Повышение эффективности промывки скважин, осложненных асфальтосмолопарафиновыми отложениями, в условиях аномально-низкого пластового давления разработкой многофункциональной технологической жидкости тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.11 ВАК РФ

На правах рукописи

Чсрыгова Мария Александровна

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН, ОСЛОЖНЕННЫХ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ, В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО-НИЗКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ

02.00.11 - Коллоидная химия

автореферат 2 8 ОКТ 2015

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва —2015

005564067

005564067

Работа выполнена на кафедре технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина»

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Магадова Любовь Абдулаевна

доктор технических наук, профессор

ФГБОУ ВПО «Российский государственный

университет нефти и газа имени И. М. Губкина»

Хамидуллин Ренат Фаритович

доктор технических наук, профессор

ФГБОУ ВПО «Казанский национальный

исследовательский технологический университет»

Кунакова Аниса Мухаметгалимовна

кандидат химических наук,

начальник управления нефтепромысловой химии

ООО «Газпромнефть НТЦ»

ОАО «Всероссийский нефтегазовый

научно-исследовательский институт

имени академика А. П. Крылова»

Защита диссертации состоится « 26 » ноября 2015 г. в 14 — в ауд. 541 на заседании диссертационного совета Д 212.200.04 при ФГБОУ ВПО «Российский Государственный Университет нефти и газа имени И. М. Губкина» по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, 65, корп. 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина» и на сайте http://gubkin.ru/

Автореферат разослан « » 2015 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.200.04 ¿^д^СГ Л.Ф. Давлетшина кандидат технических наук

Общая характеристика работы

Актуальность темы исследования

В настоящее время большинство месторождений отечественной нефтегазовой отрасли находится на поздней стадии разработки, при этом большое количество скважин, характеризуется аномально-низким пластовым давлением (АНПД). Применение для глушения и промывки таких скважин стандартных растворов на водно-солевой основе способно ухудшить фильтрационные характеристики продуктивных пластов из-за их высокой фильтрации в пласт. При этом происходит кольматация пласта, что приводит к ухудшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.

Другой причиной, ускоряющей снижение производительности скважин, является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) на поверхности подземного оборудования (ПО) и в зоне интервала перфорации (ИП) скважины. Одним из эффективных методов удаления таких отложений является применение различных углеводородных (УВ) растворителей. Существенными недостатками всех традиционных УВ растворителей являются высокие пожаровзрывоопасность и стоимость, а также отсутствие способности удерживать в своем объеме диспергированные частицы АСПО.

Частая проблема отсутствия циркуляции в скважинах с АНПД не позволяет осуществить эффективную промывку этих скважин от АСПО из-за высокого поглощения промывочной жидкости в пласт.

В связи с отмеченным, при проведении ремонтных работ в добывающих скважинах для глушения необходимо использовать нефильтрующиеся технологические жидкости (ТЖ), а для промывки - составы, обладающие высокой моющей способностью от АСПО. Также, целесообразно ориентироваться на разработку технологических жидкостей многофункционального назначения с универсальными свойствами, позволяющими ~ использовать жидкости для глушения скважин (ЖГ) одновременно для решения представленных выше задач.

Разработка состава ЖГ для скважин с АНПД, позволяющего сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта и обладающего эффективной

отмывающей способностью по отношению к АСПО, а также разработка комплексной технологии глушения и промывки скважин с АНПД являются актуальными научными и практическими задачами.

Степень разработанности темы

Большую роль в разработке составов и технологий глушения скважин внесли работы Рябоконя С.А., Зейгмана Ю.В., Магадовой Л.А., Заворотного В.Л., Глущенко В.Н., Булатова А.И., Рогачёва М.К., Крылова В.И., Зозули Г.П., Токунова В.И., Амияна В.А., Кистера Э.Г. и многих других отечественных и зарубежных ученых. Значительный вклад в изучение проблемы образования АСПО и разработку методов борьбы с отложениями внесли такие ученые, как Тронов В.П., Бабалян Г.А., Персиянцев М.Н., Рогачев М.К., Стрижнев К.В., Мазепа Б.А., Сизая В.В., Ибрагимов И.Г., Глущенко В.Н., Иванова Л.В. и др.

Однако, несмотря на существование технологий и химических реагентов для борьбы с отложениями АСПО, применение большинства из них не всегда эффективно при промывке скважин с АНПД, вследствие высокой фильтрации промывочной жидкости в пласт. Проблема промывки скважин с пониженным пластовым давлением исследована недостаточно.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности промывки скважин, осложненных АСПО, в условиях АНПД разработкой многофункциональной технологической жидкости, позволяющей сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта, а также обладающей высокой отмывающей способностью по отношению к АСПО, и разработкой комплексной технологии глушения и промывки скважин с АНПД.

Основные задачи исследования

1) Изучение влияния поверхностно-активных веществ (ПАВ) различной природы, углеводородных растворителей различного группового состава и спиртов различной молекулярной массы на процесс отмыва ПО и зоны ИП от АСПО.

2) Проведение экспериментальных исследований с целью подбора оптимальных компонентов ТЖ для промывки скважин и оптимизации их концентраций для повышения эффективности удаления АСПО в условиях АНПД.

3) Изучение закономерностей взаимного влияния компонентов в исследуемых составах технологических жидкостей на отмывающие свойства от АСПО различных типов, а также функциональной роли каждого их них; разработка универсального реагента для промывки скважин.

4) Разработка многофункциональной нефильтрующейся технологической жидкости для промывки скважин от АСПО различных типов.

5) Создание комплексной технологии промывки от АСПО скважин с АНПД.

Научная новизна работы

1) Показано повышение эффективности отмыва ПО и зоны ИП от АСПО различного состава за счет применения в технологических жидкостях для промывки композиции неионогенного и анионного ПАВ: оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме Ыа-солей, смеси спиртов различной молекулярной массы и углеводородных растворителей различного группового состава.

2) Обоснованы функциональные роли компонентов в составе разработанного реагента для промывки скважин Нефтенол-УСП: композиции ПАВ - оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме №-солей, смеси спиртов с различной молекулярной массой и углеводородных растворителей различного группового состава. Установлены синергетические эффекты улучшения отмыва ПО и зоны ИП от АСПО парафинового, асфальтенового и смешанного типов при их совместном использовании.

3) Установлены синергетические эффекты улучшения отмыва ПО и зоны ИП от АСПО при совместном использовании реагента Нефтенол-УСП и полисахаридного загустителя, входящего в состав полисахаридной жидкости для глушения скважин (ПСЖГ).

Практическая значимость работы

1) Разработан реагент Нефтенол-УСП для промывки скважин от АСПО различных типов.

2) Разработана многофункциональная нефильтрующаяся полисахаридная жидкость для глушения 51 промывки скважин (ПСЖГ-УСП), обладающая эффективными отмывающими свойствами.

3) Разработана комплексная технология промывки скважин с АНПД с использованием ПСЖГ-УСП и промывочной жидкости на основе реагента Нефтенол-УСП.

Методология и методы исследования

Методологической и теоретической основой исследования служат работы, посвященные изучению проблемы удаления АСПО и глушения скважин. В работе применялись стандартные методы исследований физико-химических свойств нефти и АСПО, проводились экспериментальные исследования технологических свойств разрабатываемых составов с использованием современного научно-исследовательского оборудования и стандартных методов анализа, а также специальных исследовательских методик.

Положения, выносимые на защиту

1) Применение в ТЖ для промывки скважин композиции из неионогенного и анионного ПАВ: оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме Ыа-солей, смеси спиртов различной молекулярной массы и углеводородных растворителей различного группового состава способствует повышению эффективности отмыва АСПО парафинового, асфальтенового и смешанного типов.

2) При совместном использовании композиции ПАВ - оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме Ыа-солей; смеси спиртов с различной молекулярной массой; углеводородных растворителей различного группового состава (разработанный реагент Нефтенол-УСП), наблюдаются синергетические эффекты улучшения отмыва ПО и зоны ИП от АСПО парафинового, асфальтенового и смешанного типов.

3)При использовании реагента Нефтенол-УСП и полисахаридного загустителя, входящего в состав ПСЖГ (разработанный состав ПСЖГ-УСП), наблюдаются синергетические эффекты улучшения отмыва ПО и зоны ИП от АСПО.

4) Использование комплексной технологии промывки скважин с применением разработанных технологических жидкостей на основе реагента Нефтенол-УСП (промывочной жидкости и многофункциональной

нефильтрующенся полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин ПСЖГ-УСП) позволит произвести более эффективную промывку скважин в условиях АНПД.

Степень достоверности результатов проведенных исследований

Основные научные положения, изложенные в работе, достаточно полно и убедительно подтверждены результатами экспериментальных исследований с использованием современного научно-исследовательского оборудования и воспроизводимостью полученных данных.

Апробация результатов исследования

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на: I Международной научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 26 июня 2014 г.); VII Международном промышленно-экономическом форуме «Стратегия объединения: Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе» (г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 11-12 декабря 2014 г.); II Международной научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 26 июня 2015 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 9 научных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 131 ссылки. Материал диссертации изложен на 125 страницах машинописного текста, включает 23 таблицы, 18 рисунков.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, обозначены цель и основные задачи исследований, научная новизна, защищаемые научные положения и практическая значимость.

В первой главе представлен аналитический обзор литературных источников, в которых рассмотрены вопросы глушения и промывки скважин от

АСПО. В обзоре приведен анализ литературных данных по целям и задачам глушения скважин, классификациям жидкостей глушения, их физико-химическим свойствам и требованиям, предъявляемым к ним, представлены проблемы глушения скважин в условиях аномально-низкого пластового давления.

Проведен анализ литературных данных в которых описывается механизм формирования АСПО, условия и факторы, способствующие данному процессу, а также способы борьбы с АСПО в нефтепромысловом оборудовании.

В научно-технической литературе встречаются публикации, рассматривающие проблему отсутствия циркуляции при промывке «скважин с поглощением», но эта проблема до сих пор не является решенной и требует дополнительного изучения.

Во второй главе представлены объекты и методы исследований. В качестве объектов исследований были использованы пластовые нефти и АСПО различного компонентного состава Гремихинского, Киенгопского и Ельниковского месторождений ОАО «Удмуртнефть» (АСПО парафинового, смешанного и асфальтенового типов, соответственно). Добыча нефти на указанных месторождениях осложнена образованием АСПО на подземном оборудовании и в зоне интервала перфорации скважин и аномально-низким пластовым давлением. Поэтому задачи, поставленные в диссертационной работе, являются актуальными для повышения эффективности промывки скважин на данных объектах. Физико-химические характеристики пластовых нефтей и АСПО указанных месторождений представлены в табл. 1.

Для решения задач, поставленных в диссертации, были использованы: •полисахаридная жидкость для глушения скважин (ПСЖГ) на основе реагентов комплекса гелирующего "Химеко-В" (ТУ 2499-038-17197708-98), компонентный состав и технологические свойства состава представлены в табл. 2, табл. 3;

•углеводородные растворители различного группового состава (табл. 4); •спирты с различной молекулярной массой (табл. 5); •поверхностно-активные вещества различной природы (табл. 6).

Таблица 1 - Физико-химические характеристики исследованных пластовых нефтей и АСПО

Фнзико-хпмические характеристики Месторождение

Гремихинское скв.567 Кненгопское скв.493 Елышковское скв.4138

Нефть АСПО Нефть АСПО Нефть АСПО

Температура пласта, °С 29 30 32

Температура застывания, °С -8 - -14 - -16 -

Содержание воды, % 6,2 3,8 2,9 0,3 8,5 5,2

Плотность, г/см3 0,875 0,956 0,889 0,985 0,899 1,006

Компонентный состав, % масс.

Содержание парафинов 5,2 65,6 4,3 16,8 0,3 9,5

Содержание асфальтенов 2,9 2,1 4,7 3,2 6,9 6,2

Содержание смол 7,8 6,5 8,9 8,2 24,6 18,5

Температура плавления, °С - 62 - 58 - 54

П/(А+С) / Тип АСПО - 7,6/пара фнновый - 1,5/смешан нын - 0,4/асфаль теновый

Таблица 2 - Компонентный состав ПСЖГ Таблица 3 - Технологические свойства ПСЖГ

Компонент Содержание

Гелеобразователь ГПГ-3 3-6 кг/м3

Сшивающий агент СП-РД 3-6 л/м3

Биоцид «Бполан» 0,06 л/м3

Пресная вода / Минерализованная вода остальное

Параметр Значение

Плотность, кг/м3 1000,0-1180,0

Фильтратоотдача, см'/ЗОмин не более 30,0

Эффективная вязкость, мПа*с при 170с"1 и Т=30 °С не более 200

Термостабильность при 60°С, сут >5

Отмывающие свойства от АСПО отсутствуют

Таблица 4 - Углеводородные растворители, использованные

Таблица 5 - Спирты, использованные в работе

УВ растворители Групповой состав УВ растворителей

Массовая доля углеводородов, %

Парафиновые Ароматические

НефрасШ 63/75 91.3 0,4

Нефрас С 50/170 82.7 0,2

Нсфрас С2 80/120 89.3 1,5

Нефрас С4 150/200 42.5 16,5

Нефрас А 130/150 0.2 99,0

Керосин ТС-1 40.0 22,0

ДТ зимнее 25.0 20,0

Бензин прямогонный 85,1 2,0

Формула /

Наименование сокращенное обозначение в работе

Метанол СН3ОН/С1

Этанол С2Н5ОН/С2

Пропанол С3Н7ОН/СЗ

Изо-Пропанол 1-С,117ОНЛ-СЗ

Бутанол С,НчОН/С4

Изо-Бутанол ¡-С4Н9ОН/|'-С4

Пентанол С5НцОН/С5

Гексанол С6Н13ОН/С6

Гептаиол С7Н15ОН/С7

Октанол С8Н17ОН/С8

Таблица 6 - Характеристики поверхностно-активных веществ, использованных в работе

Название ПАВ Структурная формула, активная основа Тип ПАВ ГЛБпо Дэвису

Фосфол о К -I-OII 0(С.Н.О)п П..10-12 R -Р—ОН С.,11)у К смесь moho- и диэфиров ортофосфорной кислоты и оксиэтилированного нонилфенола анионный 4,15

ЛАБСК/ Na-ЛАБСК OSO, • ¿3 ,где x* X = H/Na К- C',3,.,4 линейная алкилбензосульфокислота/ ее Na соль анионный 18,40/ 19,00

Нежеголь I ^-CH^COONu r-*"~-|| «CJ) О) н W rS R=Cgll„, смесь Na соли карбоксиэтилированного и оксиэтилированного нонилфенола смесь анионного и неионогенного ПАВ 13,45

Нефтенол ввд 0(C:,ií40),s0,№ ас н О) н I Т 2 4 ш Г Ц п-10-12 Г | т-ч-12 смесь оксиэтилнрованных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей смесь анионного и неионогенного ПАВ 13,20

Нефтенол ГФМ-50 f CHrN-CH, í cn2 .. ó диметилбензил-кокаминохлорид катионный 5,95

Нефтенол НК-40 Р i О * (ХС H 0) -СИ COONa Т г < ю-13 г □П Г>"0)°н ^ (Л R=CI2H18, 1 1 R,=c,H„, R, смесь ПАВ ГФМ-50 и Нежеголь смесь катионного, анионного и неионогенного ПАВ 8,01

Сшгганол АЛМ-10 С„Н(2пИ)0(СН2СН20)1оН, где п=12-14 смесь полиэтиленгликолевых эфиров первичных жирных спиртов неионогенный 5,43

Неонол АФ 9-12 О(С2Н40)пН Г D R-CVH.,,. оксиэтилированный нонилфенол неноногеннын 4,48

В работе проводились следующие исследования: определение физико-химических свойств нефтей и АСПО: плотность (ГОСТ 3900-85), содержание воды (ГОСТ 2477-65), содержание механических примесей в АСПО (ГОСТ 6370-83), температура плавления АСПО (ГОСТ 4255-75), температура застывания нефтей (ГОСТ 20287-91), компонентный состав нефтей и АСПО (СТП-03-159-2002); оценка моющей способности углеводородных растворителей по отношению к АСПО (СТ-07.1-00-00-02); оценка относительной эффективности диспергирования АСПО в водных растворах ПАВ (СТ-07.1-00-00-02); оценка отмывающей способности по отношению к АСПО методом «холодного стержня» (РД 39-3-1273-85)*; определение технологических

свойств ПСЖГ-УСП: фильтратоотдача (ISO 13503-4:2006)*, плотность, реологические свойства методом ротационной вискозиметрии (ISO 13503-1:2011)*; оценка термостабилыюсти технологических жидкостей (визуально)*, определение межфазного натяжения водных растворов ПАВ на границе с керосином методом профиля капли; определение совместимости водных растворов ПАВ с минерализованной водой.

* - исследования проводились при Т=30 "С (средняя температура пласта исследуемых месторождений), Т=60 °С (температура, прн которой плавятся все исследуемые образцы АСПО).

В третьей главе приведены результаты экспериментальных исследований химического состава принятых к испытанию нефтей и АСПО. Также в данной главе диссертационной работы приведены данные по исследованию влияния на отмыв от АСПО парафинового, смешанного и асфальтенового типов: ПАВ различной природы, спиртов с различной молекулярной массой, углеводородных растворителей различного группового состава.

В качестве удалителей АСПО в производственной практике используются как углеводородные (УВ) растворители, основываясь на принципе «подобное растворяется в подобном», так и водные растворы ПАВ. Эффективность моющего действия водных растворов ПАВ по отношению к АСПО определяет комплекс нх физико-химических свойств: поверхностная активность, адсорбционное снижение прочности АСПО («расклинивающий эффект»), смачивающая, диспергирующая способности, которые исследовались в данной работе.

На первом этапе выбора ПАВ, обладающего наиболее эффективной отмывающей способностью, была проверена совместимость исследуемых ПАВ с минерализованной водой: с водными растворами СаС12 (р=322,1 г/л) и NaCl (р=283,2 г/л), признаком совместимости было отсутствие расслоения или осадкообразования после нх тщательного перемешивания. В результате проведенных исследований были выбраны совместимые с минерализованной водой ПАВ, которые использовались для дальнейших исследований (Нефтенол ВВД, Нежеголь, Нефтенол НК- 40, Фосфол, Неонол АФ 9-12, Синтанол AJ1M-10).

Для оценки диспергирующей способности водных растворов ПАВ были проведены лабораторные испытания, основанные на предварительном расплавлении АСПО при нагреве в водном растворе ПАВ, затем резком

охлаждении и визуальной оценке полученной суспензии. Сравнительная оценка эффективности диспергирующей способности ПАВ проводилась по следующим показателям: дисперсность частиц АСПО полученной суспензии; замазывание стенок сосуда, в котором проводился эксперимент. Концентрация ПАВ во всех экспериментах составляла 1,0 % об. Полученные данные представлены на рисунке 1 - а, б, в.

В результате проделанных лабораторных исследований ПАВ Нефтенол ВВД показал высокую диспергирующую способность на всех образцах отложений различных типов,

100 80 60 40 20

Э -Диспергирированные частицы «0,1 -1 мм»,%

УМ'

в с Ц -«Замазывание»,%

Рисунок 1 - Сравнительная оценка диспергирующей способности ПАВ

а - АСПО Гремихинского месторождения; б - АСПО Киенгопского месторождения; в - АСПО Ельниковского месторождения

образуя устойчивые высокодисперсные суспензии АСПО, без образования слипшихся комочков и замазывания поверхности сосуда, что также говорит об эффективной смачивающей способности реагента.

Были проведены эксперименты по измерению

12 в ; ............Нефтенол НК-40

£ 8 ; —Неонол АФ 9-12

§2 и! О Э 2 к л со 4 го п •е-£ 2 и 2 о х-Нефтенйл ВВД —ж— Фосфол

\tig-«— Нежеголь

_ . йИ*-*-атг#

границе с керосином (о) (рисунок 2). Результаты проведенных исследований показали, что ПАВ Нефтенол ВВД наиболее эффективно снижает а, по

сравнению с другими поверхностно-активными

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1

Концентрация ПАВ, % масс, веществами, что способствует эффективному

Рисунок 2 - Межфазное натяжение ПАВ на границе раздела керосин/вода

смачиванию, диспергированию отложении и их отмыву. Также для сравнительной оценки моющей способности ПАВ были проведены исследования по методу «холодного стержня», основанного на измерении изменения массы отложений АСПО до и после

отмыва. Результаты лабораторных исследований отмывающей способности ПАВ при Т=30 °С представлены на рисунке 3 - а, б, в, концентрация ПАВ - 3,0 % об.

Результаты проведенных исследований показывают, что ПАВ Нефтенол ВВД, представляющий собой композицию неионогенного и анионного ПАВ: смесь оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме Ыа-солей, совместим с минерализованной водой и обладает наилучшими поверхностно-активными, смачивающими, диспергирующими свойствами, отмывающей способностью от АСПО, по сравнению с другими исследуемыми реагентами. Поэтому ПАВ Нефтенол ВВД был выбран для использования в

дальнейших исследованиях.

^ о^ СК О-

ьА 60 "1--Я л' 60

Были проведены лабораторные исследования по

а - 5 б _

^-Нефтенол ВВД Щ]- Сгагошоп АЛМ-10 М-Нефтенол НК40^ - Фосфол подбору оптимальной ЕЗ- Неонся АФ9-12 Щ -11ежегаль Рисунок 3 - Сравнительная оценка отмывающей способности ПАВ а - АСПО Гремихинского месторождения; б - АСПО Киенгопского месторождения; в - АСПО Ельниковского месторождения

д л

¡5 40 2§ Р 20

е <->

6§ п о и

4138

-«—СКВ. 493 '

—♦—СКВ. 567

о

концентрации ПАВ Нефтенол ВВД в водном растворе для отмыва от АСПО при Т=30 °С (рисунок 4), в результате которых, была установлена концентрация ПАВ - 2,0 % об., при которой достигается эффективный отмыв для всех типов АСПО. Увеличение концентрации ПАВ свыше 2,0 % об. приводит к снижению отмыва от АСПО, что возможно связано с мицеллярным экранированием их поверхности плотными адсорбционными слоями ПАВ и затруднением диффузионного доступа других молекул. Уменьшение концентрации ПАВ ниже 2,0 % об. приводит к снижению отмывающей способности.

В работе проводилась оценка эффективности углеводородных растворителей АСПО. АСПО, являясь сложной дисперсной системой, представленной парафинами, смолами и асфальтенами в нефтяной фазе, растворяются в углеводородных растворителях в соответствии со своей природой

12 3 4 Концентрация ПАВ Нефтенол ВВД, % об. Рисунок 4 - Влияние концентрации ПАВ Нефтенол ВВД на отмывающую способность его водного раствора

и свойствами растворителя. АСПО могут быть парафинового, асфальтенового и смешаного типов. В связи с этим растворимость каждого из этих типов в углеводородных растворителях будет различной.

В табл. 4 представлен групповой состав исследуемых УВ растворителей. Оценка эффективности действия УВ растворителей проводилась в статических условиях с использованием метода «корзинок» (СТ-07.1-00-00-02), при Т=25 °С. При подборе УВ растворителя была произведена сравнительная оценка растворяющей, диспергирующей и моющей способности УВ растворителей. Под моющей способностью понимается общее количество АСПО, перешедшее в УВ растворитель и находящееся в нем как в растворенном, так и диспергированном состоянии. Полученные данные представлены на рисунке 5-а, б, в.

Ш - диспергирующая, Ш -моющая, ^-растворяющая способности.%

Рисунок 5 - Сравнительная оценка моющей способности УВ растворителей а - АСПО Гремихинского месторождения; б - АСПО Киенгопского месторождения; в - АСПО Ельниковского месторождения

Как видно из представленных данных, относительная эффективность растворения отложений различного типа соответствует определенному групповому составу У В растворителей: для АСПО парафинового типа Гремихинского месторождения наиболее эффектиный УВ растворитель с преобладанием алифатических компонентов; АСПО Ельниковского месторождения характеризуется высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ (САВ), поэтому для них наиболее эффективные растворители с преобладанием УВ ароматической природ; АСПО смешанного типа Киенгопского месторождения максимальное растворение наблюдается при использовании УВ растворителя с оптимальным соотношением алифатических и ароматических компонентов.

Для увеличения эффективности УВ растворителя, он должен иметь поликомпонентный состав, обусловленный наличием ароматических, алифатических, и гетероатомных полярных фракций, поскольку они способны обеспечить благоприятную сольватацию всех компонентов отложений. Поэтому для увеличения эффективности отмыва необходимо получить универсальный УВ растворитель, эффективный для АСПО различных типов. Для решения поставленной задачи использовалась методика ГЭБР, согласно которой определяется оптимальное соотношение алканового и ароматического компонента в УВ растворителе. Экспресс-методика подбора эффективных УВ растворителей, заключается в построении графика эффективности бинарных углеводородных смесей (ГЭБР). ГЭБР строится на основе лабораторных данных по определению моющей, растворяющей и диспергирующей способности бинарных смесей п-гексан-толуол с заданным шагом изменения соотношения компонентов. По полученным данным делают вывод об оптимальном соотношении алканового и ароматического компонента УВ растворителя, в котором его эффективность максимальна.

Далее проверяются реальные смеси. По результатам анализа группового состава УВ растворителей и экономической целесообразности и доступности, в качестве алканового компонента был выбран прямогонный бензин (БП), а ароматического - Нефрас А 130/150 (Н). На рисунке 6 - а, б, в представлены графики ГЭБР для АСПО Гремихинского, Киенгопского и Ельниковского месторождений, полученные в результате лабораторных исследований моющей способности смеси УВ растворителей (прямогонный бензин - Нефрас А 130/150). Представленные данные демонстрируют изменение эффективности смеси УВ растворителей в соответствии с их групповым составом: для АСПО Гремихинского месторождения (рисунок 6 - а) наиболее эффективная отмывающая способность зафиксирована для смеси 40,0 % об. Нефрас А 130/150 и 60,0 % об. прямогонного бензина, что коррелируется с парафиновым типом отложений; для АСПО Ельниковского месторождения (рисунок 6 - в) наиболее эффективная отмывающая способность зафиксирована для смеси 60,0-80,0 % об. Нефрас А 130/150 и 40,0-20,0 % об. прямогонного бензина, что закономерно,

учитывая, что в отложениях значительное содержание CAB; для АСПО смешанного типа Киенгопского месторождения (рисунок 6-6) наблюдаются промежуточные результаты отмывающей способности: 40,0-60,0 % об. Нефрас А 130/150 и 40,0-60,0 % об. прямогонного бензина.

Н О 20 40 60 80 100 "НО 20 40 60 80 100 0 20 40 60 80 100

100 80 60 40 20 0 БП 100 80 60 40 20 0 БП 100 80 60 40 20 ОБИ Содержание, % об. Содержание. % об. Содержание % об

а б в

■ - диспергирующая, Ш -моющая. К - растворяющая способности,%

Рисунок 6 - Сравнительная оценка моющей способности смеси УВ растворителей Н-БП а - АСПО Гремихинского месторождения; б - АСПО Киенгопского месторождения;

в - АСПО Ельниковского месторождения При сравнении представленных данных о моющей способности модельных

и реальных смесей, обнаруживается совпадение соответствующих максимумов

диспергирующей, растворяющей и моющей способностей. Таким образом, на

основе ГЭБР появляется возможность подбирать наиболее эффективный (или

оптимальный) групповой состав УВ растворителя АСПО.

Результаты исследований влияния группового состава УВ растворителя на

его эффективность показали, что лучшим УВ растворителем является смесь

углеводородов различного группового состава в сравнении с индивидуальными

веществами, т.е. наблюдается синергетический эффект в отмывающей

способности экспериментально подобранного состава УВ растворителя. В

результате проделанных исследований, было подобрано оптимальное объемное

соотношение алканового и ароматического компонента УВ растворителя в смеси

Пефрас А 130/150 и прямогонный бензин (3:2), при котором наблюдается

эффективная отмывающая способность для всех типов исследуемых АСПО.

Известно, что дополнительное введение полярных неэлектролитов -

спиртов, обеспечивает усиление «расклинивающего эффекта» на АСПО, усиление

капиллярной пропитки водонасыщенных каналов АСПО и их полярных

компонентов. На рисунке 7 - а, б, в представлены данные лабораторных

исследований, показывающие влияние спиртов различной молекулярной массы на

отмывающую способность их водного раствора. С повышением молекулярной

J

массы спиртов их растворимость в воде снижается, поэтому для проведения лабораторных исследований по сравнительной оценке их отмывающей способности, исследуемые составы содержали ПАВ Нефтенол ВВД, который, по своей природе, является эмульгатором прямой эмульсии и способствует удержанию молекул спиртов в объеме. Исследуемые водные растворы содержали: спирт - 4,0% об., ПАВ Нефтенол ВВД - 2,0 % об. Индивидуальные спирты С1 - С8

с различной молекулярной массой и свойствами неоднозначно влияют на отмывающие способности. При использовании низкомолекулярных спиртов С1 - СЗ не наблюдается значительного увеличения

отмывающей способности, а более высокомолекулярные спирты С6 - С8 приводят к снижению отмывающих свойств. Спирты с промежуточной молекулярной массой С4 и С5 показывают наиболее эффективные отмывающие способности для АСПО

_]-СЗ 0-С50-С8 ЕЗ- С1:С5 1:2

_- С2 0 - ¡-С4ЁЭ - С6Щ - С1 :С4 1:1 Н-С1:С5 1:3

Ш -¡-СЗ ЕЗ -С4 ЕЗ-С70-С1:С5 1:1 Ц - С1:С5 1:4 Рисунок 7 - Оценка отмывающей способности спиртов в водном растворе ПАВ а - АСПО Гремихинского месторождения; б - АСПО Киенгопского месторождения; в -АСПО Елышковского месторождения

всех типов. Спирты с разветвленной структурой демонстрируют более низкие отмывающей способности по сравнению с соответствующими спиртами нормального строения, что возможно связано с увеличением стерического эффекта при их дуффузии в АСПО.

Результаты исследований показывают, что добавление спиртов в большей степени позволяет увеличить отмыв АСПО с высоким содержанием САВ (рисунок 7 - в), в силу полярной природы реагента. Также было обнаружено, что при сочетании низкомолекулярного метанола с более высокомолекулярными спиртами С4, С5 наблюдается синергизм в повышении отмывающих свойств. Молекулы низкомолекулярного метанола наиболее подвижны, по сравнению со спиртами большей молекулярной массы, поэтому они в первую очередь

безпрепятственно проникают в водосодержащие капиляры АСПО, и за счет «расклинивающего» эффекта облегчается доступ более крупных молекул другого спирта, смешивающегося как с водой, так и с углеводородами. Также метанол полностью растворим в воде и более высокомолекулярных спиртах, поэтому использование его в смеси с частичнорастворимыми в воде бутанолом и пентанолом, позволяет добиться более устойчивой во времени системы на водной основе. В результате проделанных лабораторных исследований была выбрана смесь спиртов метанол (М):пентанол (П) (1:3) в универсальном объемном соотношении для всех типов исследуемых АСПО, при которой наблюдается оптимальный отмывающий эффект. Также был установлен синергетический эффект увеличения отмыва от АСПО при совместном использовании выбранных смеси спиртов и композиции ПАВ - оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме №-солей (ПАВ Нефтенол ВВД) (рисунок 4, рисунок 7).

Четвертая глава диссертационной работы посвящена разработке реагента Нефтенол-УСП для промывки скважин от АСПО и ТЖ на его основе: промывочной жидкости (ПЖ) и полисахаридной жидкости для глушения и промывки скважин (ПСЖГ-УСП). Также в данной главе приведены технологические схемы промывки скважин от АСПО с использованием разработанных составов. Реагент Нефтенол-УСП разрабатывался на основании полученных в данной работе экспериментальных данных по оценке эффективности отмыва от АСПО: УВ растворителей различного группового состава, спиртов различной молекулярной массы и ПАВ различной природы. При подборе оптимального состава реагента, исследовались технологические свойства ТЖ, разрабатываемых на его основе.

Были проведены лабораторные исследования по подбору оптимальной концентрации ПАВ Нефтенол ВВД в составе реагента Нефтенол-УСП. Были исследованы промывочные жидкости на водной основе, которые содержали: смесь спиртов (М:П=1:3 об.) - 4,0 % об. (3,2 % масс.), ПАВ Нефтенол ВВД -0,0-4,0 %об. (0,0-3,8 % масс.), У В растворитель (Н:БП=3:2 об.) - 2,0 % об. (1,6% масс.).

\0 К о4 § - 60 2 Ь

Я о

ш I 40 З1® 2 3

О § 20

о

-скв. 4138

-скв. 493 -скв. 567

0 12 3 4

Концентрация ПАВ Нефтенол ВВД, % об. Рисунок 8 - Влияние концентрации ПАВ Нефтенол ВВД на

отмывающую способность ПЖ

Из представленных данных на рисунке 8 видно, что оптимальный отмыв от АСПО различных типов достигается при концентрация ПАВ - 2,0 % об., дальнейшее увеличение концентрации ПАВ приводит к снижению отмывающей способности, что, как ранее объяснялось, связано с мицеллярным экранированием поверхности АСПО адсорбционными слоями ПАВ и затруднению доступа других молекул ПАВ и углеводородов к отложениям. Уменьшение концентрации ПАВ не показывает эффективной отмывающей способности.

чя 80 « о4

| - 60 || 40

СО Я |к8 20 2 о

о§ о

-скв. 4138 скв. 493

-скв. 567

0 12 3 4 Концентрация УВ растворителя Н:БП (3:2), %об.

Рисунок 9. Влияние концентрации УВ растворителя Н:БП (3:2) на отмывающую способность ПЖ

Были проведены лабораторные исследования по подбору оптимальной концентрации У В растворителя (Нефрас А 130/150 : Прямогонный бензин в объемном соотношении 3:2) в составе реагента Нефтенол-УСП. Были исследованы промывочные жидкости на водной основе, которые содержали: смесь спиртов (М:П=1:3 об.) - 4,0 % об. (3,2 % масс.), ПАВ Нефтенол ВВД - 2,0 % об. (1,9 % масс.), УВ растворитель (Н:БП=3:2 об.) -0,0-4,0 % об. (0,0-3,2 % масс.). Максимальный отмыв от АСПО различных типов достигается при концентрации УВ растворителя в составе равной 2,0 % об. (рисунок 9), дальнейшее увеличение концентрации приводит к снижению отмывающей способности, что в значительной степени связано со снижением термостабильности состава при увеличении содержания У В растворителя.

Были проведены лабораторные исследования по подбору оптимальной концентрации смеси спиртов метанол:петанол (1:3 об.) в составе реагента Нефтенол-УСП. Были исследованы промывочные жидкости на водной основе, которые содержали: смесь спиртов (М:П=1:3 об.) - 0,0-6,0 % об. (0,0-4,8 % масс.), ПАВ Нефтенол ВВД - 2,0 % об. (1,9 % масс.), УВ растворитель (Н:БП=3:2 об.) -2,0 % об. (1,6 % масс.). Максимальный отмыв от АСПО различных типов

3 ё 60 2 § я о ¡¿40

£ и

5 I 20

о

-скв. 4138

-СКВ. 4УЗ

-скв. 567

достигается при концентрация смеси спиртов в составе равной 4,0 % об. (рисунок 10), дальнейшее увеличение концентрации приводит к снижению отмывающей способности и термостабильности состава.

В результате проведения исследований, был обнаружен синергетический эффект увеличения отмыва от АСПО при совместном использовании подобранных углеводородных растворителей различного группового состава, смеси спиртов различной молекулярной массы

0 1 2 3 4 5 6 и комп°зиции анионного и неионогенного ПАВ (ПАВ

Концентрация М:П (1:3),%об. НрАт„ПП1, ии П1 Рисунок 10. Влияние Нефтенол ВВД).

концентрации смеси _

спиртов метанол:пентанол Таким образом в результате проделанных

(1:3) па отмывающую

способность ПЖ исследований, был разработан реагент Нефтенол-УСП,

состоящий из смеси спиртов (М:П=1:3 об.) - 50,0 % об. (47,8 % масс.), ПАВ

Нефтенол ВВД - 25,0 % об. (28,1 % масс.), УВ растворитель (Н:БП=3:2 об.) -

25,0 % об. (24,1 % масс.). Результатом исследований стала разработка состава

промывочной жидкости на водной основе с применением полученного реагента

Нефтенол-УСП (содержание реагента Нефтенол-УСП: 80 л/м3,

р(р-р ЫаС1)=1,1 гр/см3), обладающей эффективными отмывающими свойствами.

Технологические свойства полученной промывочной жидкости указаны в табл. 7.

Таблица 7 - Технологические свойства ПЖ на Таким образом, В данной главе

основе реагента Нефтенол-УСП

обоснованы функциональные роли отдельных компонентов в составе реагента для промывки скважин Нефтенол-УСП: композиции ПАВ -оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме №-солей, смеси спиртов с различной молекулярной массой и углеводородных растворителей различного группового состава и установлены синергетические эффекты улучшения отмыва от АСПО парафинового, асфальтенового и смешанного типов при их совместном использовании.

Параметр Значения (на пресной воде/на р-ре №С1)

Отмывающая способность от АСПО, % 30°С 60°С

скв. 567 70/73 80/83

скв. 493 72/76 81/85

скв. 4138 75/79 84/88

Термостабильность при Т=30-60°С, сут > 5 сут

Разработка состава ПСЖГ-УСП была сделана на основе составов полисахаридной жидкости для глушения скважин (ПСЖГ) и разработанной промывочной жидкости на основе реагента Нефтенол-УСП. Компонентный состав и технологические свойства ПСЖГ представлены в табл. 2 и табл.3. Проводились исследования по оценке влияния эффективной вязкости состава на его отмывающую способность. Исследовались составы на водной основе, содержащие: реагент Нефтенол-УСП (80 л/м3), гелеобразователь ГПГ-3 (3-6 кг/м3), сшивающий агент СП-РД (3-6 л/м3), биоцид «Биолан» (0,06 л/м3). При увеличении вязкости состава ПСЖГ-УСП наблюдается увеличение его отмывающей способности (рисунок 11). Оптимальное содержание гелеобразователя ГПГ-3 составляет 4,0 кг/м3, дальнейшее увеличение концентрации гелеобразователя не приводит к заметному изменению отмывающей способности, а также приводит к резкому увеличению вязкости состава, что делает его непрокачиваемым (рисунок 12).

Был обнаружен синергетический эффект увеличения отмыва от АСПО при совместном использовании углеводородных растворителей различного группового состава, смеси спиртов молекулярной массы, композиции анионного и неионогенного ПАВ (ПАВ Нефтенол ВВД) и полисахаридного геля. Таким образом, ПСЖГ-УСП обладает более высокой отмывающей способностью по сравнению с промывочной жидкостью (табл. 7 и табл. 9), что связано с наличием у него вязко-упругих 3 4 5 6 свойств, которые обеспечивают более полную очистку Содержание^гелеобррователя обрабатываемой поверхности от АСПО.

Рисунок 12. Влияние „

содержания гелеобразователя в промысловых условиях ввод порошкоразного

ГПГ-3 на эффективную _ _

вязкость ПСЖГ-УСП гелеобразователя ГПГ-3 осуществляется через эжектор. В отсутствие эжектора равномерный ввод полисахарида затрудняется, поэтому была изучена возможность использования жидкого реагента I ПГ-якпту (ТУ 2499-058-17197708-2011) для облегчения технологии ввода загустителя.

—»—СКВ 4138

——СКВ 493

—*—СКВ 567

3^,80

а -о | Ь 60

2 х 40

о§ о

3 4 5 6 Содержание гелеобразователя различной ГПГ-3, кг/м3 Рисунок 11. Влияние содержания гелеобразователя ГПГ-3 на отмывающую способность ПСЖГ-УСП

ГПГ-з1иггу представляет собой суспензию гелеобразователя ГПГ-3 в углеводороде с добавлением комплекса ПАВ. Было изучено влияние данного загустителя на отмывающие свойства ПСЖГ-УСП. Концентрация ГПГ-вЬггу в исследуемых

составах

подбиралась

с учетом содержания активного компонента гелеобразователя ГПГ-3 в соответствующих составах (рисунок 13). Было обнаружено, что отмывающая способность ПСЖГ-УСП на основе ГПГ-з1шту выше,

6 7 8 9 10 11 12 чем на основе гелеобразователя ГПГ-3, за счет

Содержание РПГ-экиту, л/м* дополнительного содержания углеводорода и ПАВ в Рисунок 13. Влияние

содержания гелеобразователя составе реагента (рисунок Ни рисунок 13). Поэтому ГПГ-з1шту на отмывающую

способность ПСЖГ-УСП для облегчения технологии приготовления ПСЖГ-УСП и увеличения отмывающей способности состава от АСПО, в качестве гелеобразователя возможно использование реагента ГПГ-вЫгту.

В результате проведенных исследований, была разработана нефильтрующаяся полисахаридная жидкость для глушения и промывки скважин на основе полученного реагента Нефтенол-УСП, обладающая эффективной отмывающей способностью. Компонентный состав и технологические свойства разработанного состава представлены в табл. 8 и 9. Были установлены

Таблица 8 - Компонентный состав ПСЖГ-УСП

Компонент Содержание

Нефтенол-УСП 80 л/м3

Гелеобразователь ГГ1Г-3/ Гелеобразователь ГПГ-з1шту 4 кг/м3/ 8,24 л/м3

Сшивающий агент СП-РД 4 л/м''

Биоцид «Биолан» 0,06 л/м"'

Пресная вода/ р-р ЫаС1 (р=1.1 гр/см ) остальное

Таблица 9 - Технологические свойства ПСЖГ- УСП

синергетические эффекты усиления отмыва ПО и зоны ИП от АСПО при совместном использовании реагента Нефтенол-УСП и полисахаридного загустителя, входящего в состав ПСЖГ.

Параметр Значения ПСЖГ на ГПГ-3/ ГПГ- з1иггу на пресной воде (на р-ре ЫаС1)

30°С б0аС

Эффективная вязкость, мПа*с при 170с и Т=30 °С 68/79 (70/82) 38/45 (39/47)

Фильтратоотдача, см /ЗОмин 5/4 (5/3) 8/7 (7/5)

Термостабильность при 30-60°С, сут >5

Отмывающая способность от АСПО. % скв. 567 78/80 (80/83) 82/85 (84/88)

скв. 493 80/83 (83/85) 86/89 (88/91)

скв. 4138 84/87 (84/89) 90/94 (91/95)

Для решения проблемы отмыва скважин с АНПД от АСПО, были предложены технологии промывки скважин с использованием разработанного

ПСЖГ-УСП

/

ПЖ на основе

реагента Нефгенол-УСП

ПСЖГ-УСП

Рисунок 14. Схема комплексной технологии промывки скважины с применением ПСЖГ-УСП и промывочной жидкости на основе реагента Нефтенол-УСП в скважинах с АНПД

состава ПСЖГ-УСП. Возможно использование ПСЖГ-УСП в операциях промывки скважин с АНПД при ее циркулировании в объеме скважины. Также ее можно использовать в качестве блокирующей пачки для глушения и

предотвращения фильтрации промывочной жидкости в продуктивный пласт, путем создания экрана, обладающего низкой фильтратоотдачей (рисунок 14), где в качестве жидкости промывки используется состав на основе реагента 11ефтенол-УСП. Использование ПСЖГ-УСП в качестве блок-пачки в скважинах с АНПД, помимо восстановления циркуляции при промывке, также позволит промыть зону ИП скважин от АСПО.

Выводы

1) Показано, что природа ПАВ, структурно-групповой состав УВ растворителей и молекулярная масса спиртов влияют на эффективность отмыва подземного оборудования и зоны интервала перфорации скважин от АСПО.

2) Установлено, что применение в технологических жидкостях для промывки композиции неионогенного и анионного ПАВ: оксиэтилированных нонилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме №-солей, смеси спиртов различной молекулярной массы и углеводородных растворителей различного группового состава приводит к повышению эффективности отмыва подземного оборудования и зоны интервала перфорации скважин от АСПО асфальтенового, парафинового и смешанного типов, а при их совместном использовании наблюдаются синергетические эффекты улучшения отмыва.

3) Разработан реагент Нефтенол-УСП, используемый при приготовлении технологических жидкостей для промывки скважин от АСПО различных типов, обоснованы функциональные роли компонентов входящих в его состав.

4) Разработана многофункциональная нефильтрующаяся полисахаридная жидкость для глушения и промывки скважин (ПСЖГ-УСП), обладающая эффективными отмывающими от АСПО свойствами и позволяющая сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта.

5) Разработана комплексная технология промывки скважин в условиях АППД с использованием технологических жидкостей на основе реагента Нефтенол-УСП: нефильтрующейся блок-пачки ПСЖГ-УСП и промывочной жидкости.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Магадова JI. А., Черыгова М. А. Разработка многофункционального состава на полисахаридной основе для решения проблемы отложения АСПО в скважинах с АНПД // Труды РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина. - 2015. - № 2/279. - С. 80-87.

2. Магадова Л. А., Черыгова М. А. Разработка многофункционального состава и технологии глушения и промывки скважин от асфальтосмолопарафиповых отложений в условиях аномально-низкого пластового давления // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 6. - С. 20-26.

3. Магадова Л. А., Черыгова М. А. К вопросу решения проблемы промывки скважины от асфальтосмолопарафнновых отложений // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 9. - С. 38-43.

4. Магадова Л. А., Черыгова М. А. Исследование и разработка состава для глушения и промывки скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД) // Технологии добычи и использования углеводородов [Электронный ресурс]. - М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2014. - №4(3). - Режим доступа: http://tp-ning.ru/img/04/01.pdf.

5. Черыгова М. А., Гаевой Е. Г., Шониезов И. М. Исследование и разработка состава для глушения и промывки скважин с АНПД // Материалы I Международной научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва. - 2014. - С. 16.

6. Малютин С. А., Глушенко В. Н., Ибатуллина И. В., Черыгова М. А., Дингес В. Ю. Исследование характеристик водно-солевых жидкостей глушения на основе натриевых, кальциевых и магниевых солей // Материалы I Международной научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва. - 2014. - С. 14.

7. Лужецкий A.B., Шониезов И.М., Трофимова М.В., Черыгова М. А. Подбор эффективного состава для удаления АСПО Ромашкннского месторождения // Материалы I Международной научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва. -2014. - С.65-67.

8. Черыгова М. А., Магадова Л. А. Решение проблемы промывки скважин с аномально-низким пластовым давлением на Кумкольском месторождении // Материалы VII Международного промышленно-экономического Форума «Стратегия объединения: Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе», Москва. -2014. -С.99-100.

9. Магадова Л.А., Черыгова М. А. Повышение эффективности промывки скважин в условиях аномально-низкого пластвого давления // Материалы II Международной научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», - Москва. - 2015. - С. 12.

Подписано в печать 05.10.2015 Формат 60X90/16

Бумага офсетная Усл. п.л. 1.4

Тираж 100 экз. Заказ № 376

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8(499)507-82-12