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

Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин

Диссертация: Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Разработанная технология и состав ИЭР прошли успешные испытания и внедрены на Уренгойском и Ямбургском газоконденсатных месторождениях. Проведенные промысловые испытания показали, что данные рецептуры технологических жидкостей позволяют успешно проводить операции по глушению и блокированию продуктивных горизонтов, сокращая время выхода скважин на проектный режим после капитального ремонта… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. ОБЗОР ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ СОЗДАНИЯ ИНВЕРТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ
    • 1. 1. Геолого-технические условия газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири
    • 12. Взаимосвязь геолого-технических условий и технологических свойств жидкостей для капитального ремонта скважин
    • 13. Основные требования к жидкостям для капитального ремонта скважин
      • 1. 4. Анализ применяемых жидкостей для капитального ремонта скважин на Уренгойском и Ямбургском газоконденсатных месторождениях
      • 1. 5. Основные компоненты и обзор рецептур инвертно-эмульсионных композиций
      • 1. 6. Выводы, постановка цели и задач исследования
  • ГЛАВА 2. МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ
    • 2. 1. Выбор и обоснование методов экспериментальных исследований
    • 2. 2. Методики экспериментальных исследований
      • 2. 2. 1. Методика определения глиноемкости обратных эмульсий
      • 2. 2. 2. Методика измерения электростабильности
      • 2. 2. 3. Методика определения коэффициента набухания
      • 2. 2. 4. Методика определения поверхностного натяжения растворов ПАВ сталагмометрическим методом
      • 2. 2. 5. Аппаратура и методики лабораторных исследований фильтрации в образцах естественных пород
    • 2. 3. Теоретические предпосылки для разработки новых рецептур блокирующих составов
    • 2. 4. Выводы по главе 2
  • ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА НОВЫХ РЕЦЕПТУР БЛОКИРУЮЩИХ СОСТАВОВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН
    • 3. 1. Обоснование требований к материалам и выбор компонентов для ИЭР
      • 3. 1. 1. Углеводородная фаза ИЭР
      • 3. 1. 2. Водная фаза ИЭР
      • 3. 1. 3. Обоснование и выбор поверхностно-активных веществ для ИЭР
      • 3. 1. 4. Требования и выбор мелкодисперсных наполнителей для ИЭР
        • 3. 1. 4. 1. Требования к мелкодисперсным наполнителям
        • 3. 1. 4. 2. Выбор мелкодисперсных наполнителей
    • 3. 2. Оценка возможности применения асбеста в качестве наполнителя ИЭР
      • 3. 2. 1. Физико-химические свойства хризотил-асбеста и теоретические предпосылки применения его в качестве мелкодисперсной твердой фазы ИЭР
      • 3. 2. 2. Санитарно-гигиенические аспекты применения асбеста в промышленности и нефтедобыче
    • 3. 3. Экспериментальные исследования физико-химических свойств асбеста
    • 3. 4. Экспериментальные исследования опытных рецептур ИЭР
    • 3. 5. Механо-химическая активация асбеста
      • 3. 5. 1. Дезинтеграторная обработка суспензий
      • 3. 5. 2. Диспергаторная обработка ИЭР
    • 3. 6. Изучение процессов взаимодействия инвертно-эмульсионных композиций с керновым материалом
    • 3. 7. Выводы по главе 3
  • ГЛАВА 4. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ
    • 4. 1. Методика приготовления и применения ИЭР в промысловых условиях
    • 4. 2. Промысловые испытания ИЭР для капитального ремонта скважин на Уренгойском, Ямбургском и Заполярном ГКМ
    • 4. 3. Выводы по главе 4

Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность темы

В течение долгого времени газовый комплекс России обеспечивает бесперебойное снабжение населения и промышленности топливом.

Ведущее место по запасам газа в России занимает Ямало-Ненецкий автономный округ (ЯНАО) с разведанными запасами 35 трл. мЛ, что составляет почти 97% запасов Западной Сибири (37Д трл. мЛ) [107].

Сегодня более 85% добываемого по ОАО «Газпром» газа приходится на сеноманские залежи месторождений севера Тюменской области. При этом более 70%) газа добывается из находящихся в стадии падающей добычи сеноман-ских залежей Медвежьего, Вынгапуровского и Уренгойского месторождений и вступающего в эту стадию добычи с 2002 года Ямбургского месторождения. т-ч и о.

В настоящее время запасы этих месторождений в значительной степени выработаны. Эксплуатация залежей, находящихся в поздней стадии разработки, сопровождается ухудшением условий добычи. Растет число скважин, в продукции которых появляются пластовая вода и песок. Значительно возрастает потребность в капитальном ремонте скважин [113].

Чтобы удержать достигнутый уровень добычи в условиях неуклонного снижения пластового давления, необходимо совершенствовать добычу как из старых, так и из вновь бурящихся скважин.

Поддержание высоких уровней добычи нефти и газа в значительной сте.

1 и и и и пени определяется фильтрационной характеристикой призабойной зоны пласта. Опыт разработки нефтяных и газоконденсатных месторождений свидетельствует о том, что в процессах первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, глушения и ремонтных работ в скважинах, а также при их эксплуатации коллекторские свойства постепенно ухудшаются. Чаще всего это является следствием отрицательного воздействия технологических жидкостей на водной основе, применение которых ведет к большому объему работ по очистке ПЗП.

Альтернативными системами в этом плане являются составы на углеводородной основе, а в частности, инвертно-эмульсионные системы, находящие все более щирокое применение благодаря способности к сохранению, восстановлению естественных коллекторских свойств пласта, инертности к проходимым породам, доступности составляющих компонентов.

Использование обратных эмульсий в отечественной практике вскрытия продуктивных пластов и глущении скважин позволило решить некоторые проблемы. В тоже время применение инвертных эмульсий может быть более эффективным при их использовании в качестве блокирующих жидкостей, а также за счет придания им специальных различных функций по отношению к коллектору.

При этом в качестве дисперсной фазы таких эмульсий можно использовать не только воду, но и растворы кислот, полимеров, цемента, а в качестве внешней среды — нефть и нефтепродукты, а также их смеси между собой. Это позволяет получать составы обратных эмульсий с различными функциями по отношению к коллектору и получить большие эффекты от их применения.

Цель работы. Повышение качества и сокращение времени капитального ремонта скважин на месторождениях с АНПД путем разработки новых составов инвертно-эмульсионных растворов.

Основные задачи работы:

— анализ и обоснование требований к инвертно-эмульсионным растворам и их компонентам;

— научное обоснование принципов подбора компонентов;

— разработка состава и технологии приготовления ИЭР;

— обоснование и разработка технологии применения новых гидрофоби-заторов и эмульгатора;

— разработка нормативной документации и внедрение разработок.

Научная новизна.

1. Экспериментально установлена дифильность волокон хризотил асбеста, обусловленная разрывом связей внешнего бруситового и внутреннего кремнийкислородного слоев и возникновением поверхностного заряда.

2. Выявлена возможность увеличения гидрофобности хризотил-асбеста путем обработки его неионогенными ПАВ.

3. Предложено объяснение механизма взаимодействия реагента гидро-фобизатора полисилоксана с высокодисперсной твердой фазой в составе инвертно-эмульсионных растворов.

4. Установлено влияние последовательности ввода компонентов ИЭР на физико-механические свойства ползЛенного раствора.

Основные защищаемые положения:

— результаты физико-химических исследований взаимодействия реагента гидрофобизатора полисилоксана с высокодисперсной твердой фазой инвертно-эмульсионных растворов;

— результаты экспериментальных исследований новых рецептур и технологии приготовления инвертно-эмульсионных растворов;

— теоретическое и экспериментальное обоснование целесообразности применения асбеста в составе инвертно-эмульсионных растворов;

— экспериментальное обоснование целесообразности применения имида-золина как ПАВ-эмульгатора в составе инвертно-эмульсионных растворов.

Практическая ценность.

На базе проведенных теоретических и экспериментальных исследований разработаны составы и технология приготовления инвертно-эмульсионных растворов для капитального ремонта скважин.

Обосновано применение нового гидрофобизатора мелкодисперсной фазы ПГКО-1001 (ТУ-6−00−5 763 441 -64−92).

Экспериментально обосновано применение имидазолина (ТУ 2415−18 700 203 312−98) в качестве эмульгатора водной фазы.

Теоретически и экспериментально обоснована целесообразность применения асбеста в качестве мелкодисперсного наполнителя ИЭР.

Разработаны составы ИЭР для капитального ремонта скважин. Разработаны руководящие документы на приготовление и применение ИЭР и блокирующей жидкости на основе ИЭР, утвержденные ДООО «Бургаз» РАО «Газпром». Разработанные составы прощли положительные промысловые испытания на месторождениях филиала «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» и рекомендуются для применения на Ямбургском и аналогичных ГКМ.

Апробация работы.

Материалы диссертационной работы докладывались на:

— научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, 1999, 2000, 2001 г.;

— Втором Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем», 2000 г, г. Уфа;

— научно-технической конференции «Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового региона. Технические и естественные аспекты.», 2000 г., г. Октябрьский;

— Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологии строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса», 2000 г., Тюмень.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ. 9.

Объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы из 154 наименований, 7 приложений.

Основные результаты работы сводятся к следующему:

1. На основе анализа теоретических исследований и геолого-технических условий строительства и ремонта скважин уточнены требования к инвертно-эмульсионным растворам для капитального ремонта скважин, требования к составляющим их компонентам.

2. Обосновано применение нового кремнийорганического реагента полисилоксана для гидрофобизации мелкодисперсной твердой фазы и ПАВ типа имидазолина в качестве эмульгатора водной фазы при подборе компонентного состава инвертно-эмульсионных растворов.

3. Экспериментально установлена дифильность волокон хризотил-асбеста, обусловленная разрывом связей внешнего бруситового и внутреннего кремнийкислородного слоев и возникновением поверхностного заряда, и теоретически и экспериментально обоснована целесообразность применения асбеста в качестве мелкодисперсного наполнителя ИЭР.

4. Показана возможность повышения гидрофобности волокон асбеста при обработке их кремнийорганическими гидрофобизаторами и использования этого эффекта для повышения стабильности инвертно-эмульсионных растворов.

5. Разработаны составы инвертно-эмульсионных растворов с мелкодисперсным волокнистьШ наполнителем — хризотил-асбестом, рекомендуемых в качестве жидкости глушения и блокирующей жидкости при капитальном ремонте скважин.

6. Установлено влияние последовательности ввода компонентов ИЭР с хризотил-асбестом на свойства полученного раствора и обоснована технология приготовления инвертно-эмульсионных растворов.

7. Разработаны руководящие документы (регламенты) на приготовление и применение ИЭР в качестве жидкости глушения и блокирующей жидкости.

143 при капитальном ремонте скважин, утвержденные ДООО «Бургаз» РАО «Газпром».

8. Разработанная технология и состав ИЭР прошли успешные испытания и внедрены на Уренгойском и Ямбургском газоконденсатных месторождениях. Проведенные промысловые испытания показали, что данные рецептуры технологических жидкостей позволяют успешно проводить операции по глушению и блокированию продуктивных горизонтов, сокращая время выхода скважин на проектный режим после капитального ремонта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Показать весь текст

Список литературы

  1. A.A. Поверхностно-активные вещества. Свойства и применение. -Л.:Химия, 1981.-304C.
  2. Е.П., Марков Е. В., Грановский Ю. В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.:Недра, 1976. — 279 с.
  3. A.B., Ларионов А. Н., Артамохин А. П., Филиппов Ф. С. Глушение скважин на газо-конденсатных месторождениях// Газовая промышленность -1979.-№ 12.-С.32−33.
  4. O.K. Асбестовые буровые растворы// Нефтяник. 1982. — № 11.-С. 14−15.
  5. O.K., Аваков В. Э. Использование органофильного асбеста в качестве структурообразователя буровых растворов// Бурение. -1982. № 5.
  6. O.K., Илясов В. Н., Рязанов Я. А., Кобышев Н. П. Анализ технико-экономической эффективности применения гидрогеля магния// Нефтяное хозяйство. 1981. — № 12. — С. 19−21.
  7. O.K., Пичугин В. П., Чехлов A.C. и др. Повышение смазочных свойств гидрофобных эмульсий нефти с концентрированными рассолами// Изв. вузов: Сер. «Нефть и газ». 1973. — № 2. — С.34−40.
  8. O.K., Подгорнов В. М., Аваков В. Э. Буровые растворы для осложненных условий. М.:Недра, 1988.-135 с.
  9. Асбест и другие природные минеральные волокна. Совместное изд. Международной организации труда и ВОЗ/ Пер. с англ. М:.Медицина, 1991.- 173 с.
  10. A.A. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Проблемы и решения. Уфа: УГНТУ, 2000. — 219 с.
  11. И.Ахметов A.A. Технологические разработки для ремонта скважин на Уренгойском месторождении. Уфа: УГНТУ, 1999. — 29 с.
  12. A.A., Барсуков К. А., Коршунов Н. П., Хозяинов В. Н. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин// Газовая промышленность. 1990. — № 9. — С.39.
  13. И.П., Васильев H.H., Амбросов В. А. Быстрые методы статистической обработки и планирования экспериментов. Л.:ЛГУ, 1975. — 79 с.
  14. A.C. № 234 285 СССР. Инвертный эмульсионный буровой раствор/ Кистер Э. Г., Файнштейн И. З., Шаскольская Т. П. Опубл. 1969. Бюл. № 14.
  15. A.C. № 1 745 747 СССР. Инвертная эмульсия для глушения и заканчивания скважин/ Бачериков A.B., Хейфец И. Б., Коносов В. Н. и др.
  16. A.C. № 202 027 СССР. Способ регулирования свойств промывочного раствора/ Лернер P.C., Злотник Д. Е. Опубл. 1967. Бюл. № 19.
  17. A.C. № 3 948 649 СССР. Буровой раствор на углеводородной основе/ Мухин Л. К. и др. Опубл. 1987. -Бюл. № 16.
  18. Г. А. и др. О применении поверхностно-активных веществ для увеличения скорости бурения// Нефтяное хозяйство. 1967. — № 3. — С.22−27.
  19. H.A., Файман В. П. Борьба с осложнениями при бурении глубоких скважин за рубежом. М.: ВИЭСМ, 1986. — 76 с.
  20. Ю.В., Зиятдинов И. Х., Валеева Т. Г., Хакимзянова М. М., Абдрашитов Ш. М. Разработка и опытно-промысловые испытания модифицированной жидкости СНПХ-3120М для глушения скважин// Нефтяное хозяйство. -1998. № 2.-0.39−43.
  21. Ю.М., Матвеев Д. Ф. Новые гидрофобно-эмульсионные растворы для глушения скважин//Газовая промышленность. 1995. — № 9. — С. 14−15.
  22. И.И. Изучение фильтрационных свойств буровых и тампонажных растворов с целью повышения качества вскрытия и разобщения продуктивных пластов. Автореферат диссертации. к.т.н.- Тюмень, 1996. — 24 с.
  23. В.О. Технология борьбы с осложнениями при бурении скважин. -М.: Недра, 1967.-162 с.
  24. И.И. КолбасовВ.М. Технология асбестоцементных изделий. -М.: Стройиздат, 1985. -400с.
  25. Т.К., Туловская З. Д., Погарская Т. И., Сегалова Е. Е. Влияние по-верхностноактивных добавок на процессы коагуляционного структурообра-зования в водных суспензиях асбеста// Коллоидный журнал. 1967. — № 5. -С.638−641.
  26. ЗО.Валеева H.A., Демчук Л. А., Лейберт Б. М., Мархасин И. Л, Набухание глины в малоактивированной воде// Нефтяное хозяйство. 1984. — № 6. — С. 18−22.
  27. ЗЬВинниченко В. М. Планирование производительности труда на буровых работах: Справочник. -М.: Недра, 1989. 189 с.
  28. B.C., Тур В.Д., Зиновьев Ю. С., Ерко H.H. Использование инверт-ного эмульсионного бурового раствора// Газовая промышленность. 1983. -С. 12−13.
  29. P.A., Шмельков В. Е., Каллаева Р. Н., Вагина Т. Ш. Технологические жидкости для глушения и восстановления работы скважин// Газовая промышленность. 1997. — № 9. — С.36.
  30. Геологический отчет НТЦ ООО «Уренгойгазпром». Н. Уренгой: Уренгой-газпром, 1998. — 69 с.
  31. В.Н., Кендис М. Ш., Вакуленко Т. Е., Орлов Г. А. Влияние вязкости углеводородной среды и объемного соотношения фаз на свойства обратных эмульсий// Нефтяное хозяйство. 1985. — № 7. — С.45−48.
  32. В.Н., Кендис М. Ш., Орлов Г. А. Влияние объемного соотношения фаз на свойства обратных эмульсий// Нефтяная и газовая промышленность. 1985.-№ 2.-0.35−38.
  33. В.Н., Орлов Г. А., Королев И. П. Глушение скважин обратными эмульсиями// Нефтяная и газовая промышленность. 1985. — № 4. — С.33−36.
  34. В.Н., Орлов Г. А., Мусабиров М. Х. Исследование фильтрации обратных эмульсий, стабилизированных ЭС-2// Нефтяная и газовая промышленность. 1987. — № 2. — С. 40−42.
  35. В. Д. Влияние электролитов и защитных коллоидов на изменение структурно-адсорбционных деформаций в системе глина-жидкость// Коллоидный журнал. 1965. — Т.27. — № 2. — С. 178−181.
  36. В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. М.: Недра, 1977. — 280 с.
  37. В.Д., Печерникова В. Ф. Влияние гидростатического давления на набухание глинистых пород// Изв. вузов: Серия «Нефть и газ». 1962. — № 2. -С.39−41.
  38. О.И. Исследование влияния поверхностно-активных веществ на свойства суспензий хризотил-асбеста// Коллоидный журнал. 1973. — № 4. -С.748−750.
  39. О.И. Электрокинетические свойства хризотил-асбеста различных месторождений СССР// Электроповерхностные явления в дисперсных системах. М.: Наука, 1972. — С. 24−28.
  40. Дж., Дарли Г. Состав и свойства буровых агентов. М.: Недра, 1985. -278 с.
  41. А.И. и др. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири М.:ВНИИЭгазпром, 1990.-42 с.
  42. .В., Чураев Н. В., Муллер В. М. Поверхностные силы. М.: Наука, 1985.-398 с.
  43. СВ., Кирсанов А. И., Маслов В. Н. Геолого-промысловые аспекты сеноманских залежей Западной Сибири. М.:ВНИИЭгазпром, 1986.- 37с.
  44. Л.Н., Скворцова Т. А., Лазарев СЛ., Грачева О. И. Исследование электроповерхностных явлений в водных суспензиях хризотил-асбеста приадсорбции поверхностно-активных веществ// Журнал прикладной химии. -1981.-№ 9.-С.1986−1990.
  45. К.Ф., Кистер Э. Г., Злотник Д. Е. Глинистые препараты для бурения// Докл. АН СССР. 1950. — Т.72. — № 6. — С. 1103−1106.
  46. К.Ф., Яров А. Н. Об оценке набухаемости глин// Изв. вузов «Нефть и газ».- 1959.-№ 10.-0.13−18.
  47. Л.М. Борьба с поглощением промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1982. — 293 с.
  48. .В., Аникеенко Т. И., Кубова А. Д. Система раствора на нефтяной основе с коагуляционной структурой эмульгированной фазы// Труды ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам. М.: ВНИИКСБР, 1979.-№ 16.-С.69−71.
  49. Н.М., Пустовойт П. С., Штырлин В. Ф. Влияние инвертного эмульсионного раствора и пластовой воды на проницаемость призабойной зоны и продуктивность скважины// РНТС «Бурение». 1973. — № 11. — С.20−22.
  50. Н.М., Штырлин В. Ф., Муслимов Р. Х., Плотников H.A., Пустовойт П. С. Результаты вскрытия пластов с применением инвертных эмульсий// Нефтяное хозяйство. 1976. -№ 4. — С.25−29.
  51. М.Ш., Глущенко В. Н., Орлов Г. А., Карпов В. М., Саунин В. И., За-рецкий Б.Я. Обратные эмульсии для глушения скважин// Нефтяное хозяйство. -1983. № 2. — С.56−59.
  52. А.Н. и др. Опыт первых лет разработки сеноманской залежи Ям-бургского месторождения. М.: ВНИИЭгазпром, 1990.- 42с.
  53. Г. А. Разработка блокирующих растворов для глушения скважин Уренгойского месторождения в условиях аномально низких пластовых давлений: Дисс.. к.т.н. Уфа: УГНТУ, 2001. — 176 с.
  54. Кисел ев A.B., Лыгин В. И. Исследование физической адсорбции воды на си-ликагеле с гидр атир о ванной поверхностью методом инфракрасной спектроскопии// Коллоидный журнал. 1959. — Т.21. — № 5. — С.581−589.
  55. Э.Г. О солеустойчивости патыгорскита// Коллоидный журнал. -1960. Т.22. — № 6. — С.680−688.
  56. Э.Г. Основные направления химической обработки буровых растворов// Химическая обработка буровых и цементных растворов. Труды ВНИИБТ. — Вып. XXVII. — М.:Недра, 1971. — С. 5−13.
  57. Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972. -392 с.
  58. Э.Г., Злотник Д. Е., Барановский Ю. В. Получение и применение солестойких буровых растворов// Химическая обработка буровых и цементных растворов. -Труды ВНИИБТ.-Вып. XXVIL-М^Недра, 1971.-С. 13−22.
  59. Э.Г., Злотник Д. В., Рогозин Г. В. Водоотдача буровых растворов при высокой температуре// Нефтяное хозяйство. 1967. — № 3. — С.28−30.
  60. Э.Г., Файнштейн И. З., Касьянов Н. М., Шумилова Е. П. Эмультал -эмульгатор для инвертных эмульсионных буровых растворов// Бурение. -1974.-№ 11.-С.15−18.
  61. Э.Г., Файнштейн И. З., Шумилова Е. П. Стабилизация инвертных эмульсий с высоким содержанием воды// Химическая обработка буровых и цементных растворов. Труды ВНИИБТ. — Вып. XXVII. — М.:Недра, 1971. — С. 163−170.
  62. H.A., Крезуб А. П. и др. Исследование процесса кольматации горных пород буровыми растворами// Изв. вузов: Сер. «Нефть и газ». 1988. -№ 11.-0.19−24.
  63. Е.А. Применение коротковолокнистого асбеста на буровых Якутии// Нефтяник. 1984. — № 1. — С.11−12.
  64. А.Ф., Кругляков П. М. Структурно-механический барьер и устойчивость эмульсий, стабилизированных твердыми эмульгаторами// ДАН СССР. 1976. — № 6. — С. 1357−1359.
  65. И.П., Глущенко В. Н. и др. Опыт и перспективы использования обратных эмульсий для глушения скважин// Нефтяное хозяйство. 1986. -№ 10.-С.59−62.
  66. Н.И. Разработка буровых растворов с низким содержанием твердой фазы и безглинистых для повышения качества и ускорения строительства скважин: Автореферат дис.. д.т.н. Уфа, 1987. — 48 с.
  67. И.Ш., Казьмин A.B., Карманова Г. Н. и др. Методика определения содержания фаз в обратных эмульсиях// НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени». 1974. — № 21. — С.23−24.
  68. Г. О., Яшин В. И., Исмагилов Т. А. и др. Технология комбинированного глушения и вторичного вскрытия нефтяных скважин с использованием ин-вертной дисперсии «Дисин»//Нефтяное хозяйство. 1994. -№ 2. — С.48−51.
  69. .А., Глущенко В. Н., Орлов Г. А. Использование обратных эмульсий в добыче нефти // Нефтепромысловое дело. Вьш.6. — 1986. — 48 с.
  70. Липкес .П., Касьянов Н. М., Овчинский К. Ш. Опыт промышленного применения утяжеленного термостойкого инвертно-эмульсионного раствора на Салымском месторождении//Бурение. 1982. — № 2. — С20−23.
  71. М.Р., Кузнецов Ю. С., Поляков В. Н. Управляемая кольмация ПЗП при бурении и заканчивании скважин// Нефтяное хозяйство. 1984. — № 6. -С.7−10.
  72. В.Л., Охрименко Е. П. Методика исследования эффективности реагентов-пеногасителей// Бурение. 1967. — № 9. — С. 16−19.
  73. М.И., Ильин Г. А. Применение ВИЭР при подземных ремонтах газовых скважин Сахалина//Газовая промышленность. 1977. — № 8. -С.15.
  74. К.Л., Наумов В. П., Бочкарев Г. П. и др. Первый опыт применения гидрофобных эмульсионных растворов// Технология бурения нефтяных скважин. Уфа: УфННИИ, 1970.-Вьш.26. -№ 3. — С. 177−182.
  75. Н.В., Ребиндер П. А. О структурно-механических свойствах дисперсных и высоко дисперсных систем// Коллоидный журнал. 1955. — Т.17. -№ 2.-С. 107.
  76. В.И. Гидродинамические исследования поглощаюпдих пластов и методы их изоляции. М.: Недра, 1974. — 271 с.
  77. A.B., Токунов В. И., Мельничук В. К., Хейфец И. Б., Сенкевич Э. С. Опыт применения гидрофобно-эмульсионных буровых растворов в условиях высоких забойных температур// РНТС «Бурение». 1982. — № 3. -С.13−15.
  78. Л.К., Дудыкина Н. В., Бражников А.Я и др. Опыт применения обратной эмульсии при бурении скважины № 3-Сергеевской в Майкопском УБР// РНТС «Бурение». 1977. — № 3. — 25−26.
  79. Мухин Л. К, Розенгафт А. Г. К вопросу оценки агрегативной устойчивости гидрофобных эмульсий// Нефтяное хозяйство. 1975. — № 5.- С.25−26.
  80. Л.К., Ропяная М. А., Табунченко В. Н. Об устойчивости инвертных эмульсионных буровых растворов, стабилизированных мылами поливалентных металлов// Нефтяное хозяйство. 1975. — № 5.- С.26−29.
  81. А.Г., Нигматуллин Н. Г., Комкова Л. П., Шамсутдинов Р. Д. К вопросу о кислотных обработках// Прогрессивные технологии в добыче нефти: Сб. научн. трудов. Уфа: УГНТУ, 2000. — С. 154−156.
  82. А.Г., Чезлов A.A., Шамсутдинов Р. Д. Инвертная эмульсия для капитального ремонта скважин// Научные труды Второго Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Т.1. Уфа: Реактив, 2000. — С. 164−165.
  83. Тезисы докладов Всероссийской научно-технической конференции. Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. — С. 75−76.
  84. А.Г., Шамсутдинов Р. Д., Плюснин Д. О. Гидрофобизация асбеста// Научные проблемы Волго-Уральского нефтегазового региона. Технические и естественные аспекты: Сб. научн. тр.: В 2-х т. Т.1. — Уфа: УГ-НТУ, 2000.-С. 164−165.
  85. В.П., Аксенова H.A., Овчинников П. В. и др. Жидкость для глушения скважин// Научные труды Второго Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Т. 1. Уфа: Реактив, 2000. — С. 64−66.
  86. Г. А., Кендис М. Ш., Глущенко В. Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. — 224 с.
  87. Г. А., Мусабиров М. Х., Давыдова А. И. и др. Исследование составов обратной эмульсии, обеспечивающей обработку призабойной зоны пласта в процессе глушения и текущего ремонта скважин// Нефтяное хозяйство. -1985.-№ 9.-0.5 1−54.
  88. Отчет по теме № 07−82 «Исследование продуктивных пород нефтяных месторождений Башкирии для подсчета запасов и проектирования разработки». Т. 1 .-Уфа:Башнипинефть, 1982.
  89. Пат. 2 098 447 РФ, Способ получения лигносульфонатного реагента для обработки бурового раствора/ Нигматуллина А. Г., Чезлов A.A., Шамсутдинов Р. Д., Мартьянова СВ., Пискарева Л.А.
  90. Пат. 2 162 873 РФ. Способ получения металлосодержащего лигносульфонатного бурового реагента/ Акчурин Х. И., Нигматуллина А. Г., Нигматуллин Н. Г., Шамсутдинов Р. Д., Мартьянова СВ.
  91. Пат. США 5 072 794, МКИ 5 В 21 В 21/00. Инвертно-эмульсионный буровой раствор со спиртом в качестве внутренней фазы. Alcohol-in-oil drilling fluid system. / Hale Arthur H., Blytas Geor С. -заявл. 19.03.91, опубл. 17.12.91.
  92. Пат. США, кл. 252−8.5 Р (Е 21 b 21/04), № 3 899 431. Микроэмульсионный буровой раствор. Oil-in-water microemulsion drillindg fluids./ Hayes John В., Haws Gerald W., Gogarty William B. заявлено 18.01.73, опубл. 12.08.75
  93. Пат. США, кл. 166−252 (Е 21 в 43/2), № 3 540 532 Мицеллярные растворы для высоких температур. Hydrophobicity of surfactant influensing. /Davis John A., Jr. Kunzman William J. заявл. 30.09.69, опубл. 17.11.70.
  94. Перспективы развития сырьевой базы// Газовая промышленность. 2000. -№ 1.-С. 1.
  95. В.Н., Мавлютов М. Р., Алексеев Л. А., Колодкин В. А. Технология и техника борьбы с поглош-ениями при строительстве скважин. Уфа: Ки-тап, 1998. — 80 с.
  96. Поп Г. С., Барсуков К. А., Ахметов A.A., Коршунов Н. Г., Хозяинов В. Н. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин// Газовая промышленность. 1999. — № 9. — С.39−40.
  97. ПО. Работа с асбестом и асбестсодержащими материалами. Санитарные правила и нормы. Сан Пи H 2.2.3.757−99. — M.: Минздрав России, 1999.
  98. РД-5 751 745−01−96. Гидрофобно-эмульсионные растворы для глушения скважин и проведения капитального ремонта на Уренгойском месторождении. Новый Уренгой, 1996.
  99. П. А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. Избранные труды. М.: Наука, 1987. — 368 с.
  100. В.И. Энергетическая стратегия России. Перспективы развития газовой промышленности// Газовая промышленность. 2001. -№ 1. — С. 1 -3.
  101. В.Ф. Промывочная жидкость для бурения нефтяных скважин. -М.: Гостехиздат, 1960. 390 с.
  102. В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. -М.: Недра, 1967. 599 с.
  103. Н.И., Орлов Г. А., Хабибуллин P.A. и др. Результаты применения технологии глушения скважин эмульсионными растворами на нефтяной основе// Сборник трудов ТатНИПИнефть. Вьш.39. — 1978. — С. 18−20.
  104. Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979. — 215с.
  105. В.А., Соломатина E.B. Лаборатория исследования термостойкости ПАВ // Труды Укр. НИИ природ, газов. 1971. — Вып. -6(11). — С. 111 114.
  106. Г. А., Индейкин Е. А., Засова В. А., Стажкова Е. П. Взаимодействие коллоидных поверхностно-активных веществ с волокнами хризотил-асбеста в водной среде// Журнал прикладной химии. 1975. — № 10. -С.2293−2295.
  107. .А. Применение многофункциональной эмульсии для воздействия на призабойную зону// Нефтяное хозяйство. 1995. — № 5. — С.65−67.
  108. В.П. Талловое масло. М.:Лесная промышленность, 1965.
  109. А.Б., Корецкий А. Ф. Стабилизация эмульсий твердыми эмульгаторами и коагуляционное структурообразование// Успехи коллоидной химии. -М: 1973. С. 255−262.
  110. В.И., Хейфец И. Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. М.: Недра, 1983.
  111. В.И., Хейфец И. Б. и др. Новый реагент МАС-200 для буровых растворов// Нефтяное хозяйство. 1979. — № 6. — С.63−66.
  112. В.И., Хейфец И. Б., Клименко И. М. Технико-экономические результаты применения гидрофобных эмульсий на Глинско-Розбышевскойплощади ДДв// Разведка и бурение на нефть и газ. Тр. Укргипрониинефть. -Вьш.24.- 1979.-С.111−115.
  113. В.В., Токунов В. И., Хейфец И. Б. и др. Получение и использование аминосодержащих ПАВ в гидрофобных эмульсиях// Разведка и бурение на нефть и газ. Тр. Укргипрониинефть. — Вып.24. — 1979. — С.78−82.
  114. З.Д., Бруцкус Т. К., Сегалова Е. Е. Исследование процессов структурообразования в разбавленных асбестовых и асбестоцементных сус-пензиях//Коллоидный журнал. 1968. -№ 1.-С. 151−158.
  115. А.Д., Григорьева Л. Ф., Макарова Т. А. Волокнистые силикаты. -М.: Наука, 1966.-71 с.
  116. Г. Н. О коллоидно-химической природе обвалов стенок буровых скважин и физико-химических основах методов борьбы с ними// Нефтяное хозяйство. 1951. — № 12. — С.26−31.
  117. И.Б., Токунов В. И., Воронова Э. М. и др. О стабилизации ГЭР твердыми наполнителями// Разведка и бурение на нефть и газ. Тр. Укргипрониинефть. — Вьш.24. — 1979. -С.95−101.
  118. Химическая обработка буровых и цементных растворов/ Под ред. Э. Г. Кистера. -Труды ВНИИБТ.-Вып. ХХУП.-М.гНедра, 1971. -214 с.
  119. И.Е. Влияние степени минерализации дисперсионной среды естественных водных суспензий на качество вскрытия продуктивных горизонтов// Нефтяное хозяйство. 1961. — № 11. — С.25−30.
  120. Ю.Н., Крейн С. Э., Тетерина Л. Н. Маслорастворимые поверхностно-активные вещества. М.: Химия, 1978. — 304 с.
  121. В.М. Разработка высококонцентрированных инвертных эмульсионных растворов // Тр. ВНИИ т. техн. М.: 1972. — Вып.30. — С.140−144.
  122. М.С., Шерещовец В. В., Иванов Т. Е. и др. Разработка инвертной эмульсии на синтетической основе// Научные труды Второго Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». Т. 1. Уфа: Реактив, 2000. — С. 79.
  123. В.Д., Мухин Л. К. Обратная эмульсия, стабилизированная железными мылами окисленного петролатума// Нефтяное хозяйство. -1978. -№ 9. -С.20 22.
  124. В.Г., Мыслюк М. А. Осложнения в бурении: Справочное пособие. -М.: Недра, 1991.-334 с.
  125. Athinson R.J. Chrysolite asbestos// J. Colloidal and Interface Sci. 1973. -Vol.43.-N3.-P.624−628.
  126. Baker R.S. Special oil emulsion mud is reducing drilling costs// World Oil. -1954.-Vol.139.-N4.
  127. Choi G., Smith R.W. Kinetic Study of dissolution of asbestos fibers in water// J. Colloidal and Interface Sci. 1972. — Vol.40. — N2. — P.253−262.
  128. Darley H.C.H. Designing fast drilling fluids// Petrol. Tech. 1965. — Vol.4. -P.465−470.
  129. Ezzat A.M., Blattel S.R. Solids-Free Brine-in Oil Emulsions for Completion// SPE Drill. -1989. № 4. — P. 300−306.159
  130. Manual of Drilling Fluids Technology. Lubricity. NL Baroid/ NL Industries. Ins., 1985.
  131. Mud Facts Engineering Handbook/ Milpark Drilling Fluids. A Baker Hughes company, 1990.-478 p.
  132. Naumann A.W., Dresser W.H. Colloidal suspension of chrysolite asbestos// J. Colloidal and Interface Sci. 1968. — Vol.27. — N1. — P. 133−140.
  133. Smith W.C. Asbestos in drill water helps cut drilling Costs// World oil. 1965. -Vol. 161.-N4.-P. 116−118.
  134. Trimble G.A., Nelson M.D. Use of inverted emulsion mud proves successful in zone susceptible to water damage// Petrol Tech. 1960. — Vol.12. — N2. — P.23−30.
  135. Water asbestos drilling saves for Texas Contractor// Oil and Gas I. — 1965. -Vol.63.-N19.-P.190.
  136. Young S. The alternative to the oil-based drilling mud. Technical and environmental benefits of psevdo-oil-based drilling mud// 7-th Northen Drilling Conference. Kristiansand, North Norway. — October 1994.160
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!