Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологий глушения скважин при интенсификации разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий глушения скважин при интенсификации разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов"

11-3 Цллм

724

На правах рукописи

АКИМОВ ОЛЕГ ВАЛЕРЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ПРИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Уфа-2011

Работа выполнена в ООО «РН-Юганскнефтегаз» и Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Зейгман Юрий Вениаминович.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Хисамутдинов Наиль Исмагзамович;

кандидат технических наук Уметбаев Вадим Вильевич.

Ведущее предприятие

ГАНУ Институт нефтегазовых технологий и новых материалов.

Защита состоится 9 июня 2011 года в 14-00 а заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 6 мая 2011 года.

Учёный секретарь совета

Ямалиев В.У.

ооООИИСКАл

государствен на'л

с 1 2011 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Интенсификация разработки месторождений нефти и газа сопряжена с возрастающим числом ремонтов скважин, применением ре-монтно-технологических жидкостей с высокой плотностью. В настоящее время востребованы жидкости глушения с плотностью 1300 кг/м3 и выше, расход которых имеет устойчивую тенденцию к росту. Появился фонд скважин, требующий для ремонта жидкости с плотностью до 1900 кг/м3.

В частности, на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганск-нефтегаз», при действующем фонде 11 450 скв., в 2009 г. было проведено 5599 подземных ремонтов скважин (ПРС). При этом порядка 2000 ПРС было проведено с использованием ремонтно-технологических жидкостей с повышенной плотностью (выше 1,18 г/см3) на основе солей кальция. Результаты контроля поглощения жидкостей глушения показывают, что их расход на один ПРС может быть существенно сокращён, что позволит существенно снизить затраты на проведение ремонтных работ.

Актуальность диссертационной работы обусловлена направленностью на решение вопросов совершенствования технологий глушения скважин месторождений нефти с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.

Цель работы. Разработка реагентов и совершенствование технологий глушения скважин месторождений с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.

В рамках поставленной цели решались следующие задачи:

- анализ и обобщение зарубежного и отечественного опыта технологий глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения пластом;

- разработка технологий глушения скважин со снижением поглощения жидкостей глушения в жёстких термобарических условиях эксплуатации месторождений, в частности, ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

- разработка методических документов по применению реагентов и технологий глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения пластом:

- анализ применения разработанных реагентов и технологий глушения скважин.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. Обработка результатов проводилась с использованием современных математических методов, вычислительной техники.

Научная новизна

1 Подобран комплекс водорастворимых полимеров на основе ксантана (КС) - 9 - 12 кг/м3 и полианионной целлюлозы (ПАЦ) - 3 - 4 кг/м3 , позволяющий стабилизировать в жидкостях глушения суспензии микрокачьцита и твёрдого галита, содержащие соли натрия и кальция с плотностью 1180 - 1500 kt/mj.

2 Установлено, что лучшую седиментационную стабильность (100 ч.) жидкостей глушения при повышенной температуре (95 °С) обеспечивают растворы КС и смеси полимеров КС+ПАЦ, КС+крахмал. Суспензия микрокальцита в растворе КС+ПАЦ наиболее устойчива к термосолевой агрессии - выпадения осадка в интервале 20 - 95 °С не наблюдается в течение 10 сут.

Практическая ценность

1 Разработаны реагенты и технология глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения з жёстких термобарических условиях эксплуатации скважин. При их внедрении на 324 скв. месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2009 г. удельный объём поглощения жидкостей глушения снижен с 65,2 до 7,4 м3, что позволило уменьшить их расход на 18 700 м3/год, дополнительно добыть около 10 тыс. т нефти и достичь экономического эффекта 98,3 млн.р. Успешность технологии составила 93,8 %.

2 Разработанная технология приготовления ремонтно-технологических жидкостей положена в основу разработанных «Методических указаний по при-

готовлению и применению загущенного блокирующего состава глушения с га-литом» и «Методических указаний по приготовлению и применению загущенной блок-пачки с фракционированным микрокальцитом для глушения скважин с ГРП с контролем поглощения».

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудно извлекаемыми запасами», г. Небуг, 2009 г., на V Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ, 2010 г. и «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа», Томск, 2010 г.

Публикации. По результатам исследований опубликовано 7 печатных работ, в том числе 2 работы в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.

Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и списка использованных источников из 96 наименований. Изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 28 рисунков, 36 таблиц и 3 приложения объёмом 39 с.

Содержание работы

Во введении показана актуальность темы диссертации, сформулированы цель, основные задачи исследований и методы их решения, научная новизна и практическая ценность работы. Значительный вклад в решение поставленных задач ранее был внесён Будниковым В.Ф., Грайфером В.И., Гусаковым В.Н., Демьяновским В.Б., Зейгманом Ю.В., Каушанским Д.А., Магадовой JI.A., Мага-довым P.C., Мариненко В.Н., Рябоконем С.А., Силиным М.А., Телиным А.Г., Шахвердиевым А.Х., М. Hardy и другими исследователями.

Первая глава посвящена анализу и обобщению мирового опыта проведения операций глушения и свойствам различных материалов (растворов) для ремонта скважин. В зависимости от геолого-технических условий проведения подземного ремонта скважин - пластового давления, температуры, глубины вскрытого интервала, газового фактора и др. - существует несколько способов глушения и различные ремонтно-технологические жидкости. Оптимальный вы-

бор раствора глушения способен обеспечить максимальное сохранение фильт-рационно-ёмкостных свойств призабойной зоны скважин (ПЗС) во время ПРС с минимальными финансовыми затратами.

Отечественный опыт технологий глушения. Аналитический материал представлен по 61 патенту базы ФИПС и источникам из научно-технической литературы, охватывающим период с 1996 по 2008 г. Можно констатировать, что технические решения, направленные на снижение степени поглощения растворов глушения скважинами сводятся к снижению их способности к фильтрации за счёт повышения вязкости (загущения) растворов, растворению химических веществ (полимеров, ПАВ) или образованию эмульсий, формированию малопроницаемой поверхностной корки в результате введения в раствор твёрдой фазы (образования суспензий).

Анализ патентов за период 1996 - 2008 г. свидетельствует о возрастающей роли технологий глушения для скважин с высоким пластовым давлением и использованию систем с повышенной удельной плотностью (хлорид и нитрат кальция), отсутствию технологий с применением жидкостей глушения на основе нефти, водонефтяных эмульсий и пенах, обладающих низкой плотностью. Выявлены следующие тенденции:

- отсутствие универсального способа снижения поглощения жидкостей глушения скважинами;

- на скважинах, где проводились операции ГРП и/или скважинах, эксплуатирующих более одного пласта, требуется одновременное применение двух и более способов ограничения поглощения технологических жидкостей.

Зарубежный опыт глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения пластом. Аналитический материал представлен по 38 источникам SPE за период 1983 - 2006 г. Установлено, что значительный резерв в сокращении расхода растворов глушения высокой плотности имеют технологии глушения скважин с применением материалов контроля (снижения) поглощения (Liquid Control Materials - LCM). Технологии - LCM глушения с контролем (снижением) поглощения можно условно разбить на две

группы. К первой относятся технологии контроля (снижения) поглощения скважин без ГРП с нормальным (близким к гидростатическому) пластовым давлением, не склонные к большому поглощению жидкостей глушения. Общим техническим решением в этом случае является подбор загущенной жидкости глушения с вязкостью, обеспечивающей минимально необходимую глубину проникновения в породы пласта для создания фильтрационного барьера с расчётной проницаемостью.

Вторая группа технологий, применяемых для ремонта скважин с ГРП и гравийным фильтром, предусматривает создание в порах пласта тонкой фильтрационной корки из твёрдого материала заданного фракционного состава, который в дальнейшем удаляется химическим разрушением деструкторами. Технологии контроля (снижения) поглощения жидкостей глушения скважинами и их основные характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Системы контроля (снижения) поглощения жидкостей глушения

Гелевая система без твёрдой фазы Гелевая система с твёрдой фазой

Снижение фильтрации за счёт высокой вязкости Снижение фильтрации за счёт закупорки пор скважин, образования фильтрационной корки

Скважины без ГРП, репрессия - до 34 атм, температура до 120 °С, проницаемость - 20 мД - 2 Д, плотность до 1500 кг/м3, отсутствие трещин и суперколлекторов Многопластовые скважины с ГРП, трещиноватые коллекторы, репрессия до 70 атм, температура до 120 °С, проницаемость до сотен Д, плотность до 1700 кг/м3

Потеря контроля при длительном ремонте (7-10 сут) на высокопроницаемых объектах, повреждение призабойной зоны скважин вследствие фильтрации Дополнительная обработка деструктором, восстановление проницаемости на 60 - 95 %, дополнительные расходные материалы и оборудование для приготовления систем глушения

ЬСМ-технологии включают в себя обоснованный набор реагентов - водный или неводный растворитель, солевую систему для генерации раствора заданной плотности, полимерный или безполимерный загуститель, при необходимости - твёрдую фазу, деструктор для восстановления проницаемости; программу приготовления, закачки и удаления; математическую модель прогноза

остаточного поглощения, средств разрушения загустителя, прогноз восстановления проницаемости пород.

В качестве растворителя для приготовления ремонтно-технологических жидкостей чаще применяется техническая вода, для увеличения её плотности используются водорастворимые соли. Ряд технических решений предусматривает использование неводных растворителей (изопропиловый спирт, бутилцел-лозольв, этиленгликоль, полигликоль) для получения устойчивых суспензий водорастворимых загустителей без «гелевых дефектов». В качестве водорастворимых загустителей используются вещества различного происхождения, основные из которых приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Загустители, применяемые в LCM-технологиях

Биополимеры Искусственные полимеры Растительные полимеры Технические материалы

Ксантан, сукциногли-кан,склеро-гликан ПАА, ПАК, винилпиролидон, радиационно- сшитый ПАА, атактический полипропилен, камцел Производные целлюлозы: КМЦ, ГЭЦ, КМГЭЦ, гуаровые производные: ГПГ, КМГПГ, КМГ Цвиттерионные ПАВ, СЖК и их соли, эмульгаторы и эмульсии

Примечание: ПАА - полиакриламид; ПАК- полиакриловая кислота; КМЦ - карбоксиметилцеллюлоэа; ГЭЦ - гидроксиэтилцеллюлоза, КМГЭЦ - карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза; ГПГ - гидрокси-пропилгуар; КМГПГ— карбоксиметилгидроксипропилгуар; КМГ - карбоксиметилгуар; ПАВ - поверхностно-активное вещество; СЖК - синтетические жирные кислоты.

Главным технологическим недостатком полимерных загустителей является существенная потеря вязкости их растворов при повышении температуры. Исключение составляют растворы, загущенные сукциногликаном, сохраняющие вязкость до температуры около 70 °С, и эруциламидопропил-бетаином.

Для освоения скважин после глушения жидкостями, загущенными с помощью полимеров, используются деструкторы, которые подбирают индивидуально к каждому загустителю (таблица 3). Их эффективность основана на способности снижать вязкоупругие свойства загущенных жидкостей вследствие возможности разрушать углеродные цепочки макромолекул полимеров (перегаси, энзимы), способствовать химическому превращению функциональных

Таблица 3 - Перечень рекомендуемых деструкторов

Деструкторы гелирующего материала

Кислоты Энзимы Перекиси Комплексоны

10 % соляная, муравьиная, уксусная, поли-гликолевая Ферменты, специфичные на один вид био- или растительного полимера Персульфаты аммония и калия, мочевины, гидроперекись, пероксокарбонаты ОЭДФ, НТФ, щавелевая, винная кислоты

Примечание. ОЭДФ - оксиэтилендифосфоновая кислота; НТФ - нитрилфосфоновая кислота.

групп макромолекул (кислоты), снятию эффекта сшивки макромолекул (ком-плексоны).

Технология применения деструкторов предусматривает два варианта использования - совместно с загустителем при приготовлении раствора, и индивидуальное применение после проведения ремонта скважины, при этом первый вариант обеспечивает полный контакт деструктора со всем объёмом полимерного загустителя, полное отсутствие полимера после освоения скважины и высокий коэффициент восстановления проницаемости.

При разрушении полимера введением быстродействующего деструктора обеспечивается снижение поглощения раствора глушения на всё время проведения ПРС независимо от его продолжительности. Однако, вследствие склонности полимеров к адсорбции и значительного различия в вязкости растворов деструктора и полимера, полное разрушение макромолекул загустителя невозможно. Это приводит к снижению коэффициента восстановления проницаемости и частичной потере продуктивности скважин. Этого недостатка лишена безполимерная загущенная жидкость «Clear Pill J557» фирмы «Шлюмберже» на основе низкомолекулярного продукта - цвиггерионное ПАВ эруциламидо-пропилбетаин. Снижение её вязкости при освоении скважины после ремонта обеспечивается разбавлением её водой или нефтью, а отсутствие в составе полимеров исключает образование прочных фильтрационных корок.

Для повышения коэффициента восстановления проницаемости пород после временной кольматации в процессе глушения скважин, в состав блокирую-

щих пачек рекомендуется вводить модифицирующие добавки, снижающие адгезию корки кольматанта к материалу коллектора. Установлено, что добавка гликоля позволяет уменьшить силы сцепления, за счёт которых, удерживается фильтрационная корка. В результате уменьшается «застревание» корки в поверхности фильтра и снижается требуемое давление её «отрыва».

Формирование фильтрационной корки, обеспечивающей малую глубину её проникновения в пласт, осуществляется подбором фракционного состава кольматанта, отвечающего геометрическим параметрам порового пространства. Необходимость соответствия фракционного состава кольматанта параметрам порового пространства объясняется тем, что его мелкие твёрдые частицы глубоко проникают в поровые каналы и приводят к частичной потере проницаемости пород при вводе скважины в эксплуатацию. Крупный кольматант не способен образовать низко проницаемую фильтрационную корку, пропускает фильтрат в пласт и не предотвращает поглощение жидкости глушения во время ПРС.

Подбор оптимального фракционного состава кольматанта проводят с помощью трёх алгоритмов. Решение задачи подбора по теории идеальной упаковки (Ideal Packing Theory - IPT, M. Kaeuffer) сводится к подбору состава смеси из различных по фракционному составу кольматантов методом приближения фракционного состава смеси в координатах «интегральный фракционный состав - корень квадратный из диаметра частиц» к идеальной прямой. Идеальная прямая - это зависимость доли накопленного объёма частиц от квадратного корня их диаметра, выходящая из начала координат. Идеальное распределение по М. Kaeuffer показано ка рисунке 1 а (синий тренд).

Второй вариант идеального распределения - критерий Викерса (Stephen Vickers). Это распределение сложнее и задается кривой, проходящей через точки:

Диаметр D(max) ! 2/3 D(max) У3 D(max) V7 D(max) D(min)

Доля, % 90 1 75 50 25 10

Идеальное распределение согласно Б. Уюкегэ показано на рисунке 1 (чёрный тренд). Задача оптимизации фракционного состава кольматанта сводится к

поиску состава смеси, обеспечивающего максимальное соответствие заданной «идеальной» кривой распределения и интегральной кривой распределения фракционного состава смеси. Результат 1РТ-оптимизации с использованием микрокальцита марок МК-50, МК-100 и МК-500 показан на рисунке 1 а (красный тренд).

Фракционный состав оптимального кольматанта по М. КаеиГГег из микрокальцита трёх марок показан на рисунке 1 б.

□ МК-50 О МК-100 □ МК-500

а)

б)

Рисунок 1 - Кривые распределения фракционного состава (а) и результат его оптимизации по 1РТ (б)

Решение задачи поиска наиболее плотной фильтрационной корки по критерию АЬгатБ основано на геометрическом правиле - для её создания необходим кольматант с диаметром частиц от 1/7 до 1/3 диаметра пор.

Результаты испытаний смесей кольтматантов, генерированных по различным алгоритмам, показали, что наиболее низкопроницаемую (до 5 мкДарси) и тонкую фильтрационную корку с максимальным коэффициентом восстановления проницаемости обеспечивают решения, предложенные З.Уюкегв.

Во второй главе рассмотрен анализ рисков, связанных с глушением скважин в условиях интенсификации разработки месторождений. Установлено, что широкомасштабное применение ремонтно-технологических жидкостей повышенной плотности приводит к возникновению комплекса новых и обострению стандартных осложнений.

Во-первых, при подземном ремонте скважин, одновременно эксплуатирующих два и более пластов с высокопроницаемыми трещинами ГРП, может наблюдаться поглощение жидкостей глушения и, следовательно, повышение их расхода. Причина состоит в том, что перепад давлений (АР) в призабойных зонах скважин не совпадает с разницей гидростатических давлений, развиваемых столбом технологической жидкости между этими объектами, находящимися друг от друга на расстоянии ДЬ по вертикали:

ДР Ф р^хДИ, где: р - плотность технологической жидкости, кг/м"; % - ускорение свободного падения, м-с "2.

Это приводит к невозможности уравновесить давление в призабойных зонах эксплуатируемых объектов скважины забойными давлениями жидкости глушения одной плотности. Внешними негативными последствиями этого является поглощение жидкостей глушения и нефтегазопроявление на устьях скважин, облегчающее столб жидкости и требующее постоянного сверхнормативного долива технологических жидкостей.

Во-вторых, возникающий при глушении в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) эффект снижения продуктивности добывающих скважин. Фильтрационные исследования, проведённые на образцах кернов Приобского месторождения, показали, что проникновение жидкости глушения в поровый коллектор приводит к значительному снижению проницаемости зоны, подвергшейся воздействию, что приводит к потере продуктивности и увеличению сроков вывода скважин на режим (ВНР). Снижение продуктивности особенно значимо при работе с высокоплотными растворами (рисунок 2).

Плотность, г/см3

Рисунок 2 - Влияние плотности жидкостей глушения на коэффициент восстановления проницаемости керна Приобского месторождения

В-третьих, возникающее при глушении скважин в условиях АВПД удорожание стоимости ремонтно-технологических жидкостей с увеличением их плотности (рисунок 3).

Цена, руб/м3

60000 -----

40000 -

20000 !-

100 1 ОС

о I---—-

1010 1180 1350 1480 1600 1800

Плотность, кг/м3

Рисунок 3 - Цена 1 м3 жидкости глушения в зависимости от плотности

Анализ цен растворов глушения в широком диапазоне плотности (от воды до насыщенных растворов солей кальция с плотностью 1800 кг/м ) показывает, что при плотности более 1350 кг/м3 цена жидкости глушения существенно возрастает. В условиях АВПД стоимость раствора глушения кратно превышает стоимость работ бригад ПРС, при этом затраты на раствор глушения могут достигать 5 млн.р./скв.

Другим осложнением при глушении скважин тяжёлыми растворами на основе солей кальция (хлористый кальций и кальций азотнокислый) является их повышенная коррозионная агрессивность при нормальных и повышенных пластовых температурах. Эксперименты показывают, что концентрированные жидкости глушения содержат достаточное количество ингибирующих коррозию веществ и не относятся к коррозионно-агрессивным жидкостям. Разбавление жидкостей глушения подтоварной или пластовой водой приводит к увеличению коррозионной агрессивности жидкостей глушения в 3 - 9 раз и возникновению риска коррозионного поражения перфорированной зоны скважины (рисунок 4).

□ ЖГ без разбавления

□ ЖГ, разбавленная МПВ1:1

0,62

0,65

0,41

0,4

0,13

0,36 П п

и о

О

0,07

ЖГИ ЖГ-2 ЖГ-3 ЖГ-4

Рисунок 4 - Коррозионная агрессивность жидкостей глушения (ЖГ) в зависимости от разбавления модельной подтоварной водой (МПВ)

Осложнением при работе с высокоплотными растворами глушения является и отложение солей, что обусловлено тем, что большинство из них содержит значительное количество ионов кальция. При обороте жидкости с повышенным содержанием ионов кальция в системах сбора, подготовки и ППД, возникает её пересыщение кальцитом, что приводит к его выпадению в призабой-ной зоне скважин, на поверхности труб, аппаратов, рабочих органах насосного оборудования. Величина риска выпадения кальцита связана с содержанием ионов кальция в товарной форме тяжелых жидкостей глушения (таблица 4).

Таблица 4 - Содержание ионов кальция в солях и жидкостях глушения

Товарная форма Содержание ионов кальция Плотность раствора, г/см3

Соль в товарной форме, % масс. в растворе, кг/м3

Кальций твёрдая 34,95 163,1 1,32

хлористым 178,8 1,35

Триасалт-СТ* твёрдая 16,95 184,2 1,50

СГС-18* твёрдая 25,39 245,4 1,60

РХП-90Г* раствор ~ 270,0 1,60

* - торговые марки солей для растворов глушения

Потенциал технологий глушения с контролем (снижением) поглощения позволяет исключить либо значительно снизить вышеизложенные риски и осложнения.

Ниже, на основании анализа исходных данных и геолого-технологических условий приоритетных месторождений, разрабатываемых ООО «РН-Югапск-нефтегаз», с поправкой на АВПД, представлено обоснование технологий глушения скважин со снижением степени их поглощения пластом в условиях нормальных и АВПД (таблица 5).

Таблица 5 - Исходные данные для разработки технологии глушения скважин со снижением степени поглощения жидкостей глушения пластом

№ п/п Параметр Единица измерения Значение

1 Максимальная пластовая температура °С 103

2 Максимальная плотность жидкости глушения кг/м3 1600

3 Содержание солей кальция в жидкости кг/м" до 900

4 Продолжительность ПРС сут доЮ

5 Максимальное поглощение за ПРС м 10

6 Проницаемость трещины ГРП дарси до 300

7 Репрессия на забой при ПРС атм до 100

На основе лабораторного тестирования подобран стабилизатор суспензий фракционированного микрокальцита и разработана технология глушения сква-

жин со снижением степени поглощения жидкостей глушения пластом для термобарических условий месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», в том числе скважин, эксплуатирующих несколько пластов, а также скважин, на которых были проведены операции ГРП.

Необходимым условием для создания технологической скважинной жидкости со сниженной степенью поглощения в термобарических условиях пласта является решение задачи придания жидкости:

с одной стороны - невысоких вязкоупругих свойств для обеспечения возможности прокачки через арматуру и технологические трубы (НКТ, колтюбинг и др.) в скважину, в том числе при низких температурах окружающей среды;

с другой - достаточно высоких вязкоупругих свойств, обеспечивающих контроль (снижение) поглощения за счёт повышенной вязкости и высокой се-диментационной устойчивости суспензии твёрдых частиц (при использовании шунтирующих частиц) на весь период ПРС в термобарических условиях продуктивных пластов, в том числе в условиях высоких пластовых температур (для месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», до 98 °С), а также для широкого диапазона пластового давления (соответствующего плотности солевых растворов до 1500 кг/м"", т.е. для пластового давления в 1,5 раза превышающего гидростатическое).

Решением задачи является создание эффективной скважинной технологической жидкости со снижением её поглощения пластом, которая способна:

- не снижать эффективную вязкость при повышении температуры до 98 °С (характерной для большинства месторождений Западной Сибири);

- загущать солевые растворы в широком диапазоне плотности - от пресной воды до концентрированных растворов солей кальция (с плотностью до 1500 кг/м3);

- обеспечивать седиментационнуто стабильность суспензий шунтирующих частиц в термобарических условиях продуктивных пластов на срок не меньший продолжительности ПРС (не менее 10 сут).

Разработана технологическая скважинная жидкость со сниженным поглощением в термобарических условиях пласта, содержащая суспензию шунтирующих частиц и стабилизированная водорастворимыми полимерами при оптимальном соотношении компонентов. Содержание компонентов в 1 м3 технологической скважинной жидкости: ксантан - от 9 до 12 кг/м3; полианионная целлюлоза - от 3 до 4 кг/м3; твёрдые шунтрируюгцие частицы (например, микрокальцит) - не менее 80 кг/м", вода или водно-солевой раствор - остальное.

Технологическая скважинная жидкость содержит растворённую неорганическую соль в количестве, обеспечивающем плотность достаточную для уравновешивания пластового давления - хлористый натрий (галит) в количестве до 26 мас.% (соответствует плотности до 1190 кг/м3); хлористый кальций в количестве до 37 мас.% (соответствует плотности до 1350 кг/м3); кальций азотнокислый в количестве до 74 мас.% (соответствует плотности до 1500 кг/м3).

Разработан и испытан блокирующий состав глушения, содержащий стабилизированную суспензию микрокальцита (БСГ - микрокальцит) и технология глушения скважин со снижением степени поглощения жидкостей глушения скважинами, эксплуатирующими один либо несколько пластов, в том числе, на которых проводились операции ГРП в условиях АВПД. В результате испытаний на 15 многопластовых скважинах, эксплуатируемых ООО «РН-Юганск-нефтегаз», средний объём поглощения за время ГТРС составил 5,2. м3/'скв., снижение поглощения жидкостей глушения составило 74,8 м3/скв. Достигнуто снижение потребления солей кальция на 728 т (48,5 т/скв.), экономический эффект составил 8 261,17 тыс .р. (550,7 тыс.р./скв.).

В результате испытаний состава на 9 однопластовых скважинах поглощения жидкостей глушения не зафиксировано. Снижение потребления хлористого кальция при этом составило 289,7 т, экономия затрат на растворы глушения составила 3 827.84 тыс. р. (425 тыс.р./скв.).

В третьей главе приведены результаты разработки и испытания для глушения скважин блокирующих составов с пониженным содержанием солей кальция на основе галита (БСГ - галит). Для модификации свойств известных

блокирующих составов глушения с фракционированным микрокальцитом были выбраны следующие направления:

- отказ от фракционированного кальцита;

- снижение риска кольматации призабойной зоны скважин (ПЗС) в случае необходимости продавки блокирующего состава в пласт;

- саморазрушение блокирующего состава в пластовых условиях после вызова притока (запуска электроцентробежного насоса) без дополнительного воздействия.

Оценка потенциала снижения расхода микрокальцита показала, что модификация БСГ (отказ от микрокальцита) позволяет снизить расход солеей кальция (кальцита) не менее чем на 180 т/год:

Значительным потенциалом снижения риска кольматации кальцитом ПЗС при продавке блокирующего состава глушения в пласт обладает замена микрокальцита на водорастворимый и дешёвый кольматант с соответствующим фракционным составом, в частности, на концентрат галит вываренный.

На рисунке 5 показано, что максимальный размер кристаллов вываренной

m = 350 скв/г.х6,5 м3/скв.х80 кг/м3 = 182 т/г.

ю

16

22

22 25

(Размер)1'2, (мкм)1

■ Я Диф ф .доля, % —о™ Интегр. доля, %

>1/2

Рисунок 5 - Фракционный состав вываренного галита

соли достигает 630 мкм, основная доля кристаллов (74 %) имеет размер до 500 мкм. Данный фракционный состав, даже с учётом растворения части материала, позволяет создавать фильтрационные экраны на любом из применяемых типов проппантов (максимальный диаметр пор 370 мкм).

Представлены результаты исследования нового кольматанта с размером зёрен (кристаллов), несколько превышающих размер «просветности» проппанта (больше 400 мкм), не прибегая к специальному фракционированию галита, а используя товарный продукт.

Закономерным шагом совершенствования суспензионных жидкостей глушения с пониженным содержанием ионов кальция явилась разработка безкаль-циевого состава типа «галит в галите». Как было отмечено выше, технический хлорид натрия (галит) в настоящее время является наиболее распространённой солью, используемой для приготовления составов глушения. При приготовлении суспензий «галит в галите» за базовый был принят раствор хлорида натрия с плотностью 1180 кг/м3, загущенный ксантаном с концентрацией 11 кг/м". Были получены суспензии «галит в галите» с плотностью до 1350 кг/м3, что превосходит плотность используемых растворов хлорида кальция.

Изучение реологических свойств системы БСГ-галит показало рост эффективной вязкости в зависимости от температуры (рисунок 6). Необычный для

Рисунок 6 - Эффективная вязкость системы БСГ-галит

растворов полимеров рост вязкости при повышенных температурах позволяет стабильно закачивать состав БСГ-галит при пониженных температурах на устье

скважин, создавать высокое фильтрационное сопротивление после размещения состава БСГ на забое скважин с высокой пластовой температурой (до 100 °С), стабилизировать суспензию шунтирующих частиц и контролировать его поглощение во время ремонта в жёстких термобарических условиях.

Лабораторными исследованиями установлено, что аэрирование суспензии галита инертным газом в количестве 10 % (объ.) не снижает эффективную вязкость системы БСГ - галит и увеличивает предельное напряжение сдвига в 15 раз (рисунок 7). Это позволяет уменьшить поглощение жидкостей глушения скважинами с высоким газовым фактором, что особенно актуально, в частности, для месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз».

2.5 - Пр.напряж. сдвига, Па

Вязкость, Па'с (103 с-1) 0.18

0.14

, ---1 Пред.напр.сдвига, Па

—С—Вязкость, Па'с (103с-1)

0.79

0 5 - 0.34

0.11

О

0.50 I I

п. И

0,1-0,25 мм 0,25-0,5 мм 0,5-1 мм свыше 1 мм 0,1-0,25 мм,

10% (об) газа

Рисунок 7 - Влияние газа и фракционного состава галита на реологические свойства суспензии (100 кг/м3 твёрдой фазы)

В рамках испытаний системы БСГ-галит было проведено 23 скважино-операции, из них 8 скважин было заглушено с использованием системы БСГ-галит с плотностью 1,35 г/см3, 15 скважин - системой с плотностью 1,5 г/см3. В результате опытно-промысловых испытаний с использованием состава БСГ -галит поглощение раствора было зафиксировано лишь на 1 скважине из 23. Средний объём поглощения составил 0,34 м3/скв. Объём растворов глушения, поглощение которого было предотвращено за время ПРС, составил 1 648 м".

Оценка эффективности глушения скважин с использованием технологии снижения поглощения составом БСГ- галит приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Экономическая эффективность глушения скважин с использованием состава БСГ- галит

№ Показатель Сумма, тыс. р.

Статья доходов

1 Предотвращение поглощения растворов глушения 9 011,0

2 Доп. добыча нефти от сокращения вывода на режим 2 676,8

Итого: 11687,8

Статья расходов

1 БСГ-галит (8 скважин, плотность состава до 1,35 г/см3) 737,9

2 БСГ-галит (15 скважин, плотность состава до 1,5 г/с-м') 2788,3

Итого: 3526,2

Экономическая эффективность на 23 скважины: 8161,6

Экономическая эффективность на 1 скважину: 354,8

Экономическая эффективность глушения скважин с использованием состава БСГ - галит при внедрении на 23 скважинах составила 8161,6 тыс.р. (или 354,8 тыс.р./скв.).

Четвёртая глава посвящена оценке потенциала применения, технологического и экономического эффекта от внедрения технологий глушения со сниженной степенью поглощения пластом на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз». В рамках реализации разработок в 2009 г. в ООО «РН-Юганскнефтегаз» планировалось выполнить не менее 200 скважино-операций с применением БСГ для минимизации потерь растворов глушения. Ниже приведены результаты внедрения.

1 Выполнено 324 скв.-опер. (ТРС - 78 скв.- опер,, КРС - 246 скв.- опер.).

2 Объём поглощения растворов глушения составил 7,4 м3/скв.- опер., при плане не более 10 м3/скв,- опер.

3 Потребление растворов глушения уменьшено на 57,8 м3/скв.-опер. (ТРС - 37,7 м3/скв.-опер., КРС - 64,2 м3/скв.- опер.).

4 Успешность технологии составила 93,8 % (ТРС - 92,3 %, КРС - 95,4 %).

5 Экономия затрат составила 98,3 млн.р. (ТРС - 12,3 млн.р., КРС - 86 млн.р.).

Расчёты проведены в соответствии с утверждённой в ООО «РН-Юганск-нефтегаз» инструкцией по расчёту экономической эффективности.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Разработан и запатентован комплекс водорастворимых полимеров на основе ксантана и полианионной целлюлозы, позволяющий стабилизировать суспензии микрокальцита и твёрдого галита в водных растворах солей натрия и кальция с плотностью от 1180 до 1500 кг/м3 при температуре до 100 °С.

2 На основе стабилизированных суспензий микрокальцита и галита разработаны две новые технологические скважинные жидкости, позволяющие снизить степень их поглощения пластом в термобарических условиях пласта при температуре до 100 °С и давлении до 1,5 единиц от гидростатического.

3 Внедрение разработанных составов глушения скважин со сниженной степенью поглощения пластом в жёстких термобарических условиях эксплуатации на 324 скважинах месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» позволило снизить удельный объём их поглощения пластом с 65,2 до 7,4 м7скв., уменьшить их расход на 18 700 м3/год, дополнительно добыть около 10 тыс. т нефти и достичь экономического эффекта 98,3 млн.р. Успешность технологии составила 93,8 %.

4 Разработанная технология приготовления ремонтно-технологических жидкостей положена в основу разработанных «Методических указаний по приготовлению и применению загущенного блокирующего состава глушения с га-литом» и «Методических указаний по приготовлению и применению загущенной блок-пачки с фракционированным микрокальцитом для глушения скважин с ГРП с контролем поглощения», используемых в ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1 Акимов О.В. Глушение с контролем поглощения многопластовых скважин с ГРП / Акимов О.В., Здольник С.Е., Гусаков В.Н., Краевский H.H. // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Материалы докладов конференции. - Небуг, 2009. - С. 9 - 10.

2 Здольник С.Е. Роль скважинных технологий в повышении солевой стабильности добываемой жидкости ООО «PH-Юганскнефтегаз» / Здольник С.Е., Акимов О.В., Худяков Д.Л., Гусаков В.Н., Краевский H.H. // Нефтяное хозяйство. - 2009. -№ 11. - С. 42 - 44.

3 Здольник С.Е. Управление солеотложением - залог повышения эффективности добычи / Здольник С.Е., Акимов О.В., Маркелов Д.В., Гусаков В.Н., Волошин А.И., Рагулин В.В. // Инженерная практика. - 2009. - № 12. - С. 66 - 69.

4 Пат. № 2380391 Российская Федерация. Технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта / О.В. Акимов, С.Е. Здольник, Д.Л. Худяков, В.Н. Гусаков, H.H. Краевский; за-явл. 08.12.2008; опубл. 27.01.2010, Бюл. № 3.

5 Акимов О.В. Технологии глушения с контролем поглощения скважин с ГРП в условиях АВПД и АНПД / Акимов О.В., Здольник С.Е., Худяков Д.Л., Гусаков В.Н., Краевский H.H. // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 2. - С. 92 - 95.

6 Акимов О.В. Контроль поглощения при глушении многопластовых скважин с ГРП в жёстких термобарических условиях / Акимов О.В., Гусаков В.Н., Худяков Д.Л., Краевский H.H. // Нефтепромысловая химия. Материалы V Всероссийской научно-практической конференции. - Москва, 2010. - С. 6 - 8.

7 Акимов О.В. Технология глушения с контролем поглощения в условиях высоких температур / Акимов О.В., Худяков Д.Л., Гусаков В.Н., Краевский H.H., Хакимов А.Ф. // Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа. Материалы V Всероссийской научно-практической конференции. - Томск, 2010. - С. 203 -205.

«-0- 9 4 3 9

Подписано в печать 26.04.11. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 64.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес типографии: 450062. Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

2010178739

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Акимов, Олег Валерьевич

Список сокращений.

Введение.

1. ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЙ И РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯг СКВАЖИН С КОНТРОЛЕМ ПОГЛОЩЕНИЯ.

1.1. Обзор патентной литературы по глушению скважин с контролем поглощения.

1.2. Обзор отечественной литературы по глушению скважин с контролем поглощения.

1.3. Обзор зарубежной литературы по глушению скважин с контролем поглощения.

Выводы.

2. ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ИНТЕНСИФИКАЦИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА.

2.1. Анализ рисков, связанных с глушением скважин в условиях интенсификации разработки месторождений. Обоснование технологий глушения скважин с контролем поглощения в условиях аномально высоких пластовых давлений.

2.2.Тестирование и разработка реагентов для глушения скважин с контролем поглощения для термобарических условий месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз».

2.3. Анализ результатов промысловых испытаний стабилизированных суспензий микпркальцита для глушения однопластовых скважин

Приразломного месторождения.

Выводы.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН

С КОНТРОЛЕМ ПОГЛОЩЕНИЯ СО СНИЖЕННЫМ РАСХОДОМ СОЛЕЙ КАЛЬЦИЯ.

3.1. Разработка блокирующих составов с пониженным содержанием солей кальция для глушения скважин с контролем поглощения.

3.2. Разработка безкальциевых суспензионных составов для глушения скважин с контролем поглощения.

3.3. Анализ результатов промысловых испытаний стабилизированных суспензий галита (БСГ-галит) для глушения скважин с контролем поглощения.

Выводы.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ И ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЙ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН С КОНТРОЛЕМ ПО-ГЛОЩНИЯ.

4.1. Оценка потенциала применения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях, эксплуатируемых

ООО «РН-Юганскнефтегаз».

4.2. Оценка технологического эффекта внедрения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях ООО «РН

Юганскнефтегаз».

4.3. Оценка экономического эффекта внедрения технологий глушения скважин с контролем поглощения на месторождениях ООО «РН

Юганскнефтегаз».

Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий глушения скважин при интенсификации разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов"

Повышение темпов разработки месторождений нефти и газа сопряжено с возрастающим числом ремонтов скважин и ростом потребности в жидкостях о глушения* повышенной плотности - 1300 кг/м и выше, расход которых имеет устойчивую-тенденцию к росту. Появился фонд скважин, требующий для рео монта жидкости глушения с плотностью до 1900 кг/м .

Так, например, на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», при действующем фонде 11 450 скважин, в 2009 г. было проведено 5599 подземных ремонтов скважин (ПРС). При этом около 2000 ГТРС было проведено с использованием ремонтно-технологических жидкостей повышенной плотности (выше 1,18 г/см") на основе солей кальция. Результаты контроля поглощения жидкостей глушения скважинами показывают, что их расход на проведение ПРС можно существенно сократить. В такой ситуации правильный выбор технологии глушения скважин, обеспечивающей сохранение фильтрационно-ёмкостных свойств призабойной зоны скважин и предотвращающей сверхнормативный расход жидкостей глушения, становится весомым средством повышения эффективности разработки месторождений и снижения себестоимости добычи нефти / 1- 4,16,70 /.

Значительный вклад в решение поставленных задач ранее был внесён Будниковым В. Ф., Грайфером В. И., Гусаковым В.Н., Демьяновским В. Б., Зейгманом Ю.В., Каушанским Д. А., Магадовой JI. А., Магадовым Р. С., Ма-риненко В1. Н., Рябоконем С. А., Силиным М. А., Телиным А.Г., Шахвердие-вым А. X., М. Hardy и другими исследователями.

Именно на решение проблем экономии жидкостей глушения за счёт снижения их поглощения пластом, разработку новых составов глушения с высокой плотностью, позволяющих осуществлять контроль поглощения (под контролем поглощения - термином, принятым в иностранных источниках литературы, здесь и далее подразумевается снижение поглощения жидкостей глушения пластом), технологий их применения, и направлена настоящая диссертационная работа, чем и обусловлена её актуальность.

Дель работы

Разработка реагентов и совершенствование технологий глушения скважин месторождений с низкопроницаемыми терригенными коллекторами.

Задачи исследований:.

- анализ и обобщение зарубежного и отечественного опыта технологий глушения скважин с контролем (снижением)'поглощения жидкостей глушения-пластом;

- разработка технологий: глушения скважин, со снижением поглощения жидкостей глушения в жёстких термобарических условиях эксплуатации месторождений, в частности, ООО «РН-Юганскнефтегаз»;

- разработка методических документов по применению реагентов4 и технологий глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения пластом;

- анализ применения разработанных реагентов и технологий глушения скважин.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путём экспериментальных и аналитических исследований с использованием апробированных методик. Обработка результатов проводилась с использованием современных математических методов, вычислительной техники.

Научная новизна

1. Подобран комплекс водорастворимых полимеров на основе ксантана л

КС) - 9 - 12 кг/м и полианионной целлюлозы (ПАЦ)- 3-4 кг/м , позволяющий стабилизировать в жидкостях глушения суспензии микрокальцита и твёрл дого галита, содержащие соли натрия и кальция с плотностью 1180-1500 кг/м .

2. Установлено, что лучшую седиментационную стабильность (100- ч.) жидкостей глушения при повышенной температуре (95 °С) обеспечивают растворы КС и смеси полимеров КС+ПАЦ, КС+крахмал. Суспензия микрокальцита в растворе КС+ПАЦ наиболее устойчива к термосолевой агрессии - выпадения осадка в интервале 20 - 95 °С не наблюдается« в течение 10 сут.

Практическая ценность

1. Разработаны реагенты и технология глушения скважин с контролем (снижением) поглощения жидкостей глушения в жёстких термобарических условиях эксплуатации скважин. При их внедрении на 324 скв. месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2009 г. удельный объём поглощения жидкостей глушения снижен с 65,2 до 7,4 м , что позволило уменьшить их расход на 18 700 м3/год, дополнительно добыть около 10 тыс. т нефти и достичь экономического эффекта 98,3 млн.р. Успешность технологии составила 93,8 %.

2. Разработанная технология приготовления ремонтно-технологических жидкостей положена в основу разработанных «Методических указаний* по приготовлению и применению загущенного блокирующего состава глушения с галитом» и «Методических указаний по приготовлению и применению загущенной блок-пачки с фракционированным микрокальцитом* для глушения скважин с ГРП с контролем поглощения».

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались и обсуждались на IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с труд-ноизвлекаемыми запасами», г. Небуг, 2009 г. и на V Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, РГУ, 2010 г. и «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа», Томск, 2010 г.

Публикации

По результатам исследований опубликовано 7 печатных работ, в том числе 2 работы в изданиях, входящих в перечень ВАК РФ.

Структура и объём диссертации

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и списка использованных источников из 96 наименований. Изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 28 рисунков, 36 таблиц и 3 приложения объёмом 39 с.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Акимов, Олег Валерьевич

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Разработан и запатентован комплекс водорастворимых полимеров на основе ксантана и полианионной целлюлозы; позволяющий стабилизировать суспензии; микрокальцита и твёрдого' галита в водных растворах, солей, натрия и кальция с плотностью от 1180 до 1500 кг/м3 при температуре до 100 с. : ' . '

2. На основе стабилизированных суспензий; микрокальцита и галита разработаны две новые; технологические-скважинные жидкости, позволяющие снизить степень их поглощения пластом в термобарических условиях пласта при температуре до 100 °С и давлении до Л ,5 единиц; от гидростатического.

3. Внедрение разработанных составов глушения скважин со сниженной степенью поглощения; пластом, в жёстких термобарических условиях эксплуатации на 324 скважинах месторождений; ООО; «РН-Юганскнефтегаз» позволило снизить удельный объём их поглощения пластом с 65,2 до 7,4

3 3 м /скв., уменьшить их расход на 18 700 м /год, дополнительно добыть около 10 тыс. т нефти и достичь экономического эффекта 98,3 млн.р; Успешность технологии составила 93,8 %.

4. Разработанная технология приготовления ремонтно-технологических жидкостей положена в, основу разработанных «Методических указаний по приготовлению и применению загущенного блокирующего состава глушения с галитом» и; «Методических указаний по приготовлению и применению, загущенной блок-пачки с фракционированным микрокальцитом для глушения скважин с ГРП с контролем поглощения», используемых в ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Акимов, Олег Валерьевич, Уфа

1. Акимов О.В., Здольник С.Е., Худяков Д.Л., Гусаков В.Н., Краевский H.H. Технологии глушения скважин с гидроразрывом пласта в.условиях аномально высоких и аномально, низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2010. - № 2. - С. 92 - 95.

2. Басаргин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин / М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2001. - 543 с.

3. Заявка 2000133203 РФ. МПК Е21В43/12. Жидкость для глушения скважин / Грайфер В.И., Котельников В. А., Евстифеев С. В. и др., заявитель Тюменский государственный нефтегазовый университет, 2002.

4. Заявка 96101079 РФ, МПК Е21В43/12. Состав для глушения скважин /Мамедов Б. А., Шахвердиев А. X. ^заявитель Товарищество с ограниченной ответственностью фирма «Интойл». № 96101079/03; заявл. 30.01.1996; опубл. 27.01.1998, Бюл. № 3.

5. Заявка 99114073 РФ, МПК Е21В43/12. Эмульсия для глушения скважин / Бурмантов А. И., Бурмантов Р. А. ; заявитель (ВНИИГАЗ) ОАО «Газпром». № 99114073/03; заявл. 25.06.1999; опубл. 10.05.2001, Бюл. № 13

6. Здольник С.Е., Акимов О.В., Маркелов Д.В., Гусаков В.Н., Волошин А.И., Рагулин В.В. Управление солеотложением залог повышения эффективности нефтедобычи //Инженерная практика. - 2009. - № 12'. - С. 66 - 69.

7. Здольник С.Е., Акимов О.В., Худяков Д.Л., Гусаков В.Н., Краевский H.H. Роль скважинных технологий в< повышении солевой стабильности добываемой жидкости ООО «PH-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. -2009. -№ 11.-С. 2-4.

8. Пат. РФ 20001118, МПК Е21В43/12. Жидкость для глушения скважин / Тарасов С.Б., Кабанов Н.И., Шелемей C.B., Кузнецов В.В., Марченко Г.М. 2001.

9. Пат. РФ 2004117374. Способ глушения фонтанной скважины / С.Г. Просвиров, Шакер Салех Ахмед Ибрагим // № 2004117374/03; заявл. 07.06.2004; опубл. 10.01.2006, Бюл. № 1.

10. Пат. 206808 V РФ, МПК Е21В43/12. Состав для, глушения скважин /г

11. Мамедов Б. А., Шахвердиев А. X., Гумерский X. X., Галеев Ф. X., Чукчеев О!'

12. Пат. 2146757 РФ, МПК Е21в33/138. Способ глушения скважины / Басарыгин Ю. М., Карепов А. А., Павленко Б. А., Будников В. Ф., Филиппов

13. B. Т., Ченников И. В. ; заявитель и патентообладатель Предприятие «Кубаньгазпром». № 97115400/03; заявл. 15.09.1997; опубл. 20.03.2000, Бюл. № 8.

14. Пат. 2174587 РФ, МПК Е21в33/13, В01Р5/00. Способ временной изоляции поглощающих пластов / Тарасов «С. Б., Кабанов Н. П., Шелемей.С.

15. B., Кузнецов В. В., Марченко Г. М*. ; заявитель и патентообладатель Тарасов

16. C. Б., Кабанов Н. И., Шелемей С. В., Кузнецов В. В., Марченко Г. М. № 99119402/03; заявл. 07.09.1999; опубл. 10.10.2001, Бюл. № 28.

17. Пат. 2187529 РФ, МПК С09К7/00, Е21В43/12. Жидкость глушения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин / Клещенко И. И., Ягафаров1

18. А. К., Паникаровский В. В., Кустышев А. В., Романов В. К., Юшкова Н. Е.,

19. Кочетов С. Г. ; заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИгипрогаз». -№ 2001108734/03; заявл. 02.04.2001; опубл. 20.08.2002, Бюл. № 23.

20. Пат. 2190753 РФ, МПК Е21ВЗЗЛЗ. Способ временной изоляции интервала продуктивного пласта / Старкова Н. Р., Марданов М. Ш., Бодрягин А.I

21. В., Митрофанов А. Д., Плосконосое В. В. ; заявитель и патентообладатель ОАО «Нефтяная компания Черногорнефтеотдача», ОАО Сервисная нефтяная компания «Нягань». № 2001117410/03; заявл. 21.06.2001; опубл. 10.10.2002, Бюл. № 28.

22. Пат. 2211237 РФ, МПК С09К7/06. Буровой раствор для заканчива-ния и ремонта скважин / Давыдов В. К., Беляева Т. Н. ; заявитель и патентообладатель ООО НПО «Нефтепромсервис». Ж 2001122572/03; заявл. 09.08.2001; опубл. 27.08.2003, Бюл. № 24:

23. Пат. 2212527 РФ, МПК Е21В43/12. Способ глушения скважины / Лазарев ©.К;заявитель: »патентообладатель Лазаревне. Р. №'2002106145/0-; заявл. 12.03;2002; опубл. 20:09:2003; Бюл: № 26. ;,

24. Пат. 2245996 РФ- МПК Е21В43/12: Состав для блокирования и глуIшения скважин / Клещенко И: И:, Сохошко С. К., Юшкова Н: Е., Шестакова

25. Н. А., Зозуля Г. П. и др. ; заявитель и патентообладатель ООО «ТюменНИИ-гипрогаз» № 2003134123/03; заявл. 24.11.2003; опубл. 10.02.2005, Бюл. № 4.- 6 с.

26. Пат. 2281385 РФ, МПК Е21В43/00. Гидрофобная эмульсия / Орлов Г.

27. A., Мусабиров М. X. ; заявитель и- патентообладатель ОАО «Татнефть» им.

28. B.Д. Шашина. № 2005105539/03; заявл: 28.02.2005; опубл. 10.08.2006, Бюл:22: 7 с. :' ■ •

29. Пат. 2332439 РФ, МПК С09К8/44. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину / Волков В. А., Беликова В. Г. ; патентообладатель Волков В. А., Беликова В. Г. № 2006123600/03; заявл. 03.07.2006; опубл. 27.08.2008, Бюл. № 24. - 14 с.

30. Пат. № 2380391 РФ. Технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта / Акимов

31. SPE 10030. R.S.Millhone (Chevron Oil Field Research Co). Completion Fluids for Maximizing Productivity State of the Art.

32. SPE 13131 (1984). S.M. Riley, G.F. Potter, J.M. Holmes, H.C. Reeves III. Schlumberger. Controlling Incompatibilities of Formation and Kill-Weight Fluids During Workover.

33. SPE 26724. Hon Chung Lau. Shell Development Co, SPE. Laboratory Development and Field Testing of Succinoglycan as a Fluid-Loss-Control Fluid.

34. SPE 29525 (1995). R. Clay Cole, S.A. АН, K.A. Foley. Halliburton, Chevron. A New Environmentally Safe Crosslinked Polymer for Fluid-Loss Control.

35. SPE 30119 (1995). R.M. Hodge, W.M. MacKinlay, W.R. Landrum. Conoco. The Selection and Application of Loss Control Materials to Minimize Formation Damage in Gravel Packed Completions for a North Sea Field.

36. SPE 37293. M.Hardy (Halliburton European Research Centre BV). The Unexpected Advantages of a Temporary Fluid-Loss Control Pill.

37. SPE 37293. M.Hardy (Halliburton European Research Centre BV). The Unexpected Advantages of a Temporary Fluid-Loss Control Pill. Легкость диспергирования.

38. SPE 51054. Brian Beall, Thomas Е. Suhy. Novel Application of Non-damaging Polymer Plugs with Coiled Tubing Improves Efficiency of Temporary Well Isolation Projects.

39. SPE 53924. A.Araujo, (Halliburton Energy Services Inc.), A.Calderon (Petroleo Brasileiro PetroBras). Field Use of Temporary Fluid-Loss Control Pill During Deepwater Completions in High-Permeability Formations.

40. SPE 54323. C.M.Ross, J.Williford, M.Sanders (Halliburton Energy Services Inc.). Current Materials and Devices for Control of Fluid Loss.

41. SPE 57568. C.F.Svoboda (M-I LLC). Optimizing High-Tempe-rature Kill Pill: The Asgard Experience.

42. SPE 58734. M.R. Luyster, W.E. Foxenberg, (M-I LLC), S.A. Ali (Chevron Petroleum Technology Company). Development of a Novel Fluid-Loss Control Pill for Placement Inside Gravel-Pack Screens.

43. SPE 58793. M.A. Dick, T.J Heinz, C.F.Svoboda (M-I LLC), M.Aston (BP Amoco). Optimizing the Selection of Bridging Particles for Reservoir Drilling Fluids.

44. SPE 73709 (2002). P.Jiang, K. Taugbol, A.M. Mathisen, E. Alteras, C. Mo. New Low-Solids OBM Demonstrates Improved Returns as a Perforating Kill-Pill.

45. SPE 73771. David P. Kippie, Robert L. Horton, William E. Foxenberg, Morris Arvie Jr. (all M-I LLC). Chemical Fluid-Loss-Control Systems for Environments: Taking Conventional Systems to a Higher Level.

46. SPE 74845. MJ. Rosato, A. Supriyono. Halliburton. Use of a Crosslinked Polymer Fluid-Loss Control Agent to Aid Well Cleanouts.

47. SPE 80946. Brian Evans (BJ Services). Fluid Loss Control Improvement for HTHP Wells.

48. SPE 94596 (2005). F.F. Chang, A.M. Mathisen, N. Kageson-Loe, I.C. Walton, G. Svane, R.E. Midtbo, I. Bakken, J. Rykkje, O. Nedrebo. Schlumberger, Norsk Hydro, BP, M-I Norge. Recommended Practice for Overbalanced Perforating in Long Horizontal Wells.

49. SPE 98070, (2006), L.A.Nwoke, C.V. Uchendu, O.O. Ubani, J. Button, J.O. Arukhe. Crosslinked Gel Provides Long-Term Control of High Pressure Gas Well During Coiled Tubing Fishing Challenges and Success Story.

50. SPE 100218 (2006). I. Gunawan, M. Bailey, C. Huffman, R.G. Simancas, M. Sanchez, S. Choudhary, Mi Samuel. A Novel Fluid-Loss Control Pill That Works Without Filter Cake Formation Application in High-Rate Gas Subsea Frac-Pack Completions.

51. SPE 102177 (2006), A. Suri, M.M. Sharma. U. of Texas. Cleanup of Water-Based Kill-Pills in Laboratory-Simulated Perforation Tunnels During Flow-back.