Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

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

Диссертация: Сохранение и восстановление естественной проницаемости продуктивных пластов в газовых и газоконденсатных скважинах
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Разработан состав твердого пенообразователя с низкой скоростью растворения — патент РФ № 2 069 682. В результате физико-химических процессов, протекающих на стадии получения стержней твердого пенообразователя, образуется весьма прочная система с высокой плотностью когезии. Растворение пенообразователя происходит очень медленно, так как энергия связи между частицами, образующими полимерный каркас… Читать ещё >

Содержание

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

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

1.2 Пеноэмульсии и их свойства.

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

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

1.3.2 Результаты лабораторных исследований.

1.4 Исследование и разработка составов пеноэмульсий с твердым наполнителем

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

1.4.2 Методики исследования свойств пеноэмульсий с твердым наполнителем.

1.4.2.1 Исследование закупоривающей способности пеноэмульсионных составов

1.4.2.2 Исследование фильтрационных свойств пеноэмульсий.

1.4.3 Результаты исследований.

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

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

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

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

2.2.1 Методики проведения исследований.

2.2.1.1 Исследование скорости разрушения глинистых образцов.

2.2.1.2 Исследование влияния различных реагентов на проницаемость искусственных образцов керна.

2.2.1.3 Коррозионные испытания кислотных растворов.

2.2.2 Результаты лабораторных исследований.

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

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

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

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

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

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

3.2.1 Методика исследования выносящей способности газового потока в присутствии ПАВ.

3.2.2 Результаты исследования эффективности ПАВ для удаления скважинной жидкости.

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

3.3.1 Анализ факторов, влияющих на свойства пеноэмульсионных систем.

3.3.2 Методы исследования пеноэмульсионных систем

3.3.2.1 Исследование скорости синерезиса, седиментации и разрушения столба пеноэмульсии.

3.3.2.2 Исследование свойств системы, образуемой маслорастворимой частью НПАВ.

3.3.3 Результаты лабораторных исследований.

3.4 Разработка состава твердого пенообразователя пролонгированного действия

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

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

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

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

4.4 Очистка от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых терригенных коллекторов.

4.5 Очистка от кольматирующих образований призабойной зоны низкопроницаемых терригенных коллекторов.

Сохранение и восстановление естественной проницаемости продуктивных пластов в газовых и газоконденсатных скважинах (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

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

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

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

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

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

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

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

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

Данная работа посвящена решению обозначенных выше проблем.

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

Основные задачи работы.

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

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

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

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

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

Научная новизна.

1 Разработаны рецептуры устойчивых пеноэмульсий для освоения (а. с. СССР № 1 398 510) и глушения (патент РФ № 2 208 036) скважин, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

2 Разработаны рецептуры твердых пенообразователей (патенты РФ № 2 069 682, 2 100 577) для удаления пластовой жидкости, технологических составов при освоении скважин и в процессе их кислотных обработок, позволяющие восстанавливать производительность низкодебитных обводняющихся и самозаглушенных скважин.

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

4 Разработана технология очистки от кольматирующих образований призабойной зоны высокопроницаемых терригенных коллекторов с АНПД, позволяющая восстанавливать ее естественную проницаемостьпреимуществом технологии является комплексное и равномерное воздействие реагентных растворов на все виды кольматантов, предотвращение выпадения вторичных осадков и разрушения структуры коллектора (решение ФИПС Роспатента о выдаче патента РФ от 07.04.2005 г. Заявка № 2 003 137 783/03, приоритет 30.12.03 г.).

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

Основные защищаемые положения.

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

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

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

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

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

Практическая ценность и реализация результатов работы.

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

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

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

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

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

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

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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

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

1 Определены условия образования пеноэмульсионных систем различных типов.

1.1 Выделены два типа пеноэмульсионных систем по характеру их разрушения:

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

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

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

2 Разработаны рецептуры устойчивых (конденсированных) пеноэмульсий для глушения и освоения скважин с АНПД, включающие минерализованный водный раствор лигносульфоната и углеводород из группы газоконденсат, дизтопливо, нефть (а.с. СССР 1 398 510). Пеноэмульсии имеют низкую температуру замерзания (до минус 30 °C и ниже), не разрушаются при контакте с газоконденсатом и минерализованной водой, обладают ингибирующими свойствами по отношению к глинистому материалу пласта, обеспечивают надежное временное блокирование призабойной зоны, легко удаляются из пласта, сохраняя его естественную проницаемость.

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

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

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

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

3 Разработаны составы устойчивых пеноэмульсий с наполнителем для временного блокирования высокопроницаемых сильно дренированных коллекторов, включающие твердые наполнители растительного происхождения, а также порошкообразный лигносульфонат (патент РФ 2 208 036). Составы обеспечивают высокую скорость формирования низкопроницаемого, тонкого, слабо связанного с пластом, легко удаляемого фильтрационного барьера, являющегося основным условием высокого качества глушения скважины, так как предотвращается проникновение состава в призабойную зону пласта уже на начальной стадии его закачки.

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

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

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

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

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

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

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

6 Разработан состав твердого пенообразователя с низкой скоростью растворения — патент РФ № 2 069 682. В результате физико-химических процессов, протекающих на стадии получения стержней твердого пенообразователя, образуется весьма прочная система с высокой плотностью когезии. Растворение пенообразователя происходит очень медленно, так как энергия связи между частицами, образующими полимерный каркас, выше, чем энергия связи частично экранируемых углеводородными радикалами гидрофильных групп пенообразователя (- SO3″ , — COO" , — СН2 -СН2 — О -) с молекулами воды. Медленно высвобождающийся иммобилизованный блоксополимер поддерживает концентрацию ПАВ в удаляемой жидкости на оптимальном уровне при комбинированном использовании стержней твердого пенообразователя с различной скоростью растворения, что значительно повышает эффективность удаления: быстрорастворимые стержни сокращают время начала действия ПАВ и обеспечивают вынос значительной доли скважинной жидкости за малый промежуток временимедленнорастворимые стержни обеспечивают удаление оставшейся жидкости. Это приводит к удлинению межоперационного периода-до трех недель и более.

7 Разработаны составы твердого пенообразователя, содержащего газообразователь (патент РФ № 2 100 577, заявка № 2 003 137 783/03, приоритет 30.12.03 г.). Применение пенообразователей позволяет восстанавливать производительность низкодебитных скважин, облегчать освоение са-мозаглушенных и интенсифицировать процесс удаления отработанных кислотных растворов. При отсутствии газообразователя процесс растворения стержней ПАВ, попадающих в зумпф, и подъем ПАВ в зону барботажа газа через столб жидкости идет очень медленно, что значительно увеличивает сроки удаления жидкости из скважины. Большой эффект от газообразования достигается при вспенивании газоконденсатных смесей, т.к. выделяющиеся пузырьки газа обеспечивают интенсивное эмульгирование газоконденсата. Выделяющийся в результате реакции неполярный газ (азот) имеет высокое давление насыщения, поэтому большая часть его будет находиться в газообразном состоянии даже при использовании в глубоких скважинах.

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

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

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

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

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

8.5 Получено решение ФИПС Роспатента от 07.04.2005 г. о выдаче патента РФ «Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений», заявка № 2 003 137 783/03, приоритет 30.12.03 г.

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

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

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

10.1 Технология освоения скважин с временным блокированием высокопроницаемых про-пластков устойчивой пеноэмульсией была внедрена на скважинах Вуктыльского ГКМ: №№ 257, 256, 240, 196, 268, 128, 166, 14, 147. Дополнительная добыча газа за счет внедрения этой технологии составила в 1987 году 66 902 тыс. м3 газа и 2814 тонн газоконденсата. Экономический эффект составил более 25 238 тыс. рублей в ценах 1987 года.

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

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

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

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

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

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

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

Показать весь текст

Список литературы

  1. Глушение и освоение скважин в условиях пониженных пластовых давлений Текст. / Н. И. Тернавский, Н. Р. Акопян, Т. В. Рассохин [и др.] // Газовая промышленность. 1972.-№ 8. — С. 5−8.
  2. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин Текст. / Г. С. Поп, К. А. Барсуков, А. А. Ахметов [и др.] // Газовая промышленность. 1990. — № 9. — С. 39 — 40.
  3. Polymer particulates control fluid loss during well completions / Syed A. Ali, Nguyen P. D., Weaver J. D. // Oil and Gas J. 1997. — V. 95 — № 19. — P. 66 — 70.
  4. , С.В. Технология проведения ремонтных работ в скважинах при низком пластовом давлении Текст. / С. В. Долгов, В. В. Зиновьев, И. В. Зиновьев. М.: Недра, 1999. — 141 с.
  5. Применение пен для ремонта и освоения газовых скважин с пониженными пластовыми давлениями Текст. / А. В. Амиян, В. К. Васильев // Газовое дело. 1972. — № 6. — С. 3 — 5.
  6. Preformed stable foam aids workover, drilling / Hutchinson S. O. Anderson G.W. // Oil and Gas J.- 1972. V. 70 — № 20. — P. 74 — 79.
  7. A.c. 1 620 608 СССР, МКИ5 E 21 В 33/13. Способ временной изоляции продуктивного пласта при проведении ремонтных работ в скважине Текст. / К. М. Тагиров, С. В. Долгов, В.И. Ни-фантов [и др.] (СССР). -№ 4 372 775/03- заявл. 01.02.88- опубл. 15.01.91, Бюл.№ 2.
  8. Перспективы применения пен в нефтяной и газовой промышленности Текст. / Г. М. Че-пиков//Нефтяник. 1973.-№ 6.-С. 12−14.
  9. Глушение скважин на длительный срок при помощи трехфазной пены Текст. / А. П. Агишев, Э. М. Арутюнян, Е. Ф. Зубков [и др.] // Газовая промышленность. — 1974. № 6. — С. 6 — 7.
  10. О реологических свойствах пены в пористой среде Текст. / А. Е. Евгеньев, В. И. Туринер // Изв. ВУЗ. Нефть и газ. 1967. — № 12. — С. 78 — 80.
  11. Изменение градиента давления сдвига и водопроницаемости при наличие пены в пористой среде Текст. / В. К. Васильев, О. И. Гундорцева, Н. Н. Сычков // Нефтепромысловое дело. -1976.-№ 9.-С. 62−66.
  12. Технология глушения и освоения скважин с использованием трехфазных пен Текст. / В. Е. Шмельков // Газовая промышленность. 1976. — № 3. — С. 18−19.
  13. Использование пен при ремонтных работах в скважинах ПХГ Текст. / К. М. Тагиров, С. В. Долгов, С. А. Акопов [и др.] // Газовая промышленность. 1989. — № 2. — С. 51 — 52.
  14. Mechanics of foam flow in porous media and applications Текст. / Islam M. R., Selbi R. J., Farouq Ali S. M. / JCPT. 1986. — V.28. — № 7. — P. 88 — 96.
  15. Foam injection test in the Siggins Field, Illinois / Holm L.W. // JPT. 1970. -№ 12. — P. 1499- 1506.
  16. , Дж. P. Состав и свойства буровых агентов, промывочных жидкостей Текст. / Дж. Р. Грей, Г. С. Дарли. Пер. с англ. — М.: Недра, 1985. — 506 с.
  17. Применение пен для вскрытия пласта Текст. / В. А. Амиян и [др.] // ТНТО Сер. Добыча. -М.: ВНИИОЭНГ, 1969.-81 с.
  18. , В.А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов Текст. / В. А. Амиян, А. В. Амиян, Н. П. Васильева. М.: Недра, 1980. — 384 с.
  19. , П.М. Пена и пенные пленки Текст. / П. М. Кругляков, Д. Р. Эксерова. М.: Химия, 1990.-426 с.
  20. Foam pressure loss in vertical tubing / Krug J.A. // Oil and Gas J. 1975. — V. 73. — № 40. — P. 74−78.
  21. Test data fill theory gap on using foam as a drilling fluid / Mitchell Dr. B.J. // Oil and Gas J-1971.- v. 69. № 36. — P. 96 — 100.
  22. Влияние пены на проницаемость пористой среды для газа Текст. / George G, Bernard., L.W. Holm // Экспресс-информ. Сер. Нефте- и газодобывающая промышленность. М.: ВИНИТИ, 1965.-№ 2. -С. 11−23.
  23. Пат. 5 322 125 США, МПК5 Е21 В 33/138. Formed gels to reduce gas coning in matrix envi ronments. Опубл. 21.06.94.
  24. Пат. 5 495 891 США, МПК5 Е21 В 21/00. Formed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling lost circulation fluid. Опубл. 05.03.96.
  25. Пат. 96/16 454 PCT, МПК5 Е21 В 43/00. Вспененное гелеобразное вещество для заканчивают, ремонта и глушения скважин. Опубл. 15.10.96.
  26. Oil-tolerant polymer-enhanced foams: deep chemistry or simple displacement effects ?/ Hans-sen J.E., Dalland M. // JPT. 2001.-№ l.-P. 49−50.
  27. Пат. 5 105 884 США, МПК5 E21B 21/00. Formed gel employed as a drilling fluid, a lost circulation fluid, or a combined drilling / lost circulation fluid / Sydanks R. D. Опубл. 21.06.94.
  28. А.с. 933 962 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/32. Пенообразующий состав для ограничения водо-притока Текст. /А.Н. Полухина [и др.] (СССР). -№ 16 856 980/03 — заявл. 07.08.77, опубл. 09.07.79. Бюл. № 23.
  29. Пат. 5 360 558 США, МПК5 Е 21 В 43/26. Slurried polymer foam system and method for the use thereof. Опубл. 01.11.94.
  30. Исследование устойчивости пеноэмульсии Текст. / П. М. Кругляков, Н. Э. Пульвер // Коллоидный журнал. 1992. — № 1. — С. 85.
  31. Стратификация пенных пленок из растворов с большой концентрацией солюбилизиро-ванной органической жидкости Текст. / Х. И. Христов, Д. Р. Ексерова, П. М. Кругляков [и др.] // Коллоидный журнал 1992. — Т. 54. — № 2. — С. 173−177.
  32. Корреляция пенообразования и устойчивость смешанных водо-углеводородных пен с коэффициентом растекания Текст. / Б. П. Кожанов, М. Ю. Плетнев, И. Г. Власенко [и др.] // Коллоидный журнал.- 1983. -Т. 45.-№ 3.-С. 563.
  33. Foaming properties of surfactant-oil-water systems in the neighbourhood of optimum formulation / Lachaise J. et al. // J. Dispersion Science and Technology. 1990. — № 5. — P. 443 — 452.
  34. Особенности пенообразования вода-углеводородная жидкость Текст. / Б. Е. Чистяков, В. Н. Чернин // Газовая промышленность. 1977. — № 7. — С. 30 — 31.
  35. Пенообразующие свойства растворов ПАВ с большой солюбилизирующей способностью / П. М. Кругляков, А. Г. Баранова, Н. Э. Пульвер и др. // Коллоидный журнал. 1988. — Т. 50. — № 2. — С. 275−280.
  36. Mechanisms for antifoaming action in aqueous systems by hydrophobic particles and insoluble liquids / Koczo K. et al. // J. Colloid and Interface Sci. 1994. — V. 166. — № 1. — P. 225 — 238.
  37. , П.А., Поспелова К. А. Вступительная статья к книге В. Клейтона «Эмульсии, их теории и технические применения» Текст. / П. А. Ребиндер, К. А. Поспелова М.: Иностр. лит., 1950.- С. 11−71.
  38. , Р.А. Пеноэмульсии: свойства и область применения Текст. / Р. А. Гасумов, Т. А. Липчанская // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии: сб. науч. тр. Вып. 36 — Ставрополь, 2002. — С. 153 — 159.
  39. , Р.А. Пеноэмульсии для заканчивания и ремонта скважин Текст. / Р. А. Гасумов, Т. А. Липчанская, Е. А. Эйсмонт // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. статей ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. Москва, 1999. — С. 166 — 169.
  40. Лигносульфонаты как пластификаторы цемента Текст. / В. Н. Сергеева [и др.] // Химия древесины. 1979. — № 3. — С. 6.
  41. , Э.Г. Химическая обработка буровых растворов Текст. / Э. Г. Кистер. М.: Недра, 1972.-391 с.
  42. Об эффективности действия пеногасителей на сульфитный щелок Текст. / С.А. Сапот-ницкий, Г. В. Пальянова // Гидролизная и лесохимическая промышленность. 1975. — № 5. — С. 13 -14.
  43. А.с. 1 398 510 СССР, МКИ5 Е21 В 43/25. Пенообразующий состав для освоения скважин Текст. / В. Е. Шмельков, Т. А. Липчанская, В. Ф. Коваленко [и др.] (СССР). № 3 996 880/22−03 — заявл. 26.12.85 — опубл. 10.04.99, Бюл. № 10.
  44. , В.Е. Методики исследований закупоривающей способности наполнителей Текст. / В. Е. Шмельков, Н. Б. Козлов, Е. А. Эйсмонт // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. статей. Москва, 1995. — С. 14−17.
  45. Polymer particulates control fluid loss during well completions / Syed A. A., Nguyen P.D., Weaver J. D. // Oil and Gas J .- 1997.- V. 95. № 12. — P. 66 — 70.
  46. Влияние фрактальной неоднородности структуры на деформационно-прочностные свойства агрегатов торфяных систем Текст. / И. И. Лиштван, Б. А. Богатов, М. И. Кулак [и др.] // Коллоидный журнал. 1992. — Т. 54. — № 4. — С. 107 — 111.
  47. , В.К. Пенообразующая способность составных частей лигносульфонатов /
  48. B.К. Коновалов, С. А. Кеворков, Н. В. Кошелева и др. // Техника и технология промывки и крепления скважин: сб. науч. тр. ВНИИКРнефти. Краснодар, 1982. — С. 60 — 65.
  49. Характерные особенности разработки сеноманских залежей ЯНАО Текст. / Г. И. Обле-ков, В. Н. Гордеев // Обзор, информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2002. — 47 с.
  50. , Г. М. Об эффективности дополнительного бурения эксплуатационных скважин Текст. / Г. М. Гереш // 55 лет ВНИИГАЗ. Актуальные проблемы освоения, разработки и эксплуатации месторождений природного газа: сб. науч. трудов. Москва, 2003. — С. 221 — 228.
  51. В.В. Результаты опытно-промышленных работ по повышению производительности скважин на Северо-Ставропольском ПХГ в хадумском горизонте Текст. / В. В. Зиновьев,
  52. C.А. Варягов, О. Е. Аксютин и др. // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации подземных хранилищ газа и экологии: сб. науч. статей. Вып. 36. — Ставрополь, 2002. — С. 222 — 228.
  53. Способ восстановления проницаемости прискважинной зоны пласта Текст. / И. И. Клещенко // НТС Сер. Геология, бурение, разведка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин.- М.: ИРЦ Газпром, 2000. № 2. — С. 25 — 26.
  54. , Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон Текст. / Н. Н. Михайлов. М.: Недра, 1996. — 339 с.
  55. Л.Б. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики Текст. / Л. Б. Берман, B.C. Нейман. М.: Недра, 1972. — 216 с.
  56. , А.С. Технология гидравлического разрыва пласта с временной кольматацией фильтрационной поверхности разнодисперсными суспензиями Текст.: дис.. канд. техн. наук / Сатаев Анатолий Степанович. Автореферат. — Москва, 1974. — 14 с.
  57. , Р.И. Связанная вода в глинистых грунтах Текст. / Р. И. Злочевская. М.: МГУ, 1969.- 175 с.
  58. , Н.В. Физико-химия процессов массопереноса в пористых телах Текст. / Н. В. Чураев. М.: Химия, 1990. — 272 с.
  59. Пат. 94/9 253 РСТ (WO), МПК5 Е 21 В 37/06. Композиция для растворения фильтрационных отложений. Опубл. 28.04.94.
  60. Пат. 2 074 957 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/27 Способ повышения продуктивности скважины Текст. / J1.M. Мармортштейн, И. М. Петухов, B.C. Сидоров [и др.] (СССР). № 5 067 255/03 — заявл.09.09.92 — опубл. 10.03. 97, Бюл. № 7.
  61. Пат. 2 120 546 Российская Федерация, МПК5 Е 21 В 43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта Текст. / Ю. Л. Вердеревский, Т. Г. Валеева, Ю. Н. Арефьев [и др.] (СССР). № 97 120 414/03 — заявл. 11.12.97 — опубл. 20.10.98, Бюл. № 29 (II ч).
  62. А.с. 1 615 342 СССР, МКИ5 Е21 В 43/27 Способ реагентной обработки скважины Текст. / В. Т. Гребенников, Г. П. Горбовская (СССР). -№ 4 377 288/24−03 — заявл. 09.02.88 — опубл. 23.12. 90, Бюл. № 47.
  63. А.с. 1 587 181 СССР, МКИ4 Е 21 В 43/27 Состав для реагентной разглинизации скважин Текст. / В. Т. Гребенников, A.M. Полищук, Ю. В. Капырин [и др.] (СССР). -№ 4 480 175/24−03 — заявл. 22.07.87 — опубл. 10.08.90, Бюл. № 31.
  64. А.с. № 1 506 982 СССР, МКИ5 Е21В43/27. Состав для реагентной обработки скважин Текст. / В. Т. Гребенников, Б. В. Арестов, В. П. Казарян. (СССР).- № 4 245 704/03 — заявл. 19.05.87 — опубл. 15.03.94, Бюл. № 5.
  65. , В.П. Разработка технологии повышения продуктивности скважин с использованием реагентных методов разглинизации Текст.: дис.. канд. техн. наук / Казарян Валентина Петровна. Автореферат канд. техн. наук. — Москва, 1995. — 19 с.
  66. А.с. 810 947 СССР, МКИ3 Кл. Е21В43/25. Раствор для разглинизации прифильтровой зоны водяной скважины Текст. / В. Т. Гребенников, В. В. Хлистунов, Козлов И. Я. (СССР). -№ 4 325 607/03 — заявл. 01.08. 79 — опубл. 07.03.81, Бюл. № 9.
  67. А.с. 1 756 546 СССР, МКИ5 Е21 В 43/25. Состав для разглинизации скважины Текст. / В. Е. Воропанов, Н. В. Красноперцева, К. Х. Рахмангулов [и др.] (СССР). № 4 818 816/03 — заявл. 29.04.90 — опубл. 23.08.92, Бюл. № 31.
  68. Пат. 2 071 553 Российская Федерация, МПК6 Е21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости глиносодержащими пластами Текст. / В. В. Балакин,
  69. В.Е. Воропанов, А. Я. Хавкин и др. (СССР). № 93 035 610/03заявл. 08.07.93 — опубл. 10.01.97, Бюл. № 1.
  70. Пат. 2 068 086 Российская Федерация, МПК6 Е21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны скважины Текст. / А. Ю. Бруслов, А. Х. Шахвердиев, О. А. Чукчеев [и др.]. (СССР).- № 94 041 313/03 — заявл. 15.11.94 — опубл. 20.10.96, Бюл. № 29.
  71. Пат. 2 068 087 Российская Федерация, МПК6 Е21 В 43/27. Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины Текст. / А. Ю. Бруслов, А. Х. Шахвердиев, О. А. Чукчеев [и др.]. (СССР). -№ 94 041 314/03 — заявл. 15.11.94 — опубл. 20.10.96, Бюл. № 29.
  72. , Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов Текст. / Ф. Д. Овчаренко. Киев: АН УССР, 1961.-162 с.
  73. , Е.А. Система глина- вода Текст. / Е. А. Галабутская. Львов: ЛПИ, 1962.149 с.
  74. Пат. 96/21 084 WO, МПК5 Е 21 В 43/27. Способ кислотной обработки содержащих кремний пластов. Опубл. 11.07.96.
  75. Understanding sandstone acidizing leads to improved field practices / Shaughnessy C.M. Kunse K.R. // JPT. 1981. -№ 7. — P. 1196 — 1202.
  76. A new acid for true stimulation of sandstone reservoirs / John L. Gidley // JPT. 1997. — № 3. -P. 250.
  77. , H.M. Комплексоны и комплексонаты металлов Текст. / Н. М. Дятлова, В. Я. Темкина, К. И. Попов [и др.]. М.: Химия, 1988. — 544 с.
  78. , Б.Г. Руководство по кислотным обработкам скважин Текст. / Б. Г. Логинов, Л. Г. Малышев, Ш. С. Гарифулин. М.: Недра, 1966. — 219 с.
  79. Методика оперативной оценки эффективности составов жидкостей для разглинизации пористых образцов Текст. / Е. А. Рогов, В. В. Грачев, Е. Г. Леонов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море, 1999. № 1 — 2. — С. 29 — 32.
  80. , X. Справочник по коррозии Текст. / X. Рачев, С. Стефанова. М.: Мир, 1982.
  81. , А.А. Породы коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР Текст. / А. А. Ханин. — М.: Недра, 1973. — 303 с.
  82. Интенсификация притока газа Текст. / А. З. Саушин, В. И. Токунов, В. А. Прокопенко // Газовая промышленность, 2000. — № 8. С. 28 — 30.
  83. Acid fracturing improves gas production in carbonate formations // JPT. 1999. — № 3. — P.30.
  84. A. c. 1 297 540 СССР, МКИ5 E 21 В 43/27. Способ кислотной обработки терригенного коллектора Текст. / B.C. Горшенев, О. А. Морозов, М. К. Чернов [и др.] (СССР). № 3 639 781/03- заявл. 22.07.85, опубл. 10.05.99, Бюл. № 13.
  85. А. с. 1 723 315 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны скважины Текст. / Х. А. Кулахметов, Б. Маметдурдыев, Б. О. Казаков [и др.] (СССР). -№ 4 739 772/03- заявл. 25.09.89, опубл. 30.03.92, Бюл. № 12.
  86. Временная инструкция по кислотной обработке газоносных пластов Текст. Москва: ВНИИГАЗ, 1970.-64 с.
  87. , Л.Я. Опыт эксплуатации малодебитных скважин в США Текст. / Л. Я. Кабанчик, B.C. Якушев // Актуальные проблемы освоения, разработки и эксплуатации месторождений природного газа т конденсата: сб. науч. тр. М.: ВНИИГАЗ, 2003. — С. 362 — 370.
  88. Воздействие на призабойную зону низкопроницаемых коллекторов кислотными растворами в смеси с природным газом Текст. / A.M. Гнатюк, Е. Г. Александрович, Ю. Д. Качмар [и др.] // Обзор, информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. — 50 с.
  89. Case histories, indentification of and remedial action for liquid loading in gas wells: intermediate SHELF GAS PLAY / T. Libson, J. Henry // JPT. 1980. — V. 32. — № 4. — P. 685.
  90. Энергосберегающие технологии при добыче природного газа Текст. Москва: Недра, 1996.-235 с.
  91. , Ю.С. Исследования по разработке составов твердого пенообразователя для удаления скважинной жидкости Текст. / Ю. С. Тенишев, Т. А. Липчанская, Г. Г. Белолапотков //
  92. Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. науч. статей. Москва, 1996. — С. 189 — 193.
  93. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых и газоконденсатных скважин с помощью пенообразующих веществ Текст. Ставрополь: СевКавНИИгаз, 1977. — 26 с.
  94. , С.Б. Поверхностно-активные вещества Текст. / С. Б. Саввин, Р. К. Чернова, С. Н. Штыков. -М.: Наука, 1991. -215 с.
  95. А.с. 905 439 СССР, МКИ3 Е21 В 43/27. Пенообразующий состав для очистки скважин «Пенолифт 2» Текст. / М. Ю Плетнев, Н. Б. Терещенко, Б. Е. Чистяков (СССР).- № 2 891 665/22−03 — заявл. 07.03.80, опубл. 15.02.82, Бюл. № 6.
  96. Удаление жидкости из обводненных скважин Шебилинского газоконденсатного месторождения Текст. / О. И. Свиридов [и др.] // Нефтяная и газовая промышленность. 1977. — № 3. -С. 29−31.
  97. Неионогенное ПАВ эффективное средство очистки скважин Текст. / С. В. Боруш [и др.] // Газовая промышленность. — 1974. — № 8. — С. 27 — 29.
  98. , P.M. Газоконденсатоотдача пластов Текст. / P.M. Кондрат. Москва: Недра, 1992.-256 с. 1. Г Л
  99. А.с. 1 164 402 СССР, МКИ Е21 В43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Текст. / С. Н. Закиров, Р. М. Кондрат, Ю. М. Волков (СССР). -№ 3 573 555/2203 — заявл. 01.04.83 — опубл. 30.06.85, Бюл. .№ 24.
  100. А.с. 1 198 191 СССР, МКИ4 Е 21 В 43/00. Реагент для удаления жидкости с забоя газовых скважин Текст. / B.C. Маринин, Н. И. Логвинова, Ю. М. Волков [и др.] (СССР). № 3 538 835/22−03- заявл. 11.01.83 — опубл. 15.12.85, Бюл. № 46.
  101. А.с. 1 641 983 СССР, МКИ4 Е 21 В 43/00. Способ удаления пластовой воды из газовой скважины Текст. / O.K. Ангелопуло, P.M. Кондрат, В. Э Аваков [и др.] (СССР). № 4 428 869/03 — заявл. 23.05.88, опубл. 15.04.91, Бюл. № 14.
  102. Эффективное средство для удаления жидкости из скважин Текст. / Шагайденко В. И., Толстяк К. И., Бутенко A.M. [и др.] // Газовая промышленность. 1984. — № 5. — С. 33 — 34.
  103. Удаление жидкости из скважин с помощью пенообразователя ТЭАС М Текст. / B.C. Маринин, А. Я. Строгий // Газовая промышленность. — 1994. — № 2. — С. 19 — 20.
  104. А.с. 1 627 674 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Реагент для восстановления производительности газовых скважин Текст. / Ю. А. Балакирев, В. Б. Спас, А. Г. Заворыкин [и др.] (СССР). № 4 439 170/03 — заявл. 10.06.88 — опубл. 15.12.91, Бюл № 6.
  105. А.с. 1 723 090 СССР, МКИ5 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Текст. / В. И. Шагайденко, А. Н. Бутенко, В. И. Артемов (СССР). № 4 747 131/03 — заявл. 30.03.92 — опубл. 09.10.89, Бюл № 12.
  106. А.с. 853 092 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/25. Способ освоения скважин Текст. / В. А. Амиян, А. В. Амиян, Р. Т. Булгаков и [и др.] (СССР).- № 2 800 660/22−03- заявл. 23.07.79- опубл. 07.08.81, Бюл. № 29.
  107. Пат. 2 061 859 Российская Федерация, МПК6 Е 21 В 43/25. Пенообразующий состав Текст. / Тульбович Б. И., Казакова Л. В., Кожевский В.И.- заявитель и патентообладатель институт «СеверНИПИгаз». -№ 94 019 834/03 — заявл. 30.05.94 — опубл. 20.01.97, Бюл. № 16.
  108. Пат. 2 085 567 Российская Федерация, МПК6 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для освоения скважин Текст. / Иванов В. А., Павлычев В. Н., Дуборенко Н.Н.- заявитель и патентообладатель Иванов В. А. № 5 068 211/03 — заявл. 06.08.92 — опубл. 27.07.97, Бюл. № 21.
  109. А.с. 1 035 201 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/25. Самогенерирующая пенная система для освоения скважин Текст. / Э. М. Тосунов, Н. А. Полухина, И. А. Ламаш и [и др.] (СССР).- № 3 392 283/2203- заявл. 01.02.82- опубл. 15.08.83, Бюл. № 30.
  110. А.с. 979 622 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/25. Способ газирования рабочей жидкости в скважине Текст. / Э. М. Тосунов, Е. П. Ильясов, Н. А. Полухина и [и др.] (СССР). № 3 220 695/22−03- заявл. 27.10.80- опубл. 07.12.82, Бюл. № 45.
  111. Пат. 2 193 650 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/22. Пенообразующий состав для освоения скважин Текст. / Воропанов В. Е. — заявитель и патентообладатель. Воропанов В. Е. № 2 001 123 718/03 — заявл. 28.08.01 — опубл. 27.01.02, Бюл. № 33.
  112. А.с. 1 767 163 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/25. Способ освоения скважины Текст. / П.В. Ми-хальков, Е. Ю. Чардымская, Л. В. Козлова (СССР). -№ 4 778 251/03- заявл. 04.01.90- опубл. 07.10.92, Бюл. № 37.
  113. А.с. 1 609 812 СССР, МКИ5 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважи Текст. / К. И. Толстяк, А. Я. Строгий А.Н. Бутенко [и др.] (СССР). № 4 423 443/24−03 — заявл. 10.05.88, опубл. 30.11.90, Бюл. № 44.
  114. А.с. 1 509 515 СССР, МПК4 Е 21 В 43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости с забоя газовой скважины Текст. / М. А. Джафаров, В. Г. Игнатьев (СССР). -№ 4 207 372/23−03- заявл. 07.01.87- опубл. 23.09.89, Бюл. № 35.
  115. А.с. 1 609 812 СССР, МПК5 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Текст. / К. И. Толстяк, А. Я. Строгий, А. Н. Бутенко и [др.] (СССР). -№ 4 423 443/24−03- заявл. 10.05.88- опубл. 30.11.90, Бюл. № 44.
  116. , В.К. Пены, теория и практика их получения и применения Текст. / В. К. Тихомиров. -М.: Химия, 1975.
  117. О генерировании мелкодисперсной пены Текст. / В. Б. Файнерман В.Б. [и др.] // Коллоидный журнал.- 1991.-Т. 53.-С. 702−708.
  118. Образование и основные свойства пен Текст. / Б. Е. Чистяков, В. Н. Чернин // Коллоидный журнал. 1988. — Т. 50. — С. 189.
  119. , А.А. Поверхностно-активные вещества Текст. / А. А. Абрамзон. Л.: Химия, 1981.-304 с.
  120. , В. Эмульсии Текст. / В. Клейтон. -М.: Ин.литр., 1950. 680 с.
  121. , Н. Поверхностно-активные вещества на основе окиси этилена Текст. / Н. Шенфельд.- М.: Химия, 1982. 749 с.
  122. К вопросу об устойчивости эмульсий акриламида типа вода масло Текст. / И. М. Яковлева, Г. А. Симакова, И. А. Гризкова [и др.] // Коллоидный журнал. — 1991. — № 5. — С. 955 -961.
  123. Влияние Mg (N03)2 и Са (МОз)2 на свойства растворов неионогенных первичных спиртов Текст. / Л. Г. Ведерникова, И. С. Лавров, О. И. Меркушев // Коллоидный журнал. 1990. — № 1. -С. 121−122.
  124. Способы и устройства для удаления жидкости с забоя газовых скважин Текст. / Ю. К. Игнатенко Ю.К. [и др.] // НТС Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1974. — 47 с.
  125. Временная инструкция по удалению жидкости из газовых скважин с помощью твердых ПАВ Текст. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 1972. — 47 с.
  126. А.с. 1 587 178 СССР, МПК5 Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / Г. П. Хотулев, Ю. А. Балакирев, С. И. Ягодовский (СССР). № 4 306 048/23−03 — заявл. 22.07.87 — опубл. 23.08.90, Бюл. № 31.
  127. А.с. 1 435 766 СССР, МКИ4 Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / Ю. А. Балакирев, К. И. Гильман, Ф. С. Мамедов (СССР). № 4 108 218/22−03- заявл. 10.06.86, опубл. 07.11.88, Бюл. № 41.
  128. А.с. 964 113 СССР, МКИ3 Е 21 В 43/00. Состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / И. Ю Зайцев, Ю. А. Зайцев, Ю. А. Балакирев (СССР). № 3 253 087/22−03- заявл.29.12.80, опубл.07.10.82, Бюл. № 37.
  129. Пат. США № 4 237 977, МПК4 Е 21 В 21/14. Способ удаления воды из газоносных скважин с помощью твердых пенообразователей Текст. Опубл. 10.11.81.
  130. А.с. 1 710 705 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Способ удаления жидкости с забоя газовых скважин Текст. / О. А. Морозова, JI.M. Бабаева, Ю. В. Шеин [и др.] (СССР). -№ 4 745 110/03- заявл.0408.89, опубл. 07.02.92, Бюл. № 5.
  131. А.с. 1 760 095 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/00. Пенообразующий состав для удаления жидкости с забоя скважины Текст. / В. М. Светлицкий, Ю. А. Балакирев, С. И. Ягодавский [и др.] (СССР). -№ 16 856 980/03 — заявл. 07.08.89, опубл. 07.09.92, Бюл. № 33.
  132. Пат. 2 047 641 Российская Федерация, МПК6 С 09 К 7/08. Пенообразующий состав для удаления жидкости из газовых скважин Текст. / Иванов В. А. — заявл. 27.01.92, опубл. 10.11.95, Бюл. № 31.
  133. Пат. 1 788 223 Российская Федерация, МПК5 Е 21 В 43/25. Способ удаления жидкости из газовой скважины пеной Текст. / P.M. Кондрат P.M., Бантуш В. В., Петрицкий С. В. [и др.] - заявл.2407.90, опубл. 15.01.93, Бюл. № 2.
  134. А.с. 1 044 771 СССР, МПК3 Е 21 В 43/00. Пенообразователь для удаления жидкости из скважины Текст. / В. И. Шагайденко, К. И. Толстяк, А. Н. Бутенко [и др.] (СССР). № 3 405 620/2203 — заявл. 09.03.82 — опубл. 30.09.83, Бюл. № 36.
  135. , В.Е. Исследование давления насыщения в системе вода-углеаммонийные соли Текст. / В. Е. Шмельков, Т. А. Липчанская // Теория и практика сооружения эксплуатационных газовых скважин: сб. науч. тр. ВНИИгаза. Москва, 1983. — С. 146 — 150.
  136. Особенности эксплуатации Северо-Ставропольского ПХГ Текст. / В. В. Зиновьев, С. А. Варягов, Ю. К. Игнатенко [и др.] // Обзор, информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. — М.: ИРЦ Газпром, 2002. 90 с.
  137. Mud design to minimize rock impairment due to particle invasion / Abrams A. // JPT. № 5.— 1977.- P. 586−592.
  138. , E.M. Заканчивание скважин Текст. / E.M. Соловьев. M.: Недра, 1979.303 с.
  139. Комплекс технологических решений по повышению качества строительства и ремонта скважин на ПХГ Текст. / В. В. Зиновьев, С. А. Варягов, И. В. Зиновьев [и др.] // Обзор, информ. Сер. Транспорт и подземное хранение газа. М.: ИРЦ Газпром, 2002. — 56 с.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!