 1999. — № 3. - P.30.

84. A. c. 1297540 СССР, МКИ5 E 21 В 43/27. Способ кислотной обработки терригенного коллектора Текст. / B.C. Горшенев, О.А. Морозов, М.К. Чернов [и др.] (СССР). № 3639781/03; заявл. 22.07.85, опубл. 10.05.99, Бюл. № 13.

85. А. с. 1723315 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны скважины Текст. / Х.А. Кулахметов, Б. Маметдурдыев, Б.О. Казаков [и др.] (СССР). -№ 4739772/03; заявл. 25.09.89, опубл. 30.03.92, Бюл. № 12.

86. Временная инструкция по кислотной обработке газоносных пластов Текст. Москва : ВНИИГАЗ, 1970.-64 с.

87. Кабанчик, Л.Я. Опыт эксплуатации малодебитных скважин в США Текст. / Л.Я. Кабанчик, B.C. Якушев // Актуальные проблемы освоения, разработки и эксплуатации месторождений природного газа т конденсата : сб. науч. тр. М.: ВНИИГАЗ, 2003. - С. 362 - 370.

88. Воздействие на призабойную зону низкопроницаемых коллекторов кислотными растворами в смеси с природным газом Текст. / A.M. Гнатюк, Е.Г. Александрович, Ю.Д. Качмар [и др.] // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 50 с.

89. Case histories, indentification of and remedial action for liquid loading in gas wells: intermediate SHELF GAS PLAY / T. Libson, J. Henry // JPT. 1980. - V. 32. - № 4. - P. 685.

90. Энергосберегающие технологии при добыче природного газа Текст. Москва : Недра, 1996.-235 с.

91. Тенишев, Ю.С. Исследования по разработке составов твердого пенообразователя для удаления скважинной жидкости Текст. / Ю.С.Тенишев, Т.А. Липчанская, Г.Г. Белолапотков //

92. Строительство газовых и газоконденсатных скважин : сб. науч. статей. Москва, 1996. - С. 189 — 193.

93. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ Текст. Ставрополь : СевКавНИИгаз, 1977. - 26 с.

94. Саввин, С.Б. Поверхностно-активные вещества Текст. / С.Б. Саввин, Р.К. Чернова, С.Н. Штыков. -М.: Наука, 1991. -215 с.

95. А.с. 905439 СССР, МКИ3 Е21В 43/27. Пенообразующий состав для очистки скважин «Пенолифт 2» Текст. / М.Ю Плетнев, Н.Б. Терещенко, Б.Е. Чистяков (СССР).- № 2891665/22-03 ; заявл. 07.03.80, опубл. 15.02.82, Бюл. № 6.

96. Удаление жидкости из обводненных скважин Шебилинского газоконденсатного месторождения Текст. / О.И. Свиридов [и др.] // Нефтяная и газовая промышленность. 1977. - № 3. -С. 29-31.

97. Неионогенное ПАВ эффективное средство очистки скважин Текст. / С.В. Боруш [и др.] // Газовая промышленность. — 1974. - № 8. — С. 27 - 29.

98. Кондрат, P.M. Газоконденсатоотдача пластов Текст. / P.M. Кондрат. Москва : Недра, 1992.-256 с.1. Г Л

99. А.с. 1164402 СССР, МКИ Е21 В43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Текст. / С.Н. Закиров, Р.М. Кондрат, Ю.М. Волков (СССР). -№ 3573555/2203 ; заявл. 01.04.83 ; опубл. 30.06.85, Бюл. .№ 24.

100. А.с. 1198191 СССР, МКИ4 Е 21 В 43/00. Реагент для удаления жидкости с забоя газовых скважин Текст. / B.C. Маринин, Н.И. Логвинова, Ю.М. Волков [и др.] (СССР). № 3538835/22-03; заявл. 11.01.83 ; опубл. 15.12.85, Бюл. № 46.

101. А.с. 1641983 СССР, МКИ4 Е 21 В 43/00. Способ удаления пластовой воды из газовой скважины Текст. / O.K. Ангелопуло, P.M. Кондрат, В.Э Аваков [и др.] (СССР). № 4428869/03 ; заявл. 23.05.88, опубл. 15.04.91, Бюл. № 14.

102. Эффективное средство для удаления жидкости из скважин Текст. / Шагайденко В.И., Толстяк К.И., Бутенко A.M. [и др.] // Газовая промышленность. 1984. - № 5. - С. 33 - 34.

103. Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразователя ТЭАС М Текст. / B.C. Маринин, А.Я. Строгий // Газовая промышленность. - 1994. - № 2. - С. 19 - 20.

104. А.с. 1627674 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Реагент для восстановления производительности газовых скважин Текст. / Ю.А. Балакирев, В.Б. Спас, А.Г. Заворыкин [и др.] (СССР). № 4439170/03 ; заявл. 10.06.88 ; опубл. 15.12.91, Бюл № 6.

105. А.с. 1723090 СССР, МКИ5 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Текст. / В.И. Шагайденко, А.Н. Бутенко, В.И. Артемов (СССР). № 4747131/03 ; заявл. 30.03.92 ; опубл. 09.10.89, Бюл № 12.

106. А.с. 853092 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин Текст. / В.А. Амиян, А.В. Амиян, Р.Т. Булгаков и [и др.] (СССР).- № 2800660/22-03; заявл. 23.07.79; опубл. 07.08.81, Бюл. № 29.

107. Пат. 2061859 Российская Федерация, МПК6 Е 21В 43/25. Пенообразующий состав Текст. / Тульбович Б.И., Казакова Л.В., Кожевский В.И.; заявитель и патентообладатель институт «СеверНИПИгаз». -№ 94019834/03 ; заявл. 30.05.94 ; опубл. 20.01.97, Бюл. № 16.

108. Пат. 2085567 Российская Федерация, МПК6 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для освоения скважин Текст. / Иванов В.А., Павлычев В.Н., Дуборенко Н.Н.; заявитель и патентообладатель Иванов В.А. № 5068211/03 ; заявл. 06.08.92 ; опубл. 27.07.97, Бюл. № 21.

109. А.с. 1035201 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/25. Самогенерирующая пенная система для освоения скважин Текст. / Э.М. Тосунов, Н.А. Полухина, И.А. Ламаш и [и др.] (СССР).- № 3392283/2203; заявл. 01.02.82; опубл. 15.08.83, Бюл. № 30.

110. А.с. 979622 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/25. Способ газирования рабочей жидкости в скважине Текст. / Э.М. Тосунов, Е.П. Ильясов, Н.А. Полухина и [и др.] (СССР). № 3220695/22-03; заявл. 27.10.80; опубл. 07.12.82, Бюл. № 45.

111. Пат. 2193650 Российская Федерация, МПК7 Е 21В 43/22. Пенообразующий состав для освоения скважин Текст. / Воропанов В.Е. ; заявитель и патентообладатель. Воропанов В.Е. № 2001123718/03 ; заявл. 28.08.01 ; опубл. 27.01.02, Бюл. № 33.

112. А.с. 1767163 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/25. Способ освоения скважины Текст. / П.В. Ми-хальков, Е.Ю. Чардымская, Л.В. Козлова (СССР). -№ 4778251/03; заявл. 04.01.90; опубл. 07.10.92, Бюл. № 37.

113. А.с. 1609812 СССР, МКИ5 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважи Текст. / К.И. Толстяк, А.Я. Строгий А.Н. Бутенко [и др.] (СССР). № 4423443/24-03 ; заявл. 10.05.88, опубл. 30.11.90, Бюл. № 44.

114. А.с. 1509515 СССР, МПК4 Е 21В 43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости с забоя газовой скважины Текст. / М.А. Джафаров, В.Г. Игнатьев (СССР). -№ 4207372/23-03; заявл. 07.01.87; опубл. 23.09.89, Бюл. № 35.

115. А.с. 1609812 СССР, МПК5 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Текст. / К.И. Толстяк, А.Я. Строгий, А.Н. Бутенко и [др.] (СССР). -№ 4423443/24-03; заявл. 10.05.88; опубл. 30.11.90, Бюл. № 44.

116. Тихомиров, В.К. Пены, теория и практика их получения и применения Текст. / В.К. Тихомиров. -М.: Химия, 1975.

117. О генерировании мелкодисперсной пены Текст. / В.Б. Файнерман В.Б. [и др.] // Коллоидный журнал.- 1991.-Т. 53.-С. 702-708.

118. Образование и основные свойства пен Текст. / Б.Е. Чистяков, В.Н. Чернин // Коллоидный журнал. 1988. - Т. 50. - С. 189.

119. Абрамзон, А.А. Поверхностно-активные вещества Текст. / А.А. Абрамзон. Л. : Химия, 1981.-304 с.

120. Клейтон, В. Эмульсии Текст. / В. Клейтон. -М.: Ин.литр., 1950. 680 с.

121. Шенфельд, Н. Поверхностно-активные вещества на основе окиси этилена Текст. / Н. Шенфельд.- М.: Химия, 1982. 749 с.

122. К вопросу об устойчивости эмульсий акриламида типа вода масло Текст. / И.М. Яковлева, Г.А. Симакова, И.А. Гризкова [и др.] // Коллоидный журнал. - 1991. - № 5. - С. 955 -961.

123. Влияние Mg(N03)2 и Са(МОз)2 на свойства растворов неионогенных первичных спиртов Текст. / Л.Г. Ведерникова, И.С. Лавров, О.И. Меркушев // Коллоидный журнал. 1990. - № 1. -С. 121-122.

124. Способы и устройства для удаления жидкости с забоя газовых скважин Текст. / Ю.К. Игнатенко Ю.К. [и др.] // НТС Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1974. - 47 с.

125. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых скважин с помощью твердых ПАВ Текст. Ставрополь : СевКавНИПИгаз, 1972. - 47 с.

126. А.с. 1587178 СССР, МПК5 Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / Г.П. Хотулев, Ю.А. Балакирев, С.И. Ягодовский (СССР). № 4306048/23-03 ; заявл. 22.07.87 ; опубл. 23.08.90, Бюл. № 31.

127. А.с. 1435766 СССР, МКИ4 Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / Ю.А. Балакирев, К.И. Гильман, Ф.С. Мамедов (СССР). № 4108218/22-03; заявл. 10.06.86, опубл. 07.11.88, Бюл. № 41.

128. А.с. 964113 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / И.Ю Зайцев, Ю.А. Зайцев, Ю.А. Балакирев (СССР). № 3253087/22-03; заявл.29.12.80, опубл.07.10.82, Бюл. № 37.

129. Пат. США № 4237977, МПК4 Е 21 В 21/14. Способ удаления воды из газоносных скважин с помощью твердых пенообразователей Текст. Опубл. 10.11.81.

130. А.с. 1710705 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Способ удаления жидкости с забоя газовых скважин Текст. / О.А. Морозова, JI.M. Бабаева, Ю.В. Шеин [и др.] (СССР). -№ 4745110/03; заявл.0408.89, опубл. 07.02.92, Бюл. № 5.

131. А.с. 1760095 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / В.М. Светлицкий, Ю.А. Балакирев, С.И. Ягодавский [и др.] (СССР). -№16856980/03 ; заявл. 07.08.89, опубл. 07.09.92, Бюл. № 33.

132. Пат. 2047641 Российская Федерация, МПК6 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Текст. / Иванов В.А. ; заявл. 27.01.92, опубл. 10.11.95, Бюл. №31.

133. Пат. 1788223 Российская Федерация, МПК5 Е 21 В 43/25. Способ удаления жидкости из газовой скважины пеной Текст. / P.M. Кондрат P.M., Бантуш В.В., Петрицкий С.В. [и др.] ; заявл.2407.90, опубл. 15.01.93, Бюл. № 2.

134. А.с. 1044771 СССР, МПК3 Е 21 В 43/00. Пенообразователь для удаления жидкости из скважины Текст. / В.И. Шагайденко, К.И. Толстяк, А.Н. Бутенко [и др.] (СССР). № 3405620/2203 ; заявл. 09.03.82 ; опубл. 30.09.83, Бюл. № 36.

135. Шмельков, В.Е. Исследование давления насыщения в системе вода-углеаммонийные соли Текст. / В.Е. Шмельков, Т.А. Липчанская // Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин : сб. науч. тр. ВНИИгаза. Москва, 1983. - С. 146 - 150.

136. Особенности эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ Текст. / В.В. Зиновьев, С.А. Варягов, Ю.К. Игнатенко [и др.] // Обзор, информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. — М.: ИРЦ Газпром, 2002. 90 с.

137. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion / Abrams A. // JPT. № 5.— 1977.- P. 586-592.

138. Соловьев, E.M. Заканчивание скважин Текст. / E.M. Соловьев. M. : Недра, 1979.303 с.

139. Комплекс технологических решений по повышению качества строительства и ремонта скважин на ПХГ Текст. / В.В. Зиновьев, С.А. Варягов, И.В. Зиновьев [и др.] // Обзор, информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: ИРЦ Газпром, 2002. - 56 с.

Информация о работе

Липчанская, Татьяна Андреевна
кандидата технических наук
Ставрополь, 2005
ВАК 25.00.15

Диссертация

Сохранение и восстановление естественной проницаемости продуктивных пластов в газовых и газоконденсатных скважинах - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы