Теория и практика вскрытия и разобщения продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями

Овчинников, Павел Васильевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Теория и практика вскрытия и разобщения продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Теория и практика вскрытия и разобщения продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями"

На правах рукописи

003054376

ОВЧИННИКОВ ПАВЕЛ ВАСИЛЬЕВИЧ

ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА ВСКРЫТИЯ И РАЗОБЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ СО СЛОЖНЫМИ ТЕРМОБАРИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ

Специальность 25 00 15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Тюмень - 2007

003054976

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Буровая компания» Открытого акционерного общества «Газпром» (ООО «Бургаз» ОАО «Газпром») и научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант — доктор технических наук, профессор

Фролов Андрей Андреевич

Официальные оппоненты: — доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич

— доктор технических наук Курбанов Яраги Маммаевич

— доктор технических наук, профессор Лукманов Рауф Рахимович

Ведущая организация — Открытое акционерное общество «Сибирский

научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 27 апреля 2007 г в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 212 273 01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72, каб 32

Автореферат разослан 27 марта 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор В.П Овчинни*

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Реализация энергетической политики страны связано с максимально эффективным использованием запасов углеводородного сырья Значительный период эксплуатации многих крупных нефтегазовых месторождений России определяет современное состояние их освоения и разработки

Так, за более чем 70-летнюю историю развития нефтедобычи в Республике Башкортостан, где месторождения нефти и газа представлены практически всеми известными типами залежей, добыто 1,5 млрд т нефти, более 70 млрд м3 газа, степень выработки начальных извлекаемых запасов достигла более 84 %, текущая обводненность - более 90 %, значительно снизились объемы добычи нефти, выросла доля остаточных запасов (до 80 % от остаточных извлекаемых)

На месторождениях Республики Татарстан отобрано 92,9 % активных и 45,4 % трудноизвлекаемых запасов В структуре остаточных извлекаемых запасов активные составляют 20,4 %, трудноизвлекаемые - 79,6 %

Семидесятые, восьмидесятые годы прошлого столетия явились вехой открытия и разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири, где в настоящее время добывается более 90 % российского газа и 70 % нефти В настоящее время отмечается снижение темпов добычи углеводородного сырья Несмотря на то, что на территории Западной Сибири вместе с Восточной Сибирью и шельфом дальневосточных морей разведаны и разрабатываются новые месторождения, прирост разведанных запасов только на 65-70 % восполняют годовую добычу нефти В результате основной объем добычи углеводородного сырья почти полностью приходиться на разработанные и, в большинстве своем, истощенные месторождения Западной Сибири и Урало-Поволжья Например, по Самотлорскому месторождению около 50 % эксплутационного фонда приходится на малодебитные скважины с производительностью не превышающей 2-3 т/сут, что на грани рентабельности У каждой второй скважины коллекторские свойства снижены вдвое, у каждой десятой - на 90 % Бездействующий фонд скважин составляет более 36 %, текущий коэффициент нефтеотдачи - около 0,19

Аналогичное положение наблюдается и на газовых месторождениях Увеличивается выработка запасов (например, на Медвежьем ГКМ она составляет 77 %), снижаются пластовые давления (по указанному месторождению с 11,7 до

3,0 МПа и ниже), увеличивается число-ремонтных работ в скважинах - по ОАО «Газпром» за последние пять лет число ремонтных работ возросло в 2,05 раза, в том числе по Западно-Сибирскому газодобывающему региону в 1,68 раза Следует отметить, что при повышении сложности работ, их эффективность снизилась - по сеноманским скважинам с 95 % до 81 %, в целом по ОАО «Газпром» она не превышает 62 %

разработки уже осваиваемых месторождений с целью максимального

использования потенциальных возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта

Реализация изложенного возможна в основном за счет максимального обеспечения сохранности естественных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа при первичном вскрытии и надежного их разобщения от выше и нижезалегающих проницаемых пластов

Основная причина, обуславливающая возникновение данной проблемы -это процессы взаимодействия между скважиной и вскрываемыми проницаемыми пластами при ее строительстве, которые, в значительной степени, определяются геологическими и термобарическими условиями, видами насыщающего пласт флюида, используемыми технологиями и техническими средствами Термобарические условия в скважине различны

— по температуре от минусовых (4 - 8) °С до высоких положительных (150 С и выше Максимальная зафиксированая температура в скважине - 237 °С),

- по давлению от величины значительно ниже гидростатического (аномально низкие пластовые давления — АНПД) до аномально высоких пластовых давлений - АВПД

Вид насыщающего пласт флюида также различен - вода, нефть, конденсат, газ В их составе содержатся различные соединения, многие из которых токсичны для человеческого организма, другие вызывают коррозионное поражение технических сооружений, конструкций, материалов, что может в последствии отразиться на экологической обстановке в районе расположения объекта

Для решения этих проблем разработаны и применяются технологические

жидкости, физико-механические свойства которых должны отвечать требованиям обеспечения сохранности естественных коллекторских свойств, вскрываемых бурением, продуктивных пластов с последующим их надежным разобщением от выше и нижезалегающих проницаемых пластов Созданы и широко внедряются промывочные жидкости и тампонажные растворы различных типов, с различным соотношением и видами добавок, реагентов и т д Несмотря на это, рассматриваемая проблема и на сегодня является актуальной Фактическая производительность скважин зачастую не отвечает потенциальным возможностям пластов, в скважинах наблюдаются заколонные давления, перетоки и т д Подтверждением является ежегодный рост числа ремонтных работ в скважинах Таким образом, изложенное свидетельствует, что в многообразии протекающих процессов в скважине, в особенности при ее заканчивании, учитываются не все, подлежащие исследованию, факторы, влияющие на конечный результат

Цель работы

Обеспечение качественного вскрытия и надежного разобщения коллекторов нефти и газа путем разработки специальных буровых и тампонажных растворов и комплексной технологии их применения

Основные задачи исследований

1 Анализ результатов теоретических и технологических решений по обеспечению сохранности фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, насыщенных углеводородами, с последующей разработкой теоретических предпосылок по их реализации

2 Исследование технологических свойств промывочных жидкостей и разработка составов с малым содержанием твердой фазы для вскрытия продуктивных пластов в условиях АНПД и АВПД

3 Разработка и исследование физико-механических свойств облегченных тампонажных растворов с высокими изоляционными характеристиками для различных термобарических условий

4 Обоснование технологий применения разработанных промывочных и тампонажных растворов, обеспечивающих качественное вскрытие и разобщение пластов

5 Внедрение разработанных технологий и технических средств по вскрытию и разобщению продуктивных пластов

6 Обобщение результатов промышленных испытаний разработанных

технико-технологических решений Разработка нормативной документации для широкого промышленного использования

Научная новизна выполненной работы

1 Разработаны научно обоснованные принципы повышения производительности и долговечности работы скважин со сложными термобарическими условиями

2 Дано теоретическое обоснование выбора и применения реагентов для управления свойствами буровых и тампонажных растворов

3 Развито научное обоснование условий эффективного применения технологий управляемой кольматации и специальных технологических жидкостей для качественного вскрытия и разобщения продуктивных пластов

4 Для вскрытия терригенных коллекторов нефти и газа с высоким содержанием глинистых включений обоснована и подтверждена, результатами промышленного внедрения, целесообразность и эффективность использования биополимерсолевых и аэрированных систем промывочных жидкостей

5 Разработаны теоретические предпосылки совершенствования физико-механических свойств тампонажных растворов (седиментационной устойчивости, объемных деформаций, прочностных свойств, температуростойкости формирующегося камня и др) путем введения в состав вяжущего, на основе портландцемента, газонаполненных кремнеземосодержащих материалов (микросфер различной модификации) Предложено объяснение механизма формирования цементного камня из тампонажного раствора, содержащего микросферы

Практическая ценность и реализация

По результатам теоретических и экспериментальных исследований разработаны и внедрены при строительстве нефтяных и газовых скважин в различных регионах страны

- рецептуры промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов с малым содержанием твердой фазы на основе полимерсолевой композиции (полимер в сочетании с солями хлорида калия, формиатов натрия и калия), гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой,

- составы облегченных расширяющихся, термостойких тампонажных материалов с использованием в качестве облегчающей добавки кремнезеодержащих, газонаполненных микросфер различных типов

(алюмосиликатных, стеклянных, высокопрочных и др )

Внедрение технико-технологичеких разработок осуществлено в ООО «Бургаз» ОАО «Газпром» при строительстве скважин на месторождениях севера Тюменской области, центральном и южном регионах страны Оренбуржье, Кубань Результаты выполненного комплекса теоретических, экспериментальных, промысловых исследований и разработанные при этом технические и технологические решения способствовали повышению продуктивности скважин, сокращению сроков испытания (освоения) и ввода их в эксплуатацию, улучшению экологической обстановки в районах ведения буровых работ Они также явились основой для разработки нормативных документов, используемых при строительстве скважин в ООО «Бургаз» Отдельные результаты исследований используются в вузах при проведении лекционных занятий для подготовки специалистов нефтегазового направления

Апробация результатов исследований

Результаты проведенных исследований по мере их выполнения докладывались и обсуждались на ежегодных научно-технических совещаниях ОАО «Газпром», ООО «Бургаз» и его филиалов, заседаниях кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета, на Межгосударственной научно-практической конференции

«Комплексное освоение нефтегазовых месторождений юга Тюменской области» (Тюмень, 1995 и 1997 гг), Межгосударственных научно-практических конференциях Ивано-Франковского государственного технического университета нефти и газа (Ивано-Франковск, 1995 и 2000 гг), конференции по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии газовой промышленности» (Москва, 1995 г), Международной научно-практической конференции «Ресурсосберегающие технологии в области использования природного газа» (Тюмень, 1996 г), Международной научно-практической конференции «Проблемы подготовки кадров для строительства и восстановления скважин на месторождениях Западной Сибири» (Тюмень, 1996 г), научно-практической конференции по проблемам разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов ВУЗа (Альметьевск, 1996 г), конференции «Проводка нефтегазовых скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений» (Тюмень, 1997 г), Международных научно-практических конференциях «Освоение трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 1997, 1999 и 2001 гг),

научно-практических конференциях «Энергосбережение при освоении и разработке северных месторождений Западно-Сибирского региона» (Тюмень, 1997 г) и «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (Тюмень, 1999 г), Межрегиональной конференции «Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геологоразведочных работ» (Пермь, 2000 г), Всероссийской конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2000 г), «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (Уфа, 2000 г), Международной научно-технической конференции «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003 и 2004 гт), Международной конференции посвященной 50-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2006 г)

Публикации

Результаты проведенных теоретических и экспериментальных исследований отражены в 167 печатных работах, в том числе в 5 монографиях и одном информационном обзоре, 38 статьях (из них 25 в научных изданиях, рекомендованных ВАК РФ), 98 тезисах и докладах на Международных, Всероссийских и др конференциях Получено 13 патентов Российской Федерации Остальные публикации учебно-методического характера

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 392 страницах машинописного текста, содержит 67 таблиц, 70 рисунков Состоит из введения, 6 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка 389 наименований использованных источников и 47 приложений

За помощь, оказанную при внедрении и обсуждении результатов работы, докторам технических наук, профессорам АТ Кошелеву, ГТ Вартумяну, сотрудникам Тюменского государственного нефтегазового университета, докторам технических наук, профессорам Ю С Кузнецову, В М Спасибову, сотрудникам ООО «Бургаз» зам генерального директора по бурению, кандидату технических наук А В Будько, директору филиала «Оренбургбургаз», кандидату технических наук Н П Кобышеву и многим другим считаю необходимым выразить свою глубокую признательность и благодарность

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении представлена краткая характеристика работы обоснована актуальность проведения исследований, цель и задачи работы, концептуальный подход к решению проблемы, показана научная и практическая значимость полученных результатов

В первом разделе на примере месторождений, разбуриваемых ООО «Бургаз», показано разнообразие геолого-технологических условий строительства скважин, обоснована и показана необходимость и сложность решения проблемы обеспечения качества вскрытия продуктивных горизонтов и их разобщения, поставлены задачи по их реализации.

Буровая компания ООО «Бургаз» является единственной организацией ОАО «Газпром», осуществляющей строительство скважин практически во всех регионах страны Тюменской, Астраханской, Иркутской, Оренбургской областях, Краснодарском крае, республике Коми Естественно, геологические условия залегания продуктивных горизонтов и технологические решения по строительству скважин в этих регионах разные Охватить весь комплекс проблем, возникаемых в процессе их сооружения, учитывая, что условия в скважинах даже на одном месторождении не являются идентичными, не представляется в одном исследовании возможным

В работе поставлена задача решения проблемы только обеспечения качества вскрытия коллекторов нефти и газа и их разобщения, поскольку ими в значительной степени определяется производительность скважины и сроки ее работы Учитывая объемы буровых работ на месторождениях, сложность геологических условий, нами рассмотрены условия залежей севера Западной Сибири и Оренбуржья

Геологический разрез месторождений севера Тюменской области в литологическом отношении в целом одинаков Продуктивные горизонты, в основном, приурочены к меловому и юрскому периодам Они представлены сеноманской газовой залежью, горизонтами первого эксплуатационного объекта, включающие продуктивные пласты нижней части разреза покурской свиты ПК,6-ПК21 и пласты АУ9 - БУб , насыщенные газоконденсатом Покурская свита является одним из сложных интервалов Тип коллектора - поровый Пористость варьируется от 18 % до 30 % Газовые пропластки достигают толщин 150-200 м В ней возможны осыпи, обвалы, сужения, поглощения, газопроявления Факторами,

обуславливающими эти процессы, являются высокая песчанистость и наличие проницаемых коллекторов Из-за переувлажнения глин и аргиллитов отмечаются интенсивные кавернообразования Ниже залегают продуктивные пласты групп БУ8°, БУ8, БУ9 (второй эксплуатационный объект), БУ|о_ц, БУ12 (третий эксплуатационный объект), БУ|22, БУ|3, БУ14, БУ,^,8 (четвертый эксплуатационный объект), в литологическом отношении представленные аргиллитоподобными глинами, песчаниками Тип флюида, в основном, газоконденсат Пластовые давления соответствуют гидростатическому и несколько ниже (коэффициент аномальности пластового давления составляет 0,92-1,09)

Особое внимание в настоящее время уделяется ачимовской толще и тюменской свите (по запасам углеводородов они сопоставимы и даже превышают запасы сеноманских отложений совместно с неокомом) - Ачь Лч2, Юг, Юз В зависимости от места расположения месторождения, последние содержат как газоконденсат, так и нефть Коллектора порово-трещинные, не выдержанные по простиранию, представлены песчаниками, иногда известковистыми Характерной особенностью их вскрытия является наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД) Требуется применение утяжеленных промывочных жидкостей и тампонажных растворов Пластовые температуры - 130-140 °С

Учитывая геолого-литологические условия месторождений, используются полимерглинистые растворы, инвертные эмульсионные растворы (ИЭР), растворы на нефтяной основе (РНО), гидрофобные эмульсионные растворы (ГФЭР), растворы на водной основе, есть опыт применения силикатных и карбонатных ингибированных растворов фирмы MI SWACO Некоторые характеристики этих растворов представлены в таблице 1

Технологическим регламентом по химической обработке (РД 00158758182-96) рекомендованы для регулирования свойств промывочных жидкостей группа реагентов - ДКС-extender, К-14, КМЦ, ЛТМ, Унифлок, ФХЛС, ПЭО, СЖК, ЖИРМА, Cypan, Smectex, Kern-Pas, Poly-Kem-D и др Параметры раствора должны отвечать следующим требованиям показатель фильтрации — 4-5 см3 за 30 мин, условная вязкость (УВ) - 25-30 с , статическое напряжение сдвига (СНС|/ю) - 10-20/20-40 дПа, пластическая вязкость (т|П1) - 15-17 мПа с, динамическое напряжение сдвига (т0) - 18-35 дПа, плотность раствора (р) определяется пластовым давлением

Таблица 1 - Сведения о свойствах применяемых буровых растворов

Тип раствора Плотность, кг/м3 Фильтра-тоотдача по ВМ-6, см3/30 мин дне, дПа Твердая фаза (ТФ), % Преимущества Недостатки

Полимер-глинистый 1100-1200 5-6 20-25 10-25 Низкая стоимость, прост в приготовлении Высокая концентрация твердой фазы в растворе

РНО 950 0 Электростабильность 290-350 В Отсутствие водоотдачи и твердой фазы Пожароопасен, разуплотняет стенки скважины

ГФЭР 1400-1850 0,3-0,5 Электростабильность 12-16 В Малое содержание твердой фазы Пожароопасен, возможно блокирование коллектора эмульсией

Карбонатный 1060-1100 4-5 20-35 13-27 Низкая водоотдача, кислото-растворимая твердая фаза Разуплотняет стенки скважины, плохо очищается от шлама

Силикатный U00-1140 6-8 15-25 12-17 Не размывает стенки скважины, хорошо очищается от шлама Образует плохорастворимые осадки в ПЗП, высокая водоотдача

Утяжеленный баритом глинистый 1400-2150 2-5 60-70 15-35 Низкая стоимость по сравнению с аналогами Высокое содержание твердой фазы, нестабильные параметры

Ачимовские отложения и тюменская свита обычно вскрываются на полимерглинистом растворе, обработанном химреагентами праестол или Poly-Kem-D, КМЦ-700 или Tylosa, ГКЖ-10,11, ФХЛС или SELP-THIN, Унифлок или Kem-Pas, смазывающими добавками - СЖК, ОТП, ТПФН, дихромат калия, пеногаситель МАС-200 Утяжеляется баритом до плотности 1650-1750 кг/м3 и выше

Разобщение продуктивных горизонтов осуществляются в скважинах, вскрывающих сеноманские отложения одноколонной конструкцией скважины, валанжин, меловую систему и юру - двухколонной и трехколонной конструкциями При их цементировании применяют тампонажные растворы на основе портландцементов, выпускаемых в соответствии с ГОСТ 1581-96 заводами-изготовителями - Сухоложским, Коркинским, Пашийским, Жигулевским и др Находят применения портландцемент класса «G» по стандарту API фирмы

«Дюккерхофф», «Арктикцемент», цементно-гипсовые композиции и др Для приготовления облегченных тампонажных растворов используют облегчающие добавки - бентонитовый глинопорошок, вермикулит и др

Месторождения, разбуриваемые филиалом «Оренбургбургаз» отличаются от вышеописанных по составу насыщающего коллектор газа, литологическому составу пород, глубине залегания, термобарическим условиям Особенностью этих месторождений является наличие в добываемом продукте сероводородного и углекислого газов (до 8 %) Термобарические условия продуктивного пласта характеризуются повышенной температурой, пониженным пластовым давлением Геологический разрез месторождения большей частью представлен карбонатными породами — хемогенным, биохемогенным, биогенным, «переотложными» и криптогенными На месторождении условно выделены три объекта разработки, разделенные между собой плотными литологическими экранами первый -представлен карбонатными отложениями артинского и сакмарского ярусов (эффективная суммарная толщина около 12 м при эффективной пористости 12,3 %, газопроницаемости (1,3-16,4) 10"15 м2), второй объект включает карбонатные отложения ассельского яруса и верхнего карбона (эффективная толщина в среднем составляет 57 м при эффективной толщине порядка 23 м с пористостью 12,6 % и газопроницаемостью (7,7-16,4) 10~15 м2), третий объект представлен также карбонатными отложениями верхнего и среднего карбона (эффективная толщина в среднем 34 м с эффективной пористостью 11,4 % и газопроницаемостью 21,3 10"15м2) Трещинная проницаемость коллекторов колеблется в пределах (2001000) 10"15 м2 при средне принятой для залежи матричной проницаемости пород коллекторов 7,3 10"15 м2 Коэффициент аномальности пластовых давлений по участкам месторождения колеблется от 0,52 до 1,07

В настоящее время при первичном вскрытии продуктивных пластов применяют колоидполимерные и биополимерные растворы Находят применение, в особенности при капитальном ремонте, рассолы, гидрогель магниевые растворы на базе технической воды либо рассолов Их плотность составляет от 1030 до 1100 кг/м3 При цементировании обсадных колонн используется тампонажный портландцемент для скважин с нормальными и повышенными температурами (ГОСТ 1581-96), гипсоглиноземистый, глиноземистый цементы

Рассмотренные регионы (месторождения) являются основными, разработка и освоение которых определяет стратегию и развитие ОАО «Газпром» и в целом

топливно-энергетического комплекса страны сегодня и в будущем В связи с этим представляет интерес оценка состояния качества работ по строительству скважин на этих месторождениях, которое, как известно и как уже неоднократно отмечалось выше, определяется состоянием технологии вскрытия продуктивных горизонтов и их разобщением от других проницаемых пластов

Во втором разделе проведен анализ состояния работ по вскрытию продуктивных горизонтов и их разобщению, поставлены задачи исследований

Известно, что наиболее важными факторами, определяющими продуктивность скважин, являются фильтационно-емкостные свойства коллекторов и уровень совершенства их вскрытия Наиболее приемлемые результаты по их оценке получают на основе газогидродинамических исследований скважин (ГДИС) Преимущества ГДИС заключается в том, что они дают определенную характеристику показателей по толщине пласта с учетом его неоднородностей, а форма индикаторных кривых позволяет оценить наличие и влияние различных факторов на показатели работы скважины При этом имеется возможность определения параметров удаленной зоны пласта, не подверженной воздействию процессов, происходящих в призабойной зоне скважины, т е возможно выявление, так называемой, «потенциально возможной» производительности скважины Отношение фактической производительности к «потенциально возможной» может быть использовано для оценки качества вскрытия продуктивного пласта В качестве фактического дебита можно взять замеры, произведенные в режиме, предшествующем закрытию скважины на восстановление давления

По результатам проведенного анализа для месторождений Тюменской области установлено

- основные изменения ФЕС коллекторов нефти и газа происходят в первые 5 суток, после начала их вскрытия По-видимому, это связано именно с процессами взаимодействия в системе «скважина - пласт» - поступлением фильтрата бурового раствора, либо твердой фазы в поровое пространство пласта,

- для валанжинских залежей снижение продуктивности составляет от 10 % до 50 % Время на очистку призабойной зоны пласта (ПЗП), освоение скважины в 3-10 раз превышает проектные,

- для ачимовских и юрских залежей восстановление проницаемости составляет 10 % от ее естественной величины при максимально возможной

депрессии на пласт в процессе освоения. Время ira очистку ПЗП достигает от 20 до 10ОО часов. На рисунке 1 представлены средние значения отношений производительностей (фактической к «потенциально возможной») в зависимости от способа заканчивания и объекта испытания.

■ A43Jt m АЧ52'3 Ш A4 г, □ ксе

i —----—-——

g 0.9

Î 0,8 Ю

S 0,7 = 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0

5 о

в колонне открытый ствол

ГРП субгориЗйнтальныЙ все ствол

Способ иканчивания (интенсификации)

Рисунок ] - Средние значения отношений фактических производительностей (0«) к «потенциально возможным» (Оп) по способам заканчивания скважин и объектам

Из рисунка видно, что среднее значение предложенного показателя не превышает 0,61, что говорит о не полном использовании эксплуатационных возможностей скважины. Минимальные значения получены в субгоризонтальных скважинах. Объясняется это тем, что площадь инфильтрации компонентов промывочной жидкости в них сравнительно больше, чем в «вертикальных» скважинах, а значит и выше степень «поражения» пласта. Максимальные значения - отмечены в скважинах, после осуществления в них интенсификации Притока пластового флюида в скважину методом гидр о разрыва пласта. Однако и в этом случае добиться полного восстановления ФЕС не удается, Следуег отметить, что отношение производительностей в скважинах с открытым забоем и оборудованных колонной (фильтрами) не высокое (0,68). Это говорит о снижении ФЕС воздействием тамггонажного раствора и самого фильтра площадь зоны фильтрации снижена. Огмсчено также ухудшение проницаемости объекта эксплуатации с глубиной его залегания, что объясняется как повышением общей

глинистости пород коллектора, так и повышением содержания смешанослойных образований гидрослюдисто-монтмориллонитового типа Полученные практически одинаковые величины анализируемого показателя можно объяснить и не качественным разобщением продуктивных пластов - возможностью «загрязнения» вследствии поступления в пласт надкровельных или подошвенных вод

Обеспечение высоты подъема тампонажного раствора до устья методом встречных заливок, распространенного на месторождениях, не способствует решению проблемы Сопоставляя результаты интерпретации данных акустической цементометрии с планами работ по цементированию (рисунок 2) отмечено, что к интервалам схождения прямой и обратной ступеней цементирования в затрубном пространстве приурочено не только наибольшее количество случаев негерметичности тампонажного камня (его отсутствие), но и наихудшее сцепление обсадной колонны с цементным камнем Причем этот факт практически не зависит от типа применяемого тампонажного материала Рекомендовано отказаться от метода встречных заливок, а обеспечение высоты подъема тампонажного раствора решать предварительной подготовкой ствола скважины, используя метод кольматации, снижением плотности тампонажного раствора и осуществлением процесса цементирования в соответствии с гидравлической программой, обеспечивающей недопущения поглощений в процессе цементирования и проявления пласта

Результаты интерпретации данных акустической цементометрии (АКЦ) (рисунок 3) показывают, что в интервале присутствия цементного камня процент «жесткого» сцепления цементного камня с обсадной колонной не превышает 23 % Большая доля приходится на участки, где сцепление «частичное» На «плохое» приходится порядка 28 % В интервалах, где камень сформирован из тампонажного раствора с вводимыми добавками, наблюдается иная картина На долю «плохого» сцепления приходится 47-54 %, «жесткого» от 12 % до 14 %, остальное на участки с «частичным» сцеплением и разновидностям «частичного» с другими показателями

Особое внимание было обращено на интервалы с повышенными температурами (более 70 °С) - интервалы залегания ачимовской и тюменской свит (таблица 2) Установлено, что «качество» сцепления цементного камня с обсадной колонной при проведении геофизических исследований непосредственно после цементировочных работ значительно лучше в сравнении

Кк

1,00 0,90 0,80 0,70 0,60 0,50 0,40 0,30 0,20 0,10 0,00

)mnd

шр

0 200 400 600 800 1000 1200 1400 16001800 2000 2200 2400 2600 2800 3000 3200 3400

Глубина скважины, м

Рисунок 2 — Изменение коэффициента качества цементирования скважин по данным АКЦ (Уренгойское НГКМ)

100

3 £

4> 5 f— ?т

Sí «

О 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750 3000

Г лубина скважины, м - частичное ------ плохое - отсутствует

Рисунок 3 - Процентное соотношение категорий «сцепления» по данным акустической цементометрии (Уренгойское НГКМ)

Таблица 2 - Результаты интерпретации АКЦ в интервале 2000 м - забой скважины

Диаметр, мм 2 Результаты интерпретации АКЦ Сроки проведения замеров (после цементиров ания)

Номер скважины Площадь колонны | ствола ЬЙ о с о я я (О >-, г Плотность тампонажноп раствора, кг/м отсут отсут в основном плохой с участками отсутствия плохой плохой с участками частичного частичный и плохой частичный жесткий, частичный и плохой жесткий и частичный жесткий * 3" «3 *

757-Р Уренгойская 140 216 3789 1760 73,7 8,7 5,4 4,1 0 3,4 0 3,1 1,6 0 0,09 2 месяца

738 УГКМ 245 295 3590 1760 19,3 0 0 0 0 0 67,6 0 0 13,0 0,58 3 сут

2360 Уренгойская 114 140 2626 1800 3,2 0 0 0 58,3 0 0 0 13,6 24,9 0 63 3 сут

2359 Уренгойская 114 140 2714 1760 23,8 0 35,1 0 0 41,1 0 0 0 0 0,30 15 сут

291 Уренгойская 44 161 4024 1850 0,8 0 0 0 0 0 98,4 0 0 0,8 0,66 1 сут

743 УГКМ 140 216 3759 1930 54,7 0 0 0 0 0 45,3 0 0 0 0,30 22 сут

208 Песцовая 245 295 3351 1920 0,1 0 0 0 0 53,9 16,9 17,0 11,9 0,1 0,42 15 сут

741 Уренгойская 140 216 3871 1820 0 4,6 8,1 0 0 68,5 12,7 0 0 0 0,35 15 сут

103 С-Сам 168 216 4168 1700 39,3 11,0 27,0 0 1,3 5,9 3,0 6,0 3,5 3,1 0,24 25 сут

201336 Уренгойская 140 216 2826 1820 21,3 0 0 0 0 59,1 0 0 0 19,6 0,52 2 сут

728 Уренгойская 146 161 3704 (жрк) 65,0 11,2 0 0 7,0 4,7 9,4 0 0,4 2,3 0,12 1 месяц

Примечание *— К — - , кач | | где К, - категория «сцепления» в 1-интервале, Ь, - точщина 1-интервала, Н - толщина интервала, подвергнутого анализу

с замерами, произведенными позже — более 5 суток Например, показатель качества (Ккач) по скважинам №№ 201336, 2360, 291 составил - 0,52-0,66 Со времени цементирования до ос>ществления замеров прошло не более 5 сут В скважине № 103 показатель качества составил 0,24, в скважине № 2359 - 0,30, в скважине № 728 — 0,12 Замеры произведены соответственно через 5,15 и 30 суток после цементировочных работ Цементирование скважин осуществлялось цементным раствором на основе тампонажного портландцемента Полученные данные свидетельствуют о низкой термостойкости сформированного цементного камня.

Аналогичные исследования были проведены и по Оренбургскому нефтегазоконденсатному месторождению (ОНГКМ) Установлено, что со времени разработки месторождения пластовые давления значительно понизились В результате воздействия повышенных репрессий в условиях раздренированных коллекторов и роста трещиноватости увеличилась частота поглощений при первичном вскрытии до 77 % и при глушении скважин (для осуществления ремонтных работ) до 83 % Увеличение осложнений, связанных с поглощением бурового раствора, отразилось и на снижение дебитов скважин Увеличился срок окупаемости затрат на строительство скважин, на ее ремонт, что и определило низкую рентабельность доразработки месторождения Проведенный совместно с В С Гороновичем анализ распределения давления по зонам (участкам) ОНГКМ показал, что плотности промывочных жидкостей при их вскрытии должны находиться в пределах 486,0-1146 кг/м3 Это говорит о необходимости использования двухфазных систем Наиболее целесообразно при этом использование пен

Что касается вопросов, связанных с разобщением продуктивных пластов этого месторождения, то обострилась проблема обеспечения стойкости тампонажного камня к воздействию сероводорода Еще в 70-х годах Ш М Рахимбаевым, В С Данюшевским и др убедительно было показано, что после трех месяцев нахождения портландцементного камня в сероводородной среде он разрушается практически полностью Позднее (В М Кравцовым и ФА Агзамовым) данный факт был подтвержден и объяснен результатами теоретических исследований Показано, что обеспечение коррозийной стойкости в условиях сероводородной агрессии определяется термобарическими условиями окружающей среды и составом тампонажного материала В настоящее время, по-видимому, ввиду сложности проведения в лабораторных условиях «прямых»

исследований коррозионной стойкости цементного камня при воздействии сероводородного и углекислого газов, публикаций на данную тему не имеются

Таким образом, изложенное позволяет считать, что проблема повышения эффективности использования затрат на строительство скважин остается актуальной и необходимой Ее решение возможно только обеспечением максимально возможного сохранения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов углеводородов и надежным их разобщением при строительстве скважин Поставленная цель достигается снижением отрицательных последствий, обусловленных взаимодействием «скважина - пласт», путем регулирования фильтрационных процессов в приствольной зоне пласта — изменением структуры порового пространства породы и снижением фильтратоотдачи, применяемых технологических жидкостей

В третьем разделе, базируясь на исследованиях М Р Мавлютова, В Н Полякова, Ю С Кузнецова, развито направление по повышению гидроизоляционных свойств приствольной зоны пласта методом кольматации

В Н Поляков в своих работах убедительно показал, что причиной снижения показателей работы скважин является гидравлическая связь флюидонасыщенных пластов со стволом скважины, а основными факторами - нестационарные процессы гидродинамического взаимодействия системы «скважина - пласт», неконтролируемое изменение гидромеханических давлений, пассивные по характеру и неуправляемые процессы формирования приствольного кольматационного экрана и фильтрационной корки Следствием этих негативных явлений при первичном вскрытии продуктивной толщи становится ухудшение природных коллекторских свойств нефтенасыщенных пластов, снижение их потенциальной продуктивности, ранняя обводненность скважин Их устранение достигается созданием в приствольной части пласта кольматационного экрана Высокие гидроизолирующие характеристики последнего, как показано в работе Л М Кочеткова, способствуют повышению градиента гидроразрыва стенок скважины до градиента горного давления (0,026 МПа/м) и обеспечивают сохранность герметичности ствола при действии депрессий до 3,0 МПа (тиррегенные породы) и до 5,0 МПа в карбонатных отложениях

Применение этой технологии позволяет разрешить основное природно-техническое противоречие в технологических процессах строительства и эксплуатации скважин - восстановить природную гидроизоляцию вскрытых бурением флюидонасыщенных пластов Высокие гидроизолирующие показатели

приствольного кольматационного экрана и уплотненного динамическим давлением до 8,0 МПа фильтрационной корки на стенках скважины позволяют реализовать во всех последующих технологических процессах ряд важных для качества и эффективности работ эффектов системного характера В первую очередь, предупредить возникновение и действие в скважине нестационарных процессов гидродинамического взаимодействия флюидонасыщенных пластов со стволом и связанных с ними негативных последствий поглощения, гидроразрыв, газонефтеводопроявления, обвалообразования, межпластовые перетоки флюидов, загрязнение призабойной зоны продуктивных пород

Одновременно создаются благоприятные гидродинамические условия для оптимизации технологических процессов первичного вскрытия продуктивных отложений при близких к пластовому или отрицательных дифференциальных забойных давлениях (2-3) МПа, комбинированного разобщения комплекса флюидонасыщенных пластов продуктивной толщи, совершенствования конструкций забоя скважин в сложных природных и аномальных (техногенного происхождения) геолого-промысловых условиях разработки нефтегазовых залежей, а также опережающей изоляции водонасыщенных пластов -потенциальных обводнителей добываемой продукции

Теоретическими исследованиями было установлено, что с увеличением степени кольматации проникающая способность фильтрата бурового или тампонажного растворов и их объем в пласт и пластового флюида в скважину снижается в 2-10 раз Степень кольматации (99 %) достигается с применением искусственных методов кольматации путем использования специальных устройств в бурильной колонне (М Р Мавлютов, В Н Поляков, В Ф Галиакбаров, Р Ш Муфазалов) или в оснастке обсадной колонны (Ю С Кузнецов, В П Овчинников)

Учитывая технологию разобщения пластов, затраты на подготовку ствола и цементирование скважины предлагается кольматационную обработку стенок ствола скважины осуществлять в процессе спуска и цементирования обсадных колонн В этом случае, при обработке ствола скважины гидравлическими импульсами давлений, а также в результате генерирования в потоке волновых процессов, в приствольном участке образуется кольматационный экран, эффективно снижающий общую проницаемость пласта Толщина этого экрана (10-30) 10'3 м, что не должно существенно влиять на последующую производительность скважины, поскольку легко преодолевается за счет

применения современных методов и технических средств вторичного вскрытия Проведена сравнительная оценка влияния кольматационного экрана на изменение давления (депрессии на пласт) при освоении скважины Оценка производилась по изменению скин-эффекта, поскольку известно, что скин-эффект это дополнительная величина депрессии на пласт, которую необходимо создать, чтобы получить тот же приток флюида в случае закольматированного (загрязненного) пласта, что и в отсутствии зоны загрязнения

В качестве исходных данных принимались параметры характерные для месторождений, разбуриваемых предприятием «Тюменбургаз» геометрические характеристики скважины, проницаемость, мощность пластов, дебит, динамическая вязкость флюида в пластовых условиях Степень кольматации принималась от 0,8 до 0,99 Проникновение кольматирующих частиц (10-30) 10° м

Анализ полученных результатов показывает, что происходит резкое увеличение скин-эффекта при снижении проницаемости, который в зависимости от степени кольматации может достигать до 20 единиц и выше (скин-эффект имеет отрицательный знак)

Предложено в качестве кольматирующего агента использовать цементоводную суспензию с водотвердым отношением порядка 10 Разработана методика (руководство) по выбору технологических режимов кольматации проницаемых пластов

В случае наличия интервалов поглощений, с целью их предупреждения и ликвидации перспективным является применение принудительной кольматации в сочетании с обработкой поглощающих интервалов полимерсолевыми композициями После вскрытия зоны поглощения ствол скважины обрабатывается специальной жидкостью, например водным раствором солей При их взаимодействии с поровой жидкостью, в частности с ранее поступившим в структуру порового пространства буровым раствором на полимерной основе или его фильтратом, происходят сшивание макромолекул полимера с образованием агрегатов, которые снижают проницаемость пласта, а следовательно и объем поступления фильтрата в пласт В качестве полимера рекомендовано применение полимеров акрилового ряда, а для сшивки молекул растворы хлорида кальция и натрия При этом, взамен дорогостоящих солей хлоридов кальция, натрия предложена солевая композиция, получаемая путем термической обработки жидких отходов производства кальцинированной соды, минералогический состав

которой представлен «твердым раствором» соединений СаСЬ - 52-62 %, NaCl -34-36 %, Са(ОН)2 - 0,05-0,36 %, Fe203+Al203 - 0,007-0,400 %, Si02 - 0,03-1,90 % Гранулометрический состав - частицами размерами 0,04-0,05 мм - 55,2-55,8 % и 0,05-0,10 мм - 42,0-46,3 %

Результаты исследований, частично представленные в таблице 3, показали возможность их применения для селективного разобщения вскрываемых пластов против водоносного горизонта использовать состав, не изменяющий свои свойства в течение длительного времени, а против продуктивного, например, нефтяного горизонта - наоборот, что значительно бы сократило затраты материалов и времени на проведение работ по вторичному их вскрытию

После обработки интервала поглощения по предлагаемой технологии осуществляется проработка всего интервала цементирования с использованием технологии кольматации

В четвертом разделе приводятся сведения по разработке рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов с различными баротермическими условиями, представлены результаты исследований физико-механических свойств разработанных рецептур, дано объяснение процессам их взаимодействия с пластами

Вопросам изучения механизма влияния буровых растворов на состояние прискважинной зоны продуктивного пласта, современным представлениям о процессах взаимодействия «скважина-пласт» посвящены исследования Р А Абдуллина, О К Ангелопуло, В А Амияна, Б А Андресона, Д Амикоса, Г А Бабаляна, У М Байкова, О Н Балаевой, В С Баранова, Г П Бочкарева, А И Булатова, И Ю Быкова, Э X Векилова, М Вильямса, Е Е Гилла, В Д Городнова, В В Грешинина, А С Гумешока, Т И Гусейнова, Б В Дерягина, М М Дороша, И П Елманова, И А Жданова, Г С Кисельмана, Э Г Кистера, И В Косаревича, А Т Кошелева, В И Крылова, Н И Крысина, Р Крюгера, Я М Курбанова, М М Кусакова, В А Левшина, М И Липкеса, У Д Мамаджа-нова, М Маскета, В И Матицына, В П Овчинникова, А И Пенькова, В Н Полякова, П А Ребиндера, В Ф Роджерса, В И Рябченко, А С Сатаева, И В Стрелецкого, С К Фергтоссона, Н И Фесенко, А У Шарипова, Р И Шищенко, L Astreüa, R С Churchwell, G Е Dawies, D A Mead, D В Grames, A Hinds, С В Powter, С Т Stillvvell, G A Webster, Р К Zimmerman и многих других

Таблица 3 — Влияние электролитов на процессы гелеобразования полимеров

Вид Кол-во электролита, см3 Поведение геля в среде Время Устойчивость геля Экспертная оценка

полимера эпектро-лита Состояние смеси минеральной углеводородной гелеобразования, мин

КФВК 50 Желеобразная форма 50 0,02 3

СК 50 Без изменения - - 1

ГПАА М14(>газ)2 80 Без изменения - - 1

(ДК Оп11) КФВК МИОЮЛ 65 200 Без изменения - - 1

СК ШОЮзЬ 50 90 Без изменения - - 1

КФВК 30 Волокнистый гель Гель затвердевающий Гель пластичный 15 0,18 5

ГИПАН СК 60 Плотный комок геля Гель упрочненный Гель пластичный 10 0,2 5

МЫ(ЫО,)2 200 Плотный гель Гель упрочненный 13 0,15 4

КФВК ММ(Ш,)2 55 10 Без изменения - - 1

СК ММ(Ш3)2 50 35 Вязкопластич-ный гель Гель упрочненный Гель пластичный 11 0,19 5

КФВК 50 Вязкопластичный гель 23 0,62 5

СК 50 Без изменения - - 1

МИОЮзЬ 100 Без изменения - - 1

УЩР КФВК МЫСМОзЪ 10 10 Желеобразная форма 30 - 3

СК ММ(Шз>2 В различных концеот-рациях Без изменения - - 1

Примечание ГПАА (ДК Оп11) - 2 %-ный раствор гидролизованного полиакриламида, ГИПАН - 10 %-ный раствор гидролизованного полиакриламида, УЩР - 40 %-ный раствор углещелочного реагента, КФВК - 45 %-ный раствор кремнефторводородистой кислоты, МЫ(ЫОз)г - 5 %-ный раствор нитрата марганца, СК - 30 %-ный раствор солевой композиции

Ими установлено, что фильтрационные свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), впоследствии оказывающие влияние на работу скважин, формируются с момента первичного вскрытия коллектора, когда идет процесс образования фильтрационной корки Учитывая фактор времени, в течение которого система приходит в квазиравновесное состояние, можно полагать, что основное время формирования ПЗП составляет от нескольких часов до 7-10 суток Именно за это время осуществляется вскрытие продуктивного пласта и его разобщение Указано и на негативное влияние содержания твердой фазы в промывочных жидкостях

При проникновении твердой фазы в поры и особенно в трещины коллекторов, резко уменьшается проницаемость приствольной зоны В результате фильтрации проводящие каналы заполняются плотной пастообразной глинистой массой, которая на длительный срок закупоривает пути движения углеводородов к скважине

Проникновение в пласт коллоидных и субколлоидных частиц сопровождается их адсорбцией на поверхности поровых каналов коллектора При наличии в углеводородах асфальтосмолистых веществ они образуют межфазные пленки Поскольку межфазные пленки и адсорбционные слои уменьшают сечение поровых каналов и практически не растворяются в фильтрующихся углеводородах, проницаемость коллектора резко снижается

При попадании дисперсионной среды в поровое пространство коллектора происходят различные процессы химические, физические, сорбционные, осмотические, капиллярные, адгезионные, электростатические и др

Разработано множество рецептур промывочных жидкостей, предназначенных для вскрытия продуктивных горизонтов

С точки зрения экономической целесообразности, простоты приготовления и обработки, экологической, промышленной и пожарной безопасностей наиболее приемлемыми являются растворы на водной основе Однако вода отрицательно влияет на фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов, главным образом вследствие набухания и диспергирования глинистых минералов цементирующего вещества горных пород Поэтому используются растворы различных солей, ограничивающие гидратацию (набухание) последних

Основными центрами адсорбции в слоистых структурах являются межслоевые и поверхностные обменноспособные катионы С увеличением числа молекул воды, входящих в координационную сферу катиона, его взаимодействие со слоями ослабляется, так как энергия связи распределяется на большее число участников Энергия взаимодействия катионов со слоями растет с увеличением плотности заряда Следовательно, плотность расположения катионов в межплоскостном пространстве слоистой структуры оказывает влияние на ее набухание

Ингибирование набухания и диспергирования может существенно зависеть и от характера аниона Однако значительным является вклад анионов только в солях низших карбоновых кислот - формиатов, ацетатов, пропионатов, где их

влияние может быть значительно выше катионов Буровые растворы, содержащие такие ингибиторы, могут утяжеляться, мало чувствительны к загрязнениям, стойки до температур 200 °С и более, не ухудшают реологических свойств, практически не корродируют оборудование и экологически безвредны

Учитывая выше изложенное, в качестве реагентов для создания дисперсионной среды бурового раствора были выбраны водные растворы натриевых, калиевых и кальциевых солей муравьиной и уксусной кислот (формиаты и ацетаты)

Для обеспечения выносной способности буровых растворов наиболее перспективным и эффективным является использование полимеров Показано, что наиболее выгодно использовать полимеры на полисахаридной основе -оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ), полисахаридные биополимеры

Биополимеры по своей физико-химической структуре склонны к биодеструкции, т к основным структурным звеном их макромолекул служит, как правило, но не всегда, - углеводсоставляющая, которая, в свою очередь, является основным питательным компонентом в жизнедеятельности микроорганизмов Под действием продуктов жизнедеятельности бактерий снижается рН буровых растворов, они «загнивают», что ухудшает их технологические свойства Этот недостаток устраняется при использовании, в качестве дисперсионной среды, растворов солей уксусной кислоты, которые являются бактерицидами и обладают консервирующим действием

Дополнительно регулирование реологических и тиксотропных свойств раствора возможно известными реагентами КМК, ГПо-РК, ПС и сульфацелом

Плотность растворов предложенных солей может максимально составить 1400 кг/м3, в то время как геологические условия строительства скважин требуют применения растворов большей плотности Для достижения необходимой плотности в состав промывочной жидкости требуется вводить утяжеляющую добавку Карбонат кальция наиболее эффективен в качестве утяжелителя, главным образом, потому что фильтрационная корка, которая образуется на стенках скважины в интервале продуктивного пласта, удаляется при обработке соляной кислотой

Исследования физико-химических свойств растворов, их фильтратов осуществлялись с использованием стандартных методов и методик, на соответствующем оборудовании Глубину зоны кольматации и коэффициент

восстановления ФЭС образцов пласта осуществляли на установке - тестер реакции пород фирмы «Chandler Engineering», ингибирующую способность реагентов и фильтратов - по методике Жигача-Ярова, поверхностные свойства -методом капиллярного поднятия

Образцы породы для исследований подготовлены из кернового материала коллекторов Уренгойского и Ямбургского месторождений

При проведении исследований в отдельных случаях использовался полнофакторный эксперимент, в других (при большом количестве входных параметров, более трех) — планирование эксперимента с помощью дробной реплики Обработка результатов исследований осуществлялась с использованием методов математической статистики с применением компьютерных программ Statistica W/6 0, Microsoft Excel 7 О

Разработка рецептуры промывочных жидкостей проводилась по следующему плану обоснование вида дисперсионной среды, затем - типа полимера, после чего - вида добавок для регулирования тех или иных технологических свойств раствора и на конечном этапе — оптимизация компонентов предлагаемой рецептуры промывочной жидкости

Для проведения исследования по обоснованию выбора солей ингибиторов набухания глинистых минералов (использовалось цементирующее вещество пород коллекторов, полученное из кернового материала) рассмотрены соли хлоридов калия, кальция, формиаты кальция, натрия, ацетаты кальция, калия, натрия Оценка эффективности ингибирования осуществлялась в сравнении с хлоридом калия по их ингибирующей способности и изменению поверхностного натяжения За показатель ингибирующей способности (\|/) принята величина, характеризующая набухаемость образца в исследуемой среде (К2Р) по сравнению с

В ^ ^ 1

его набухаемостью в дистиллированной воде (К2 ), по выражению 77^7 - 1

К,

Частично результаты представлены в таблице 4 и на рисунке 4

Установлено, что наибольшей ингибирующей активностью обладает уксуснокислый калий По степени набухаемости катионы металлов можно расположить в следующий ряд K+>Ca2+>Na+ Влияние анионов на способность глинистых минералов к набуханию имеет не столь однозначное действие, как в случае с катионами Для случая разбавленных растворов их можно расположить в следующий ряд НСОО~>СНзСОО~>СГ С повышением концентрации (до 10 % вес ) влияние анионов муравьиной и уксусной кислот уравнивается, и

Таблица 4 - Результаты исследований величины набухания цементирующего вещества пласта Ачм в различных средах

Среда Концентрация, % вес Коэффициенты набухания Ингибирующая способность, К/

я и »<1"< V -V V

Дистиллированная вода - 2,27 1,27 0

Раствор формиата натрия, (НСОО)Ыа 4,76 1,38 0,38 2,34

9,09 1,37 0,36 2,53

16,67 1,33 0,33 2,84

23,08 1,28 0,28 3,54

Раствор ацетата натрия, (СН3СОО)Ыа 4,76 1,51 0,51 1,49

9,09 1,4 0,4 2,18

16,67 1,34 0,34 2,74

23,08 1,27 0,27 3,70

Раствор формиата кальция, (НСОО)2Са 4,76 1,45 0,45 1,82

9,09 1,42 0,42 2,02

Раствор ацетата кальция, (СН3СОО)2Са 4,76 1,49 0,49 1,59

9,09 1,43 0,43 1,95

16,67 1,38 0,38 2,34

Раствор ацетата калия, (СНзСОО)К 4,76 1,26 0,26 3,88

9,09 1,22 0,22 4,77

16,67 1,19 0,19 5,68

23,08 1,16 0,16 6,93

41,18 1,13 0,13 8,77

Раствор хлорида калия, КС1 4,76 1,38 0,38 2,34

9,09 1,25 0,25 4,08

16,67 1,23 0,23 4,52

23,08 1,20 0,20 5,35

Примечание Ун - объем образца перед экспериментом, Ук - объем образца после проведения эксперимента

при дальнейшем увеличении концентрации анион уксусной кислоты оказывает большее влияние на ингибирование глинистого материала

Рассмотренные соли можно разделить на две группы Группу, повышающую смачивающую способность (неорганические соли, соли муравьиной кислоты), и понижающую (соли карбоновых кислот, стоящие в гомологическом ряду выше метана) Их влияние на смачивающую способность тем сильнее, чем сильнее ионная активность раствора

Таким образом, для создания дисперсионной среды с высокой ингибирующей способностью целесообразно использовать соли хлорида калия,

—СНзСООК —KCl " HCOONa * - CHjCOONa

-Ж- {CHîCOO)2Ca —(HCOOhCa —I—; Вода

0,170

Концентр а «ив, % мае.

Рисунок 4 — Изменение поверхностного натяжения от концентрации растворов

ацетата калия и формиата натрия. Они обладают большей растворимостью, чем хлориды натрия и кальция, позволяют получать растворы плотностью до 1415 кг/м'1 при температуре IS °С, менее токсичны, чем соли брома, цинка или фтора, и имеют достаточно невысокую стоимость.

Для выбора реагента структурообразователя исследовались следующие полимеры ряда полисахаридов: гуаровая смола, декстрины, оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) - марки сульфацел, 4 марки Tylosa, биополимеры фирмы KEM-TRON (Япония) - КЕМ-Х, KEM-XD; Xanthan gum (Shandong Fufeng Fermentation Co, Китай); крахмалы импортного производства - Flöge! LV, Supramyl, 1DF-FLR, C240, КЕМ STARCH-C; крахмалы отечете венного производства - экструзивный ячменный, картофельный технический, кукурузный, ржаной, пшеничный, ячменный. Оценка способности полимера эффективно загущать жидкости (формировать коагуляционную структуру) осуществлялась по показателю эффективной вязкости на вискозиметре при градиенте скорости сдвига 100 с"'.

По результатам исследований было установлено:

- гуаровая смола резко и на значительную величину повышает реологические показатели раствора, попытки их снижения до приемлемых

значений за счет увеличения водосодержания приводят к увеличению показателя фильтроотдачи,

- декстрины не обеспечивают регулирование физико-химических свойств ни в пресных, ни в минерализованных средах, их можно использовать в качестве дополнительных реагентов для регулирования реологических и структурно-механических свойств безглиннстых буровых растворов,

- ОЭЦ марок Tylosa хорошо растворяются в пресной воде и в насыщенном растворе ацетата калия, более вязкие - растворы марок ЕНН и ЕНМ, менее вязкие ЕСН и Е29651, сульфацел растворяется в пресной и минерализованной средах с меньшей скоростью, для ее растворения необходимо перемешивание в течение не менее 2-3 часов,

- биополимеры хорошо растворяются в пресной и соленой среде, придают растворам высокие реологические параметры Для получения одной и той же вязкости расход полимера марки Xanthan gum значительно ниже, чем KEM-XD Показатели свойств растворов на основе крахмалов импортного производства несколько хуже в сравнении с крахмалами отечественного производства Средние показатели по исследованным видам крахмалов составляют по условной вязкости - 40 с, по показателю фильтрации -11 см3/30 мин, по вязкости — 14,5 мПа с, по статистическому напряжению сдвига - 10,9 дПа Для отечественных крахмалов эти показатели соответственно равны 22,5 с, 5,6 см3/30 мин, 6,4 мПа с, 4,75 дПа По эффективности крахмалы располагаются в следующей последовательности картофельный —> ячменный —» пшеничный —> ржаной —> кукурузный Исследованы также крахмальные реагенты фирм «Спецбуртехнология» и «Полицелл» Крахмальные реагенты этих производителей в воде полностью не растворимы Для их растворения требуется дополнительная обработка щелочью, в соотношении 15 1 Кроме того, они имеют высокую стоимость - в 4-8 раз выше в сравнении с экструзивными

Учитывая меньшую стоимость и полученные результаты для дальнейших исследований были приняты биополимеры Xanthan gum и картофельный крахмал

На рисунках 5 и 6 представлены некоторые результаты исследований по изучению влияния содержания биополимера и ацетата калия на реологические параметры раствора

го

К * п

о< я я К

s ^ 2 «

- 5 и

90 80 70 60 50

¡4 К j

<■> о ¡5

щ 5 Ч

¡Г V

£ « ь

s Я g §

s £ с

я 40 ч

20 10 О

»V 1 у = 2345х! - 53,4х + 0,6 —^ R® = 0,97

у = 704634х2 + 947х R* = 0,99 — —d у = 380277Х2 - 149х + 1 R! = 0,99

0 45

04 =

0,35 2 ?

0,3 л с

0 25 О 02

0,0035 0,0045 0,0055 0,0065 0,0075 0,0085 0,0095

Концентрация Xanthan gum, д е

Рисунок 5 — Зависимости реологических параметров от концентрации биополимера

Концентрация ацетата калия, д е 0,5 0 4 0,3 0 2

0,0026 0,0036 0 0046 0,0056 0,0066

Концентрация Xanthan gum, д е.

Рисунок 6 - Зависимости реологических параметров раствора биополимера от концентрации при введении ацетата калия

Видно, что с увеличением концентрации электролита значение предельного напряжения сдвига (то) и показателя консистенции (К) практически не изменяются, увеличивается степень нелинейности (п) Последнее связано с упрочнением связей между звеньями полимера, препятствующим разворачиванию клубков макромолекул При введении в состав полимерного раствора инертных частиц (утяжелителей, облегчающих добавок) указанные связи обеспечивают удержание их во взвешенном состоянии, т е препятствуют осаждению

В целях более эффективного снижения фильтратоотдачи раствора рассмотрено и предложено использование ТуЬэа Е29651

В результате проведенных экспериментальных исследований предложены для практического применения рецептуры промывочных жидкостей (таблица 5) Для условий Урало-Поволжья, на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения, совместно с ВС Гороновичем предложен состав промывочной жидкости для первичного вскрытия пластов и получения на их базе стабильных пен, отвечающих следующим требованиям размеры кислоторастворимой твердой фазы должны иметь размеры в пределах 010 Ю^м, повышенную вязкость среды для замедления истечения жидкости из пленок по каналам «Плато» под действием капиллярных и гравитационных сил, возможность регулирования фильтрационных и реологических характеристик системы, быть экологически безопасными Этим требованиям соответствуют растворы на основе гидрозолей алюминия А1(0Н)зп(Н20), способные образовывать гели В качестве исходных веществ обоснован выбор хлористого алюминия (АЮз) и мела технического (СаСОз) Процесс их взаимодействия сопровождается образованием гидратированных катионов алюминия с выделением СОг и хлористого кальция Гидратированные катионы алюминия при повышении рН среды гидролизуются с образованием гидроксида алюминия вида А1(Н20)3(0Н)3 При их полимеризации происходит образование конденсированных коллоидов, обеспечивающих образование геля, который рекомендован в качестве промывочной жидкости для вскрытия трещиноватых коллекторов, представленных известняками Результатами экспериментальных исследований определен состав раствора, оптимальное содержание компонентов, который также представлен в таблице 5 (поз 8)

Таблица 5 - Рекомендуемые составы и параметры буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов

№ п/п Раствор

состав параметр

1 2 3 4

1 Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор, включающий формиат натрия 9-30 %, мраморный порошок 0-12 %, сульфацел до 3 %, пеногаситель MAC 200, растворенный в дизтоппиве в соотношении 1 20 0,20,4 %, техническая вода (пат 2277572 РФ) Плотность, кг/м3 - 1100-1300, Водоотдача, см'/ЗО мин - 1-7, ДНС, дПа-70-240, Пластическая вязкость, мПа с -25-75 Пластовые давления соответствуют гидростатическому давлению воды Пластовая температура -до 130 °С Пласт представлен терригенными породами с поровой и порово-трещинной структурой

2 Буровой раствор с содержанием формиата натрия, включающий формиат натрия 9-33 %, ПС 1-3 %, пеногаситель MAC 200, растворенный в дизтопливе в соотношении 1 20 0,1 -0,3 %, техническая вода остальное (пат 2277569 РФ) Плотность, кг/м3- 1050-1230, Водоотдача, см3/30 мин - 2-3, ДНС, дПа-38, Пластическая вязкость, мПа с -24

3 Силикатно-крахмальный буровой раствор, включающий крахмал - 2 %, NaOH - 0,08 %, метасиликат натрия -1,2 %, K.CI - 3 %, пластовая вода остальное (пат 2203919 РФ) Плотность, Kr/MJ — 1124, Водоотдача, см3/30 мин - 4, ДНС, дПа-4,5, Пластическая вязкость, мПа с -9,5

4 Солестойкий буровой раствор, включающий формиат натрия 9-45 %, мраморный порошок 0-10 %, полимер Fito-PK 10 5%, техническая вода 46-87 % (пат 2277570 РФ) Плотность, Kr/MJ- 1050-1400, Водоотдача, см3/30 мин - 1-5, ДНС, дПа-48-150, Пластическая вязкость, мПа с -25-70 Пластовые давления выше гидростатического давления воды Пластовая температура -до 150 °С Пласт представлен терригенными породами с поровой и порово-трещинной структурой

5 Безглинистый буровой раствор, включающий формиат натрия 13-44 %, КМК до 5 %, мраморный порошок до 14 %, пеногаситель MAC 200, растворенный в дизтопливе в соотношении 1 20 0,1-0,3 %, техническая вода остальное (пат 2277571 РФ) Плотность, кг/м3 — 1050-1450, Водоотдача, см3/30 мин - 2,4, ДНС, дПа-80-140, Пластическая вязкость, мПа с -30-60

6 Полимерсолевой буровой раствор, содержащий ацетат калия - 28 %, Xanthan gum - 0,1-10,15 %, Tylosa Е29651 - 0,3-0,5 %, мраморная крошка фракции 0,1-0,2 мы - 40-45 %, техническая вода остальное Плотность, кг/м3 - 1650-1750, Условная вязкость, с - 60-90, СНС, дПа (1 мин/10 мин) 2040/30-50, ДНС.дПа- 15-40, Водоотдача, см3/30 мин - 8-9, Стабильность, % - <2

7 Утяжеленный буровой раствор, включающий формиат натрия 10-30 %, глина - 1-2 %, барит 10-60 %, КМК 1-5 %, КЛСП 1-7 %, ФХЛС 1-5 % хромпик 0 02 %, NaOH 1 % водного 25 % раствора, пеногаситель MAC 200, растворенный в дизтопливе в соотношении 1 20 0,01 % техническая вода Плотность, кг/м3 - 1070-2100, Водоотдача, см'/ЗО мин — 0,53,2, СНС, дПа(( мин/10 мин)-15-20/60-90, ДНС, дПа - 70-180

Продолжение таблицы 5

1 2 3 4

8 Коллоидполичерный буровой раствор, включающий алюмочлорид -1,33-2,67 %, мел молотый технический - 1,5-4,0 %, каустическая сода -0,1-0,5 %, стабилизатор - МК, КМЦ, КМК - 3,0-3,5 %, техническая вода остальное (пат 2277574 РФ) Плотность, кг/м' - 1020-1070, Условная вязкость, с - 20-н/г, СНС, дПа - 0-9, ДНС, дПа-6-12, Водоотдача, см'/ЗО мин -2-8, Пластическая вязкость, мПа с - 18-58, рН раствора - 8,5-9,5 Пластовое давление соответствует гидростатическому давлению воды и несколько ниже Пластовая температура -до 130 °С Коллектор трещинного типа

Примечание СНС - статистическое напряжение сдвига, ДНС - динамическое напряжение сдвига, МК - модифицированный крахмал, КМЦ -карбоксилметилцеллюлоза, КМК - карбоксиметилкрахмал

Рецептура предлагаемого раствора может быть основой для получения пен, путем ее аэрирования азотом, технологическая схема процесса представлена в работе Физико-механические свойства получаемой пены соответствует предъявленным требованиям

Пятый раздел посвящен результатам экспериментальных исследований физико-механических свойств тампонажных растворов (материалов), предназначенных для крепления скважин в интервалах с различными термобарическими условиями и характером насыщающего пласт флюида

Вопросам изучения физико-механических свойств тампонажных растворов (камня), разработке составов тампонажных материалов, обеспечению качества разобщения продуктивных пластов посвящены исследования Ф А Агзамова, М О Ашрафьяна, А И Булатова, В С Бакшутова, В С Данюшевского, С С Джангарова, В Г Добрянского, М С Дона, Н X Каримова, А А Клюсова, В И Крылова, Ю С Кузнецова, Я М Курбанова, А К Куксова, У Д Мамаджанова, М Р Мавлютова, А X Мирзаджанзаде, Д X Новохатского, В П Овчинникова, В Н Полякова, Ш М Рахимбаева, А А Рябоконя, Е М Соловьева, Н Е Щербича, И Г Юсупова, Мантмана, Хармса, Саттона, Моуди, Шоулдиса и многих др

В работах В Н Полякова однозначно указывается, что основная причина низкого качества работ по цементированию скважин обусловлена взаимодействием скважины с пластом, а в данном случае фильтроотдачей тампонажного раствора в пласт И в этой связи необходимо применение тампонажных растворов с низкой величиной этого показателя На наш взгляд,

наиболее эффективными путями его снижения являются ввод специальных добавок, связывающих часть свободной воды затворения, либо снижения водосодержания введением пластифицирующих реагентов

В буровой практике для связывания части жидкости затворения используют высокомолекулярные соединения, относящиеся к классу полисахаридов (ММЦ, ОЭЦ, КМЦ, крахмал и др ), акриловых полимеров (ПАА, метас, гипан, М-14 и др ), полиэтиленоксид (ПЭО), поливинилацетат (ПВА), поливиниловый спирт (ПВС), моноаллиламин (МАА), полиамин и другие Индифферентность ряда полимеров из класса эфиров целлюлозы в отношении составляющих портландцемента и кристаллических новообразований (продуктов его взаимодействия с жидкостью затворения) объясняется наличием неионогенных (например метаоксильных, оксипропильных) групп, не взаимодействующих с реакционноспособными центрами цементных частиц (Са2+, А13+ и др )

Изложенное обусловило постановке (совместно с В Г Татауровым) исследований по изучению влияния оксиалкиловых эфиров целлюлозы, выпускаемые фирмами Heochst (Tylosa - ЕНМ, ЕНН, EH, Н20р), Hercules (Natrosol 250, GR, MBR, HHBR, H4BR) и отечественный - сульфацел, на фильтрационные и физико-механические свойства тампонажного раствора и формирующегося цементного камня на основе портландцемента Результаты исследований представлены в таблице 6

Исследована также возможность газопрорыва (по методикам, предложенными Е M Соловьевым, Я M Курбановым) по тампонажному раствору в период его перехода в твердое состояние Возможность прорыва пластового флюида определяется разностью пластового давления между смежными проницаемыми пластами и наличием открытой (связанной) пористости в структуре формирующегося цементного камня Исследования проводились на пресс-фильтре фирмы «Baroid», в который устанавливался цилиндр, имитирующий обсадные трубы Градиент прорыва воды составлял 1,0 МПа/м, что превышает реальные значения градиентов давлений между пластами

Результаты исследований позволили рекомендовать ввод в состав тампонажного раствора полимерные добавки вида ОЭЦ, в частности Tylosa ЕНМ в пределах 0,3-0,5 % и объяснить механизм повышенной изолирующей способности раствора с его применением, суть которого сводится к следующему Макромолекулы ОЭЦ, обладая высокой устойчивостью к ионам кальция, за счет

Таблица 6 - Физико-механические свойства полимерцементных тампонажных растворов

№ п/п Состав раствора, % мае Плотность, кг/м3 Растека-емость, см Прочность (2 сут), МПа Сроки схватывания, ч-мин Время загусте-вания, ч-мин Водоотдача, см3/30 мин

пцт ОЭЦ (марка) СаСЬ ЛСТП начало конец

ЫАТ1Ю50Ь 250

I 100 0,7 (ОЯ) 2 0,1 1800 21,5 4,50 5-00 6-50 2-30 11,5

2 100 0,4 (ННВЯ) 2 0,1 1860 15,0 4,98 2-35 3-50 1-15 21,5

3 100 0,5 (МВЯ) 2 0,1 1810 16,0 4,75 5-50 8-00 1-30 27,0

4 100 0,4 (Н4ВЮ 2 0,1 1830 16,0 3,34 2-40 5-20 1-20 24,5

ТУШБА

1 100 0,5 (ЕНМ) 3 - 1840 18,0 2,90 6-50 8-50 2-30 15,0

2 100 0,3 (ЕНМ) 3 - 1850 22,0 4,80 4-40 6-30 3-30 22,0

3 100 0,5 (ЕНЬ) 2 - 1830 18,0 3,90 6-25 8-25 5-00 21,0

4 100 0,3 (ЕНН) 2 - 1840 19,0 2,90 7-00 9-00 4-50 52,0

5 100 0,7 (Н20р) 2 - 1830 20,0 2,60 >8-00 >10-00 8-40 72,0

Примечание 1 Во всех случаях В/Т=0,5, 2 ЛСТП - лингосульфанат технический порошковый, применялся в качестве пластификатора

оксиэтильных групп связывают часть свободной воды затворения тампонажного раствора и увеличиваются в объеме Набухание сопровождается повышением вязкости дисперсионной среды Индифферентность молекул ОЭЦ к адсорбированным центрам кристаллов новообразований и клинкера цемента, слабая связь их с поверхностью за счет водородных связей и вандер-вальсовых сил, препятствуют фильтратоотдачи под действием перепада давлений Макромолекула полимера, находясь в поровой структуре формирующегося камня, либо в сужениях пор проницаемой перегородки (фильтра), кольматирует ее, снижая проницаемость Дополнительная кольматация возможна коллоидными частицами продуктов гидратации с последующей коллоидацией и структурообразованием Установлено, что у тампонажных составов с ОЭЦ фильтрационные свойства снижаются, достигая к началу «зависания» показателя, отличающегося от начального (без ОЭЦ) в 3-10 раз

Следующим немаловажным показателем для обеспечения качества разобщения проницаемых пластов является соответствие гидростатического давления столба тампонажного раствора пластовым давлениям, что осуществляется регулированием его плотности и временем существования малопроницаемого, достаточно прочного тампонажного камня и участков его сопряжения с обсадной колонной и горной породой, изменяющимися во времени от воздействия температуры окружающей среды и насыщающего пласт флюида

В последнее время, в связи с интенсификацией разработки залежей углеводородного сырья пластовые давления резко понизились, в разрезах скважин все чаще встречаются пласты с низкими давлениями Все это обуславливает необходимость разработки и использования рецептур облегченных тампонажных растворов Ранее автором в совместных исследованиях с А А Фроловым, В И Вяхиревым и др было показано, что применение таких облегчающих материалов, как глинопорошок, вермикулит, перлит, аргиллит и др не способствуют решению этой проблемы Одни не способствуют снижению плотности раствора ниже 1650 кг/м3, другие усложняют технологию цементирования, третьи приводят к усадочным деформациям, явлениям седиментации, снижению прочностных свойств, повышению проницаемости Необходимы облегчающие материалы, эффективно снижающие плотность тампонажного раствора, не ухудшающие его технологические характеристики и участвующие в формировании структуры цементного камня

Анализ процессов разрушения цементного камня от температурного воздействия, воздействия агрессивных компонентов добываемого газа, в частности, сероводородного и углекислого газов показал, что решение поставленной в работе задачи возможно путем формирования в затрубном пространстве камня, преимущественно представленного низкоосновными гидросиликатами кальция Это может быть эффективно реализовано применением аморфных кремнеземсодержащих материалов Изложенное и обусловило рекомендовать алюмосиликатные полые микросферы (АСПМ) и газонаполненные высокопрочные стеклянные микросферы (ВМС) Следует отметить, что данное предложение в последствие поддержано и другими исследователями

АСПМ - является отходом сжигания твердых топлив ТЭЦ (исследовано и опробовано сырье городов Краснодара, Томска, Тюмени, Кемерова), представляет собой легкий сыпучий порошок серого цвета, состоящий из отдельных полых

частиц сферической формы, плотность которого в зависимости от влажности составляет 400-500 кг/см3 Его химико-минералогический состав 8Ю2 - 54,4-58,3 %, А1203 - 23,4-28,6 %, Ре203 - 3,6-6,6 %, К20 - 3,4-6,1 %, СаО - 0,8-1,7 %, MgO -1,1-1,51 %, Ыа20-0,9-1,1 %

ВМС - изготавливаются заводами стекловолокна (г Андреевка, г Новгород, имеются сведения об их производстве в Великобритании) Представляют собой легкий сыпучий порошок из отдельных полых частиц сферической формы, размером преимущественно 15-125 мкм, плотностью порядка 200 кг/м3 Прочность оболочки на гидростатическое сжатие составляет 50-56 МПа Химико-минералогический состав 8Ю2 - 78-84 %, Кта20 - 7-9 %, СаО - 5-7 %, В20з - 2,5-4,5 %, ZnO - 1-3 %, остальное примеси

Некоторые результаты исследований, выполненные в соответствии с ГОСТ 1581-96, представлены в таблицах 7 и 8

Представленные результаты свидетельствуют о том, что при введении АСПМ до 15 % или ВМС до 8 % плотность тампонажного раствора снижается до 1400 кг/м3, что объясняется как пониженной плотностью самой добавки, так и повышенным водосмесевым отношением - 0,7-0,8 Увеличение водосодержания должно способствовать понижению седиментационной устойчивости, прочностных свойств формирующегося камня, повышению сроков твердения Однако этого не происходит Объяснение этим, на первый взгляд, противоречивым данным, видится в высокой степени дисперсности предлагаемого материала Его частицы становятся центрами кристаллизации при твердении тампонажного раствора, энергетический барьер для осуществления процессов гидратации и кристаллизации новообразований снижается, процесс твердения ускоряется Повышенная дисперсность приводит к связыванию поверхностными электростатическими силами большого количества молекул несвязанной части воды затворения и повышению седиментационной устойчивости тампонажного раствора в целом Формирующийся цементный камень имеет меньшую пористость, проницаемость, повышенную прочность, обусловленную наличием силикатных и апюминатных фаз в составе вводимой добавки Последние участвуют в формировании структуры цементного камня

Растворы стабильны, сохраняют свою плотность под давлением, практически несжимаемы, легко поддаются регулированию свойств различными реагентами, в частности СаС12, НТФ - для регулирования сроков твердения

Таблица 7 - Физико-механические параметры тампонажного раствора-камня с добавкой АСПМ

№ п/п Состав раствора Температура твердения, °С Физико-механические параметры растворов - камня

ПЦТ,% АСПМ, % ВЛГ плотность, кг/м3 растекае-мость, м 102 Сроки схватывания прочность, МПа

начало конец

1 96 4 0,6 25 1600 24 3-35 4-10 3,2

2 94 6 0,6 25 1590 24 3-30 4-40 2,8

3 92 8 0,5 20 1620 19 3-45 4-10 3,0

4 92 8 0,6 25 1560 24 3-35 4-00 2,4

5 90 10 0,5 5 1560 22 8-00 9-10 2,3

6 90 10 0,6 5 1500 23 9-20 11-50 2,1

7 90 10 0,45 23 1560 18 3-05 3-30 2,0

8 90 10 0,5 20 1570 19 4-25 5-30 3,1

9 90 10 0,6 20 1500 23 5-00 6-30 2,6

10 90 10 0,7 23 1460 23 4-10 4-55 1,7

11 88 12 0,7 5 1470 25 12-60 16-00 1,0

12 88 12 0,6 20 1500 22 5-30 6-30 1,5

13 88 12 0,7 25 1520 25 4-35 5-35 1,4

14 85 15 0,45 23 1440 18 2-55 3-15 1,5

15 85 15 0,5 20 1470 18,5 4-05 5-10 2,75

16 85 15 0,6 22 1410 24 4-45 5-20 1 0

17 85 15 0,7 29 15 00 26 3-00 4-08 2,2

18 80 20 0,6 5 1360 21 7-00 8-30 1,65

19 80 20 0,7 10 1410 25 5-20 7-40 1,2

20 80 20 0,5 22 1380 22 4-10 5-05 0,7

21 80 20 0,6 20 1350 20 5-33 7-00 1,4

22 80 20 0,7 30 1410 25 3-10 4-20 2,0

23 80 20 0,7 25 1440 25 6-25 7-15 1,2

24 80 20 0,75 25 1470 25 5-25 6-00 1,1

25 80 20 0,6 5 1340 21 10-30 11-50 0,8

26 75 25 0,6 22 1280 25 4-30 5-40 0,6

27 75 25 0,6 5 1280 25 9-50 11-10 0,6

Примечание затворение осуществлялось на 4 %-ом растворе СаС12

Таблица 8 — Физико-механические параметры тампонажного раствора-камня с добавкой ВМС

№ п/п Состав раствора Темпер тверд, °С Физико-механические параметры раствора-камня Консистометрия

пцт, % ВМС, % НТФ, % вл- плотность, кг/м1 растека-емость, м )02 Сроки схватывания прочность, МПа давление МПа температура, °С ТзОУЕК ч-мин

начало конец

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 1 12 13 14

Жидкость затворения вода

1 96 4 0,02 0,4 20 1720 16 11-30 14 00 1,75 Атм 20 >12

2 96 4 0,06 0,8 65 1480 25 6-10 7-20 1,1 45 80 5-35

3 95 5 - 06 26 1510 19 8-40 9-30 1 4 25 40 3-00

4 94 6 0,02 06 50 1520 25 6-10 6-35 1 3 35 55 4-00

Продолжение таблицы 8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14

5 94 6 0,06 0,6 80 1530 25 6-10 6-50 2,8 55 80 6-00

6 94 6 0,04 0,5 20 1550 23 8-30 10-15 1,6 Атм 20 6-20

7 93 7 - 0,7 27 1450 25 11-30 15-40 1Д - - -

8 92 8 0,07 0,75 60 1400 25 5-30 7-40 1,9 50 80 5-15

9 92 0,04 0,7 65 1430 25 7-10 8-25 2,2 50 80 4-15

10 90 10 0,04 0,8 50 1360 25 11-20 15-40 1,2 - -

11 88 12 0,06 0,5 50 1350 20 10-50 14-50 1,4 - -

Жидкость затворения 4 %-ный раствор СаС12

12 98 2 - 0,6 28 1700 21,5 2-55 3-30 4,2 Атм 20 3-45

13 98 2 - 0,6 7 1700 21,5 6-15 9-00 2,3 - -

14 97 3 - 0,6 28 1660 23 3-00 3-55 3,7 Атм 20 2-30

15 97 3 - 0,6 7 1600 23 7-15 9-15 1,8 - - -

Обработка результатов исследований с использованием компьютерных программ БШ^Ьса позволила предложить эмпирические зависимости плотности раствора от его состава

р=1,777-0,018 АСПМ-0,092 В/Т (Я2=0,88), р= 1,937-0,029 ВМС-0,406 В/Т (1^=0,93)

В таблице 9 и на рисунке 7 представлены результаты исследований по изучению влияния температуры окружающей среды, времени твердения и количества вводимой добавки на прочностные свойства с формированного камня Их анализ показывает, что с увеличением содержания микросфер прочностные показатели при относительно низких температурах монотонно снижаются При температурах порядка 75 °С в возрасте семи и более суток твердения отмечается область их повышенных значений Содержание вводимого материала составляет порядка 2,5-15 % Наиболее оптимально его содержание 510 % В этом случае достигается максимальная прочность камня Прочностные показатели со временем увеличиваются Для образцов, сформированных из тампонажного портландцемента, без введения добавок микросфер, отмечается с начала рост прочностных показателей, примерно при повышении температуры окружающей среды до 50 °С, затем рост прекращается и наблюдается даже некоторый их спад Объяснение этому - изменение фазового состава продуктов твердения

Изложенное подтверждается результатами термографического и рентгеноструктурного анализов образцов тампонажного камня Последние (образцы камня с микросферами), твердение которых происходило при

Таблица 9 — Прочностные показатели образцов цементного камня при различных температурах и сроках твердения

№ п/п Состав тампонажной смеси, % Температура твердения, °С Предел прочности на изгиб (МПа) в возрасте(сут)

портландцемент микросфер 1 2 7 28

1 100 - 22 1,3 3,0 4,1 4,9

2 100 - 50 19,9 3,8 4,2 5,1

3 100 - 75 3,1 4,1 3,8 4,3

4 100 - 100 3,0 3,6 3,6 3,4

5 100 - 130 2,4 3,3 3,3 3,1

6 95 5 22 0,8 2,4 3 9 5,3

7 95 5 50 2,2 2,6 3,8 5,6

8 95 5 75 3,0 3,9 4,2 5,9

9 95 5 100 2,8 3,5 4,5 5,6

10 95 5 130 2,1 2,8 4,3 5,6

11 90 10 22 0,7 1,3 3,4 4,6

12 90 10 50 1,9 2,2 3,6 5,6

13 90 10 75 2,6 3,2 4,5 5,1

14 90 10 100 2,3 3,3 4,3 5,4

15 90 10 130 2,4 3,2 4,4 5,4

16 85 15 22 0,6 0,9 2,2 3,2

17 85 15 50 0,7 1,6 2,8 3,4

18 85 15 75 1,7 2,1 2,8 3,7

19 85 15 100 1,6 2,6 3,1 3,9

20 85 15 130 1,9 2,6 3,1 3,8

21 80 20 22 0,5 0,7 1,5 1,7

22 80 20 50 0,6 1,2 2,1 1,8

23 80 20 75 1,2 1,8 2,2 2,3

24 80 20 100 1,3 1,9 2,4 2,4

25 80 20 130 1,8 1,9 2,3 2,3

повышенных температурах, представлены преимущественно низкоосновными гидросиликатами кальция, в частности, тоберморитом Их появление отмечается уже на вторые сутки Степень гидратации вяжущего изменяется с ростом температуры'и возрастом с 16,5 % до 26,5 % Ее увеличение способствует повышению числа новообразований, что и объясняет повышение прочности твердеющего камня С увеличением температуры общая пористость камня из портландцемента возрастает, при температуре твердения порядка 100 °С отмечается резкий сброс прочности, идет образование трещин Для образцов, сформированных из камня, содержащего микросферы радиус пор образцов, твердевших при температуре до 50 °С в основном находится в пределах

102-104 А, повышение температуры окружающей среды увеличивает их число, для образцов твердевших при температурах 50-75 °С радиус пор составляет 102-101 А,

г=а+Ь/х2+с-1п у/у; г2=0,82; ОР Лф Г=0.79; Рк5к1Егг=0,34; №=49,31; а=5,91; Ь=-24358.03; с=-14,83

г=а+Ь (1п х)г+с/у; г3=0.86; ОГ Аф ггЮ,85, Р№1<1Егт=0,37; 17к1а1=70,22; а—17,78;Ь=1,04; с=-34.74

1п 7=а+Ь х| 5+се^; г=0,82; ОН Щ гг=0,79; 1п г=а+Ь-х1'5+се№; Г=0,89; ОР Аф г2-0,87

Р«ЗШЕгг=0,39; РзШ=49,12; а=-<5,65; П181йЕгг=0.48; Рз1а[=Я5,22; а=-10,23;

Ь=0,01; с=-0,03 Ь=0,02; с=-0,04

Рисунок 7 - Изменение прочных свойств тампонажного камня от температуры и состава.

Возраст твердения: а - одни сутки; б - двое суток; в - семь суток; г - 28 суток

при больших температурах - 10 -104 А , число которых в последствии практически не меняется Изменение суммарной пористости не происходит Происходит лишь перераспределение пор по их размерам, с увеличением пор меньшего размера Перераспределение вызвано продолжающимися процессами гидратации Уменьшение размеров пор и сохранение суммарной пористости свидетельствует о термостойкости сформированного камня в рассмотренном диапазоне температур 20-150 °С

Разрушение тампонажного камня под действием сероводородной и углекислотной агрессии, как показано работами Ф А Агзамова, В С Данюшевского, В М Кравцова, Ю С Кузнецова, В П Овчинникова, Т В Чезловой, и др, прежде всего, зависит от состояния агрессивной среды, фазового состава цементного камня и структуры порового пространства последнего В силу разного характера гидратации основных составляющих тампонажных материалов от температуры окружающей среды разработка «универсального» коррозионностойкого тампонажного материала для широкого диапазона температур (от нормальных, 20 °С, до высоких, 150 °С и выше) не представляется возможной Учитывая результаты исследований термостойкости, температурный интервал нами был разбит условно на два диапазона - до 100 °С и выше 100 °С Для первого интервала большее значение, с точки зрения обеспечения коррозийной стойкости в рассматриваемых средах, имеют структурные характеристики цементного камня Особое внимание необходимо уделять созданию мелкопористой, малопроницаемой структуре Это и ранее представленные результаты исследований поровой структуры предлагаемой тампонажной композиции с микросферами послужили основой для ее рекомендации к использованию при цементировании интервалов, насыщенных флюидом, содержащим сероводородный и углекислый газы При этом, в целях получения более «плотной» структуры формирующегося камня, предложено ввести в состав облегченного микросферами тампонажного материала известьсодержащее вяжущее (ИВС) Состав тампонажной композиции, при котором обеспечивается достаточно высокая прочность камня и минимум рН водной вытяжки из камня в возрасте семи суток тампонажный портландцемент завода «Сухой Лог» - 66,3-72,4 %, АСПМ - 12,6-16,4 %, ИВС - 14,8-16,3 % Результаты исследований представлены в таблице 10

Таблица 10 - Результаты исследований коррозийной стойкости

Время пребывания в агрессивной среде Вид агрессивной среды, изучаемые показатели

С02 (газ) (Н28+ С02) газ

Кс БОз2" рн Кс С032 рн Кс ЭОз2" С032" рн

Исходный 1,00 2,36 12,40 1,00 8,80 12,40 1,00 2,36 8,80 12,40

3 месяца 0,96 12,07 11,35 0,86 10,45 11,68 0,89 7,82 7,10 11,34

12 месяцев 0,85 14,05 10,08 0,85 14,40 11,17 0,83 8,78 7,26 11,20

Примечание Кс - коэффициент стойкости - отношение показателей прочности (при изгибе) образцов, твердевших в агрессивной среде, к прочности образцов, твердевших в водопроводной воде

Представленные результаты свидетельствуют, что предложенная рецептура тампонажного материала удовлетворительно противостоит агрессии газообразных Н28 и С02

Смесь кислых газов более агрессивна, чем каждый из газов в отдельности Процесс коррозии в каждом из газов сопровождается снижением рН водных вытяжек, что говорит о значительном расходовании гидроксида кальция на реакции нейтрализации сероводорода и углекислоты Наиболее интенсивно процессы протекают в первые несколько месяцев взаимодействия затем затухают Изложенное подтверждается результатами рентгенографического и термографического анализов, а также результатами визуального осмотра Скорость разрушения образцов на основе тампонажного портландцемента значительно выше Образцы начали корродировать уже после пяти суток пребывания в агрессивной среде Появились трещины, камень набух, почернел, отмечен изгиб вдоль продольной оси Окончательное разрушение произошло на десятые сутки

Таким образом, проведенные экспериментальные исследования подтвердили преимущества предложенных рецептур тампонажных материалов по сравнению с традиционно применяемым тампонажным портландцементом и известными композициями на его основе, что явилось основой подачи заявок и получения патентов Российской Федерации на облегченный тампонажный раствор - патент 2204690 РФ, модифицированную гипсоцементную смесь -патент 2209929 РФ, облегченный тампонажный раствор - патент 2244098 РФ, облегченную тампонажную смесь - патент 2187621 РФ, способ изоляции зон поглощений - патент 2277574 РФ

В шестом разделе представлены результаты промышленного внедрения

комплекса технико-технологических разработок для повышения качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов в различных регионах страны, преимущественно на месторождениях, разбуриваемых буровой компанией ООО «Бур газ»

Биополимерсолевые растворы с малым содержанием твердой фазы использовались при вскрытии продуктивных горизонтов на скважинах Восточно-Уренгойского, С-Нивальского, Кечимовского, Ключевого, Уренгойского и других месторождений, коллоидполимерный раствор при вскрытии продуктивного пласта Оренбургского НГКМ

Для их приготовления используется стандартное буровое оборудование выносной гидроэжекторный смеситель, гидравлический диспергатор, механический и гидравлический перемешиватель, насос, осреднительная емкость и другое оборудование Приготовление раствора осуществляется путем обработки водной среды химическими реагентами в следующей последовательности Перемешивающее устройство заполняется необходимым объемом технической воды, через гидроэжекторный смеситель вводится необходимое количество требуемого полимера, раствор перемешивается в течение 60 минут После полного растворения полимерного реагента, вводится (при необходимости, для регулирования плотности и кольматации) мраморная крошка, предварительно обработанная ПАВ (феррохромлигносульфанатом) Затем добавляют расчетное количество соли электролита Параметры раствора должны соответствовать заданным

Приготовление коллоидполимерного раствора осуществляется на рассоле NaCl плотностью 1170 кг/м3 с последующей обработкой хлористым алюминием, модифицированным крахмалом и сульфацеллом Регулирование плотности - за счет технического мела, либо кислоторастворимого сидеритового утяжелителя по ТУ 39-0147001-139-96 АО «Бакамское рудоуправление»

В течение всего времени вскрытия продуктивного интервала растворы имели стабильные свойства Расход химических реагентов и материалов не превышал нормы

Техническая эффективность, достигнутая при их применении, проявилась 1) по скважинам Р 310, Р 306, Р 180 - отсутствии загрязнений в призабойной зоне, отрицательный скин-эффект составил 2,5-4,6, коэффициент продуктивности выше базовых в 2,8-5,2 раза ,

2) по скважинам № 8046 С-Нивагальского месторождения, № 7375 Кечимовского месторождения, №№ 4233, 4245, 4209, 5024 Ключевого месторождения - производительность скважин возросла в сравнении с базовым в 1,25-1,8 раз, снизился коэффициент обводненности с 30-60 % до 10 %,

3) по валанжинским скважинам Уренгойского месторождения -показатель отношения продуктивностей возрос с 14-34 % до 70-88 %,

4) по скважине № 2-25-03 Восточно-Уренгойского месторождения -показано отсутствие зоны сниженных фильтрационно-емкостных характеристик коллектора,

5) на газовых скважинах №№ 3009, 10012, нефтяных 40-1, 55-1 и других (всего 28 скважин) ОНГКМ использование коллоидполимерного раствора способствовало повышению показателей работы долот до 30 %, росту дебитов газовых скважин до 1,8 раз, нефтяных до 5,5 раз

Подготовка ствола скважины с использованием технологии кольматации была апробирована на скважине № 986 Петелинской площади при цементировании 146 мм эксплуатационной колонны, спущенной на глубину 2571 м Полученные результаты свидетельствуют об эффективности предложенного технологического решения Повысилась скорость структурообразования цементного камня в затрубном пространстве — сцепление цементного камня с колонной, при проведении временных замеров АКЦ, было отмечено уже после первого замера (через 12 часов после окончания цементирования) На соседней скважине № 979 - только через 24 часа Повышается качество сцепления цементного камня с колонной После 24 часов ожидания затвердевания цементного раствора «жесткое» сцепление составляет — от 83,4 % до 96,2 % (по скважине № 979 - от 59,3 % до 68,6 %) В последствии на четырех скважинах перед осуществлением закачивания и продавливания тампонажного раствора по затрубному пространству прокачивалась цементоводная суспензия с В/Т=8-10 Оценка результатов однозначно показала повышение качества работ по обеспечению надежности разобщения продуктивного пласта

Сведения о результатах применения облегченных тампонажных растворов с использованием микросфер типа ВМС и АСПМ представлены в таблице 11

Результаты промышленного внедрения подтвердили теоретические и экспериментальные исследования - подъем гамлонажного раствора до проектной высоты практически на всех скважинах, плотность раствора на устье

Таблица 11 - Результаты цементирования скважин облегченными тампонажными растворами с применением микросфер

№ п/п Месгорож дение Номер сква жины Диаметр колонны 10jm Глубина спуска колонны м Марка микросфер Состав раствора, % Плот ность раствора, кг/м Наличие попоше-ний при продавке Выхол раствора на )стье Давление на нем го ювкс МПа Г1ют ность расл вора на\стье кг/ч3

цемагт микросфер Граб Р™,

1 Заполярное 244 219 3200 АСПМ 80 20 1350 - - 130 160 буфер

2 Заполярное 1022 219 1400 АСПМ 90 10 1500 _ 90 МО 1490

3 Заполярное 1023 219 1405 АСПМ 90 10 1520 - + 75 100 1480

4 Заполярное 1024 219 1428 АСПМ 90 10 1500 - + ПО 150 1500

5 Заполярное 1043 219 1436 АСПМ 88 12 1500 _ + 95 130 1480

6 Заполярное 1044 219 1432 АСПМ 88 12 1500 _ + 96 126 1440

7 Заполярное 1116 219 1415 АСПМ 90 10 1500 _ + 98 120 1490

8 Заполярное 1141 219 1355 АСПМ 90 10 1520 - + 96 126 1520

9 Заполярное 1142 219 1428 АСПМ 90 10 1500 - + 100 130 1400

10 Заполярное 1146 219 1411 АСПМ 90 10 1470 - + 55 126 1400

11 Заполярное 1153 219 1420 АСПМ 88 12 1500 + + 70 130 1490

12 Заполярное 1156 219 1350 АСПМ 88 12 1500 - + 97 130 1500

13 Ямбургское 4241 168 1340 АСПМ 88 12 1500 _ + 85 ПО 1500

14 Ямбургское 4242 168 1354 АСПМ 90 10 1510 - + 80 100 1490

15 Юбилейное 272 219 1228 АСПМ 80 20 1350 _ + 80 100 1350

16 Уренгойское 2360 114 2800 АСПМ 85 15 1450 _ + 110 - 1250

17 Уренгойское 2361 114 2806 АСПМ 88 12 1500 - + 70 120 1200

18 Уренгойское 8338 245 1406 АСПМ 80 20 1350 _ + 70 100 1420

19 Уренгойское 10223 168 1322 АСПМ 88 12 1470 - + 70 100 1420

20 Уренгойское 10263 168 1329 АСПМ 85 15 1400 - + 60 90 1450

21 Уренгойское 738 1397 3612 ВМС 92 8 1400 - + 80 120 1400

22 Уренгойское 201336 146 3279 ВМС 92 8 1400 - + 140 170 1400

23 Песцовое 208 146 3500 ВМС 94 6 1500 - + 150 180 1500

Прмечание «+» и «-» соответственно наличие и отсутствие поглощения или выхода раствора на устье в процессе цементирования

соответствует плотности закачиваемого тампонажного раствора, рабочее давление на цементировочной головке соответствует расчетным, поступление газа в заколонное и межтрубное пространство не отмечалось Доля интервалов с классификацией наличия цементного камня за колонной (СГДТ) и сцепление цементного камня с породой «жесткое» достигло в интервале продуктивного пласта 95-97 %, выше — 48-53 % (остальное на долю «частичное»)

Полимерцементные тампонажные растворы с использованием полимеров типа Ту1о.ча используются при цементировании промежуточных колонн

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

решений, направленных на снижение отрицательных последствий процессов взаимодействия «скважина - пласт», включающих применение высокоэффективных промывочных и тампонажных растворов с одновременной кольматацией проницаемых пластов

2 В целях снижения объема проникающего в пласт фильтрата технологических жидкостей, используемых при строительстве скважин, повышения устойчивости приствольной части проницаемых пластов, формирования цементного камня квазиоднородного по своим свойствам на всем протяжении интервала цементирования предложено при вскрытии бурением, подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны или в процессе цементирования применять методы кольматационной обработки ствола скважины Для реализации данного предложения разработаны технические средства (устройства, материалы)

3 Для повышения качества вскрытия и разобщения коллекторов нефти и газа по результатам теоретических и экспериментальных исследований разработаны и успешно внедрены технологические решения, включающие разработку рецептур полимерсолевых и коллоидполимерных буровых растворов с малым содержанием кислоторастворимой твердой фазы, введение в состав тампонажного портландцементного раствора водорастворимых высокомолекулярных соединений на основе оксиэтилцеллюлозы, использования высокодисперсных, газонаполненных, кремнеземосодержащих в аморфном состоянии материалов (АСПМ и ВМС)

4 Разработаны и опробованы при вскрытии пород коллекторов порово-трещинного типа на месторождениях севера Тюменской области полимерсолевые промывочные жидкости с малым содержанием твердой фазы, включающие для регулирования реологических параметром и седиментационной устойчивости -биополимер (крахмал картофельный, технический либо Xanthan gum), для ингибирования процессов гидратации и диспергирования глинистых включений, снижения поверхностного натяжения и капиллярного давления, защиты от воздействия бактерицидов и регулирования плотности растворов - соли ацетата калия либо формиата натрия, для снижения показателя фильтроотдачи -Tylosa Е29651, для кольматации поровой структуры проницаемых пластов на стадии их вскрытия и регулирования плотности раствора - мраморную крошку фракции 0,1-0,2 мм либо мел

Для пород коллекторов трещинного типа (известняков) апробирован и предложен коллоидполимерный буровой раствор с конденсированной твердой фазой, представленный алюмохлоридом, каустической содой, стабилизаторами (полимерами - модифицированным крахмалом, карбоксилметилцеллюлозой, либо карбоксиметилкрахмалом) и молотым мелом техническим

5 В целях предупреждения и ликвидации поглощения, уменьшения степени загрязненности продуктивных пластов обосновано применение полимерсолевых и полимерцементных тампонажных растворов с пониженной фильтроотдачей Изучены физико-механические свойства, показано их преимущество Выявлено и рекомендовано оптимальное сочетание компонентов

6 В развитие исследований в области создания облегченных тампонажных растворов научно обоснована, экспериментально и в промысловых условиях доказана эффективность применения в качестве облегчающих добавок к тампонажным портландцементом алюмосиликатных (АСПМ) и высокопрочных стеклянных (ВМС) микросфер Исследовано их влияние на физико-механические и реологические свойства тампонажного раствора и камня, определено оптимальное содержание в составе композиции Обоснованы области использования АСПМ рекомендовано для цементирования эксплуатационных колонн, перекрывающих сеноманские отложения, ВМС-валанжин

7 Изучено влияние повышенных температур (более 100 °С) и агрессивных сред (сероводорода и углекислого газа) на изменение структуры порового пространства и прочностные свойства сформированного цементного камня предложенного состава На основе результатов теоретических и экспериментальных исследований разработан тампонажный материал, устойчивый к их воздействию Повышенная коррозийная и термическая стойкость объясняется формированием малопроницаемого камня, преимущественно представленного низкоосновными гидросиликатами кальция типа тоберморит, ксонолит

Федерации Промышленное внедрение комплексной технологии, рецептур промывочных жидкостей осуществлено на 34 скважинах, облегченные тампонажные растворы и полимерцементные композиции используются в настоящее время на каждой скважине филиала «Тюменбургаз»

9 Теоретические предпосылки решения поставленной проблемы, объяснения процессов взаимодействия «скважина - пласт», технические и технологические рекомендации по обеспечению сохранности фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа вошли в учебно-методические издания и используются при изучении дисциплин «Заканчивание скважин» и «Вскрытие продуктивных пластов» для студентов нефтегазового направления

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах

а) Монографии

1 Вяхирев В И Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин Монография / В И Вяхирев, В П Овчинников, П В Овчинников, В В Ипполитов, А А Фролов, Ю С Кузнецов, В Ф Янкевич, С А Уросов -М ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000 - 134с

2 Овчинников В П Солевые и тампонажные композиции на основе вторичных материальных ресурсов производства соды Монография / В П Овчинников, А А Фролов, А А Шатов, В И Вяхирев, В Ф Сорокин, ПВ Овчинников — М ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000 -214 с

3 Овчинников П В Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин Монография / П В Овчинников, В Г Кузнецов, А А Фролов, В П Овчинников, А А Шатов, В И Урманчеев - М ООО «Недра-Бизнесцентр», 20&2 - 115 с

4 Овчинников П В Промывочные жидкости для вскрытия терригенных коллекторов Уренгойской группы месторождений Монография / П В Овчинников, В В Салтыков, О В Нагарев - Тюмень Нефтегазовый университет, 2006 - 207 с

б) Статьи в научно-технических рецензируемых журналах и сборниках

5 Овчинников В П Солевая композиция для регулирования процессов твердения тампонажных растворов / В П Овчинников, П В Овчинников, А А Шатов, Н Ю Шульгина//Нефтепромысловое дело - 1995 -№№11-12 -

С 32-34

6 Овчинников В П Солевая композиция для цементирования скважин и вторичного вскрытия продуктивного пласта / В П Овчинников, В И Вяхирев, Ю С Кузнецов, А А Шатов, П.В Овчинников, Н Ю Шульгина // Обзорная информ Сер Бурение газовых и газоконденсатных скважин - 1996 -30 с

7 Фролов А А Облегченный расширяющийся тампонажный раствор / А А Фролов, В Ф Янкевич, В П Овчинников, П В Овчинников // Известия вузов Нефть и газ - 1997 - № 5 - С 77-79

8 Фролов А А К вопросу разработки облегченных тампонажных растворов / А А Фролов, В Ф Янкевич, П В Овчинников // Известия вузов Нефть и газ -1997 -№6 -С 37

9 Татауров В Г Повышение качества разобщения проницаемых пластов полимерцементными составами /В Г Татауров, П В Овчинников//Там же -С 58

10 Фролов А А Облегченные тампонажные растворы для цементирования газовых скважин месторождений Крайнего Севера / А А Фролов, В П Овчинников, П В Овчинников, В Ф Сорокин // Известия вузов Нефть и газ -2000 - №2 - С 27-33

11 Овчинников В П Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов / В П Овчинников, Н А Аксенова, П В Овчинников, В В Салтыков, В Ф Сорокин, В В Подшибякин, О В Гаршина, А М Нацепинская, В Г Татауров // Известия вузов Нефть и газ - 2000 - № 4 - С 21-26

12Фролов А А Совершенствование технологий и технических средств для цементирования скважин месторождений Крайнего Севера / А А Фролов, П В Овчинников, В В Вялов//Известия вузов Нефть и газ -2000 — №5 -С 38-43

13 Фролов А А Анализ причин снижения качества разобщения проницаемых пластов на ранних стадиях твердения тампонажных растворов / А А Фролов, П В Овчинников//Там же -С 43-47

НОвчинников В П Использование полимеров при строительстве скважин / В П Овчинников, Н А Аксенова, В Ф Сорокин, В В Салтыков, П В Овчинников, Р Ю Кузнецов // Там же - С 75-81

15 Овчинников ВП К решению проблемы качественного вскрытия и разобщения пластов / В П Овчинников, Н А Аксенова, П В Овчинников, В В Салтыков, А В Кузнецов//Бурение -2000 -№3 - С 8-10

16 Фролов А А Практика применения установок гибких длинномерных безмуфтовых труб для очистки забоев газовых скважин / А А Фролов,

А М Шарипов, И А Шарипов, П В Овчинников, В М Предигер // Известия вузов Нефть и газ -2001 -№3 -С 18-22

17 Фролов А А Опыт применения тампонажных растворов при цементировании газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера / А А Фролов, В Ф Сорокин, П В Овчинников, В П Овчинников, В М Предигер // Бурение -2001 -№5 - С 19-22

18 Сорокин В Ф К вопросу о производстве специальных тампонажных смесей в условиях бурового предприятия / В Ф Сорокин, А А Фролов, ПВ Овчинников, В П Овчинников//Бурение -2001 -№9 -С 15-17

190вчинников В П Расширяющая добавка к облегченным тампонажным растворам / В П Овчинников, Е П Дубко, А А Шатов, П В Овчинников, ВМ Предигер, А А Фролов, Н А Аксенова//Бурение -2001 —№11 -С 11-13

20 Ипполитов В В Специальные тампонажные композиции для цементирования газовых скважин / В В Ипполитов, П В Овчинников, В Ф Сорокин, А А Фролов, С А Уросов, Н П Кобышев // Бурение и нефть Вестник ассоциации буровых подрядчиков -2002 -№3 -С 21-24

21 Овчинников ПВ Специальные тампонажные композиции для цементирования газовых скважин // Известия вузов Нефть и газ - 2002 - № 6 -С 14-18

22 Яковлев И Г Анализ работ по вскрытию коллекторов /ИГ Яковлев, П В Овчинников, В Ф Сорокин, В В Подшибякин, В А Тарасенко, ВП Овчинников//Бурение и нефть -2003 — №3 -С 34-36

23 Овчинников П В Строительство сверхглубоких скважин на месторождениях Оренбургского НТК // Бурение и нефть - 2004 - № 3 - С 2-4

24 Кобышев Н П Проблемы строительства разведочных скважин на месторождениях Оренбургской области / Н П Кобышев, П В Овчинников, В А Колосов, В А Мнацаканов // Бурение и нефть Вестник ассоциации буровых подрядчиков -2004 -№ 1 -С 41-45

25 Овчинников П В Крепление скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / П В Овчинников, М В Двойников, В П Овчинников, А А Фролов, А В Будько, С В Пролубщиков, Ш К Арыпов // Известия вузов Нефт ь и газ - 2005 - № 2 - С 28-34

26 Салтыков В В Промывочные жидкости и технические средства для вскрытия пород-коллекторов с аномальными пластовыми давлениями / В В Салтыков, П В Овчинников, И Г Яковлев // Известия вузов Нефть и газ -

2006 -№5 -С 12-16

27 Овчинников ПВ Буровые растворы для вскрытия ачимовских отложений Восточно-Уренгойского месторождения / П В Овчинников, В В Салтыков, О В Нагарев // Известия вузов Нефть и газ - 2006 - № 6 - С 3642

28 Овчинников П В Совершенствование конструкции низа бурильной колонны / П В Овчинников, В В Салтыков, И Г Яковлев, Т А Ованесянц, С Н Бастриков//Бурение и нефть -2006 -№12 -С 30-31

29 Овчинников П В Технологические жидкости для вскрытия терригенных пород-коллекторов с аномальными пластовыми давлениями / ПВ Овчинников, В В Салтыков, И Г Яковлев, Т А Ованесянц // Бурение и нефть - 2007 - № 1 -С 34-35

в) Патенты на изобретения

30 Пат 2187621 РФ, С1 7 Е 21 В 33/138, Е 21 В 33/13 Облегченная тампонажная смесь / В И Вяхирев, А А Фролов, В Ф Сорокин, В В Подшибякин, П В Овчинников, С А Уросов, В А Клюсов, И Н Каримов, ВП Овчинников (Россия) - № 2000132125/03, Заявлено 20 12 2000, Опубл 20 08 2002, Бюл № 23

31 Пат 2203919 РФ, С2 7 С 09 К 7/02, Е 21 В 43/12 Жидкость для глушения скважин / В П Овчинников, В И Вяхирев, В Ф Сорокин, А А Фролов, П В Овчинников, Н А Аксенова, В В Салтыков, С А Уросов, В В Подшибякин, В Г Татауров (Россия) - № 2000133203/03, Заявлено 29 12 2000, Опубл 10 05 2003, Бюл № 13

32 Пат 2204690 РФ, С2 7 Е 21 В 33/138 Облегченный тампонажный раствор / В П Овчинников, В И Вяхирев, А А Фролов, В Ф Сорокин, П В Овчинников, В Г Кузнецов, С А Уросов, В В Подшибякин (Россия) - № 2000133202/03, Заявлено 29 12 2000, Опубл 20 05 2003, Бюл № 14

33 Пат 2209929 РФ, С2 7 Е 21 В 33/138 Модифицированная гипсоцементная смесь / В И Вяхирев, А А Фролов, В Ф Сорокин, В В Подшибякин, В А Клюсов, В П Овчинников, П В Овчинников, И Н Каримов (Россия) - № 2000132128/03, Заявлено 20 12 2000, Опубл 10 08 2003, Бюл №22

34 Пат 2235857 РФ, С1 7 Е 21 В 33/138 Тампонажный материал / В И Вяхирев, С А Уросов, А А Фролов, П В Овчинников, А В Рудницкий,

Е А Коновалов, В И Чернухин, Ю Р. Кривобородов, В А Клюсов, В А Субботин, А А Морозов (Россия) - № 2003102998/03, Заявлено 04 02 2003, Опубл 10 09 2004, Бюл № 25

35 Пат 2244098 РФ, С1 Е 21 В 33/138 Облегченный тампонажный раствор / В П Овчинников, В Г Кузнецов, П В Овчинников, А А Фролов, А В Будько, Ю О Газгиреев, Н П Кобышев (Россия) - № 2003125923/03, Заявлено 22 08 2003, Опубл 10 01 2005, Бюл № 1

36 Пат 2277570 РФ, С1 С 09 К 8/04 Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / П В Овчинников, И Г Яковлев, А А Фролов, AB Будько, С В Пролубщиков (Россия) - № 2004134648/03, Заявлено 26 11 2004, Опубл 10 06 2006, Бюл № 16

37 Пат 2277569 РФ, С1 С 09 К 8/02 Буровой раствор / ПВ Овчинников, И Г Яковлев, А А Фролов, А В Будько, С В Пролубщиков (Россия) -№ 2004134762/03, Заявлено 29 11 2004, Опубл 10 06 2006, Бюл № 16

38 Пат 2277571 РФ, С1 С 09 К 8/08 Безглинистый буровой раствор / ПВ Овчинников, И Г. Яковлев, А А Фролов, А В Будько, С В Пролубщиков (Россия) - № 2004135682/03, Заявлено 06 12 2004, Опубл 10 06 2006, Бюл № 16

39 Пат 2277572 РФ, С1 С 09 К 8/08 Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор / П В Овчинников, И Г Яковлев, А А. Фролов, AB Будько, С В Пролубщиков (Россия) - № 2004135683/03, Заявлено 06 12 2004, Опубл 10 06 2006, Бюл № 16

40 Пат 2277574 РФ, С1 С 09 К 8/467 Способ изоляции зон поглощений / П В Овчинников, С Н Горонович, П Ф Цыцымушкин, В Н Степанов, AB Ефимов, НП Кобышев (Россия) -№ 2004131408/03, Заявлено 27 10 2004, Опубл 10 06 2006, Бюл №16

41 Пат 2289015 РФ, С1 Е 21 В 33/14 Устройство и способ цементирования скважин / М В Двойников, В П Овчинников, П В Овчинников, С В Пролубщиков, А А Третьяков (Россия) - № 2005113473/03, Заявлено 03 05 2005, Опубл 10 12 2006, Бюл № 34

Соискатель

П В Овчинников

Подписано к печати РЗ С'? Бум писч №1 Заказ №/Уч -изд л

Формат 60x84 1/16 Уел печ л

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж //í> экз

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г Тюмень, ул Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, г Тюмень, ул Киевская 52

Содержание диссертации, доктора технических наук, Овчинников, Павел Васильевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЗАЛЕГАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА НА СОСТОЯНИЕ РАБОТЫ СКВАЖИН.

1.1 Краткая характеристика коллекторов нефти и газа месторождений севера Тюменской области.

1.2 Краткая характеристика коллекторов нефти и газа Оренбургского региона.

1.3 Промывочные жидкости, рекомендуемые для вскрытия продуктивных пластов и краткая их характеристика.

1.4 Промывочные жидкости, используемые при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях, разбуриваемых ООО «Бургаз» ОАО «Газпром».

1.5 Технология и технические средства для разобщения продуктивных горизонтов.

2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ КАЧЕСТВА ВСКРЫТИЯ И РАЗОБЩЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ.

2.1 Обоснование показателей оценки качества вскрытия продуктивных пластов.

2.2 Результаты оценки качества вскрытия продуктивных пластов.

2.3 Анализ состояния качества цементирования скважин.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 ПРОЦЕССЫ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ «СКВАЖИНА - ПЛАСТ». РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО СНИЖЕНИЮ ИХ ИНТЕНСИВНОСТИ.

3.1 Роль процессов взаимодействия «скважина - пласт» в обеспечении качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов.

3.2 Теоретические представления о механизме кольматации, технические средства для ее осуществления.

3.3 Разработка технологии управляемого метода кольматации и технических средств для его реализации в процессе цементирования.

3.4 Специальные технологические жидкости для ликвидации поглощений.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ПРОМЫВОЧНЫХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С РАЗЛИЧНЫМИ ТЕРМОБАРИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ.

4.1 Причины и факторы ухудшения фильтрационных свойств коллекторов нефти и газа.

4.2 Обоснование типа и компонентного состава промывочных жидкостей.

4.2.1 Обоснование типа и состава промывочной жидкости для вскрытия поровых и порово-трещинных коллекторов с пластовыми давлениями выше гидростатического давления в скважине.

4.2.2 Обоснование типа и состава промывочной жидкости для вскрытия трещинных коллекторов с пластовыми давлениями ниже гидростатического давления в скважине.

4.3 Результаты исследований физико-механических свойств биополимерсолевого раствора.

4.3.1 Результаты исследований по обоснованию вида полимера.

4.3.2 Результаты исследований по изучению влияния солей на набухаемость глинистых материалов.

4.3.3 Результаты исследований реологических и фильтрационных свойств биополимерсолевого раствора.

4.3.4 Результаты исследований физико-механических свойств раствора с конденсированной твердой фазой.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

5 РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ И ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ.

5.1 Разработка метода повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов на основе портландцемента.

5.1.1 Обоснование технологических решений повышения седиментационной устойчивости.

5.1.2 Результаты исследований фильтрационных и структурно-реологических свойств водных растворов оксиэтилцеллюлозы.

5.1.3 Результаты исследований влияния ОЭЦ на технологические свойства тампонажных растворов и цементного камня.

5.1.4 Результаты исследований суффозионной устойчивости тампонажных растворов с добавками ОЭЦ.

5.1.5 Результаты исследований усадочных деформаций полимерцементйых тампонажных составов.

5.1.6 Предполагаемое объяснение механизма снижения показателя фильтратоотдачи тампонажных растворов с добавками высокомолекулярных соединений.

5.2 Разработка и результаты исследований физико-механических свойств облегченных тампонажных растворов.

5.2.1 Обоснование выбора вида облегчающей добавки.

5.2.2 Результаты исследований влияния микросфер на физико-механические свойства тампонажного раствора (камня).

5.2.2.1 Влияние микросфер (МС) на прочностные свойства формирующегося камня.

5.2.2.2 Влияние высокопрочных микросфер (ВМС) на физико-механические свойства тампонажного раствора (камня).

5.2.2.3 Результаты исследований физико-механических свойств облегченного тампонажного раствора с расширяющимися добавками.

5.2.3 Результаты экспериментальных исследований по оценке термостойкости цементного камня.

5.3 Оценка коррозионной стойкости тампонажного камня.

5.3.1 Обоснование необходимости проведения исследований.

5.3.2 Объяснение механизма разрушения цементного камня под воздействием сероводорода.

5.3.3 Объяснение механизма разрушения цементного камня в условиях углекислой коррозии.

5.3.4 Объяснение механизма коррозионного разрушения цементного камня при совместном воздействии сероводорода и углекислоты.

5.3.5 Обоснование требований к тампонажным цементам для повышения их коррозионной стойкости.

5.3.6 Тампонажные материалы для крепления сероводород-содержащих интервалов.

5.3.7 Результаты исследований коррозионной стойкости тампонажных материалов в условиях сероводородной и углекислотной агрессии.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 5.

6 РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОГО ВНЕДРЕНИЯ ПРЕДЛОЖЕННЫХ ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАЗРАБОТОК.

6.1 Технология приготовления биополимерсолевых буровых растворов.

6.1.1 Технология приготовления биополимерной промывочной жидкости на основе крахмального реагента.

6.1.2 Технология приготовления биополимерных промывочных жидкостей на основе ацетата калия.

6.1.3 Технология приготовления биополимерного раствора с использованием формиатов натрия и полисахаридов.

6.1.4 Технология приготовления коллоидполимерных буровых растворов.

6.2 Технология приготовления и применения рецептур тампонажных растворов.

6.2.1 Технология приготовления полимерцементных тампонажных композиций.

6.2.2 Технология приготовления облегченных микросферами тампонажных растворов.

6.3 Результаты опытно-промышленного внедрения биополимерсо-левых растворов.

6.3.1 Результаты опытно-промышленного внедрения промывочной жидкости на основе крахмального реагента.

6.3.2 Результаты опытно-промышленного внедрения промывочной жидкости на основе ацетата калия.

6.3.3 Результаты опытно-промышленного внедрения промывочной жидкости на основе формиата натрия.

6.3.4 Результаты опытно-промышленного внедрения коллоидполи-мерного бурового раствора.

6.4 Результаты опытно-промышленного внедрения технологии подготовки ствола скважины методами кольматации и полимерцементных тампонажных композиций.

6.5 Результаты опытно-промышленного внедрения облегченных микросферами тампонажных растворов.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 6.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Теория и практика вскрытия и разобщения продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями"

Актуальность проблемы. Реализация энергетической политики страны связано с максимально эффективным использованием запасов углеводородного сырья. Значительный период эксплуатации многих крупных нефтегазовых месторождений России определяет современное состояние их освоения и разработки.

Так, за более чем 70-летнюю историю развития нефтедобычи в Республике

Башкортостан, где месторождения нефти и газа представлены практически всеми j известными типами залежей, добыто 1,5 млрд. т нефти, более 70 млрд. м газа, степень выработки начальных извлекаемых запасов достигла более 84 %, текущая обводненность - более 90 %, значительно снизились объемы добычи нефти, выросла доля остаточных запасов (до 80 % от остаточных извлекаемых).

На месторождениях Республики Татарстан отобрано 92,9 % активных и 45,4 % трудноизвлекаемых запасов. В структуре остаточных извлекаемых запасов активные составляют 20,4 %, трудноизвлекаемые - 79,6 %.

Семидесятые, восьмидесятые годы прошлого столетия явились вехой открытия и разработки нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири, где в настоящее время добывается более 90 % российского газа и 70 % нефти. В настоящее время отмечается снижение темпов добычи углеводородного сырья. Несмотря на то, что на территории Западной Сибири вместе с Восточной Сибирью и шельфом дальневосточных морей разведаны и разрабатываются новые месторождения, прирост разведанных запасов только на 65-70 % восполняют годовую добычу нефти. В результате основной объем добычи углеводородного сырья почти полностью приходиться на разработанные и, в большинстве своем, истощенные месторождения Западной Сибири и Урало-Поволжья. Например, по Самотлорскому месторождению около 50 % эксплутационного фонда приходится на малодебитные скважины с производительностью не превышающей 2-3 т/сут, что на грани рентабельности. У каждой второй скважины коллекторские свойства снижены вдвое, у каждой десятой - на 90 %. Бездействующий фонд скважин составляет более 36 %, текущий коэффициент нефтеотдачи - около 0,19.

Аналогичное положение наблюдается и на газовых месторождениях. Увеличивается выработка запасов (например, на Медвежьем ГКМ она составляет 77 %), снижаются пластовые давления (по указанному месторождению с 11,7 до 3,0 МПа и ниже), увеличивается число ремонтных работ в скважинах - по ОАО «Газпром» за последние пять лет число ремонтных работ возросло в 2,05 раза, в том числе по Западно-Сибирскому газодобывающему региону в 1,68 раза. Следует отметить, что при повышении сложности работ, их эффективность снизилась - по сеноманским скважинам с 95 % до 81 %, в целом по ОАО «Газпром» она не превышает 62 %.

Истощение активных запасов углеводородов на открытых и осваиваемых месторождениях обуславливает необходимость ввода в разработку новых сложнопостроенных месторождений, постоянного совершенствования технологий строительства скважин, непрерывного контроля и управления состоянием разработки уже осваиваемых месторождений с целью максимального использования потенциальных возможностей каждой скважины, каждого продуктивного пласта.

Основная причина, обуславливающая возникновение данной проблемы - это процессы взаимодействия между скважиной и вскрываемыми проницаемыми пластами при ее строительстве, которые, в значительной степени, определяются геологическими и термобарическими условиями, видами насыщающего пласт флюида, используемыми технологиями и техническими средствами.

Термобарические условия в скважине различны:

- по температуре: от минусовых (4 - 8) °С до высоких положительных (150 С и выше. Максимальная зафиксированая температура в скважине - 237 °С);

- по давлению: от величины значительно ниже гидростатического (аномально низкие пластовые давления - АНПД) до аномально высоких пластовых давлений - АВПД.

Вид насыщающего пласт флюида также различен - вода, нефть, конденсат, газ. В их составе содержатся различные соединения, многие из которых токсичны для человеческого организма, другие вызывают коррозионное поражение технических сооружений, конструкций, материалов, что может в последствии отразиться на экологической обстановке в районе расположения объекта.

Для решения этих проблем разработаны и применяются технологические жидкости, физико-механические свойства которых должны отвечать требованиям обеспечения сохранности естественных коллекторских свойств, вскрываемых бурением, продуктивных пластов с последующим их надежным разобщением от выше и нижезалегающих проницаемых пластов. Созданы и широко внедряются промывочные жидкости и тампонажные растворы различных типов, с различным соотношением и видами добавок, реагентов и т.д. Несмотря на это, рассматриваемая проблема и на сегодня является актуальной. Фактическая производительность скважин зачастую не отвечает потенциальным возможностям пластов, в скважинах наблюдаются заколонные давления, перетоки и т.д. Подтверждением является ежегодный рост числа ремонтных работ в скважинах. Таким образом, изложенное свидетельствует, что в многообразии протекающих процессов в скважине, в особенности при ее заканчивании, учитываются не все, подлежащие исследованию, факторы, влияющие на конечный результат.

Цель работы

Основные задачи исследований

4 Обоснование технологий применения разработанных промывочных и тампонажных растворов, обеспечивающих качественное вскрытие и разобщение пластов.

5 Внедрение разработанных технологий и технических средств по вскрытию и разобщению продуктивных пластов.

6 Обобщение результатов промышленных испытаний разработанных технико-технологических решений. Разработка нормативной документации для широкого промышленного использования.

Научная новизна выполненной работы

1 Разработаны научно обоснованные принципы повышения производительности и долговечности работы скважин со сложными термобарическими условиями.

2 Дано теоретическое обоснование выбора и применения реагентов для управления свойствами буровых и тампонажных растворов.

5 Разработаны теоретические предпосылки совершенствования физико-механических свойств тампонажных растворов (седиментационной устойчивости, объемных деформаций, прочностных свойств, температуростойкости формирующегося камня и др.) путем введения в состав вяжущего, на основе портландцемента, газонаполненных кремнеземосодержащих материалов (микросфер различной модификации). Предложено объяснение механизма формирования цементного камня из тампонажного раствора, содержащего и микросферы.

Практическая ценность и реализация

По результатам теоретических и экспериментальных исследований разработаны и внедрены при строительстве нефтяных и газовых скважин в различных регионах страны:

- рецептуры промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов с малым содержанием твердой фазы на основе полимерсолевой композиции (полимер в сочетании с солями хлорида калия, формиатов натрия и калия); гидрогелевых буровых растворов с конденсированной твердой фазой;

- составы облегченных расширяющихся, термостойких тампонажных материалов с использованием в качестве облегчающей добавки кремнезсодержащих, газонаполненных микросфер различных типов (алюмосиликатных, стеклянных, высокопрочных и др.).

Внедрение технико-технологичеких разработок осуществлено в ООО «Бургаз» ОАО «Газпром» при строительстве скважин на месторождениях севера Тюменской области, центральном и южном регионах страны: Оренбуржье, Кубань. Результаты выполненного комплекса теоретических, экспериментальных, промысловых исследований и разработанные при этом технические и технологические решения способствовали повышению продуктивности скважин, сокращению сроков испытания (освоения) и ввода их в эксплуатацию, улучшению экологической обстановки в районах ведения буровых работ. Они также явились основой для разработки нормативных документов, используемых при строительстве скважин в ООО «Бургаз». Отдельные результаты исследований используются в вузах при проведении лекционных занятий для подготовки специалистов нефтегазового направления.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Овчинников, Павел Васильевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Научно обосновано и в промышленных условиях подтверждено повышение качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов с использованием комплекса взаимоусиливающих технико-технологических решений, направленных на снижение отрицательных последствий процессов взаимодействия «скважина - пласт», включающих применение высокоэффективных промывочных и тампонажных растворов с одновременной кольматацией проницаемых пластов.

2 В целях снижения объема проникающего в пласт фильтрата технологических жидкостей, используемых при строительстве скважин, повышения устойчивости приствольной части проницаемых пластов, формирования цементного камня квазиоднородного по своим свойствам на всем протяжении интервала цементирования предложено при вскрытии бурением, подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны или в процессе цементирования применять методы кольматационной обработки ствола скважины. Для реализации данного предложения разработаны технические средства (устройства, материалы).

3 Для повышения качества вскрытия и разобщения коллекторов нефти и газа по результатам теоретических и экспериментальных исследований разработаны и успешно внедрены технологические решения, включающие: разработку рецептур полимерсолевых и коллоидполимерных буровых растворов с малым содержанием кислоторастворимой твердой фазы; введение в состав тампонажного портландцементного раствора водорастворимых высокомолекулярных соединений на основе оксиэтилцеллюлозы; использования высокодисперсных, газонаполненных, кремнеземосодержащих в аморфном состоянии материалов (АСПМ и ВМС).

4 Разработаны и опробованы при вскрытии пород коллекторов порово-трещинного типа на месторождениях севера Тюменской области полимерсолевые промывочные жидкости с малым содержанием твердой фазы, включающие: для регулирования реологических параметром и седиментационной устойчивости биополимер (крахмал картофельный, технический либо Xanthan gum); для ингибирования процессов гидратации и диспергирования глинистых включений, снижения поверхностного натяжения и капиллярного давления, защиты от воздействия бактерицидов и регулирования плотности растворов - соли ацетата калия либо формиата натрия; для снижения показателя фильтроотдачи -Tylosa Е29651; для кольматации поровой структуры проницаемых пластов на стадии их вскрытия и регулирования плотности раствора - мраморную крошку фракции 0,1-0,2 мм либо мел.

5 В целях предупреждения и ликвидации поглощения, уменьшения степени загрязненности продуктивных пластов обосновано применение полимерсолевых и полимерцементных тампонажных растворов с пониженной фильтроотдачей. Изучены физико-механические свойства, показано их преимущество. Выявлено и рекомендовано оптимальное сочетание компонентов.

6 В развитие исследований в области создания облегченных тампонажных растворов научно обоснована, экспериментально и в промысловых условиях доказана эффективность применения в качестве облегчающих добавок к тампонажным портландцементам алюмосиликатных (АСПМ) и высокопрочных стеклянных (ВМС) микросфер. Исследовано их влияние на физико-механические и реологические свойства тампонажного раствора и камня; определено оптимальное содержание в составе композиции. Обоснованы области использования: АСПМ рекомендовано для цементирования эксплуатационных колонн, перекрывающих сеноманские отложения, ВМС-валанжин.

7 Изучено влияние повышенных температур (более 100 °С) и агрессивных сред (сероводорода и углекислого газа) на изменение структуры порового пространства и прочностные свойства сформированного цементного камня предложенного состава. На основе результатов теоретических и экспериментальных исследований разработан тампонажный материал, устойчивый к их воздействию. Повышенная коррозийная и термическая стойкость объясняется формированием малопроницаемого камня, преимущественно представленного низкоосновными гидросиликатами кальция типа тоберморит, ксонолит.

8 Результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований явились основой разработки технико-технологических регламентов по совершенствованию качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов в скважинах со сложными термобарическими и геологическими условиями; используются научно-исследовательскими институтами и другими организациями при составлении технических проектов на строительство скважин для филиала «Тюменбургаз» ООО «Бургаз»; явились основанием выдачи патентов Российской Федерации [255-260, 384-389]. Промышленное внедрение комплексной технологии, рецептур промывочных жидкостей осуществлено на 34 скважинах, облегченные тампонажные растворы и полимерцементные композиции используются в настоящее время на каждой скважине филиала «Тюменбургаз».

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Овчинников, Павел Васильевич, Тюмень

1. Результаты поисково-разведочного бурения скважин: Отчёт геологический // Комплексная тематическая экспедиция филиала «Тюменбургаз» ООО «Бургаз». Новый Уренгой, 2003. - 65 с.

2. Берг О.Р. Сейсмическое обнаружение и оценка дельты и турбидитовых последовательностей // Бюл. Американского общества геологов-нефтяников. -1982.-№ 9.-С. 1271-1288.

3. Наумов А.Л. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири / А.Л. Наумов, Т.М. Онищук, Н.П. Дядюк // Геология нефти и газа.-1979.-№ 8.-С. 15-20.

4. Бородкин В.Н. Условия формирования и фации ачимовской толщи севера Западной Сибири / В.Н. Бородкин, A.M. Брехунцов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. - № 5. - С. 10-16.

5. Политыкина М.А. О пластовом строении Оренбургского газоконденсат-ного месторождения // Геология нефти и газа. 1980. - № 6. - С. 26-33.

6. Чернов Н.И. О зональном распределении фильтрационных свойств в газонасыщенных карбонатных породах Оренбургского месторождения. -ВНИИГазпром, 1981.-№6.

7. Жабрев И.П. Суперколлекторы Оренбургского газоконденсатного месторождения / И.П. Жабреев, М.А. Политыкина, Ю.В. Участкин // Геология нефти и газа. 1979. - № 3. - С. 20-28.

8. Политыкина М.А. Сульфатный метасоматоз в карбонатных коллекторах (на примере Оренбургского месторождения) / М.А. Политыкина, А.Е. Гладков // РН. Сер. Геология и разведка газовых, газоконденсатных месторождений. 1983. -№ 7.-С. 1-4.

9. Исследование газодинамических свойств пластов, физико-химических и товарных характеристик флюидов нефтегазоконденсатных месторождений: Отчет о НИР / Фонды ВУНИПИгаз; Руководитель Д.З. Сагитова. Оренбург, 1995. - 97 с.

10. Грей Дж. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): Перевод с анг. / Дж. Грей, Г. Дарли. М.: Недра, 1985. - 509 с.

11. Тевзаде Н.Р. Совершенствование технологии заканчивания скважин при вскрытии трещинных коллекторов на примере месторождений Грузии: Дис. . канд. техн. наук. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1991. - 164 с.

12. Дедусенко Г.Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы / Г.Я. Дедусенко, В.И. Иванников, М.И. Липкес. М.: Недра, 1985. - 160 с.

13. Новые системы буровых растворов на водной основе для ингибирования глинистых сланцев // НТИС. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море (зарубежный опыт). 1994. - Вып. 2. - С. 18-25.

14. Андресон Б.А. Полимерные буровые растворы за рубежом / Б.А. Андресон, А.У. Шарипов, К.Л. Минхайров // Обзорная информ. Сер. Бурение. -1980.-Вып. 5.-47 с.

15. Булатов А.И. Перспективы заканчивания скважин в СССР / А.И. Булатов, Э.М. Тосунов // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 8. - С. 4-17.

16. Рабинович Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин / Н.Р. Рабинович, Н.Т. Смирнова, Н.Р. Тевзаде. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 40 с.

17. Масляков А.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 57 с.

18. Яненко В.И. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов / В.И. Яненко, А.П. Крезуб, Л.И. Дегтярева. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - 48 с.

19. Скоморовский Н.И. Применение ПАВ для вскрытия нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 7. - С. 51-52.

20. Пащенко А.А. Гидрофобизация / А.А. Пащенко, М.Г. Воронков. Киев: Наукова думка, 1973. - 239 с.

21. Лернер Б.Е. Опыт применения анионоактивных ПАВ для обработки промывочных растворов при вскрытии продуктивных горизонтов на Приуралье // Нефтяная и газовая промышленность. 1981. - Вып. 1. - С. 26-29.

22. Применение нефтяных растворов в бурении и влияние их на результаты геофизических исследований скважин // Обзорная информ. Сер. Бурение (зарубежный опыт). -1985. Вып. 12. - 43 с.

23. Касьянов Н.М. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных отложений / Н.М. Касьянов. В.Ф. Штормин // Обзорная информ. Сер. Бурение. -1969.-С. 89.

24. Мархасин И. Л. Исследование свойств и структуры граничных слоев // Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение нефтегазовых скважин: Тез. докл. Всесоюз. науч.-техн. конф. Ивано-Франковск: ИФИНГ, 1982. - С. 7-8.

25. Мухин Л.К. Кольматирующая способность растворов на углеводородной основе / Л.К. Мухин, В.Н. Соловьев, В.Н. Табученко // Обзорная информ. Сер. Бурение.- 1969.-С. 69-71.

26. Середа Н.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин / Н.Г. Середа, Е.М. Соловьев. М.: Недра, 1974. - 454 с.

27. Кошелев В.Н. Экспериментальные исследования ПАВ комплексного действия СНПХ ПКД 515 / В.Н. Кошелев, О.А. Лушпеева, Г.Б. Проводников // Вопросы промывки скважин с горизонтальным участком ствола: Сб. науч. тр. -Краснодар: НПО Бурение, 1998. С. 114-120.

28. Прусова Н.Л. Исследование процесса закупоривания проницаемых пород дисперсной фазой различных буровых растворов и разработка очистительных устройств: Дис. канд. техн. наук. М., 1988. - 176 с.

29. Гусман A.M. Влияние условий очистки забоя скважины на механическую скорость бурения (по материалам советских и зарубежных исследований) // Сб. науч. тр. ВНИИБТ. 1970. - Вып. 24. - С. 95-116.

30. Литвишко В.Г. Опыт применения слабоструктурированного бурового раствора / В.Г. Литвишко, М.И. Липкес // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1975. -№ 8.-С. 14-17.

31. Штурн В.Б. Исследование некоторых вопросов отбора керна коронками керноотборников на каротажном кабеле: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1975.-22 с.

32. Практика обработки глинистых растворов в США. М.: Госинти, 1958.

33. Пат. 2061731 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор / Н.И. Крысин, A.M. Нацепинская, P.M. Минаева, Ф.Н. Гребнева, Ю.М. Сухих, Т.Н.Крапивина, Т.И. Соболева (Россия). № 94005205/03; Заявлено 26.02.94; Опубл. 10.06.96, Бюл. № 16.

34. Пат. 4255268 США, МКИ3 С 09 К7/00. Буровой раствор с вязкостным агентом / W.R. Yrace Со (Yacob Block). Заявлено 1978.

35. Крылов В.И. Применение кольматантов в жидкостях для первичного вскрытия продуктивных пластов с целью сохранения их коллекторских свойств / В.И. Крылов, В.В. Крецул // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 5. - С. 36-41.

36. Рябоконь С.А. Новая технологическая жидкость для заканчивания и ремонта скважин / С.А. Рябоконь, Б.А. Мартынов, А.А. Бояркин, И.Е. Александров, Я.Г. Дударов // Интервал. 2003. - № 12. - С. 62-67.

37. Федосов Р.И. Новые системы безглинистых полимерногидрогелевых буровых растворов / Р.И. Федосов, А.И. Пеньков, Б.А. Никитин // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 2. - С. 20-22.

38. ГОСТ 7759-73. Магний хлористый технический (бишофит). Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1988. - 11 с.

39. Львова И. Комплексная технология заканчивания скважин / И. Львова, Н. Рылов, Р. Вафин, А. Гимаев, А. Егоров // Бурение и нефть. 2005. - № 4. - С. 24-26.

40. Пат. 3921733 США, МКИ3 С09 К7/00. Метод бурения скважин с использованием гелеобразных полимеров. Phillips petroleum / Richard Z. Clampitt. -Заявлено 1972.

41. Зобнин И. Применение буровых растворов для качественного вскрытия продуктивного пласта // Бурение и нефть. 2005. - № 4. - С. 22-23.

42. Пат. 969708 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / И.Ю. Хариев, Н.И. Македонов, К.В. Иогансен, В.З. Ага-Алиева, С.А. Шелягова (Россия). № 293453723; Заявлено 04.06.80; Опубл. 30.10.82, Бюл. № 40.

43. Давыдов В.К. Техника и технология вскрытия продуктивных пластов на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2005. - № 6. - С. 25-26.

44. Андресон Б.А. Полимерный раствор для глушения скважин / Б.А. Андресон, К.Л. Минхайров // Информ. листок. 1980. - № 13-80. - 4 с.

45. Белей И.И. Полимерный алюмоакриловый промывочный раствор / И.И. Белей, Е.А. Коновалов // Газовая промышленность. -1981.- № 1. С. 13-15.

46. А.с. 897833 СССР, МКИ3 С 09 К 7/02. Полимерный буровой раствор / В.И. Леонидов, Г.А. Пахмурин, Л.П. Проскурин, И.Г. Кирель, Г.И. Исаева (СССР). -№2912875/23-03; Заявлено 07.01.80; Опубл. 15.01.82, Бюл.№ 2.

47. Андресон Б.А. Эмульсионно-гелевый полисахаридный раствор для бурения скважин в сложных горно-геологических условиях / Б.А. Андресон, Г.Г. Мурзагулов, А.Г. Сунагатуллин, Р.А. Гайнуллин // Интервал. 2003. - № 1. - С. 6063.

48. Пат. 2019552 РФ, С 09 К 7/02. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / М.С. Окунев, Л.П. Сергиенко, А.У. Шарипов, В.А. Иванова (Россия). № 5051781/03; Заявлено 10.07.1992; Опубл. 15.09.1994, Бюл. № 17.

49. Пат. 2012584 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / АЛ. Третьяк (Россия). -№4933201/03; Заявлено 11.03.1991; Опубл. 15.05.1994, Бюл. № 9.

50. Пат. 2038362 РФ, С 09 К 7/02. Буровой раствор / А.Я.Третьяк (Россия). -№ 93014619/03; Заявлено 22.03.1993; Опубл. 27.06.1995, Бюл. № 18.

51. А.с. 1321740 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Состав для вскрытия продуктивного пласта / И.Ю. Хариев (Россия). № 3913442/23-03; Заявлено 14.06.1985; Опубл. 07.07.1987, Бюл. № 25.

52. А.с. 969710 СССР, МКИ С 09 К 7/02. Промывочная жидкость для вскрытия пласта / А.А. Мартаков, О.П. Дианова, Т.П. Бранд Р.Ф. Баджурак, М.К. Сартбаев (СССР). № 3266985/23-03; Заявлено 31.03.81; Опубл. 30.10.82, Бюл. № 40.

53. А.с. 642352 СССР, МКИ2 С 09 К 7/00 Промывочная жидкость для вскрытия пласта // В.М.Беляков, Е.К. Коптелова, В.К. Роговой, Р.Ф. Баджурак, Н.Г. Сапожников (СССР). № 2165709/22-03; Заявлено 22.07.75; Опубл. 15.01.79, Бюл. № 2.

54. Байков Н.М. Новые буровые растворы для проходки скважин // Бурение и нефть. 2002. - № 11. - С. 47-49.

55. Булатов А.И. Справочник по промывке скважин / А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. М.: Недра, 1984. - 315 с.

56. Шарипов A.M. Использование пенных систем при ремонте газовых скважин // Газовая промышленность. 1987. - № 5. - С. 25.

57. Маковей Н. Гидравлика бурения. М.: Недра, 1986. - 536 с.

58. Тагиров К.М. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с анамальными давлениями / К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лобкин. М.: Недра, 1996. - С. 3 - 27.

59. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов / В.А. Амиян, А.В. Амиян, Н.П. Васильева. М.: Недра, 1980.

60. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1982. - С. 105-121.

61. Межлумов А.О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин. М.: Недра, 1976. - 229 с.

62. Горонович С.Н. Технологические основы технологии бурения и капитального ремонта скважин с использованием пенных систем / С.Н. Горонович, B.C. Горонович. Оренбург: ВолгоУралНИПИгаз, 1996. - С. 4-6.

63. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. -М.: Химия, 1975.-264 с.

64. Тихомиров В.К. Пены. Теория и практика их получения и разрушения. -М.: Химия, 1983.-С. 10-35.

65. Тарнавский А.П. Исследование и разработка тампонажных материалов для цементирования газовых скважин с сероводородосодержащей продукцией: Автореф. дис. канд. техн. наук. М.: МИНХ и ГП им.Губкина, 1978. - С. 20.

66. Тарнавский А.П. Проникновение сероводородосодержащего газа через цементный камень / А.П. Тарнавский, В.А. Золотухин // Экспресс-информация. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1911. - № 12 (36). - С. 11-12.

67. Тарнавский А.П. Изменение некоторых свойств песчанистого цемента в среде сероводородосодержащего газа // Экспресс-конференция. 1975. - № 17. -С. 19-20.

68. Тарнавский А.П. Тампонажный цемент в сероводородной среде // Газовая промышленность. 1975. - № 1. - С. 39.

69. Рахимбаев Ш.М. К вопросу о механизме сульфоалюминатной коррозии цемента// Неорганические материалы: Изв. АБП. 1969. - № 5. - С. 34-35.

70. Новохатский Д.Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования высокотемпературных скважин и технология их применения: Автореф. дис. д-ра техн. наук. Баку, 1975.

71. Новохатский Д.Ф. Коррозионная стойкость камня из ШПЦС-1200 с добавкой КМЦ.-РНТС / Д.Ф. Новохатский, Л.И. Рябова, З.Л. Лайко // Бурение. -1976.-Вып. 6.-С. 28-29.

72. Новохатский Д.Ф. Влияние добавки гипана коррозионную стойкость цементного камня / Д.Ф. Новохатский, Н.А. Иванова, Л.И. Рябова // Техника и технология промывки и крепления: Тр. ВНИИКрнефти. 1975. - Вып. 9. - С. 28-32.

73. Тванова Н.А. Изучение влияние пластовых сероводородных вод на стойкость цементного камня / Н.А. Тванова, Д.Ф. Новохатский, Г.Г. Ганиев // Промывка и технология крепления скважин: Тр. ВНИИБТ. М., 1973. - С. 250255.

74. Иванова Н.А. Влияние агрессивный сред на стойкость цементного камня из доменных основных шлаков / Н.А. Иванова, Д.Ф. Новохатский, Л.И. Рябова // Бурение. 1972. - Вып. 8. - С. 22-28.

75. Иванова Н.А. Автореф. дис. . канд. техн. наук. Ташкент, 1972.

76. Иванова Н.А. Влияние агрессивных сред на стойкость цементного камня из доменных основных шлаков / Н.А. Иванова, Д.Ф.Новохатский, Л.И. Рябова // Бурение. 1972. - Вып. 3. - С. 19-22.

77. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам / B.C. Данюшевский, И.Ф.Толстых, В.М. Милыптейн. М.: Недра, 1973.-С.311.

78. Данюшевский B.C. Газовая сероводородная коррозия тампонажного камня / B.C. Данюшевский, А.П. Тарнавский // Газовая промышленность. 1977. -№6.-С. 46-48.

79. Данюшевский B.C. Воздействие сероводородосодержащего природного газа на стойкость цементного кольца скважин / B.C. Данюшевский, А.Л. Тарнавский // Резюме докладов ГЕОХЕМ-76. ЧССР, Готвальдов, 1976. - С. 45-46.

80. Данюшевский B.C. Исследование процессов твердения тампонажных цементов в специфических условий глубоких скважин: Автореф. дис. . д-ра техн. наук. М., 1973. - 32 с.

81. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных составов. М.: Недра, 1978. - С. 293.

82. Рояк С.М. Технология и свойства специальных цементов / С.М. Рояк, A.M. Дмитриев // Труды совещания по химии и технологии цемента. -Стройиздат, 1967. С. 219-227.

83. Руководство по определению скорости коррозии цементного камня, раствора и бетона в жидких агрессивных средах. М.: Стройиздат, 1975. - С. 24.

84. Петраков Ю.И. Результаты исследования коррозионной стойкости цементного камня // Проблемы освоения газовых ресурсов Северного Кавказа: Сб. тр. ВНИИЭгазпром, 1980. - С. 30-36.

85. Иванова Н.А. О влиянии сероводородных пластовых вод на стойкость утяжеленных цементов // Тр. ВНИИБТ. М., 1972. - Вып. 8. - С. 331-334.

86. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976. - 248 с.

87. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. М.: Недра, 1964.197 с.

88. Булатов А.И. Цементы для цементирования глубоких скважин. М.: Гостоптехиздат, 1962. - С. 202.

89. Булатов А.И. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин / А.И. Булатов, Д.Ф.Новохатский. М.: Недра, 1975.-С. 224.

90. Булатов А.И. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А.И. Булатов, А.К. Куксов, О.Н. Обозин // Бурение. -1971.-№2,7.-С. 9-11.

91. Булатов А.И. Коррозия тампонажных цементов / А.И. Булатов, Ш.М. Рахимбаев, Д.Ф. Новохатский. Ташкент: Изд-во Узбекистан, 1970. - С. 96.

92. Липовецкий А.Я. Влияние некоторых добавок на коррозийную стойкость цементов в пластовых водах Башкирии / А.Я. Липовецкий, В.Э. Лейрих, З.Н. Данюшевская // Известия вузов. Нефть и газ. 1961. - № 11. - С. 95-98.

93. Клявин P.M. Коррозийная стойкость камня из тампонажных цементов в пластовых водах сакмаро артинских отложений / P.M. Клявин, P.P. Лукманов, А.У. Шарипов//Бурение. - 1976. -№4. - С. 23-31.

94. Клявин P.M. Коррозийная стойкость тампонажных цементов с добавкой хлористого кальция / P.M. Клявин, P.P. Лукманов, А.У. Шарипов // Нефтяное хозяйство. 1977. - № 8. - С. 34-36.

95. Гельфман Т.Н. Влияние водоотдачи на процессе формирования цементного камня и на качество цементирования скважин / Т.Н. Гельфман, P.M. Клявин // Материалы совещания по формированию цементного камня. 1982.

96. Ягафаров А.К. Обработка результатов гидродинамических исследований непереливающих скважин / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, Б.А. Ерка, И.А. Кудрявцев, В.К. Федорцов, В.И. Колесов // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 12.-С. 55-57.

97. Нагарев О.В. Оценка качества заканчивания скважин на месторождениях Западной Сибири / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.П. Овчинников // Бурение и нефть. 2005. - № 9. - С. 22-24.

98. Ягафаров А.К. Прогнозирование потенциальной продуктивности непереливающих нефтяных скважин / А.К. Ягафаров, Н.П. Кузнецов, И.А. Кудрявцев, Х.Н. Музипов, О.В. Нагарев, B.JI. Недочетов, В.К. Федорцов // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 12. - С. 53-55.

99. Нагарев О.В. Методики оценки качества заканчивания скважин / О.В. Нагарев, А.К. Ягафаров, В.К. Федорцов, В.П. Овчинников // Известия вузов. Нефть и газ. 2005. - № 6. - С. 14-21.

100. Мирзаджанзаде А.Х. Основы технологии добычи газа / А.Х. Мирзаджанзаде, O.JI. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев. М.: ОАО Изд-во Недра, 2003. - 880 с.

101. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980.-301 с.

102. Рабинович Н.Р. Методика оценки качества вскрытия пластов и освоения скважин. М.: МНП, 1985. - 87 с.

103. Пенжоян А.А. Оценка ингибирующих свойств буровых растворов. // Промывка скважин: Сб. науч. тр. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1989. - С. 17-23.

104. Фролов А.А. Научное обоснование, разработка и внедрение современных технологий разобщения пластов сложнопостроенных газовых месторождений: Дис. д-ра техн. наук: 25.00.15. Тюмень, 2001. - Т. 1. - 393 е.; Т.2.-23 с.

105. Овчинников П.В. Исследование и разработка комплекса технических средств и технологий разобщения пластов газовых скважин: Дис. . канд. техн. наук: 05.15.10. Тюмень, 1998. - 200 с.

106. Булатов А.И. Тампонажные материалы / А.И. Булатов, B.C. Данюшевский. М.: Недра, 1987. - 280 с.

107. Бутт Ю.М. Исследование процесса минералообразования при получении вяжущего автоклавного твердения из искусственных сырьевых смесей./ Ю.М. Бутт, Ж.С. Воробьев, В.А. Соколовский, М.М. Николаев // Тр. ВНИИБТ-РОМ. М., 1969. - № 14 (42). - С. 10-20.

108. Бутт Ю.М. Гидратация клинкерных минералов портландцемента и их смесей с гипсом и опокой / Ю.М. Бутт, Г.А. Батырбаев // Тр. Казахского филиала АН СССР. 1961. - Т. 3 (5). - С. 71-74.

109. Бутт Ю.М. Влияние состава цемента и условий твердения на формирование структуры цементного камня / Ю.М. Бутт, В.М. Колбасов // VI Междунар. конгресс по химии цемента. -М.: Стройиздат, 1976. С. 281-288.

110. Бутт Ю.М. Твердение вяжущих при повышенных температурах / Ю.М. Бутт, J1.H. Рашкевич. М.: Госстройиздат, 1961. - 230 с.

111. Кравцов В.М. Тампонажные материалы для крепления скважин в сложных геолого-технических условиях: Автореф. дис. . д-ра техн. наук. Уфа, 1984.-47 с.

112. Кравцов В.М. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах / В.М. Кравцов, Ю.С. Кузнецов, М.Ф. Мавлютов, Ф.А. Агзамов. М.: Недра, 1987.-190 с.

113. Кржеминский С.А. Автоклавная обработка силикатных изделий. М.: Стройиздат, 1974. - 186 с.

114. Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологии подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: Автореф. дис. д-ра техн. наук. Уфа, 1992. - С. 47.

115. Рояк С.М. Тампонажные цементы // VI Междунар. конгресс по химии цемента. М., 1975. - С. 246-264.

116. Рояк С.М. Специальные цементы / С.М. Рояк, Г.С. Рояк. М.: Стройиздат, 1979.-250 с.

117. Баженов B.C. Испытания и исследование буровых и тампонажных растворов при высоких температурах и давлениях. М.: ВНИИОЭНТ, НТО, 1972.

118. Bessey G.E. Discussion of Report «Cement hydration at elevated temperatures» by Kalousek G.L. Proceedings of the Third International Symposium of the Chemistry of Cement, London, 1952, p.357-361.

119. Chen S.V. Research an Cetents for Geothermal and Deep oil Wells. Society petroleum Engineers Journal, 1976, p. 307-309.

120. ГОСТ 632-80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия. -М.: Изд-во стандартов, 1989. 69 с.

121. Дияк И.В. Исследование основных факторов, влияющих на качество цементирования нефтяных и газовых скважин: Автореф. дис. . канд. техн. наук. -Ивано-Франковск, 1977. 26 с.

122. Номикосов Ю.П. Некоторые вопросы повышения качества цементирования буровых скважин: Автореф. дис. . канд. техн. наук. 1972. - С. 24.

123. Булатов А.И. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин / А.И. Булатов, Р.Ф. Уханов. М.: Недра, 1978. - 280 с.

124. Винарский М.С. Влияние свойств бурового раствора на состояние призабойной зоны продуктивного пласта / М.С. Винарский, В.К. Муратов, С.И. Петрова // Нефтяное хозяйство. 1977. - № 6. - С. 27-29.

125. Поляков В.Н. Повышение эффективности разорения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании / В.Н. Поляков, P.P. Лукманов, А.У. Шарипов, М.Р. Мавлютов, B.C. Асмоловский, Б.З. Кабиров // РНТС. Сер. Бурение. 1979.-№9.-С. 8-11.

126. РД 39-2-861-83. Технология струйной обработки проницаемых пород при заканчивании скважин / В.Н. Поляков, P.P. Лукманов, P.M. Клявин, М.Р. Мавлютов. Уфа: Башнипинефть, 1983. - 26 с.

127. Иванов Ф.М. Основные направления применения химических добавок к бетону / Ф.М. Иванов, В.Г. Батраков, А.В. Лагойда // Бетон и железобетон. -1981.-№9.-С. 3-5.

128. Номикосов Ю.П. О влиянии толщины глинистой корки на цементировку скважин // Тр. Академии нефтяной промышленности. -Гостоптехиздат, 1955. Вып. 11. - С. 91-94.

129. Леонидова А.И. Влияние глинистой корки на фильтрационные свойства цементных растворов / А.И. Леонидова, Е.М. Соловьев // Тр. НИНХ и ГЛ. 1966. - Вып. 60. - С. 56-63.

130. Леонидова А.И. Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов / А.И. Леонидова, Е.М. Соловьев // Тр. МИНХ и ГП. 1964. - Вып. 46. -С. 73-77.

131. Жужиков В.А. Фильтрование. Теория и практика разделения суспензий: 3-е изд., перераб. и доп. М.: Химия, 1971. - 440 с.

132. Жигач К.Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов / К.Ф. Жигач, К.Ф. Паус // Нефтяное хозяйство. 1957. - № 11. - С. 62-64.

133. Голышкина Л.А. Экспериментальные исследования герметичности контактных зон системы «порода цементный камень - обсадная труба» / Л.А. Голышкина, И.Г. Юсупов, И.С. Катеев // Тр. ТатНИПИнефть. - Казань, 1975. -Вып. 21. - С.106-111.

134. Аплекперов В.Т. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия / В.Т. Аплекперов, В.А. Никитин // Нефтяное хозяйство. 1972.-№8.-С. 21-24.

135. Крылов В.И. Основные направления развития техники и технологии в области крепления скважин и буровых растворов // Бурение. 1980. - № 10. - С. 2-5.

136. Баранов B.C. Связность глинистых корок // АНХ. 1950. - № 7. - С. 24.

137. Потрашов А.Н. Напорные движения грунтового песка, насыщенного мелкими песчаными и глинистыми частицами // Изд. НИИГ. 4.1. 1935. - № 15, 16. - С. 73-76.

138. Марухняк Н.И. Целесообразность удаления глинистой корки со стенок скважины перед цементированием обсадных колонн // Тр. конф. по вопросамтехнологии цементирования скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - Вып. 3. - С. 5155.

139. Ахунов С.М. Исследование процессов технологии цементирования скважин: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 1968. - 32 с.

140. Мавлютов М.Р. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины / М.Р. Мавлютов, Х.И. Акчурин, С.В. Соломенников, Н.П. Туровский. М.: Недра, 1997. - 123 с.

141. Баженов Ю.М. Влияние молекулярных масс лигносульфанатов на свойства бетона / Ю.М. Баженов, Е.Н. Покровская, Т.П. Никифорова // Бетон и железобетон. 1980. - № 6. - С. 9-11.

142. Динзбург J1.C. Вязко-упругий разделитель, используемый при цементировании скважин и последовательной прокачке смешивающихся жидкостей / Экспресс-информ. Сер. Бурение. 1972. - № 20. - С. 17-18.

143. РД 39-2-388-80. Инструкция по применению малоконцентрированных латексов (MKJ1) для ликвидации поглощений бурового раствора / Б.М. Курочкин. -М., 1980.

144. Вяхирев В.И. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях / В.И. Вяхирев, Ю.С. Кузнецов, В.П. Овчинников, А.А. Шатов, Е.С. Кузнецов. Тюмень: Вектор Бук, 1997.-240 с.

145. Гайворонский И.Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири / И.Н. Гайворонский, Г.Н. Леоненко, B.C. Замахаев. М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2000. -364 с.

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

147. Подгорнов В.М. Формирование призабойной зоны с целью повышения продуктивности нефтегазодобывающих скважин: Автореф. дис. . д-ра. техн. наук. -М., 1991.- 52 с.

148. Ягафаров А.К. О применении полимеров в качестве структурообразователей буровых растворов при вскрытии продуктивных горизонтов / А.К. Ягафаров, О.В. Нагарев, И.И. Клещенко, В.П. Овчинников // Нефтепромысловое дело. 2004. - № 2. - С. 33-35.

149. Шарипов А.У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин.- М: ВНИИОЭНГ, 1995. 280 с.

150. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М., 2000. - 668 с.

151. СТО 03-92-80. Струйная обработка проницаемых пород при бурении скважин. Уфа: БашНИПИнефть, 1980. - 22 с.

152. Орлов Л.И. Влияние промывочной жидкости на физические свойстваколлекторов нефти и газа / Л.И. Орлов, А.В. Ручкин, Н.М. Свихтушин. М: Недра, 1975.-212 с.

153. Сидоровекий В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978.-256 с.

154. Рахматуллин Р.К. Влияние полимерных растворов на качество вскрытия гранулярных коллекторов / Р.К. Рахматуллин, Н.М. Касьянов // Тр. ВНИИБТ. 1984. - Вып. 59. - С. 45-50.

155. Сонич В.П. Исследование петрофизических свойств пород-коллекторов нефтегазовых месторождений Западной Сибири для обоснования параметров продуктивных пластов. Тюмень: СибНИИНП, 1985. - 316 с.

156. Анализ качества первичного вскрытия продуктивных пластов по глубине проникновения фильтрата бурового раствора в пласт. Тюмень: ТюменНИИгипрогаз, 1989. - 18 с.

157. Norrish A.F. «Dis Farad Socn», 18,20,1954.

158. Беляев C.C. Особенности микробиологических процессов в заводняемого нефтяном месторождении Среднего Приобья / С.С. Беляев, Е.П. Розанова, И.А. Борзенкова//Микробиология. 1990. - Т. 59. - № 6. - С. 1075-1081.

159. Вавер В.И. Факторы, определяющие содержание сероводорода в продукции скважин и методы борьбы с микробиологической сульфатредукцией на месторождениях Нижневартовского района // Коррозия и защита. 1993. - № 19.-С. 5-7.

160. Laboratory investigation of parameters affecting optimization of micro-bial flooding in carbonate reservoirs / Almehaideb Reyadh, Zekri Abdulrazag // Petrol. Sci and Technol. 2002. - № 3-4. - С 377-392.

161. Хазипов Р.Х. Влияние температурных условий продуктивного пласта на особенности формирования биоценоза нефтепромысловой микрофлоры. / Р.Х.

162. Хазипов, Н.Н. Силищев, В.В. Леонов, Н.В. Симоненко, В.И. Новоселов // Нефтяное хозяйство. -1991. № 7. - С. 37-39.

163. Пат. 2158823 РФ, Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения / А.З. Гарейшина, С.М. Ахметшина, Р.С. Хисамов, А.Н. Шакиров, М.А. Жеглов, И.Х. Гараев (Россия). № 98122152/13; Заявлено 09.12.1998; Опубл. 10.12.2000, Бюл. №31.

164. А.с. 829888 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовой воды / А.З. Гарейшина, Р.Т. Булгаков, В.И. Козюро, B.C. Спорышев (СССР). № 2767168/22-03; Заявлено 03.04.1979; Опубл. 15.05.81, Бюл. № 18.

165. Хусаинов 3. М. Применение технологии биоцидного воздействия на Алехинском месторождении / З.М. Хусаинов, О.Р. Коробовкин, В.Л. Чирков, Н.Н. Силищев, А.В. Ключарев, Р.Х. Хазипов // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 8. -С. 10-16.

166. Козлов А.А. Формирование и размещение нефтяных и газовых залежей. М.: Гостонтехиздат, 1959.

167. Эрвин М. Разработка бурового раствора с целью минимизации удержания воды в пласт за счет впитывания / М. Эрвин, К. Пирсон, Б. Беньон // Нефтегазовые технологии. 2005. - № 5. - С. 32-37.

168. Bennion D.B. Water and hydrocarbon phase trapping in porous media -Diagnosis, prevention and treatment / D.B. Bennion, R.F. Bietz, F.B. Thomas // The Petroleum Society of CIM № 95-69, CIM Annual Technical Convention, 1995.

169. Bennion D.B. Reductions in the productivity of oil and gas reservoirs due to aqueous phase trapping / D.B. Bennion, R.F. Bietz, F.B. Thomas, D.W. Benion // The Petroleum Society of CIM № 93-24, CIM Annual Technical Convention, 1993.

170. Bennion D.B. Formations damage and horizontal wells A productivity killer / D.B. Bennion, F.B. Thomas, R.F. Bietz // SPE 37138, Horizontal Well Technical Convention, Calgary, 1996.

171. Bennion D.B. Fluid design to minimize invasive damage in horizontal wells / D.B. Bennion, F.B. Thomas, D.W. Benion, R.F. Bietz // The Petroleum Society of CIM № 94-71, CIM Conference on Recent Advances in Horizontal Well Applications, 1994.

172. Gruber N.G. Water block effects in low permeability gas reservoirs. // The

173. Petroleum Society of CIM № 96-92, CIM Annual Technical Convention, 1996.

174. Akin S. Imbibition studies on low permeability porous media / S. Akin, A.R. Kovscek. SPE 54590, Western Regional Meeting, Anchorage, Alaska, 1999.

175. Erwin M.D. Multiwell interference test in the Colville River field / M.D. Erwin, R.S. Redman, L.A. Sanders. Alaska. SPE 77453, SPE Annual Technical Conference, 2002.

176. Петраков A. M. Особенности сохранения коллекторских свойств иризабойной зоны пласта в низкопроницаемых коллекторах // Бурение и нефть.-2003. -С. 52-53.

177. Горбунов А.Т. Литолого-петрофизическое изучение заглинизированных коллекторов / А.Т. Горбунов, А.Г. Ковалев, A.M. Петраков // Разработка нефтяных и газовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: Сб. тр. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 193-220.

178. Грунтоведение / Под ред. Е.М. Сергеева. М.: Изд-во МГУ, 1983 - 389с.

179. Соколов В.Н. Микромир глинистых пород // Соросовский Образовательный Журнал. 1996. - № 3. - С. 56-64.

180. Королев В.А. Связанная вода в горных породах: новые факты и проблемы // Соросовский Образовательный Журнал. 1996. - № 9. - С. 79-85.

181. Городнов В.Д. Роль состава катионообменного комплекса глин в их устойчивости / В.Д. Городнов, А.А. Русаев // Дисперсные системы в бурении. -Киев: Наукова Думка, 1977. С. 91-93.

182. Гамзатов С.М. Влияние генезиса на поведение глинистых отложений при бурении и креплении скважин / С.М. Гамзатов, Ш.М. Рахимбаев, P.M. Рахметов // Экспресс-информ. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1976. - № 13. - С. 3-4.

183. Лукманов P.P. Влияние полимерных буровых растворов на коллекторские свойства пород при заканчивании скважин. Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1995.-76 с.

184. Нацепинская A.M. Исследование и совершенствование буровых растворов для Пермского Прикамья: Дис. канд. техн. наук. Пермь, 1982. - 189с.

185. Городнов В.Д. Влияние гидростатического давления на набухание глинистых пород / В.Д. Городнов, В.Ф. Печерников // Изв. вузов СССР. Нефть и газ. Баку: АзИНЕФТЕХИМ им. М. Азизбекова, 1962. - № 2.

186. Ангелопуло O.K. Основы выбора бурового раствора для борьбы с обвалами // Нефтяник. 1974. - № 5.

187. Злочевская Р.И. О взаимодействии глин с растворами электролитов в процессе их набухания / Р.И. Злочевская, В.И. Дивисилова // Связанная вода в дисперсных системах. М: МГУ, 1972. - С. 43-65.

188. Лопатин В.А. Анализ осложнений при бурении глубоких скважин в неустойчивых глинистых породах / В.А. Лопатин, Л.К. Мухин // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1964. - № 7. - С. 21-23.

189. Зубарев В.Г. Исследование проникновения фильтрата промывочных жидкостей в глинистые породы / В.Г. Зубарев, Б.В. Байдюк // Экспресс-информация. 1973. - № 4.

190. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. Киев: АН УССР, 1974. - Вып. XXXIX.

191. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977. - 280 с.

192. Паус К.Ф. Аквакомплексы как понизители водоотдачи / К.Ф. Паус, Р.Г. Ахмадеев, А.П. Акатьев // Изв. вузов. СССР. Нефть и газ. Баку: АзИНЕФТЕХИМ им. М. Азизбекова, 1970. - № 3.

193. Тарасевич Ю.И., Овчаренко Ф.Д. Укр. Хим. Журн. 1966.32.1169.

194. Грим Р.Е. Минералогия и практическое использование глин. М.: Мир, 1967.-510 с.

195. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.-392 с.

196. Самойлов О.Я. О гидратации ионов в водных растворах // Изв. АН СССР, отд. хим. наук. 1953. - № 2.

197. Крестов Г.А. От кристалла к раствору / Г.А.Крестов, В.А. Кобенин // Химия. 1977.- 112 с.

198. Физико-химическая механика дисперсных минералов / Под ред. Н.Н. Круглицкого. Киев: Наукова Думка, 1971. - 210 с.

199. Mooney K.W. Kecnan A.Y. Wood S.A. «У. Amer. Chem Soc», 74, 1952,1971.

200. Barser R.M., Mak Lood D.M. «Frans. Farad.Soc.» 50,980,1954.

201. Кошелев B.H. Общие принципы ингибирования глинистых пород и заглинизированных пластов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. - № 1.-С. 13-15.

202. Ангелопуло O.K. Калиевые буровые растворы // Нефтяник. 1977. - №7.

203. Крысин Н.Й. Калийсодержащие отходы для обработки буровых растворов / Н.И. Крысин, Т.А. Скороходова, A.M. Нацепинская // Нефтяник. -1981. -№ 12.-С.13-14.

204. Новиков B.C. Результаты промышленного испытания калиевого раствора// Обзорная информ. Сер. Бурение. 1977. - № 6. - С. 32-36.

205. Drilling. 1975, v. 36, n 7, p. 90.

206. Forage, 1975,1-111, n 66, p. 85-106.

207. Tubman K. Petrol and Petrochem Inst., 1973, v. 13, n. 10, p. 74074.

208. World Oil. 1973, v. 177, n. 2, p. 42-46.

209. Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов при оценке кондиций и подсчете запасов / Н.М. Свихнушин, В.И. Азаматов. М.: Недра, 1971.

210. Новиков B.C. Влияние ингибированных растворов на устойчивость глинистых пород при бурении скважин: Автореф. дис . канд. техн. наук. М., 1968.-30 с.

211. Пат. 4536297 США. Well drilling and completion fluid composition / Loftin R.E., Son A.I. -N 572103; Заявлено 19.01.84; Опубл. 24.04.85.

212. Peinado M. France pot., № 1415646,1965.

213. Borrou A. US pot., № 3104704,1959 r.

214. Steiberg J. US pot., № 3332791, 1967 r.

215. Palumbo S. The development of potassium cellulosic polymers and their contribution to the inhibition of hydratable clays / S. Palumbo, D. Giacco, M. Ferrari, P. Pirovano // SPE JADC Drilling conference. 1989. III. - № 18477. - P. 149-152.

216. Рязанов Я.С. Справочник по буровым растворам. М.: Недра,1979. - С.49.52.

217. Коновалов Е.А. Применение сернокислого алюминия при бурении скважин / Е.А. Коновалов, В.Ю. Артамонов, И.И. Белей // Обзорная информ. Сер. Бурение. 1985. - С. 7-20.

218. Андресон Б.А. Растворы на полимерной основе для бурения скважин / Б.А. Андресон, Г.П. Бочкарев. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - С. 38-44.

219. Ильин Г.А., Мельников И.И. Термостойкий инвертный эмульсионный буровой раствор на основе соединения алюминия / Г.А. Ильин, И.И. Мельников // Бурение газовых и морских нефтяных скважин. 1981. - № 1.

220. Быстров М.М. Новая буровая промывочная жидкость // Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений. 1984. - Вып. 9.-С. 14-16.

221. Глинка H.J1. Общая химия. -М.: Химия, 1966. 688 с.

222. Глинка H.JI. Общая химия: Учеб. для вузов, изд. 30-е, испр. М.: Интеграл - Пресс, 2004.

223. Курс общей химии / Под ред. профессора Н.В. Коровина. М.: Высшая Школа, 1981.-С. 279.

224. Слейбо У. Общая химия / У. Слейбо, Т. Персоне. М.: Мир, 1979.550 с.

225. Ахметов Н.С. Общая и неорганическая химия. М.: Высшая школа, 2003.-С. 492-495.

226. Краткий справочник по химии / Под общей ред. чл.-кор. АН УССР О.Д. Куриленко. Киев: Наукова Думка, 1974. - С. 68 - 70.

227. Лучинский Г.П. Курс химии. М.: Высшая школа, 1985. - С. 156; 179;

228. Фролов Ю.Г. Лабораторные работы и задачи по коллоидной химии / Ю.Г. Фролов, А.С. Гродский. М.: Химия, 1986. - С. 93 - 102.

229. Шерстнев Н.М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. - С. 47 - 70.

230. Расизаде Я.М. Глушение скважин // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. 1984. - Вып. 2. - С. 9 -11.

231. Шевцов В.Д. Регулирование давления в бурящихся скважинах. М.: Недра, 1984.-С. 18-23.

232. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1974. - С. 280 - 287.

233. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. М.: Недра, 1982. - 311 с.

234. Альтшуль Ф.Д. Примеры расчетов по гидравлике. М.: Строиздат,1977.

235. Пат. 2277572 РФ, С1 С 09 К 8/08. Высокоминерализованный безглинистый буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В. Пролубщиков (Россия). № 2004135683/03; Заявлено 06.12.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

236. Пат. 2277569 РФ, С1 С 09 К 8/02. Буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В. Пролубщиков (Россия). № 2004134762/03; Заявлено 29.11.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

237. Пат. 2203919 РФ, С2 7 С 09 К 7/02, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин / В.П. Овчинников, В.И. Вяхирев, В.Ф. Сорокин, А.А. Фролов, П.В. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.В. Салтыков, С.А. Уросов, В.В. Подшибякин,

238. В.Г. Татауров (Россия). № 2000133203/03; Заявлено 29.12.2000; Опубл. 10.05.2003, Бюл.№ 13.

239. Пат. 2277570 РФ, С1 С 09 К 8/04. Солестойкий буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В. Пролубщиков (Россия). № 2004134648/03; Заявлено 26.11.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

240. Пат. 2277571 РФ, С1 С 09 К 8/08. Безглинистый буровой раствор / П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев, А.А. Фролов, А.В. Будько, С.В. Пролубщиков (Россия). -№ 2004135682/03; Заявлено 06.12.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.

241. Пат. 2277574 РФ, С1 С 09 К 8/467. Способ изоляции зон поглощений / П.В. Овчинников, С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов, А.В. Ефимов, Н.П. Кобышев (Россия). -№ 2004131408/03; Заявлено 27.10.2004; Опубл. 10.06.2006, Бюл. №16.

242. Марченко Р.Т. Физическая и коллоидная химия. М.: Высшая школа, 1965.-С. 346-351.

243. Непер Д. Стабилизация коллоидных дисперсий полимерами. М.: Мир, 1986.

244. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы. М.: Химия, 1988. - С. 270-276.

245. Сульфацел. Техническая характеристика продукта. ЗАО «Полицел», Владимир, 1995.

246. Расчет максимального количества H2S, которое может быть нейтрализованно в буровом растворе // Word Oil. 1975, xll, 181. - № 7 - 74-75 p.

247. Временная инструкция по нейтрализации сероводорода в промывочных жидкостях при бурении скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении. Оренбург: «ВУНИПИгаз», 1979. - С. 5-11.

248. Фридрихсберг Д.А. Курс коллоидной химии. JL: Химия, 1984. - 368 с.

249. Зайцев О.С. Общая химия. Состояние веществ и химические реакции -М.: Химия, 1990.-С. 146-158.

250. Бережной А.И. К анализу форм движения материи в системе цементный раствор вмещающая среда // Известия вузов, Нефть и газ. - 1967.12 С. 40-42.

251. Бережной А.И. О факторах, влияющих на герметичность скважин, зацементированных тампонажным цементным раствором / Тр. Укр. науч.-исслед. Ин-та газа. М.: Недра, 1969. - Вып. 7. - С. 33-40.

252. Булатов А.И. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А.И. Булатов, О.Н. Обозин // Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений: Сб. тр. Краснодар: ВНИИнефть, 1970. - Вып. 23.- С. 256-266.

253. Булатов А.И. Седиментация тампонажных растворов / А.И. Булатов, О.Н Обозин, А.В. Черненко // Буровые растворы и крепление скважин: Сб. тр. -Краснодар: Краснодарское кн. изд-во, 1971. С. 103 - 107.

254. Ахвердов И.Н. Структурообразование цементного камня с добавками суперпластификаторов. Механ. и технолог, композиционные материалы / И.Н. Ахвердов, В.В. Бабицкий, B.JI. Мерцинкевич // Тез. докл. 3 Нац. конф. София, 1982.-С. 485-488.

255. Баженов Ю.М. Применение суперпластификаторов в целях совершенствования технологии изготовления железобетона / Ю.М. Баженов, Г.С. Долгополов //Промышленное строительство. 1978. - № 5. - С. 11-13.

256. Баталов Д.М. Цементно-бентонитовые растворы для низкотемпературных скважин // Тр. ЗапСибНИГНИ. 1984. - С. 56-62.

257. Ашрафьян М.О. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин. / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов // Тематич. науч.-техн. обзоры. Серия «Бурение». 1969.

258. Булатов А.И. Тампонажные материалы технология цементирования скважин. М.: Недра, 1982. - 296 с.

259. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовыхскважин. М.: Недра, 1975. - 296 с.

260. А.с. 726306 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / B.C. Бакшутов, В.В. Степанов, В.В. Бондаренко и др. (СССР). № 2501377/22-03; Заявлено 21.06.77; Опубл. 05.04.80, Бюл. № 13.

261. Булатов А.Н. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1975. - 218 с.

262. Пупков B.C. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов // Геология и особенности разработки нефтяных месторождений Сахалина: Сб. науч. тр. СахалинНИПИнефть. М.: ВНИИОЭНГ, 1977.-С. 82-85.

263. Новиков Г.П. Бурение скважин на термальные воды / Г.П. Новиков, Г.П. Гальянц, Ю.Н. Агеев, А.И. Вареца. М.: Недра, 1986. - 229 с.

264. Бутт Ю.М. Твердение цементов при пониженных температурах и структообразующая роль водорастворимых добавок к бетону / Ю.М. Бутг, В.М. Колбасов // Междунар. симпозиум по зимнему бетонированию.- М.: Стройиздат, 1975.-Т. 1.-С. 6-17.

265. Булатов А.И. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов / А.И. Булатов, Н.А. Мариампольский. М.: Недра, 1988. -224 с.

266. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика. М.: Знание, 1958.

267. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1998. - 13 с.

268. Никитин В.М. Химия древесины и целлюлозы / В.М. Никитин, А.В. Оболенская, В.П. Щеголев. М.: Лесная пром-сть, 1978.-356 с.

269. Битенский В.Я. Производство эфиров целлюлозы / В.Я. Битенский, Е.П. Кузнецова. Л.: Химия, 1974.

270. Куксов А.К. Заколонные проявления при строительстве скважин / А.К. Куксов, А.В. Черненко // Обзорная информ. Техника и технология бурения скважин. 1988. - Вып. 9. - 68 с.

271. Булатов А.И. Тампонажные материалы / А.И. Булатов, B.C. Данюшевский // Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1978. - 280 с.

272. Камалов О.Р. Формирование и работа тампонажного камня в скважине / О.Р. Камалов, Н.П. Ахрименко, О.П. Гень // Тез. докл. IV конф. Краснодар, 1987.-233 с.

273. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов. Ташкент: ФАН, 1976. - 160 с.

274. Мамаджанов У.Д. Фильтрация промывочных и цементных растворов. -Ташкент: Наука, 1964. 102 с.

275. Тагер А.А. Физико-химия полимеров. М.: Химия, 1978. - 536 с.

276. Вяхирев В.И. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин / В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.В. Ипполитов, А.А. Фролов, Ю.С. Кузнецов, В.Ф. Янкевич, С.А. Уросов. М.: ООО «Недра», 2000.- 134 с.

277. Круглицкий Н.Я. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев: Наука думка, 1974. - С. 151-154.

278. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам. -М.: Недра, 1973. 77 с.

279. А.с. 960420 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / В.Ф. Горский, А.Н. Мельничук, А.Н. Берниковский (СССР). № 2871573/22-03; Заявлено 14.12.79; Опубл. 23.09.82, Бюл. № 35.

280. А.с. 1460200 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный состав / В.Р. Абдуллин, А.В. Федорова, С.И. Зеликин, JI.M. Попова, В.П. Аберкон (СССР). № 3956889/23-03; Заявлено 17.07.85; Опубл. 23.02.89, Бюл. № 7.

281. А.с. 1124117 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал для крепления скважин / В.И. Матицин, В.И. Рябченко, З.А. Литяева, Б.Ф. Егоренко, Н.П. Соколов, (СССР). № 3597927/23-03; Заявлено 21.02.83; Опубл. 15.11.84, Бюл. №42.

282. Пупков B.C. Исследование факторов, влияющих на качество крепления наклонных скважин на площади Одопту // Геология и разработка нефтяных месторождений Сахалина: Сб. науч. тр. СахалинНИПИнефть. М.: ВНИИОЭНГ. -1977.-С. 67-75.

283. А.с. 1201489 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления облегченного тампонажного раствора / В.П. Гнездов, B.C. Пупков, Ю.С. Кузнецов, В.М. Кравцов (СССР). № 3746601/22-03; Заявлено 26.03.84; Опубл. 30.12.85, Бюл.№ 48.

284. А.с. 1254139 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Н.Х. Каримов, М.А. Танкибаев, В.И. Петере, Н.В. Тренкеншу (СССР). № 3871777/2203; Заявлено 31.01.85; Опубл. 30.08.86, Бюл. № 32.

285. А.с. 1138481 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / Е.П. Катенев, А.А. Остапенко, Т.Н. Алексеенко, А.И. Бринцев (СССР). № 3613604/2203; Заявлено 04.04.83; Опубл. 07.02.85, Бюл. № 5.

286. А.с. 2460202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / М.Б. Хадыров, Л.Д. Ан, Ф.Г. Беленький, Л.Я. Полицкая (СССР). № 4178611/22-03; Заявлено 19.11.86; Опубл. 23.02.89, Бюл. № 7.

287. А.с. 1106893 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для цементирования скважин / Т.М. Бондарчук, М.М. Дячишин, И.И. Цюцяк, И.Б. Гиблинский, А.Б. Чабанович (СССР). № 3501856; Заявлено 22.10.82; Опубл. 07.08.84, Бюл. № 29.

288. А.с. 1190000 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал / А.И. Булатов, В.А. Яковлев, Д.Н. Шлевин (СССР). № 3707888/22-03; Заявлено 12.01.84; Опубл. 07.11.85, Бюл. № 41.

289. А.с. 884368 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / А.А. Клюсов (СССР). № 2977877/2203; Заявлено 25.08.80; Опубл. 01.07.85, Бюл. № 12.

290. А.с. 1278444 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал / Н.А. Мариапольский, В.Ю. Комнатный, С.Б. Трусов, А.П. Руденко,

291. В.И. Судаков (СССР). № 387800/22-03; Заявлено 08.04.85; Опубл. 23.12.86, Бюл. №7.

292. А.с. 1453968 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / И.Г. Верещака, В.А. Яковлев, А.С. Серяков, С.Г. Михайленко, В.Ю.Третинник, В.Н. Орловский (СССР). № 3978018/22-03; Заявлено 10.11.85; Опубл. 06.08.89, Бюл. № 6.

293. А.с. 1209827 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный материал /

294. A.И. Булатов, Ю.Я. Тарадыменко, В.В. Галимова, Б.И. Нудельман, А.С. Свенцицкий, А.И. Стравчинский (СССР). № 3736220/22-03; Заявлено 04.05.84; Опубл. 07.02.86, Бюл. № 5.

295. А.с. 922268 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал для крепления скважин / А.И. Булатов, В.А. Левшин, В.А. Антонов, Г.И. Гагай, М.В. Рогожина, Д.А. Лоскутов (СССР). № 2970335/22-03; Заявлено 06.06.80; Опубл. 23.04.82, Бюл. № 15.

296. А.с. 956754 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / Н.Х. Каримов, Т.К. Рахматуллин, В.В. Иванов, Л.С. Запорожец, Л.П. Цхай,

297. B.И. Петере (СССР). № 3000882/22-03; Заявлено 03.11.80; Опубл. 07.09.82, Бюл. №33.

298. А.с. 1320393 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / П.Я. Зельцер, Е.Б. Камынина, Л.В. Николаева, В.В. Севостьянов, П.В. Каверзин, Л.Б. Ковалевич (СССР). № 3967755/22-03; Заявлено 17.02.85; Опубл. 30.06.87, Бюл. № 24.

299. А.с. 884367 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / А.А. Клюсов (СССР). № 2977437/2203; Заявлено 05.08.80; Опубл. 01.07.84, Бюл. № 11.

300. А.с. 1298345 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / А.П. Тарнавский, П.Ф. Цыцымушкин, Н.А. Рябинин, Г.Г. Искандрова, С.Н. Горонович, Б.В. Михайлов (СССР). № 3916693/22-03; Заявлено 21.06.85; Опубл. 23.03.87, Бюл. №11.

301. А.с. 734398 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / Н.Ф. Пекарский, Н.П. Маслеев, Т.М. Бондарук, В.Ф. Стеценко, Н.С. Козак, Я.Ю. Соболевский (СССР). № 2664948/22-03; Заявлено 18.09.78; Опубл.1505.80, Бюл. № 18.

302. А.с. 1191558 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Т.Х. Муксинов, Ж.П. Саницкая (СССР). № 3729403/22-03; Заявлено 11.04.84; Опубл. 15.11.85, Бюл. №42.

303. А.с. 613083 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ получения тампонажного материала / А.Т. Горский, А.А. Клюсов, Э.Н. Лепнев, А.И. Козубовский, В.В. Соболевский (СССР). № 1956914/22-03; Заявлено 14.08.73; Опубл. 30.06.78, Бюл. № 24.

304. А.с. 883338 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / Л.Т. Федорова (СССР). № 2900183/22-03; Заявлено 26.03.80; Опубл.2311.81, Бюл. №43.

305. А.с. 896954 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин / А.А. Клюсов (СССР). № 2977435/2203; Заявлено 25.08.80; Опубл. 06.07.85, Бюл. № 14.

306. А.с. 1006719 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / Р.П. Иванова, Т.Я. Гальперина, Л.А. Гречко, П.Я. Зельцер (СССР). № 3336883/22-03; Заявлено 15.09.81; Опубл. 23.03.83, Бюл. № 11.

307. А.с. 1105614 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный материал / А.И. Булатов, В.Т. Филиппов, Д.Ф. Новохатский, С.Б. Трусов, А.К. Куксов, В.В. Гольдштейн (СССР). № 3567419/22-03; Заявлено 25.03.83; Опубл. 30.07.84, Бюл. № 28.

308. А.с. 635221 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный состав / В.Н. Розов, М.П. Геранин, В.И. Рябов (СССР). № 1908068/22-03; Заявлено 23.04.73; Опубл. 30.11.78, Бюл. № 44.

309. А.с. 1021766 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для холодных скважин / А.А. Клюсов, B.C. Антипов, J1.M. Каргапольцева, Ю.Л. Калугин (СССР). № 3370461/22-03; Заявлено 18.02.81; Опубл. 07.06.83, Бюл. № 21.

310. А.с. 1573141 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / И.М. Давыдов, В.А. Евецкий, Л.Я. Кизилынтейн, А.Н. Костышев, А.Г. Перетятько, А.Л. Шпицглуз, В.Г. Рылов (СССР). № 4383256/22-03; Заявлено 12.04.89; Опубл. 23.06.90, Бюл. № 23.

311. А.с. 1550095 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / А.А. Клюсов, В.В. Минаков, П.Г. Кожемякин, Л.М. Каргапольцева, А.Н. Кульков, Н.Г. Блезнюков (СССР). № 4389742/22-03; Заявлено 09.03.88; Опубл. 15.03.90, Бюл. №10.

312. А.с. 1035195 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Вяжущее для приготовления тампонажных растворов / Уфимский нефтяной институт (СССР). № 3381823/2203; Заявлено 14.01.82; Опубл. 15.08.83, Бюл. № 30.

313. А.с. 1465544 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / В.Е. Ахрименко, Е.М. Левин, Л.В. Палий, В.Н. Никифорова (СССР). № 4237845/22-03; Заявлено 01.04.87; Опубл. 15.03.89, Бюл. № 10.

314. А.с. 1507954 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченная тампонажная смесь / А.А. Клюсов, Ю.Т. Ивченко, В.И. Урманчеев, В.П. Герасимов, В.Г. Добрянский, В.И. Батурин (СССР). № 4319134/22-03; Заявлено 14.09.87; Опубл. 15.09.89, Бюл. №34.

315. А.с. 1294980 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / Е.А. Ахметов, И.А. Фирсов, Е.Б. Есентаев, В.М. Онгоев, А.И. Ким (СССР).3935189/22-03; Заявлено 22.07.85; Опубл. 07.03.87, Бюл. № 9.

316. А.с. 1700202 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / O.K. Ангелопуло, Х.А. Аль-Варди, К.А. Джабаров, А.А. Русаев, Е.А. Коновалов, И.В. Бойко (СССР). № 4650870/22-03; Заявлено 16.02.89; Опубл. 23.12.91, Бюл. № 47.

317. А.с. 1488436 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / В.Ф. Горский, Ю.Ф. Шевчук, А.К. Куксов, С.Б. Трусов, Ф.В. Пирус, В.А. Ларин, Е.И. Жмуркевич, Б.Н. Прокопец (СССР). № 4303745/22-03; Заявлено 06.07.87; Опубл. 23.06.89, Бюл. №23.

318. А.с. 1099051 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Г.Р. Вагнер, Е.И. Прийма, Ю.И. Тарасевич, Б.И. Краснов, В.М. Шенбергер, Т.Г. Андроникашвили, К.М. Мчедлишвили (СССР). № 3500806/22-03; Заявлено 18.10.82; Опубл. 23.06.84, Бюл. № 23.

319. А.с. 628289 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Г.Р. Вагнер, В.П. Детков, Н.Н. Круглицкий, Ф.Д. Овчаренко, Е.И. Прийма, Ю.И. Тарасевич (СССР). № 2505253/22-03; Заявлено 07.07.77; Опубл. 15.10.78, Бюл. № 38.

320. Kennedy С.С. A portion of the system Silica-Water. Ecanomic Geology -V.45. № 7. № 50. - P. 37-39.

321. Taylor H.F.W. The Chemistry of Cement Proceeding of the Fourth International Symposium, I, Washington, 1960, p. 167-190.

322. Агзамов Ф.А. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин / Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Н.Х. Каримов, М.Р. Мавлютов // Издание Самарского филиала секции «Строительства» РИА. Самара, 1998.- 272 с.

323. Бутт Ю.М. Долговечность силикатных бетонов / Ю.М. Бутт, К.К. Куатбаев. М.: Недра, 1966. - 215 с.

324. Бутт Ю.М. Гидротермальный синтез монокристаллов силикатов и гидросилинатов кальция / Ю.М. Бутт, В. Тимашев, Л. Балкевич // Материалы III Междунар. симпозиума по силикатным изделиям автоклавного твердения.- М.: ВНИИСТРОМ, 1974. С. 30-35.

325. Дмитриев С.М. О твердении низкоосновных вяжущих в условиях высоких температур и давлений / С.М. Дмитриев, С.М. Рояк // Науч. сообщения НИИцемента. 1962. - № 13 (44).

326. Кравцов В.М. Тампонажный материал для крепления высокотемпературных скважин / В.М. Кравцов, Ю.С. Кузнецов, М.Г. Есенков // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Межвуз. науч.-тематич. сб. -Уфа, 1979.-Вып. 6.-С. 21-25.

327. Кравцов В.М. О возникновении зародышей кристаллогидратов на поверхности и вблизи частиц вяжущего / В.М. Кравцов, А.Ф. Полак, В.О. Яковлев // Научные исследования института НИИпромстрой: Тез. докл. и сообщений конф. -Уфа, 1972.

328. Кравцов В.М. Кинетика гидротермального синтеза гидросиликатов кальция / В.М. Кравцов, Ф.А. Агзамов, Н.Т. Белюченко // Физико-химическая механика дисперсных систем и материалов: Тез. докл. Республик, конф. -Харьков, 1980. С. 287-288.

329. Васильев В.В. Разработка известково-кремнезистых тампонажных композиций для крепления глубоких скважин: Автореф. дисс. . канд. техн. наук. -Уфа: УНИ, 1988.-24 с.

330. Бабушкин В.И. Термодинамика силикатов / В.И. Бабушкин, Г.М. Матвеев, О.П. Мчедлов-Петросян. М.: Стройиздат, 1986. - 408 с.

331. Фролов А.А. Облегченные тампонажные растворы для цементирования газовых скважин месторождений Крайнего Севера / А.А. Фролов, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, В.Ф. Сорокин // Известия вузов. Нефть и газ. -2000,-№2.-С. 27-33.

332. Сорокин В.Ф. К вопросу цементирования интервалов высоких температур // Известия вузов. Нефть и газ. 2000. - №. 5. - С. 17.

333. Фролов А.А. Результаты статистического моделирования показателей свойств облегченных стеклянными микросферами тампонажных композиций /

334. Сорокин В.Ф. Термодинамическое обоснование выбора кремнеземсодержащих добавок для крепления высокотемпературных интервалов /

335. B.Ф. Сорокин, Н.А. Аксенова // Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовка кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: Материалы Всерос. науч-техн. конф. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. С. 27-28.

336. Вяхирев В.И. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы / В.И. Вяхирев, В.В. Ипполитов, А.А. Фролов. М.: Недра, 1999. - 181 с.

337. Вяхирев В.И. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин / В.И. Вяхирев, В.П. Овчинников, А.А. Фролов. М.: Недра, 2000.-134 с.

338. Вяхирев В.И. Облегчающая добавка к тампонажным растворам / В.И. Вяхирев, В.В. Ипполитов, Е.Г. Леонов, В.Ф. Янкевич, И.И. Белей, С.И. Райкевич, А.А. Фролов // Газовая промышленность. 1997. - № 6. - С. 21-24.

339. Гиллер А.Л. Таблицы межплоскостных расстояний. М.: Недра, 1996. -Т. И.-С. 94-180.

340. Методика исследований структуры порового пространства // Методические указания кафедры строительных материалов МХТИ им. Д. Менделеева. М.: МХТИ, 1987. - 40 с.

341. А.с. 927972 (СССР), Е 21 В 33/13. Способ химической обработки тампонажных растворов / B.C. Данюшевский, К.А. Джабаров, Л.Г. Жукова (СССР). Опубл. 1982, Бюл. № 18.

342. Агзамов Ф.А. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин / Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Н.Х. Каримов, М.Р. Мавлютов. Уфа: Самара, 1998.

343. Данюшевский B.C. Воздействие сероводородосодержащего природного газа на стойкость цементного кольца скважин / B.C. Данюшевский,

344. A.П. Тарнавский// Резюме докл. ГЕОХЕМ-76. ЧССР, Готвальдов, 1976. - С. 4546.

345. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных составов. М.: Недра, 1978. - С. 293.

346. Кравченко И.В. Глиноземистый цемент. М., 1961.

347. Кинд В.В. Некоторые вопросы и задачи в области коррозии гидротехнического бетона // Коррозия бетона и меры борьбы с ней: Сб. тр. М.: Изд-воАН, 1954.-С. 35-44.

348. Кинд В.В. Коррозия цементов и бетона в гидротехнических сооружениях. -М.: Госэнергоиздат, 1955. С. 320.

349. Рябова Л.И. Опыт крепления скважин в условиях повышенной углекислотной агрессии / Л.И. Рябова, В.М. Кравцов, А.И. Булатов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов //Бурение. -1981. № 2. - С. 13-15.

350. Мамаджанов У.Д. Коррозия тампонажных цементов в углекислотной среде // Тр. АН УзССР, отдел, тех. Наук. 1976. - С. 69-73.

351. Кравцов В.М. К механизму и кинетике коррозии тампонажного камня в условиях сероводородной агрессии / В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов, Ф.А. Агзамов, Ю.С. Кузнецов, Н.Т. Белюченко // Известия вузов. Нефть и газ. 1980. -№ п.-с. 11-15.

352. Кравцов В.М. Исследование коррозийной стойкости специальных цементов в минерализованных средах / В.М. Кравцов, А.И. Рябова, Ф.А. Агзамов,

353. B.П. Овчинников// Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов: Тез. V Республик, межотрасл. науч.-практ.конф. Уфа, 1980.-С. 207-211.

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

355. Кравцов В.М. О долговечности тампонажного камня нефтяных и газовых скважин в условиях сероводородной агрессии / Ф.А. Агзамов, М.Р. Мавлютов, А.И. Спивак // Газовая промышленность 1979. - № 12. - С. 23-24.

356. Москвин В.М. Коррозия бетона. М.: Стройиздат, 1952. - 343 с.

357. Мачинский Е.К. Шлако-песчаные цементы ГрозНИИ с естественным кварцевым песком / Е.К. Мачинский, А.И. Булатов // Нефтяное хозяйство. 1960. -№3.

358. Москвин В.Н. Коррозия бетона. М.: Стройиздат, 1952. - 343 с.

359. Лаптев Ф.Ф. Агрессивное действие вод на карбонатные породы, гипсы и бетон. ГОНТИ, 1039.

360. Авилов В.И. Сероводородная коррозия цементного камня в затрубном пространстве газовых скважин / В.И. Авилов, B.C. Данюшевский, А.П. Тарнавский // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. 1981. - Вып. 1.-44 с.

361. Методическое руководство по определению и регулированию содержания твердой фазы в буровом растворе при первичном вскрытии продуктивных пластов. Пермь, 1997. - 28 с.

362. Сорокин В.Ф. Разработка и исследование тампонажных материалов для крепления высокотемпературных газовых скважин (на примере месторождений Крайнего Севера Тюменской области): Автореф. дис. . канд. техн. наук: 25.00.15. Тюмень, 2001. - 23 с.

363. Пат. 2244098 РФ, CI Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор / В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, П.В. Овчинников, А.А. Фролов, А.В. Будько, Ю.О. Газгиреев, Н.П. Кобышев (Россия). № 2003125923/03; Заявлено 22.08.2003; Опубл. 10.01.2005, Бюл. № 1.

364. Пат. 2289015 РФ, CI Е 21 В 33/14. Устройство и способ цементирования скважин / М.В. Двойников, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, С.В. Пролубщиков, А.А. Третьяков (Россия). № 2005113473/03; Заявлено 03.05.2005; Опубл. 10.12.2006, Бюл. № 34.

365. Тип и технологические параметры бурового раствора

366. Тип бурового раствора Вскрываемый продуктивный пласт Интервал бурения, м Плотность, кг/м Условная вязкость, с Фильтрация по ВМ-6, *> см /30 мин Корка, мм СНС, дПа 1 мин 10 мин рН Пластическая вязкость, мПа-с ДНС, дПа Содержание, %1. ТФ песка

367. Полимер-глинистый Сеноман ПК! 1100-1200 1080-1350 25-35 5-6 1 10/20 7-8 12-15 20-25 15-16 1,0

368. Полимер-глинистый Неоком ПК,9-21 1400-1850 1060-1080 25-30 4-5 1 5-8/10-15 8-9 12-15 20-25 13-27 <1,0

369. Гидрофобный эмульсионный Неоком ПК . 9-21 1400-1850 1030 200-300 0,3-0,5 0,3 60-120 20 80-150 - 1,0

370. Полимер-глинистый Валанжин БУ8.,О 2700-3000 1100-1140 70-80 1,6 0,3 0-10/5-20 9 10-12 15-24 12-17 1,0

371. Полимер-глинистый Валанжин БУ ц-16 3000-3500 1060 30-40 3 0,5 2-4/12-19 9 20-22 80-90 5-8 1,0

372. Инвертно-эмульсионный Валанжин БУц-16 3000-3500 950 70-90 0 0,1 20-40/40-80 Электростабильность 290-350 В 1,0

373. Утяжелённый глинистый АЧ1-4 3550-3850 1400-1850 30-50 3-5 0,5 30-40/60-90 9-10 30-45 60-70 8-12 1,0

374. Утяжелённый глинистый Ю2-5 3900-4300 1900-2150 35-60 2-3 0,5 30-40/60-90 8,5-9 30-45 60-70 <5 без утяжелителя 1,0

375. Сведения о результатах освоения скважин

376. Р-10300 2918-2927 9 240 100-300 ЗПКТ-89 180 отв. Конденсат 216 161 Диафрагма 0 14 мм 277,00 1488р-10300 2875-2860 15 235 100 -300 ПК-105С 300 отв. повтор ЗПКТ-89 300 отв. NaCl с Y=1050 кг/м3 Конденсат 816 181 Нефть 10 м3 /сут 2016

377. Примечание: * наклонно направленная скважина; ** - субгоризонт397

Информация о работе

Овчинников, Павел Васильевич
доктора технических наук
Тюмень, 2007
ВАК 25.00.15

Диссертация

Теория и практика вскрытия и разобщения продуктивных пластов со сложными термобарическими условиями - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы