Применение коллоидных реагентов при водоизоляции в газовых скважинах сеноманского горизонта тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.11 ВАК РФ

904603119

На правах рукописи

ГУЩИНА ЮЛИЯ ФЕДОРОВНА

ПРИМЕНЕНИЕ КОЛЛОИДНЫХ РЕАГЕНТОВ ПРИ ВОДОИЗОЛЯЦИИ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ СЕНОМАНСКОГО ГОРИЗОНТА

02.00.11 - Коллоидная химия

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 6 СЕН 7010

Москва - 2010

004608119

Работа выполнена на кафедре физической и коллоидной химии Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Хлебников Вадим Николаевич

доктор технических наук, профессор Магадова Любовь Абдулаевна

доктор технических наук, профессор Крупин Станислав Васильевич

Ведущая организация: Открытое Акционерное Общество «Всероссийский Научно-исследовательский Институт по Переработке Нефти»

Защита состоится 28 сентября 2010 года в 15 00 в ауд. 541 на заседании Диссертационного совета Д 212.200.04 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан августа 2010 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, Доктор технических наук, профессор

Сафиева Р.З.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. При разработке газовых месторождений, добыча газа осложняется поступлением воды в призабойную зону пласта (ПЗП) и ствол скважины. Поступление воды в газовые скважины снижает их дебит вплоть до полной остановки (самоглушение скважин). Вода способствует разрушению призабойной зоны пласта (ПЗП), выносу песка и образованию песчаных пробок в скважине, увеличивает потери давления при движении газа через слои воды (висячие водяные затворы), снижает температуру газа в результате испарения жидкости, через слой которой газ барботируется. Вынос пластовой воды в систему сбора увеличивает расход и затрудняет регенерацию осушителей (сорбентов и метанола), приводит к образованию газовых гидратов и льда в наземных трубопроводах. Обводнение скважин значительно снижает эффективность разработки газовых месторождений и приводит к потере запасов углеводородного сырья.

Основными причинами поступления воды в призабойную зону и ствол скважины являются: заколонные межпластовые перетоки (следствие некачественного цементирования скважин); неравномерное продвижение газоводяного контакта (ГВК) и образование конуса обводненности.

Значительные объемы газа в стране добываются из месторождений, приуроченных к сеноманскому горизонту Западной Сибири. Разработка запасов газа сеноманского горизонта осложняется наличием активных подстилающих вод. Коллектора состоят из плохо сцементированного заглинизированного гидрофильного песчаника, что является причиной обрушения ПЗП и приводит к образованию песчаных пробок после подтягивания ГВК к забою скважин. Геологический разрез месторождений включает значительные интервалы многолетних мерзлотных пород (ММП), глинистых и неустойчивых пород. Пласты сеноманского горизонта имеют небольшое давления гидроразрыва. Все это затрудняет бурение и крепление скважин, требует применения облегченных тампонажных составов для крепления верхних интервалов разреза.

В условиях сеноманского горизонта обводнение скважин происходит в результате подтягивания воды по заколонным перетокам и из-за неравномерного продвижения уровня ГВК. В настоящее время практически единственным мето-

дом борьбы с поступлением воды в скважины является установка цементных мостов, отсекающих нижние, обводненные интервалы продуктивного пласта.

Решить проблему водоизоляции в скважинах сеноманского горизонта можно путем повышения качества строительства (крепления) и капитального ремонта скважин, а также создания водоизоляционных барьеров в ПЗП. Необходимо разработать новые подходы и методы водоизоляции в газовых скважинах, учитывающие особенности продуктивного пласта сеноманского горизонта, свойства и состав добываемого газа и особенности вышележащего интервала горизонта.

Для направленного изменения свойств и характеристик цементных суспензий и камня, характеристик пористых сред коллекторов наиболее подходят коллоидные реагенты, обладающие высокой удельной поверхностью и поверхностной активностью. Именно этот тип веществ может быть использован для улучшения рецептуры цементных тампонажных составов и для создания новых типов водоизолирующих составов для применения в газовых скважинах.

Настоящая работа посвящена исследованию применения коллоидных реагентов для улучшения рецептуры тампонажных растворов для крепления скважин и селективной водоизоляции в газовом пласте.

Цель работы и задачи исследования

Основная цель данного исследования заключалась в снижении обводнения газовых скважин месторождений, приуроченных к сеноманскому горизонту, путем разработки улучшенной рецептуры тампонажных цементных составов для повышения качества крепления скважин и гидрофобизирующих композиций для селективной водоизоляции в призабойной зоне сеноманского пласта.

Для достижения цели диссертации необходимо было решить следующие задачи:

1. Анализ существующих методов водоизоляции в газовых скважинах.

2. Исследование и разработка цементных тампонажных растворов с улучшенной адгезией цементного камня с металлом труб.

3. Исследование и разработка составов для селективной водоизоляции в газовых пластах.

Научная новизна

Обнаружено, что стабилизированный латекс способен увеличивать прочность контакта стандартного тампонажного цементного камня нормальной плотности с металлом труб на 49 - 79 % при содержании стабилизированного латекса в цементной суспензии 0,5 - 0,75 % от веса цемента.

Установлено, что добавка стабилизированного латекса увеличивает адгезию расширяющегося цементного камня с поверхностью металла на 55-61 %. Оптимальное содержание стабилизированного латекса в цементной суспензии составляет 0,10 — 0,25 % латекса (от веса цемента).

Показано, что стабилизированный латекс увеличивает адгезию облегченного цементного камня с полыми алюмосиликатными микросферами с металлической поверхностью на 33 — 39 % при содержании латекса в цементной суспензии 0,25 - 0,75 % (от веса твердой фазы).

Впервые обнаружено, что стабилизированный латекс увеличивает прочность контакта загрязненного гидрофобной жидкостью металла с цементом нормальной плотности в 1,7-3 раза и с облегченным цементным камнем до 19 раз.

Показано, что состав содержащий гидрофобизатор АБР, гидрофобный пленкообразователь и легкокипящий растворитель снижает проницаемость водо-насыщенных сред по воде, не влияет или увеличивает проницаемость газонасыщенных пористых сред по газу, уменьшает насыщенность пористой среды водой и проявляет селективность при закачивании в неоднородную по насыщенности пористую среду, что обеспечивает селективную водоизоляцию.

Практическая ценность

1. Установлено, что стабилизированный латекс является универсальным реагентом и увеличивает адгезию тампонажного цементного камня, облегченного и нормальной плотности, с металлом труб, является высоко технологичным реагентом, полностью подходящим для условий Крайнего Севера и повышает качество цементирования скважин на Заполярном газоконденсатном месторождении не менее чем на 10 %.

2. Разработаны гидрофобизирующие составы на базе гидрофобизатора АБР, пленкообразующего гидрофобизатора и легколетучего растворителя для селективной водоизоляции в условиях сеноманского горизонта.

3. Промысловый эксперимент на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении показал, что составы для селективной водоизоляции могут быть использованы:

• для газовых скважин находящихся на начальной стадии обводнения.

• на скважинах месторождений с истощенной энергией пласта при использовании технических средств, позволяющих производить направленную закачку состава только в обводненные интервалы пласта (использование пакеров, отсекающих газонасыщенный верхний интервал).

• для превентивной борьбы с подтягиванием конуса воды (например, в ходе операций глушения скважин).

Положения, выносимые на защиту

1. Метод повышения адгезии цементного камня с металлом труб, основанный на использовании стабилизированного латекса.

2. Способ селективной гидрофобизации в газовых скважинах сеноманского горизонта, с использования растворов гидрофобизаторов в легколетучих растворителях

3. Рецептура гидрофобизирующих составов для селективной водоизоляции в газовых скважинах сеноманского горизонта.

Апробация работы

Результаты работы докладывались на Восьмой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (Москва 06 - 09 октября 2009), VII Международной конференции «Химия нефти и газа», (Томск 21- 26 сентября 2009), VIII Конгресс нефтегазо-промышленников России (Уфа 26- 29 мая 2009), VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва 1 - 3 февраля 2010), Московская межвузовская научно-практическая конференция «Студенческая наука» (Москва, 2009), Всероссийская

IV научно-техническая конференция «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 22 апреля 2010).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 5 статей, 8 тезисов докладов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных результатов и выводов, библиографического списка использованной литературы из 110 наименований и трех Приложений. Работа изложена на 227 страницах машинописного текста и содержит 41 рисунок и 40 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе приведены литературные данные о тампонажных цементных суспензиях для крепления и капитального ремонта скважин и технологии их применения. Представлен обзор отечественных и зарубежных работ по методам водоизоляции в нефтяных и газовых пластах.

Основным тампонажным материалом для крепления нефтяных и газовых скважин является цементная суспензия. Для различных по геолого-физическим условиям и составу пород геологических разрезов применяются различные цементные композиции, среди которых можно выделить: тампонажные составы нормальной плотности, облегченные (для крепления скважин с неустойчивыми породами) и утяжеленные тампонажные составы для условий месторождений с аномально высокими пластовыми давлениями. Для регулирования характеристик тампонажных составов применяются: облегчающие и расширяющие добавки, регуляторы скорости отверждения цементного раствора, понизители водоотдачи, пластификаторы, пеногасители и т.п.

Современный тампонажный раствор должен содержать ряд добавок, регулирующих технологические характеристики раствора. Однако в отечественной практике используются в основном только регуляторы (ускорители и замедлители) схватывания, реже понизители водоотдачи и пеногасители. Необходимо увеличить ассортимент добавок, применяемых для улучшения технологических свойств цементного раствора, а также характеристик цементного камня.

Основное внимание исследователей посвящено улучшению характеристик цементного тампонажного состава и прочностных характеристик цементного камня, испытанию новых типов добавок к тампонажному составу и технологии проведения цементирования. При этом практически не проводятся исследования адгезии цементного камня с металлом труб и породой. Хотя, большинство исследователей и специалистов указывают на важность прочного контакта цементного камня с трубами и породой. Плохой контакт цементного камня с трубами и породами является одной из наиболее важных причин возникновения заколонных и межколонных флюидопроявлений и перетоков.

Обзор показал, что, несмотря на обширные исследования, проблема качественного крепления скважин в сложных геологических условиях (особенно месторождений Крайнего Севера) полностью не решена. Наименее исследовано адгезионное взаимодействие цементного камня с металлом труб и породой разреза, не известны реагенты, способные повышать прочность контакта цементного камня с трубами. Не достаточно полно при креплении скважин используется передовой опыт строительства по улучшению свойств цементных и бетонных суспензий и камня.

В разделе приведены литературные данные об исследовании и применении методов селективной и неселективной водоизоляции, основанной на применении полимеров, неорганических реагентов, полимерно-дисперсных материалов и т.п., для борьбы с поступлением воды в продукцию добывающих скважин, а также рассмотрены особенности водоизоляции и создания водоизоляционных экранов в газовых пластах.

Наиболее перспективным способом борьбы с поступлением воды в газовую или нефтяную скважину является селективная водоизоляция. Подобрать такие материалы достаточно сложно, поэтому реально методов селективной водоизоляции предложено немного (неселективных водоизоляционных составов известно множество). Обзор литературы показал, что необходимо проводить исследования направленные на создание новых методов селективной водоизоляции в газовых и

нефтяных пластах, которые обеспечат продолжительный безводный или маловодный период работы скважин.

Во второй главе представлено описание лабораторных установок и методик проведения экспериментальных исследований.

Определение характеристик цементных растворов и цементного камня проводили в соответствие с ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытания». Для определения подвижности цементного раствора использовали конус АзНИИ, времени схватывания - прибор «Игла Вика». Вязкость измеряли ротационным вискозиметром «HAAKE RheoStress 600».

Для исследования методов селективной водоизоляции использовали фильтрационную методику. Эксперименты по фильтрации проводили с использованием газонасыщенных (с остаточной водонасыщенностью) и водонасыщенных насыпных моделей пласта из молотого речного песка или дезинтегрированной экстрагированной породы продуктивных горизонтов пластов ПК (сеноманский горизонт), т.к. насыпные модели пласта хорошо моделируют условия плохо сцементированного песчаника сеноманского горизонта.

Для характеристики гидрофобизирующих растворов для селективной водоизоляции использовали следующие параметры:

1. Фактор сопротивления (R) для оценки степени снижения проницаемости пористых сред по воде в результате воздействия: Ri = (Qi/APi)/(Qj / ДР,), где R; -текущий фактор сопротивления; Qi и ДРь соответственно, объемный расход и перепад давления при установившейся фильтрации воды на этапе 1 (первичная закачка воды); Qj и Pj, соответственно, текущие расход и перепад давления при фильтрации воды или композиции. В случае установившейся фильтрации: Roer- = ki/ k2, где Ron- - остаточный фактор сопротивления, т.е. фактор сопротивления, установившийся после закачки композиции; к] и к2, соответственно, проницаемость по воде модели пласта до и после закачки композиции. Максимальный фактор сопротивления (Ячак) и Roer, характеризуют, соответственно, максимальную и установившуюся степень снижения проницаемости пористой среды для воды.

Степень водоизоляции (А) для характеристики уровня снижения поступления воды в результате действия композиции:

А (%)= 100*(к, - к2)/к, = 100*(Я - 1)/К.

Степень восстановления проницаемости по газу (В, %) газонасыщенных пористых сред: В = 100* (Кг2/КГ1), где Кг2 - проницаемость по газу модели пласта после закачки композиции, Кт) - проницаемость по газу модели пласта с остаточной водой до закачки композиции.

Отношение объема жидкости, фильтрующейся через водонасыщенный про-пласток, к объему жидкости, фильтрующейся через газонасыщенный пропласток, (С>вода/<2газ) - для определения селективности закачивания композиции (опыты на двухслойной модели пласта).

В главе 3 приведены результаты лабораторного исследования и промыслового испытания тампонажных цементных составов с улучшенной адгезией цементного камня с металлом труб.

Качество строительства и крепления скважин является одним из важнейших факторов, определяющих эффективность разработки газовых месторождений. Некачественное крепление скважин является одной из основных причин поступления воды в призабойную зону и ствол скважины. Целью исследования являлось поиск путей повышения качества крепления скважин в условиях месторождений Крайнего Севера, т.е. борьба с обводнением скважин по заколонным перетокам.

Качество цементирования скважины связано как с характеристиками самого цементного камня, так и с его адгезионными свойствами. Исследование показало (таблица 1), что наиболее слабым местом при креплении скважин являются не прочностные характеристики цементного камня, а его адгезия с породой и металлом труб. Загрязнение поверхности гидрофобными веществами приводит практически к полной потере адгезии цементного камня с породой и металлом труб.

В качестве реагента для повышения прочности контакта цементного камня с металлом был выбран стабилизированный латекс (СТЛ), представляющий собой коллоидную взвесь каучука в воде, стабилизированную АПАВ и НПАВ. СТЛ яв-

ляется высокотехнологичным реагентов, совместим с солевыми растворами, выдерживает кипячение и несколько циклов замораживание/размораживание.

Таблица 1 - Характеристика адгезионных и прочностных характеристик цементного* камня

Параметр Граница раздела Прочностные характеристики, МПа Относительные прочностные характеристики, %

Адгезия Металл/цементный камень 0,84+7-0,15 6,3

Смоченный нефтью металл/цементный камень 0,135+/-0,013 1,0

Стекло/цементный камень 1,29+/-0,07 9,6

Смоченное нефтью стекло/цементный камень 0,11+/-0,04 0,8

Прочность На изгиб 5,07+/-0,27 37,8

На сжатие 13,4+/-0,6 100

* Цемент ПЦТ Ю-СС1, жидкость затворения - пресная вода, ВЦО = 0,50 кг/дм3, время выдержки - 2 суток, 22-24 °С

Было проведено исследование влияния СТЛ на подвижность и время схватывания цементных растворов, адгезионные и прочностные характеристики цементного камня нормальной плотности, с добавкой расширяющих и облегчающих добавок. СТЛ вводили в состав тампонажного раствора с жидкостью затворения.

Первоначально проводили исследование с цементными составами нормальной плотности на основе цемента ПЦТ Ю-СС1. СТЛ уменьшает подвижность цементной суспензии и время схватывания. Использование пластификаторов позволяет получить тампонажные композиции с СТЛ, обладающие удовлетворительной подвижностью (растекаемостью). Для исследований использовали составы с растекаемостью по конусу АзНИИ не менее 19 — 20 см.

Исследование показало, что СТЛ увеличивает прочность контакта цементного камня нормальной плотности с металлом труб на 43 - 79 % (рисунок 1). Оптимальное содержание СТЛ в суспензии составляет 0,5 - 0,75 % от веса цемента. По-видимому, причина улучшения адгезии заключается в том, что на поверхности металла образуется пленка латекса, способствующая прилипанию частиц цемента.

Исследование показало, что роль СТЛ заключается в увеличении силы адгезии цементного камня с металлом на начальных этапах упрочнения цементного камня и в случае загрязнения поверхности гидрофобными веществами (нефтью, конденсатом, маслом и т.п.) (рисунок 2), т.е. когда контакт не прочен и наиболее подвержен риску разрушения.

СТЛ оказывает некоторое отрицательное влияние на прочностные характеристики цементного камня нормальной плотности (рисунок 3). Однако, несмотря на снижение прочности, цементный камень с добавкой латекса обладает, характеристиками, намного превосходящими минимальные значения прочности для там-понажного цементного материала, т.е. может быть использован для крепления скважин.

Дня крепления скважин на месторождениях Крайнего Севера используют облегченные (с полыми микросферами АСПМ) и расширяющиеся цементные суспензии. Проведенное исследование показало, что СТЛ увеличивает адгезию облегченного цементного камня с чистой металлической поверхностью на 33 - 39 % и с загрязненной нефтью поверхностью металла в 14-19 раз. Положительное влияние оказывает СТЛ и на адгезию расширяющегося цементного камня с металлом - добавка латекса увеличивает прочность контакта до 55 - 61 %. Максимумы на кривых зависимость «относительная адгезия - содержание латекса» лежат в интервале 0,10 - 0,25 % (от веса твердой фазы).

Опытно-промысловые испытания (ОПИ) тампонажных составов с добавкой СТЛ проводились при креплении промежуточных колонн на скважинах

12005, 20906 и 20502 Заполярного газоконденсатного месторождения. Для крепления технических колонн месторождения используются специальные цементы марок ЦТОС-4 (верхний интервал разреза) и ЦТРС-100 (нижний интервал разреза), производства ЗАО «Гранула». В качестве СТЛ использовали СКС-65 ГПБ (ТУ 38.103111-83), производства ОАО «Воронежсинтезкаучук».

О 0,2 0,4 0,6 0,8

Содержание стабилизированного латекса (от веса цемена), %

Рисунок 1 - Влияние содержания стабилизированного латекса на относительную прочность контакта на границе цементный камень/металл Время выдержки - 2 суток, растекаемость растворов - более 20 см

Рисунок 2 - Влияние стабилизированного латекса на прочность контакта на границе цементный камень/гидрофобизованный металл, (выдержка 2 суток, ВЦО=0,5 кг/дм3)

Прочность на изгиб

Прочность на сжатие

О 0,2 0,4 0,6 0,8

Содержание стабилизированного латекса, % от веса цемента

Рисунок 3 - Влияние стабилизированного латекса на прочностные характеристики цементного камня, (содержание хлорида кальция - 1,5 % от веса цемента, выдержка - 2 суток, ВЦО = 0,5 кг/дм3)

Первоначально была проведена адаптация полученных результатов к реально применяемой на данном месторождении технологии крепления скважин. При отработке рецептуры цементных суспензий концентрацию СТЛ подбирали такой, чтобы не требовалось использовать пластификатор для обеспечения подвижности цементного раствора (применять пластификатор не было возможности по техническим причинам). При содержании СТЛ в количестве до 0,2 % (от веса цемента) в составе облегченного цементного раствора из ЦТОС-4 и цементного раствора нормальной плотности из ЦТРС-100 характеристики суспензий практически не меняются.

Исследования показали, что добавка к цементному раствору 0,1 - 0,2 % стабилизированного латекса увеличивает прочность контакта цементного камня из ЦТОС-4 и ЦТРС-100 с металлом на 22 - 31 % (таблицы 2 и 3).

Для проведения промысловых испытаний было рекомендовано использовать СТЛ в концентрации 0,2 % от веса цемента, что позволяет сохранить технологические характеристики цементных суспензий и проводить крепление скважин по стандартной технологии.

Цементирование технических колонн скважин в ходе ОПИ прошло без осложнений. Было показано, что СТЛ является высокотехнологичным реагентом,

0--.

выдерживающим без потери свойств замораживание и хорошо совместимым с солями-ускорителями схватывания цементных растворов.

Влияние добавки латекса СКС-65ГПБ на качество крепления скважин оценивали по результатам интерпретации геофизических исследований, проведенной специалистами ООО «Газпром геофизика» ПФ «Севергазгеофизика». Было обнаружено, что СТЛ улучшает качество крепления скважины не менее чем на 10 -12%.

Таблица 2 - Влияние латекса СКС-65ГПБ на адгезию цементного камня из ЦТРС -100 с металлом (ВЦО=Р,5, выдержка 2 суток при 75°С) _

Содержание СКС-65ГПБ, % от веса цемента Адгезия, МПа Относительная адгезия, %

0 1,40+/-0,16 100

0,10 1,72+/-0,11 123

0,20 1,82+7-0,09 130

Таблица 3 — Влияние латекса СКС-65ГПБ на адгезию цементного камня из ЦТОС-4 с металлом ВЦ,0=0,8; жидкость затворения - 4% раствор хлорида натрия; выдержка 2 суток при 20+/-2 °С

Содержание СКС-65ГПБ, % от веса цемента Адгезия, МПа Относительная адгезия, %

0 0,256+/-0,023 100

0,10 0,312+7-0,037 122

0,20 0,335+7-0,043 131

В главе 4 изложены результаты лабораторных исследований и промысловых испытаний составов для селективной водоизоляции в газовых скважинах се-номанского горизонта.

Продвижение ГВК является естественным следствием разработки газовых месторождений методом истощения. Однако неравномерное продвижение ГВК и особенно образование водяного конуса в ПЗП осложняет эксплуатацию и ограничивает возможности по добыче газа. Изменение смачиваемости гидрофильной породы пласта позволит замедлить подъем воды. Гидрофобизация гидрофильной породы облегчает удаление (вытеснение и испарение) воды из газонасыщенных

пропластков ПЗП и устраняет эффект расклинивающего давления, вызывающего разрушение ПЗП и вынос песка в ствол скважины.

Для того чтобы метод водоизоляции был селективным, закачиваемый в ПЗП состав должен не влиять на проницаемость для газа газонасыщенных пропластков и уменьшать проницаемость для воды обводнившихся пропластков. Кроме того, желательно, чтобы гидрофобизирующий состав при закачке в большей степени поступал в обводненные интервалы, а не в газонасыщенные зоны пласта.

Достичь быстрого удаления состава для водоизоляции из продуктивных газонасыщенных пластов возможно путем использования низкокипящего растворителя, парциальное давление компонентов которого в добываемом газе ниже равновесного давления при пластовой температуре. Данный подход наиболее перспективен для сеноманских газовых залежей, содержащих практически чистый метан.

Цель исследования заключалась в том, чтобы разработать состав для селективной водоизоляции в газовых скважинах сеноманского горизонта. Для исследования были использованы составы, содержащие гидрофобизатор АБР (ОАО «Хи-меко-Ганг», ТУ 2483-081-17197708- 03) и маловязкие легколетучие углеводородные растворители (например, стабильный конденсат (СК) и легкий дистиллят стабильного конденсата (ДГКЛ)).

В работе было изучено влияние гидрофобизирующего состава на проницаемость по газу газонасыщенных пористых сред (моделей продуктивного интервала пласта); на проницаемость для воды водонасыщенных пористых сред (моделей обводненного интервала пласта) и селективность при закачивании (опыты на двухслойных моделях пласта из газо- и водонасыщенного пропластков). Проведенное исследование показало, что раствор гидрофобизатора в легколетучем углеводородном растворителе (на примере петролейного эфира - ПЭ):

• не оказывает отрицательного влияния на проницаемость по газу газонасыщенных пористых сред (растворитель легко удаляется из пористой среды потоком газа);

• способствует удалению остаточной воды из газонасыщенных пористых сред и повышению их проницаемости для газа (таблица 4);

• обладает высокой водоизолирующей эффективностью (таблица 5);

• проявляет селективность при закачивании в неоднородную по насыщенности пористую среду (поступает в большей степени в водонасыщенный про-пласток, чем в газонасыщенный пропласток) (таблица 6 и рисунок 4). Таким образом, раствор гидрофобизатора в легколетучем углеводородном

растворителе является перспективным составом для борьбы с поступлением воды в ПЗП газовых скважин.

Состав из гидрофобизатора АБР и легколетучего углеводородного растворителя не позволяет полностью решить проблемы водоизоляции в газовых скважинах, т.к. не позволяет бороться с таким следствием подтягивания конуса воды как вынос песка и осыпание ГОП.

Поступление воды в несцементированный гидрофильный песчаник продуктивного горизонта приводит к утолщению водяных пленок между частицами песка и, как следствие, снижению устойчивости породы. Гидрофобизатор, делая породу гидрофобной, препятствует возникновению расклинивающего давления. Усилить гидрофобный эффект можно включив в состав композиции гидрофоби-затор-пленкообразователь, нерастворимый в воде, в качестве которого был выбран топочный мазут, содержащий в своем составе тяжелые поверхностно-активные компоненты нефти. Проведенное исследование состава гидрофобизатора АБР + пленочный гидрофобизатор + легколетучий растворитель показало, что данный состав снижает проницаемость водонасыщенных сред по воде в большей степени, чем состав без плеикообразователя, не влияет на проницаемость газонасыщенных пористых сред по газу или увеличивает ее, а также уменьшает насыщенность пористой среды водой, т.е. обеспечивает селективную водоизоляцию.

Дня подготовки промысловых исследований были изучены характеристики и проведено исследование различных углеводородных жидкостей в качестве легколетучего растворителя. Проведенные исследования показали следующие результаты.

1. В качестве легколетучего растворителя при приготовлении композиции для селективной водоизоляции могут быть использованы: стабильный конденсат (СК), легкий дистиллят стабильного конденсата (ДКГЛ) или их смесь. Меняя соотношение СК и ДГКЛ в смеси можно подбирать состав, оптимальный по технологическим соображениям для условий промысла в разные времена года.

2. Фракционный состав (летучесть) углеводородного растворителя влияет на время восстановления после закачки гидрофобизирующей композиции проницаемости для газа газонасыщенных пористых сред (таблица 7). Регулируя соотношение ДГКЛ и СК в составе можно регулировать скорость восстановления проницаемости.

3. Состав легколетучего углеводородного растворителя мало влияет на во-доизолирующие характеристики композиции для селективной водоизоляции (таблица 8).

Опытно-промысловые испытания (ОПИ) разработанных составов были проведены на скв. № 2098 (до ОПИ работала с выносом пластовой воды) и № 6086 (из бездействующего фонда) Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ЯНГКМ) (сеноманский горизонт).

Предложенные для ОПИ скважины находились на достаточно глубокой стадии обводнения, поэтому для первых промысловых испытаний использовался состав, содержащий два гидрофобизатора: гидрофобизатор АБР и гидрофобизатор - пленкообразователь - отработанное масло (отработанное масло было выбрано из-за отсутствия на промысле мазута).

При проведении ОПИ на скважине № 2098 ЯНГКМ работы были выполнены в соответствии с технологическим планом. Вызов притока газа после технологического отстоя потребовал 4 суток отработки скважины на факел с периодическими остановками и набором статического давления. После получения притока газа скважина запущена в шлейф и отработала безостановочно 36 суток, затем работала с остановками и была переведена в бездействующий фонд. Учитывая опыт вызова притока на скважине № 2098 ЯНГКМ, было принято решение проводить обработку скважины № 6086 «облегченным» составом (не содержащим отрабо-

танное масло). На скважине № 6086 ОПИ были выполнены в соответствии с утвержденным технологическим планом. Вызов притока на этой скважине занял 2 суток. Скважина № 6086 (ранее бездействующая) была пущена в работу с выносом пластовой воды с дебитом 75 тыс. м3/сут. Результаты работ по скв. № 6086 можно считать успешными. Работу по испытанию составов предполагается продолжить.

0,1 ОД 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9

Объем захачки,п.о.

Рисунок 4 - Влияние объема закачки 50 г/л раствора гидрофобизатора на перераспределение фильтрационных потоков между газо- и водонасыщенными про-

пластками в опыте 27/28. 1 - давление, 2 - текущее значение С>вода/С>газ, 3 - накопленное (с начала опыта) (ЗводаЛЗгаз, Вертикальной стрелкой показан момент, когда <Звода/С)газ = 1

Таблица 4 - Влияние проницаемости пористых сред и состава композиции на степень восстановления проницаемости по-

ристых сред по газу (объем закачки композиции - 1 п.о.)

Опы т Концентрация гидро-фобизатора, г/л Объемная доля мазута M100 в растворителе Факторы сопротивления после прокачки 1 п.о. состава Проницаемость по газу, мкм2 Водонасыщенность, % Степень восстановления проницаемости, %

абсолютная с остаточной водой до воздействия после воздействия

9 0 0 0,94 0,792 0,677 29,6 26 111

12 25 0 1,67 0,299 0,216 36,6 26 131

16 25 0 1,61 0,516 0,416 27,7 26 99,3

10 25 0 1,02 1,54 1,47 11,6 1 103

20 50 0 1,46 0,967 0,916 14,5 9 101

35 50 20 2,60 0,269 0,172 38,4 21 121

36 25 20 2,94 0,343 0,231 38,7 22 139

41 25 20 2,48 1,49 1,40 23,2 13 100

Таблица 5 - Влияние и состава композиции и проницаемости моделей пласта на степень водоизоляции

Опы т Проницаемость по газу, мкм2 Концентрация гидрофобиза-тора, г/1л Объемная доля мазута М100 в растворителе Фактор сопротивления после прокачки 1 п.о. состава Фактор сопротивления (при фильтрации воды после состава) Степень водоизоляции, %

максимальный остаточный

4 0,466 0 0 1,12 2,85 2,67 62,5

7 0,662 5 0 1,0 2,83 2,06 51

15 0,261 25 0 1,17 10,9 5,6 82,1

8 0,615 25 0 1,30 15,8 7,6 86,8

11 1,55 25 0 0,96 14,5 5,7 82,5

6 0,490 52,6 0 1,9 68 35,4 97,2

39 0,770 25 20 1,12 42,5 24 95,8

Таблица 6 - Результаты исследования селективности составов при закачивании в двухслойные модели пласта_

Прони- Насыщен- Объем

№ Состав цаемость ность, об.% Отношение прокачки

опыта по газу, газом водой С>водаЛ2газ состава,

мкм2 п.о.

29/30 ПЭ 0,874 78,6 21,4 0,696 1,42

0,964 0 100

27/28 50 г/л гидрофо- 0,945 73,0 27,0 5,22 0,99

бизатора в ПЭ 1,08 0 100

25 г/л гидрофо- 1,32 75,9 24,1

44/46 бизатора в смеси 20% мазута +80% ПЭ 1,36 0 100 6,5-7,1 0,78-0,86

25 г/л гидрофо- 1,08 75,7 24,3

54/55 бизатора в смеси 10% Мазута +45% СК + 45 % ДГКЛ 1,04 0 100 2,6-2,75 1,0-1,19

Таблица 7- Влияние состава композиции и растворителя на проницаемость пористых сред по газу______

№ опыта Проницаемость по газу, мкм2 Состав композиции Растворитель Объем закачки композиции, п.о. Степень восстановления проницаемости, % tioo%, час

абсолютная с остаточной водой

41 1,49 1,40 25 г/л АБР + 20% М100 ПЭ 1,46 100 7,5

36 0,349 0,231 1,00 139 5

35 0,269 0,172 50 г/л АБР + 20% М100 1,01 121 10

49 1,40 1,16 25 г/л АБР + 10% М100 дгкл 0,99 116 7,5

45 1,23 1,07 СК 1,04 110 31

54 1,08 0,920 ДГКЛ+ СК(1/1) 0,95 116 15

58 1,28 1,14 25 г/л АБР + 20% М100 ДГКЛ+ СК(1/1) 0,93 102 23

Таблица 8 - Влияние состава композиции на проницаемость пористых сред по воде_

№ опыта Проницаемость, мкм2 Состав гидрофо-бизатора Растворитель Объем закачки композиции, п.о. Факторы сопротивления Степень водо-изоляции, %

по газу по воде макси маль-ный остаточный

50 1,07 0,592 25 г/л АБР + 10% М100 ДГКЛ 0,96 11,6 8 87,5

52 0,887 0,493 СК 0,99 14,7 9,6 89,6

55 1,04 0,654 ДГКЛ+ СК(1/1) 1,43 14,4 12,1 91,7

39 0,770 0,738 25 г/л АБР + 20% М100 ПЭ 1,55 42,5 24 95,8

57 1,26 0,626 25 г/л АБР + 20% М100 ДГКЛ+ СК(1/1) 1,60 47,6 18,5 94,6

Основные результаты и выводы

1. Сопоставление прочностных и адгезионных характеристик тампонажного цементного камня показало, что наиболее слабым местом при креплении скважин являются адгезия цементного камня с породой и металлом труб.

2. Впервые показано, что стабилизированный латекс способен увеличить прочность контакта стандартного тампонажного цементного камня нормальной плотности с металлом труб на 79 %. Оптимальное содержание стабилизированного латекса в цементной суспензии составляет 0,5 — 0,75 % от веса цемента.

3. Обнаружено, что добавка стабилизированного латекса увеличивает адгезию расширяющегося цементного камня с поверхностью металла на 55 - 61 %.

4. Показано, что стабилизированный латекс увеличивает адгезию облегченного цементного камня с полыми алюмосиликатными микросферами с чистой металлической поверхностью на 33 - 39 % при содержании латекса в цементной суспензии 0,25 - 0,75 % (от веса твердой фазы).

5. Обнаружено, что стабилизированный латекс увеличивает прочность контакта загрязненного гидрофобной жидкостью металла с цементом нормальной плотности в 1,7 - 3 раза и с облегченным цементным камнем до 19 раз.

6. Анализ результатов опытно-промысловых испытаний показал, что использование добавки стабилизированного латекса к цементным суспензиям повышает качество цементирования скважин на Заполярном газоконденсатном месторождении не менее чем на 10 %, по оценке качества цементирования технических колонн ООО «Газпром добыча Ямбург» и СевКавНИПИ газ.

7. Раствор гидрофобизатора в легколетучем углеводородном растворителе не оказывает отрицательного влияния на проницаемость по газу газонасыщенных пористых сред и способствует удалению остаточной воды из газонасыщенных пористых сред, обладает водоизолирующей способностью и проявляет селективность при закачивании в неоднородную по насыщенности пористую среду.

8. Показано, что состав содержащий гидрофобизатор, гидрофобный пленкообра-зователь (топочный мазут) и легкокипящий растворитель снижает проницаемость водонасыщенных сред по воде, не влияет или увеличивает проницаемость газонасыщенных пористых сред по газу, уменьшает насыщенность пористой среды водой и проявляет селективность при закачивании в неоднородную по насыщенности пористую среду, что обеспечивает селективную водоизоляцию.

9. В качестве легколетучего растворителя при приготовлении составов для селективной водоизоляции могут бьггь использованы: стабильный конденсат (СК), легкий дистиллят стабильного конденсата (ДГКЛ) или их смесь. Меняя соотношение СК и ДГКЛ в смеси можно подбирать состав, оптимальный для применения в разные времена года и обеспечивающий устойчивость к расслаиванию гидрофо-бизирующей композиции.

10. Промысловый эксперимент на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении показал, что разработанные составы для селективной изоляции могут быть использованы:

• для газовых скважин с достаточным запасом пластовой энергии для вытеснения из пласта состава и находящихся на ранних стадиях обводнения,

на скважинах месторождений с истощенной энергией пласта при использовании технических средств, позволяющих производить направленную закачку состава только в обводненные интервалы,

• для превентивной борьбы с подтягиванием конуса воды (например, при глушении скважин).

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях

1. Хлебников В.Н., Винокуров В.А., Гущина Ю.Ф. /Исследования составов для селективной водоизоляции в газовых скважинах// Технологии нефти и газа. 2010. - № 3(68). - С.54 — 60.

2. Хлебников В.Н., Зобов П.М., Антонов C.B., Гущина Ю.Ф., Мишин A.C., Винокуров В.А. / Использование латекса для повышения качества крепления скважин в условиях Крайнего Севера // Башкирский Химический Журнал. 2010. -№3. С. 105-110.

3.Хлебников В.Н., Зобов П.М., Гущина Ю.Ф., Антонов C.B., Мишин A.C., Винокуров В.А. /Результаты исследования составов для селективной водоизоляции в газовых скважинах// Башкирский Химический Журнал. 2010. - №3. С. 117 -122.

4. Хлебников В.Н., Зобов ГТ.М.,. Антонов С.В, Мишин A.C., Гущина Ю.Ф., Винокуров В.А. / Влияние коллоидного реагента на прочность контакта цементного камня с металлом // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина. 2009.-№2/255.-С.19- 24.

5. Хлебников В.Н., Зобов П.М., Гущина Ю.Ф., Винокуров В.А. / Исследование реологии цементных растворов для крепления газовых скважин // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина. 2010. -№1/258.- С.37-45.

6. Гущина Ю.Ф., Хлебников В.Н., Зобов П.М, Антонов C.B., Мишин A.C., Винокуров В.А. / Совершенствование цементных составов для крепления скважин в условиях крайнего севера // Научные труды, VIII Конгресс нефтегазопромышлен-ников России (26 мая 2009). С.304 - 308- Уфа. - 2009.

7. Гущина Ю.Ф., Хлебников В.Н., Зобов П.М., Антов C.B., Мишин A.C., Винокуров В.А. / Повышение качества крепления и капитального ремонта скважин в условиях Крайнего Севера - путь повышения газоотдачи пластов // VII Международная конференция (21- 26 сентября 2009). С. 397 - 402, - Томск. - 2009. 887 с.

8. Гущина Ю.Ф. / Применение отходов переработки резины в составах для химического тампонирования в нефтяных скважинах // Тезисы докладов, Секция 3 «Бурение скважин» Восьмой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», (6-9 октября 2009). С. 13, - Москва. - 2009.29 с.

9. Гущина Ю.Ф., Винокуров В.А., Хлебников В.Н. / Исследование гидрофоби-зирующих составов для селективной водоизоляции в газовых скважинах // Тезисы докладов, Часть I, Секция 1-4 VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (1 —3 февраля 2010). С. 102, - Москва. - 2010,344 с.

10. Гущина Ю.Ф., Антонов C.B., Мишин A.C., Хлебников В.Н. /Селективная водоизоляция в газовых скважинах // Тезисы докладов Всероссийской IV научно-технической конференции «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (22 апреля 2010). С. 148, - Тюмень. - 2010,251 с.

11. Винокуров В.А., Гущина Ю.Ф. / Повышение качества сцепления цементного камня с обсадной колонной при строительстве и капитальном ремонте скважин // Тезисы докладов Московской межвузовской научно-практической конференции «Студенческая наука» (6 -30 ноября 2009). С. 55, - Москва. 2009.

12. Гущина Ю.Ф. / Селективная водоизоляция в газовых скважинах сено-манского горизонта // Тезисы Научно-технического семинара «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов» (26 мая 2010). С.6, - Москва. - 2010,16 с.

13. Хлебников В.Н., Антонов C.B., Винокуров В.А., Гущина Ю.Ф. / Изменение физико-химических параметров породы, как способ борьбы с конусооб-разованием в газовых пластах //Материалы Международного молодежного научного форума «JIOMOHOCOB-2010», Москва, 12-15 апреля, 2010. / Отв. ред. И. А. Алешковский, П.Н. Костылев, А.И. Андреев, A.B. Андрияков. [Электронный ресурс] — М-: МАКС Пресс, 2010. — 1 электрон, опт. диск (CD-ROM); 12 см. ISBN 978-5-317-03197-8

Подписано в печать:

23.08.2010

Заказ № 4003 Тираж -100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Введение.

Глава 1 Литературный обзор.

1.1 Методы крепления и капитального ремонта скважин.

1.2.Современные методы крепления и капитального ремонта скважин.

1.3 Современные цементные тампонажные составы и методы регулирования их характеристик.

1.4. Методы водоизоляции в нефтяных и газовых пластах.

1.5. Методы создания водоизоляционных экранов в нефтяных и газовых пластах

Глава 2 Методы исследования.

2.1 Методики исследования цементных растворов.

2.2. Методика фильтрационного эксперимента.

Глава 3 Результаты исследования CTJI для повышения качества крепления скважин.

3.1 Соотношение прочностных и адгезионных характеристик цементного камня.

3.2. Результаты исследования влияния стабилизированного латекса на адгезионные и прочностные характеристики цементного камня нормальной плотности.

3.3. Результаты исследования влияния стабилизированного латекса на адгезионные характеристики облегченного и расширяющегося цементного камня.

3.4. Разработка улучшенной рецептуры цементных растворов для проведения ОПИ при креплении скважин в условиях Крайнего Севера.

3.5. Результаты испытания стабилизированного латекса при цементировании скважин на Заполярном газоконденсатном месторождении.

3.6. Результаты исследования реологических характеристик цементных растворов

Глава 4. Разработка основ технологии селективной водоизоляции в газовых пластах с помощью гидрофобизаторов.

4.1. Разработка гидрофобизирующего состава для селективной водоизоляции.

4.2. Первые результаты проведения промысловых испытаний состава для селективной водоизоляции.

При разработке газовых месторождений, добыча газа осложняется поступлением воды в призабойную зону пласта (ПЗП) и ствол скважины. Поступление воды в газовые скважины снижает их дебит вплоть до полной остановки (самоглушение скважин). Вода способствует разрушению призабойной зоны пласта, выносу песка и образованию песчаных пробок в скважине, увеличивает потери давления при движении газа через слои воды (висячие водяные затворы), снижает температуру газа в результате испарения жидкости, через слой которой газ барботируется. Вынос пластовой воды в систему сбора увеличивает расход и затрудняет регенерацию осушителей (сорбентов и метанола), приводит к образованию газовых гидратов и льда в наземных трубопроводах. Обводнение скважин значительно снижает эффективность разработки газовых месторождений и приводит к потере запасов углеводородного сырья.

Основными причинами поступления воды в призабойную зону и ствол скважины являются: заколонные межпластовые перетоки (следствие некачественного цементирования скважин); неравномерное продвижение газоводяного контакта (ГВК) и образование конуса обводненности.

Значительные объемы газа в стране добываются из месторождений, приуроченных к сеноманскому горизонту Западной Сибири. Разработка запасов газа сеноманского горизонта осложняется наличием активных подстилающих вод. Коллектора состоят из плохо сцементированного заглинизированного гидрофильного песчаника, что является причиной обрушения ПЗП и приводит к образованию песчаных пробок после подтягивания ГВК к забою скважин. Геологический разрез месторождений включает значительные интервалы многолетних мерзлотных пород (ММП), глинистых и неустойчивых пород. Пласты сеноманского горизонта имеют небольшое давления гидроразрыва. Все это затрудняет бурение и крепление скважин, требует применения облегченных тампонажных составов для крепления верхних интервалов разреза.

В условиях сеноманского горизонта обводнение скважин происходит в результате подтягивания воды по заколонным перетокам и из-за неравномерного продвижения уровня ГВК. В настоящее время практически единственным методом борьбы с поступлением воды в скважины является установка цементных мостов, отсекающие нижние, обводненные интервалы продуктивного пласта.

Решить проблему водоизоляции в скважинах сеноманского горизонта можно путем повышения качества строительства (крепления) и капитального ремонта скважин, а также создания водоизоляционных барьеров в ПЗП. Необходимо разработать новые подходы и методы водоизоляции в газовых скважинах, учитывающие особенности продуктивного пласта сеноманского горизонта, свойства и состав добываемого газа и особенности вышележащего интервала горизонта.

Для направленного изменения свойств и характеристик цементных суспензий и камня, характеристик пористых сред коллекторов наиболее подходят коллоидные реагенты, обладающие высокой удельной поверхностью и поверхностной активностью. Именно этот тип веществ может быть использован для улучшения рецептуры цементных тампонажных составов и для создания новых типов водоизолирующих составов для применения в газовых скважинах.

Настоящая работа посвящена исследованию применения коллоидных реагентов для улучшения рецептуры тампонажных составов для крепления скважин и селективной водоизоляции в газовом пласте.

Цель работы.

Основная цель данного исследования заключалась в борьбе с обводнением газовых скважин месторождений, приуроченных к сеноманскому горизонту, путем разработки улучшенной рецептуры тампонажных цементных составов для повышения качества крепления скважин и гидрофобизирующих композиций для селективной водоизоляции в призабойной зоне сеноманского пласта.

Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих методов водоизоляции в газовых скважинах.

2. Исследование и разработка цементных тампонажных растворов с улучшенной адгезией цементного камня с металлом труб.

3. Исследование и разработка составов для селективной водоизоляции в газовых пластах.

Научная новизна.

Обнаружено, что стабилизированный латекс способен увеличивать прочность контакта стандартного тампонажного цементного камня нормальной плотности с металлом труб на 49 — 79 % при содержании стабилизированного латекса в цементной суспензии 0,5 - 0,75 % от веса цемента.

Установлено, что добавка стабилизированного латекса увеличивает адгезию расширяющегося цементного камня с поверхностью металла на 55 — 61 %. Оптимальное содержание стабилизированного латекса в цементной суспензии составляет 0,10 — 0,25 % латекса (от веса цемента).

Показано, что стабилизированный латекс увеличивает адгезию облегченного цементного камня с полыми алюмосиликатными микросферами с металлической поверхностью на 33 — 39 % при содержании латекса в цементной суспензии 0,25 - 0,75 % (от веса твердой фазы).

Впервые обнаружено, что стабилизированный латекс увеличивает прочность контакта загрязненного гидрофобной жидкостью металла с цементом нормальной плотности в 1,7 — 3 раза и с облегченным цементным камнем до 19 раз.

Показано, что состав содержащий гидрофобизатор АБР, гидрофобный пленкообразователь и легкокипящий растворитель снижает проницаемость водонасыщенных сред по воде, не влияет или увеличивает проницаемость газонасыщенных пористых сред по газу, уменьшает насыщенность пористой среды водой и проявляет селективность при закачивании в неоднородную по насыщенности пористую среду, что обеспечивает селективную водоизоляцию.

Практическая ценность работы.

1. Установлено, что стабилизированный латекс является универсальным реагентом и увеличивает адгезию тампонажного цементного камня, облегченного и нормальной плотности, с металлом труб, является высоко технологичным реагентом, полностью подходящим для условий Крайнего Севера и повышает качество цементирования скважин на Заполярном газоконденсатном месторождении не менее чем на 10 %.

2. Разработаны гидрофобизующие составы на базе гидрофобизатора АБР, пленкообразующего гидрофобизатора и легколетучего растворителя для селективной водоизоляции в условиях сеноманского горизонта.

3. Промысловый эксперимент на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении показал, что составы для селективной водоизоляции могут быть использованы: для газовых скважин находящихся на начальной стадии обводнения,

• на скважинах месторождений с истощенной энергией пласта при использовании технических средств, позволяющих производить направленную закачку состава только в обводненные интервалы пласта (использование пакеров, отсекающих газонасыщенный верхний интервал).

• для превентивной борьбы с подтягиванием конуса воды (например входе операций глушения скважин).

Основные результаты и выводы

1. Сопоставление прочностных и адгезионных характеристик тампонажного цементного камня показало, что наиболее слабым местом при креплении скважин являются адгезия с породой и металлом труб. Наличие на поверхности металла защитного лака или гидрофобной жидкости приводит к практически полной потере адгезии цементного камня с породой и металлом труб.

2. Показано, что стабилизированный латекс способен увеличить прочность контакта тампонажного цементного камня нормальной плотности с металлом труб до 79 %. Оптимальное содержание стабилизированного латекса в цементной суспензии составляет 0,5 — 0,75 % от веса цемента.

3. Обнаружено, что добавка стабилизированного латекса увеличивает адгезию расширяющегося цементного камня с поверхностью металла до 55 — 61 %.

4. Показано, что стабилизированный латекс увеличивает адгезию облегченного цементного камня с полыми алюмосиликатными микросферами с чистой металлической поверхностью на 33 — 39 % при содержании латекса в цементной суспензии 0,25 — 0,75 % (от веса твердой фазы).

5. Обнаружено, что стабилизированный латекс увеличивает прочность контакта загрязненного гидрофобной жидкостью металла с цементом нормальной плотности в 1,7 — 3 раза и с облегченным цементным камнем до 19 раз.

6. В ходе опытно-промысловых испытаний цементных составов с добавкой стабилизированного латекса при креплении скважин на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении (скв. №№ 12005, 20906 и 20502) не возникло технологических трудностей и осложнений, стабилизированный латекс показал высокие технологические показатели в условия Крайнего Севера.

7. Анализ результатов опытно-промысловых испытаний показал, что использование добавки стабилизированного латекса к цементным суспензиям повышает качество цементирования скважин на Заполярном газоконденсатном месторождении не менее чем на 10 %, по оценке качества цементирования технических колонн ООО «Газпром добыча Ямбург» и СевКавНИПИ газ.

8. Показано, что раствор гидрофобизатора АБР в легколетучем углеводородном растворителе не оказывает отрицательного влияния на проницаемость по газу газонасыщенных пористых сред, обладает водоизолирующей способностью и проявляет селективность при закачивании в неоднородную по насыщенности пористую среду (поступает в большей степени в водонасыщенный пропласток, чем в газонасыщенный пропласток).

9. Показано, что состав содержащий гидрофобизатор АБР, гидрофобный пленкообразователь (топочный мазут и легкокипящий растворитель снижает проницаемость водонасыщенных сред по воде, не влияет или увеличивает проницаемость газонасыщенных пористых сред по газу, уменьшает насыщенность пористой среды водой и проявляет селективность при закачивании в неоднородную по насыщенности пористую среду.

10. В качестве легколетучего растворителя при приготовлении составов для селективной водоизоляции могут быть использованы: стабильный конденсат (СК), легкий дистиллят стабильного конденсата (ДГКЛ) или их смесь. Меняя соотношение СК и ДГКЛ в смеси можно подбирать состав, оптимальный для применения в разные времена года и обеспечивающий устойчивость к расслаиванию гидрофобизующей композиции.

11. Промысловый эксперимент на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении показал, что разработанные составы для селективной изоляции могут быть использованы:

• для газовых скважин с достаточным запасом пластовой энергии для вытеснения из пласта состава и находящихся на ранних стадиях обводнения,

• на скважинах месторождений с истощенной энергией пласта при использовании технических средств, позволяющих производить направленную закачку состава только в обводненные интервалы пласта (использование пакеров, отсекающих газонасыщенный верхний интервал),

• для превентивной борьбы с подтягиванием конуса воды (например, при глушении скважин).

Заключение

Проведенный обзор литературы показывает следующее.

1. Проблема качественного крепления скважин в сложных геолого-физических условиях до сих пор не решена, несмотря на большой объем проведенных исследований.

2. Современный тампонажный раствор должен содержать ряд добавок, регулирующих технологические характеристики раствора. Однако, в отечественной практике используются, в основном, только регуляторы (ускорители и замедлители) схватывания, реже понизители водоотдачи и пеногасители. Необходимо увеличить ассортимент добавок, применяемых для улучшения технологических свойств цементного раствора, а также улучшения характеристик цементного камня.

3. В литературе в основном рассматривается влияние различных добавок на технологические свойства цементных суспензий, прочностные характеристики цементного камня, но практически не изучена адгезия цементного камня с металлом труб и породой, не исследованы реагенты, повышающие прочность контакта. При этом ясно, что плохой контакт цементного камня с металлом труб и породой приводит к образованию каналов в цементном камне, флюидопроявлениям в заколонном и межколонном пространстве.

4. Наиболее хорошо изучены и широко применяются методы неселективной водоизоляции, основанные на создании в пласте экрана (барьера) из осадка, коагулята или геля. Методы селективной водоизоляции развиты значительно меньше, хотя наибольший эффект можно ожидать от применения данного типа воздействия.

Глава 2 Методы исследования

2.1 Методики исследования цементных растворов

2.1.1 Методика исследования свойств цементного раствора и прочностных характеристик цементного камня

Определение характеристик цементных растворов и цементного камня проводили приближенно к ГОСТ 26798.1-96 «Цементы тампонажные. Методы испытания». Приготовление цементного раствора производили вручную. Для определения подвижности цементного раствора использовали Конус АзНИИ ДН. Определение времени начала и конца схватывания проводили с помощью прибора «Игла Вика».

Для определения прочностных характеристик цементного камня (прочность на излом и сжатие) из цементных растворов отливали образцы-балочки размером 20x20x100 мм. Для проведения одного определения отливали из одного замеса цементного раствора 4 образца. Формы для отливки образцов показаны на рисунке 2.1 (вместе с формами для заливки образцов для исследования адгезии металла с цементным камнем).

Рисунок 2.1 - Внешний вид форм для отливки образцов для исследования адгезии металла с цементным камнем (слева) и форм для отливки балочек.

После отливки образцы в формах помещали в герметичные контейнеры и выдерживали при выбранной температуре в течении 24+/-1 часа. Для предотвращения высыхания образцов в контейнер помещали открытый сосуд с водой. Затем формы аккуратно разбирали, и образцы заливали пресной водой. Залитые водой образцы хранили при выбранной температуре до момента разрушения.

Для разрушения образцов использовали высокоточный измерительный пресс (тензиметр) марки H5KS фирмы «Hounsfield test equipment», который показан на рисунке 2.2. Пресс был доукомплектован устройствами для определения пределов прочности цементного камня на изгиб (рисунки 2.3 и 2.4) и на сжатие (рисунки 2.5 и 2.6). Процесс разрушения образцов показан на рисунках 2.7. и 2.8.

Для исследования прочности были использованы балочки размером 20x20x100 мм, в то время как современным ГОСТом рекомендуется использовать балочки размером 40x40x160. Причины этого заключается в следующем. Во-первых, целью работы являлось исследование адгезионных свойств цементного камня, а результаты определения прочностных характеристик цементного камня носили «факультативный» характер. Во-вторых, в работе использовался высокоточный измерительный пресс, т.е. ошибка измерения разрушающего усилия была менее 0,01 Н, что в 1000 и более раз ниже, чем в случае обычно применяемых гидравлических прессах и необходимость применения образцов больших размеров отсутствовала.

Рисунок 2.2 - Вид измерительного пресса с установленным для разрушения образцом для измерения прочности контакта цементного камня с металлом

40±0,15

МАНН

Рисунок 2.3 - Схема устройства для разрушения образца-балочки при испытании I — нагрузочный элемент; 2 — образец-балочка, 3 — опора

Рисунок 2.4 — Вид устройства для определения прочности цементного камня на изгиб, установленное в измерительном прессе

2 5

11/ £Т 0,1

1 // 0,1 А| у»* , 25 ±0,1 2'5 к,

1 1 о" <2 гч

1 >

Рисунок 2.5 - Чертеж пластины для испытания на сжатие половинок образцов-балочек размером 20х20х 100 мм

Рисунок 2.6 - Вид устройства для определения прочности на сжатие

Рисунок 2.7 - Образец-баллочка после разрушения

Рисунок 2.8 - Образец после разрушения (измерение прочности на сжатие)

2.1.2 Методика исследования адгезионных характеристик цементного камня

Описанные в литературе методики исследования прочности адгезии цементного камня с металлом труб или моделью кварцевой породы (стеклом) не позволяют определить погрешности измерения. Поэтому была разработана методика исследования, основанная на применении специальных форм для отливки образцов и подготовке металлической поверхности

Отливку образцов для измерений силы адгезии проводили с использованием следующих форм. Из полипропиленовой трубы (внешний диаметр 50 — 51 мм, внутренний 44 мм) были нарезаны кольца высотой 20 мм. Эти кольца устанавливались на две квадратные пластины из органического стекла (50x50 мм, толщина 5 мм), причем в центре верхней пластины было высверлено сквозное отверстие диаметром 20,5 мм. Все поверхности кольца и пластин, которые соприкасались с цементным раствором, смазывали маслом.

Затем в отверстие верхней пластины вставляли по центру металлический цилиндр диаметром 20 мм и высотой 60 мм или стеклянную трубку диаметром 20 мм и высотой 40 мм. После чего в кольцевой зазор формы заливали свежеприготовленный и тщательно перемешанный цементный раствор таким образом, чтобы он не загрязнял верхнюю часть металлического или стеклянного образца. После заливки формы помещали в герметичные контейнеры, в которые также ставили стаканчики с водой для предотвращения высыхания цементного раствора. Приблизительно через сутки формы с затвердевшим цементным камнем заливали пресной водой. Образцы выдерживали при выбранной температуре до момента разрушения. Перед тем, как приступить к измерению адгезии пластины из органического стекла снимали. Вид отлитых форм и отлитых образцов приведен на рисунке 2.1.

Для изготовления металлических цилиндров был использован пруток диаметром 20 мм из низколегированной нержавеющей стали 12Х18Н10Т,

50 близкой по составу к металлу современных обсадных труб. Пруток был разрезан на токарном станке на цилиндрики длиной 60 мм. Боковая поверхность прутка на станке не обрабатывалась.

Наибольшая трудность эксперимента заключалась в получении воспроизводимых результатов, что зависело от качества подготовки поверхности металла. Применение для зачистки поверхности мелкой наждачной бумаги позволяло получить воспроизводимые результаты в одной серии заливок, но не позволяло воспроизвести результаты при последующих заливках. Для получения воспроизводимых результатов потребовалось прибегнуть к варианту обработки поверхности металла песком с использованием опыта подготовки образцов металла для исследования коррозии (т.е. процесса, скорость которого также зависит от подготовки металлической поверхности). Для этого металлические цилиндры обрабатывались мелкими фракциями песка в специальной мельнице Mini Mill II, обеспечивающей не только вращательное движение, но и встряхивание емкости с образцами и песком. При этом поверхность обрабатывалась песком при трении образцов друг об друга. В результате поверхность очищалась и приобретала «матовый» вид, как видно из рисунка 2.9. Затем образцы промывались водой для удаления песка, сушили и обезжиривали изопропиловым спиртом.

Рисунок 2.9 - Вид металлических образцов после пескообработки

Измерение прочности адгезии проводили следующим образом. Образец устанавливался между верхней и нижней щеками измерительного пресса. Под образец подкладывали металлическую шайбу высотой 15 мм с отверстием диаметром 22 мм. В отверстие шайбы свободно входил 5 миллиметровый выступ металлического цилиндра или стеклянной трубки. После чего производили разрушение, оказывая давление сверху на металлический цилиндр. Скорость движения верхней (измерительной) щеки пресса составляла 0,05 мм/с, что обеспечивало практически линейный рост давления. Рисунок 2.10 иллюстрирует процесс измерения силы адгезии.

• ■ {

Рисунок 2.10 - Вид зависимости прилагаемого усилия от смешения (экран измерительного пресса)

Прочность контакта рассчитывали по следующей формуле:

Рад. = Р/(я*0*Ь), У где Рад, — прочность контакта, Н/м" (Па); ¥ - сила, при которой контакт разрушается, Н; Б - диаметр образца, м; Ь - высота зоны контакта, м.

Высоту зоны контакта измеряли для каждого образца с помощью штангель - циркуля с точностью 0,1 мм. Каждое измерение силы адгезии проводили с 8 образцами, отлитыми одновременно.

В работе использовали среднеарифметические значения измеряемых величин. Ошибку измерения оценивали по стандартному отклонению среднего арифметического 8т по следующим формулам.

5 = [ЦХ;-Хср.)]/(п-1)31/2, где 8 — стандартное отклонение; Х| — результат 1 — измерения; Хер. -среднее арифметическое; п - число измерений.

Sm = S/n1/2

Вязкость измеряли ротационным вискозиметром «НААКЕ RheoStress 600» с измерительной системой FL22 (лопастной ротор) при 22+/-0,02 °С. Время отсчитывали с момента затворения цементного раствора. Вязкости измеряли при двух режимах: при скорости сдвига в 30 с"1 в течение 180 минут (моделирование движения цементного раствора в стволе скважины) и при скорости сдвига 3 или 0,3 с"1 в течении 120 минут (для оценки поведение цементного раствора на начальных стадиях отверждения).

2.2. Методика фильтрационного эксперимента

В экспериментах использовали насыпные модели пласта из молотого речного песка или дезинтегрированной породы продуктивных горизонтов пластов ПК. Насыпные модели пласта хорошо моделируют плохосцементированный пласт сеноманского горизонта.

2.2.1 Методика подготовки моделей пласта

Корпус модели пласта набивали молотым речным песком или экстрагированной породой пласта ПК и измерялась проницаемость по газу.

Корпус модели пласта представлял собой трубу из нержавеющей стали с нанесенной на внутреннюю поверхность винтовой нарезкой, для предотвращения прорыва флюидов вдоль стенок. Модель пласта насыщали водой (пресной или моделью сеноманской воды плотностью 1012 кг/м ) и оставляли в покое не менее 12 часов. После чего через модель пласта фильтровали воду до стабилизации перепада давления (обычно не менее 2 поровых объемов (п.о.)). При этом измеряли проницаемость модели пласта по воде. Поровый объем определяли весовым методом.

Часть моделей пласта использовали для моделирования газонасыщенных пористых сред. Для этого через водонасыщенную модель пласта продували сжатый газ (воздух) при постоянном перепаде давления

0,05 МПа). Точность поддержания перепада давления составляла не менее

53

- 2 %. При этом модель располагалась вертикально, а газ (воздух) подавался сверху. Первоначально в течение 5 — 8 часов газ подавался через выход модели, а затем направление подачи газа периодически менялось (модель переворачивали). Изменение направления фильтрации газа обеспечивало более равномерное распределение остаточной воды по пористой среде. В большинстве случаев общее время выдувания воды составляло около 24 часов, а в случае низкопроницаемых моделей пласта — до 2 суток. За объемом вытесняемой из пористой среды воды следили с помощью мерника-отстойника. Остаточную водонасыщенность определяли весовым способом. После окончания продувки измеряли проницаемость модели пласта по газу с остаточной водой.

Подготовка песка заключалась в следующем. Речной песок тщательно промывали для удаления глины и случайных примесей, сушили при 105°С и просевали. Затем отмытый речной песок мололи в шаровой мельнице с добавлением воды. Размолотый песок разделяли на две партии («крупную» и «мелкую») по скорости оседания в воде. Одновременно удаляли пыль. «Крупная» партия состояла в основном из кварцевого песка, а «мелкая» содержала много глинистых частиц, полученных размолом глинистых минералов песка. Затем фракции песка сушили при 105°С и просеивали через сито с размерами пор в 0,5 мм. Проницаемость моделей пласта регулировали путем смешения «крупной» и «мелкой» фракций песка. Данный подход позволял получать гидрофильные пористые среды с хорошо воспроизводимыми свойствами, что необходимо для проведения сопоставительных экспериментов.

Песчаник продуктивных интервалов сеноманского горизонта экстрагировали спиртобензольной смесью, сушили при 105°С и просеивали через сито размером 1 мм для удаления камней и случайных примесей.

2.2.2.Методика фильтрационного эксперимента

Методика фильтрационных экспериментов заключалась в следующем. В газо- и водонасыщенные модели пласта закачивали растворы композиции. При этом направление закачки композиции и направление движения воды и газа всегда было противоположным (композицию закачивали через выход моделей пласта). В ходе закачки композиции следили за изменением перепада давления и составом флюидов на выходе (измеряли объемы воды, углеводородного раствора и газа). Закачивание проводили при постоянной скорости фильтрации, составляющей около 3 м/сутки. После закачки композиции модели оставляли в покое на срок не менее 12 часов. Затем через водонасыщенные модели пласта фильтровали воду для определения влияния композиции на проницаемость пористой среды по воде. Одновременно измеряли перепад давления, состав и количество выделяющихся флюидов. В газонасыщенные модели после закачки композиции подавали газ (воздух). При этом газ подавали при постоянном перепаде давления (0,05 МПа) через вход сверху в вертикально расположенные модели пласта. На выходе измеряли объем вытесненной жидкости и скорость расхода газа через модель пласта (пенным ротаметром). Текущие насыщенности пористых сред по флюидам определяли методом материального баланса. Для прямого определения остаточной водонасыщенности в газонасыщенных моделях пласта после завершения опытов, модель разбирали, песок извлекали и определяли содержания в нем воды методом азеотропной сушки с бензолом.

Для определения селективности закачивания составов использовали двухслойную модель пласта из газо- и водонасыщенных пропластков. Схема фильтрационной установки при использовании двухслойной модели пласта приведена на рисунке 2.11. Модели во до- и газонасыщенных пропластков готовили, как описано выше. В ходе экспериментов на двухслойной модели пласта следили за перепадом давления, составом и количеством флюидов, вышедших из моделей пропластков. Закачку композиции проводили в направлении противоположном движению газа и воды.

55

Сков экасршгнтенг 2-х знойной иадюн каста

1 -моделип-ггга(ч0::3,2)

2 - нмникн дзш газа г. срганичсской фвзь:

3 - мерники дяа в:ды

Рисунок 2.11 - Схема установки при проведении опытов на двухслойной модели пласта

Для характеристики композиций использовали следующие параметры.

1. Фактор сопротивления (И.) для характеристики степени снижения проницаемости пористых сред по воде: = (сь/дро/ссудро, где ^ — текущий фактор сопротивления; СЬ и ДРЬ соответственно, объемный расход и перепад давления при установившейся фильтрации воды на этапе 1 (первичная закачка воды); и Рь соответственно, текущие расход и перепад давления при фильтрации воды или композиции.

В случае установившейся фильтрации:

Яост. = к^ к2, где Яост. — остаточный фактор сопротивления, т.е. сопротивления установившийся после закачки композиции; к] соответственно, проницаемость по воде модели пласта до и после закачки композиции.

Как характеристики композиции использовали Яост. и максимальный фактор сопротивления (Имак.). фактор и к2 ,

2. Степень водоизоляции (А,%) — для характеристики уровня снижения поступления воды в результате действия композиции.

А = 100*- к2)/кх = 100*(Л- 1)/Я.

3. Степень восстановления проницаемости по газу (В,%) газонасыщенных пористых сред:

В = 100* (КГ2/КГ1), где Кг2 — проницаемость по газу модели пласта после закачки композиции, КГ1 - проницаемость по газу модели пласта с остаточной водой.

4. Время 100% восстановления проницаемости по газу газонасыщенных пористых сред ^юо%), оценивали по динамикам восстановления проницаемости пористых сред.

5. Отношение объема жидкости, фильтрующейся через водонасыщенный пропласток, к объему жидкости, фильтрующейся через газонасыщенный пропласток, (С)жид./()газ.) — для определения селективности закачивания композиции (опыты на двухслойной модели пласта).

Глава 3 Результаты исследования стабилизированного латекса для повышения качества крепления скважин.

Качество строительства и крепления скважин является одним из важнейших факторов, определяющих эффективность разработки газовых месторождений. Трудности при креплении скважин на Крайнем Севере связаны с наличием толщин (400 - 500 м) многолетних мерзлотных пород и неустойчивостью нижележащих глинистых пород. Причинами плохого крепления скважин являются: низкое качество проходки, неполное замещение бурового раствора на цементный, усадка цементного камня и плохой контакт цементного камня с металлом труб и породой и т.п. Наибольшие трудности наблюдаются при креплении верхних интервалов, где применяются облегченные цементные составы с алюмосиликатными микросферами и высокими водоцементными отношениями (ВЦО).

Некачественное крепление скважин является одной двух основных причин поступления воды с призабойную зону и ствол скважины. Целью исследования являлось поиск путей повышения качества крепления скважин в условиях месторождений Крайнего Севера, т.е. борьба с поступлением воды в ствол скважины по заколонным перетокам.

3.1 Соотношение прочностных и адгезионных характеристик цементного камня.

Качество цементирования скважины и долговечность цементного кольца связаны как с характеристиками самого цементного камня, так и с его адгезионными свойствами. При исследовании цементных тампонажных составов основное внимание уделяется исследованию технологических и прочностных параметров цементных суспензий и камня, а адгезионные характеристики практически не изучаются. В литературе отсутствуют данные о соотношении адгезионных и прочностных характеристик цементного камня. Поэтому, для того, чтобы лучше понять проблему повышения качества крепления скважин, было проведено сопоставительное исследование прочностных и адгезионных свойств цементного камня.

Данные, приведенные в таблице 3.1, показывают, что наиболее высока прочность цементного камня на сжатие. И если взять значение прочности на сжатие за 100 %, то видно, что прочность на изгиб составляет 37,8 % от данного параметра. Относительная прочность контакта цементного камня с чистой поверхностью металла или стекла (модель кремнеземсодержащих пород) составляют 6,3 - 9,6 %, что меньше прочности на сжатие в 10 - 16 раз и на изгиб в 4 — 6 раз. Наименьшую относительную прочность имеет контакт цементного камня с загрязненными (смоченными нефтью) поверхностями металла и стекла.

Таким образом, наиболее слабым местом при креплении скважин являются не прочностные характеристики цементного камня, а его адгезия с породой и металлом труб. Загрязнение поверхности гидрофобными веществами приводит к практически полной потере адгезии цементного камня с породой и металлом труб.

1. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И. А., Сидоров H.A. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. М.: Недра. — 1969. — 373 с.

2. Беляев К.В. Теоретические предпосылки проблемы трещиноватости тампонажных материалов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. — №11. - С. 24-26.

3. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Овчинников П.В. и др. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин. М.:Недра, 2000. — 134 с.

4. Орешкин Д.В., Ипполитов В.В. Техническая эффективность применения облегченных и сверхлегких цементных тампонажных материалов с полыми стеклянными микросферами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2003. — №11. — С.30-38.

5. Михеев М.А., Уляшева Н.М. Новые композиции тампонажных растворов для крепления скважин в сложных горно-геологических условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2004. — №3.-С. 25-28

6. Орешкин Д.В. Теплоизоляционный материал со стеклянными микросферами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2002.-№10.-С. 29-35.

7. Первушин Г.Н. Сравнение эффективности применения облегчающих добавок в тампонажные растворы // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2006. №4. - С.51-54.

8. Первушин Г.Н., Орешкин Д.В., Беляев К.В. Облегченные тампонажные материалы повышенной трещиностойкости // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2006. — №1. — С. 38-41.

9. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Орешкин Д.В. и др. Облегченные и сверхлегкие тампонажные растворы. М.: «Недра-Бизнесцентр». 1999. — 180с.

10. Газгиреев Ю.О. Исследование и разработка облегченных расширяющихся тампонажных растворов для цементирования скважин в криолитозоне // Автореферат дис. канд. тех. наук. — 2004. — 22 с.

11. Кизилыптейн Л.Я., Дубов И.В., Шпицглуз JI.A., Парада С.Г. Компоненты зол и шлаков ТЭС. М.: Энергоатомиздат. — 1995. 175 с.

12. Первушин Г.Н., Орешкин Д.В. Критерии надежности системы обсадная труба — цементное кольцо — горная порода при строительстве и эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. 2006. - №3. - С. 87-89.

13. Горгоц В.Д., Двойников М.В., Овчинников В.П., Яхшибеков Ф.Р., Шевадуцкий A.A. Тампонажные растворы для крепления кондукторов на месторождениях Республики Саха (Якутия) // Нефтяное хозяйство. 2006. -№4.-С. 33-35.

14. Янкевич В.Ф., Кабанов С.И., Волошин В.А. Белей И.И., Курдачев А.И. Применение облегченных тампонажных растворов для цементирования продуктивных пластов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - №7-8. - С. 40-43

15. Белей И.И., Коновалов B.C., Янкевич В.Ф. Влияние перемешивания на свойства облегченных тампонажных растворов с добавкамиалюмосиликатных микросфер // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - №12. - С. 15-18.

16. Орешкин Д.В., Белоусов Г.А. Коррозия микросфер в цементном камне // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2002. — №12.-С. 18-21.

17. Орешкин Д.В. Полые микросферы — наполнитель в тампонажные растворы // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2004,-№7.-С. 30-35.

18. Беляев К.В. Повышение трещиностойкости облегченного цементного камня // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2003.-№10.-С. 35-41.

19. Белоусов Г.А., Скориков Б.М., Майгуров И.В. Изменение реологических и структурно-механических свойств облегченных тампонажных растворов в забойных условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. - №1. - С. 42-45.

20. Орешкин Д.В. Высококачественные цементные тампонажные материалы с полыми стеклянными микросферами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2003. — №7. — С. 20-31.

21. Первушин Г.Н., Орешкин Д.В. Формирование структуры тампонажного камня со стеклянными микросферами в условиях скважины // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2005. — №11.-С. 34-38.

22. Первушин Г.Н. Надежность системы обсадная труба цементное кольцо - горная порода // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2006. - №6. - С. 41-47.

23. Детков В.П., Хисматулин А.Р. Цементирование эксплуатационных колонн в сложных условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - №12. — С. 21-26.

24. Детков В.П. Аэрированные суспензии для цементированных скважин. М.: Недра.-1991.- 175с.

25. Межлумов А.О., Пенькова В.Ф., Ропяной Ю.С. и др. Применение аэрированного глинистого раствора и сжатого воздуха при цементировании эксплуатационных колонн // Газовая промышленность. — 1975. №8. — С. 2327.

26. Детков В.П., Петреску В.И. Особенности цементирования скважин аэрированными тампонажными растворами // Нефтяное хозяйство. — 1985. — №9. С. 29-34.

27. Детков В.П., Хисматулин А.Р. Цементирование эксплуатационных колонн в сложных условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - №12. — С. 21-26.

28. Детков В.П., Хисматулин А.Р. Оценка давления сил поверхностного натяжения в аэрированном тампонажном растворе // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2005. №5. - С. 28-32.

29. Лукманов P.P., Бакиров Д.Л., Бурдыга В.А. Предупреждение поглощений тампонажных растворов при креплении скважин на месторождениях ООО «ЛУКойл Западная Сибирь

30. Патент РФ № 2154729, МКИ Е21 В 33/138. Тампонажная смесь / Вяхирев В.И., Гереш П.А., Добрынин Н.М., Клюсов В.А., Криворучко П.Е., Корнеев В.И., Ott В.И., Ремизов В.В., Сологуб P.A., Тупысев М.К., Черномырдин A.B., Черномырдин В.В.

31. Патент РФ № 2167267, МКИ Е21 В 33/138. Полимерный тампонажный состав / Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г., Емалетдинова Л.Д., Прокшина Н.В., Стрижнев К.В., Камалетдинова P.M., Стрижнев В.А., Назметдинов P.M., Мерзляков В.Ф., Вол очков Н.С.

32. Батраков В.Г. Модифицированные бетоны. Теория и практика. — М. — 1998.-768 с.

33. Григулецкий В.Г., Петреску В.И. Повышение эффективности цементирования обсадных колонн газовых скважин Песцовой площади Уренгойского месторождения Часть II// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2008. №2. — С.43-49

34. Штоль В.Ф., Белей И.И. Щербич Н.Е. Результаты применения различных технологий цементирования обсадных колонн в газовых скважинах // Нефть, газ и бизнес. 2008. - №5-6. - С.98 - 104

35. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Добрынин Н.М., Фролов A.A., Клюсов И.А., Осокин А.П., Кривобородов Ю.Р. Расширяющиеся тампонажные цементы. М.: ИРЦ Газпром. — 1998. — С. 53. Обз.информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин.

36. Дзетль Б.Г., Миненков В.М., Дзетль Н.Б., Кошелева A.A. Охрана недр и повышение качества крепления нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2006. — №10. -С. 36-41.

37. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применения расширяющихся тампонажных составов» // Обзорная информация ВНИИОЭГ, сер. «Бурение». 1979. - 51 с.

38. Данюшевский B.C., Снегирев Н.П., Розов В.Н., Чжао Пин-Хуан. Применение расширяющегося тампонажного цемента на скважинах подземных газохранилищ // Газовая промышленность. — 1970. — №2. — С. 6-8.

39. Кривошей A.B. Разработка расширяющихся тампонажных смесей для низких и умеренных температур // Нефтяное хозяйство. 2005. - №4. - С. 3637.

40. Газгиреев Ю.О. Исследование и разработка облегченных расширяющихся тампонажных растворов для цементирования скважин в криолитозоне // Автореферат дис. канд. тех. наук. 2004. - 22 с.

41. Рамачандран В., Фельдман Р., Бодуэн Дж. Наука о бетоне: Физико-химическое бетоноведение / Пер. с англ. Т.И.Розенберг, Ю.Б.Ратионовой; Под ред. В.Б.Ратионова. — М.: Стройиздат, 1986. — 278с., ил.

42. Патент РФ № 2154728, МЕСИ Е21 В 33/138. Тампонажный состав / Прокшина Н.В., Павлычев В.Н., Уметбаев В.Г., Назметдинов P.M., Камалетдинова P.M., Стрижнев В.А., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С., Исламов Ф.Я., Плотников И.Г., Шувалов A.B., Шапошников Г.А.

43. Патент РФ № 2213204, МКИ Е21 В 33/138. Комплексный реагент для тампонажных растворов / Рябоконь С.А., Нижник А.Е., Рябова Л.И., Тимофеева Е.В., Дерновой В.П.

44. Белей И.И., Янкевич В.Ф., Коновалов B.C. Применение стабилизированных тампонажных растворов для разобщения продуктивных пластов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2003.-№7. -С. 15-20.

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

46. Михеев М.А., Уляшева Н.М. Новые композиции тампонажных растворов для крепления скважин в сложных горно-геологических условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2004. -№3. - С. 25-28.

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

48. Хлебникова М.Э., Сингизова В.Х., Чукашов В.Н., Тазиев М.М., Фахретдинов Р.Н., Телин А.Г. Анализ литературных и патентных источников по технологиям селективной изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков // Интервал. 2003. - №9(56). - С.4-22.

49. Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов в нефтедобыче. Уфа: изд. Башнипинефть. — 2003. — 236 с.

50. Хлебников В.Н. Коллоидно-химические процессы в технологиях повышения нефтеотдачи. Докторская диссертация, 2005 г.

51. Свалов A.M. Критерий обводнения газодобывающих скважин // Газовая промышленность. — 2005. — №7. — С.44-45.

52. Старковский A.B., Рогова Т.С. Гидрофобизация призабойной зоны пласта как метод повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2003. -№12. — С.36-38.

53. Палий В.О., Горбунов А.Т., Гуменюк В.А., Матвеев K.JI. Применение гидрофобизирующих веществ для обработок призабойных зон скважин // Нефтяное хозяйство. — 1993. —№10. — С.64-65.

54. Сергиенко В.Н., Черепанова H.A., Кутырев Е.Ф., Ложкин Г.В. Онецелесообразности гидрофобизации призабойной зоны добывающихскважин // Нефтяное хозяйство. 2006. - №11. - С.34-37.

55. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В. Регулирование фильтрационных характеристик пород призабойной зоны на поздней стадии разработки месторождения // Нефтяное хозяйство. 2002. -№2.-С.44-45.

56. Стрижнев К.В., Румянцева Е.А., Акимов Н.И., Лапшина М.В. Новые технологии ОАО «ОТО» в области интенсификации добычи нефти // Интервал. 2003. - №4-5(75-76). - С.58-63.

57. Абасов М.Т., Алияров Р.Ю., Кондрушкин Ю.М., Мусаев P.A., Гашимов А.Ф., Лунина В.Н., Мустафаев Р.Т., Гасымов А.Ш., Адигезалова A.A. Смачиваемость пород-коллекторов в процессе разработки залежей нефти // Нефтяное хозяйство. 2004. - №8. - С.69-71.

58. Инновационные технологии на основе материалов «Полисил» // Нефтепромысловое дело. — 2002. №6. — С.63-64.

59. Мустафаев С.Д., Мустафаев Н.С., Садыгова Н.С. Гидродинамический способ периодической изоляции пластовых вод в обводнившихся нефтяных скважинах // Нефтепромысловое дело. 2006. - №9. — С.51-56.

60. Патент РФ № 2136877, МКИ Е21 В 33/138. Способ изоляции подошвенных вод в газовой скважине / Говдун В.В.

61. Строганов В.М., Строганов A.M. Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР: пути и перспективы развития // Интервал. — 2006. — №6(89). С.24-30.

62. Умрихина E.H., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. М.: Недра, 1966. — 164 с.

63. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф. Капитальный ремонт как средство оздоровления фонда скважин. — УфагБашнипинефть, 1995. — 251 с.

64. Рогачев М.К., Зейгман Ю.В., Гарифуллин Ф.С., Волочков Н.С., Хусаинов Н.Р., Стрижнев К.В. Разработка и выбор гидрофобизирующих составов для глушения скважин при текущем ремонте // Нефтяное хозяйство. -2006.-№4.-С. 116-118.

65. Швецов И.А.,Бакаев Г.Н. и др. Состояние и перспективы полимерного воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство.-1994. №4. - С. 37-41.

66. Швецов И.А., Мамырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Самара: Российское представительство Акционерной Компании "Ойл Технолоджи Оверсиз Продакшн Лимитед", 2000. -336с.

67. Молчан И.А., Палий А.О. Перспективная технология ограничения водопритоков в добывающие скважины // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1993. — №8. — С. 45-58.

68. Каушанский Д.А. Технология физико-химического воздействия на продуктивные пласты полимерно-гелевой системы Темпоскрин // Нефтяное хозяйство. 1999.-№7.-С. 28-31.

69. Хлебников В.Н., Базекина Л.В. и др. Технология увеличения нефтеотдачи на основе сшитых полимерных систем. Труды научно-практической конференции VIII Международной выставки «Нефть, газ. Нефтехимия-2001» Казань, 2002. - С.396-401.

70. Яковлев A.C., Яковлев С.С., Курочкин Б.М. Совершенствование технологических свойств тампонажных составов на основе водонабухающих полимеров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2006. - №8. — С.61-66

71. Черепанова H.A., Галимов И.М., Залевский O.A., Сахаров Д.В., Курочкин Б.М. Проведение изоляционных работ с применением водонабухающего полимера (ВНП) на месторождениях Когалымского региона // Нефтепромысловое дело. — 2006. — №2. С.41-45.

72. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Гель-технологии для увеличения охвата тепловым воздействием залежей высоковязких нефтей. // Интервал. 2000. - №6(17). - С. 3-7.

73. Парасюк A.B., И.Н.Галанцев, В.Н.Суханов и др. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока. // Нефтяное хозяйство. 1994. - №2. - С. 64-68.

74. Газизов А.Ш. Галактионова Л.А., Газизов A.A. и др. Комплексные методы повышения нефтеотдачи обводненных неоднородных пластов // Химия нефти и газа: Материалы IV международной конференции. — Томск: «STT», 2000. Т. 1. - С. 457-461.

75. Газизов А.Ш., Галактионова JI.A. и др. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 1998. - №2. - С. 12-14

76. Патент РФ № 2078202, МКИ Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородных нефтяных пластов / Головко С.М. и др. // Бюл. И. —1997. — №12.-С. 124

77. Баранов Ю.В., Нигматуллин И.Г., Низамов Р.Х. и др. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды // Нефтяное хозяйство. — 1998. №2. — С. 24-28.

78. Корнеев В.И., Данилов В.В. Растворимое и жидкое стекло. СПб.: Стройиздат. — 1996. — 216с.

79. Хангильдин Г.Н. «Химический тампонаж скважин». М.: Гостоптехиз дат. - 1954.- 123с.

80. Алтунина JI.K., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой // Нефтяное хозяйство. 1995. - №4. - С. 36-38.

81. Комисаров А.И. Повышение эффективности изоляции водопритоков в глубокозалегающих пластах. // Труды СевюказНИПИнефть. 1990. - вып.52. — С.34-39.

82. Храмов P.A., Персиянцев М.Н., Ленченкова Л.Е., Ганиев P.P. Применение гелеобразующих составов на основе алюмосиликатов на Красноярском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1998. - №11. — С. 4446.

83. Максимова Т.Н., Кононова Т.Г., Фахретдинов Р.Н., Овсюков A.B., Блинов С.А., Гафиуллин М.Г. Гелеобразующие композиции на основе цеолитного компонента. Уфа: «Гилем». - 1998. — 238с.

84. Сафонов E.H., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК «Башнефть». — 1997. — 247с.

85. Девятов В.В., Алмаев Р.Х., Пастух П.И., Санкин В.М. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района. М.: ВНИИОЭНГ. - 1995. - 100с.

86. Лозин Е.И., Алмаев Р.Х. и др. Масштабное внедрение МУН на месторождениях Башкортостана. // Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов: III научно-производственная конференция. Сборник докладов. — Самара. 2000. - С. 36-41.

87. Сафонов E.H. Разработка технологий извлечения остаточной нефти водоизолирующими составами на обводненных месторождениях: Дис. канд. техн. наук. — Москва, ВНИИ им. ак. А.П.Крылова. 1999.

88. Сафонов E.H., Исхаков И.А., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Алмаев Р.Х. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана // Нефтяное хозяйство. 2002. — №4. — С. 38-40.

89. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. — М.: Недра. -1991.-384с.

90. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников A.B. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида // Нефтяное хозяйство. 1996. - №2. -С. 32-35.

91. Нейман Р.Э. Коагуляция синтетических латексов. — Воронеж: Изд. ВГУ, 1967.-С. 187.

92. Нейман Р.Э. Очерки коллоидной химии синтетических латексов. — Воронеж: Изд. ВГУ, 1980. С.235.

93. Латексы и поверхностно-активные вещества. Воронеж: Изд. ВГУ, 1971.-С.124.

94. Латексы. Воронеж: Изд. ВГУ, 1973. - С. 124

95. Нобль Р.Дж. Латекс в технике. —Л.: Госхимиздат, 1962. С. 896.

96. Лебедев A.B. Коллоидная химия синтетических латексов. Л.:Химия, 1976.-С.100.

97. Елисеева В.И. Полимерные дисперсии. М.: Химия, 1980. - С. 296.

98. Кузьмина Т.А., Ульяров О.Г., Чернобережский Ю.М. Изучение устойчивости латекса полистирола. Влияние pH дисперсионной среды // Коллоидный журнал. 1985 -Т.43, №3. -С.605-607.

99. Григорьев В.Ю., Николаев Б.П., Шляков A.M. Криостабильность латекса в процессах замораживания-оттаивания по данным 2Н-ЯМР // Коллоид, журнал. 1991. - Т.53, №3. - С.453-457.

100. Киселева О.Г., Корыстина Л.А., Егорова С.Е., Нейман Р.Э. О механизме повышения устойчивости синтетических латексов к замораживанию под влиянием модифицирующих добавок неэлектролитов // Коллоид, журнал. 1991. - Т.53, №5. - С.858-860.

101. Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. — Уфа, изд. Башнипинефть, 2003, С. 236.

102. Орешкин Д.В., Первушин Г.Н. Геоэкологические проблемы герметичности затрубно-го пространства // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2004. — №3. — С. 28-32.

103. Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях

104. V. Хлебников В.Н., Зобов П.М., Гущина Ю.Ф., Винокуров В.А. / Исследование реологии цементных растворов для крепления газовых скважин // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина. 2010. -№1/258.- С.37-45.