Гелеобразующие композиции на основе щелочного золя кремниевой кислоты для ремонтно-изоляционных работ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.11, кандидат наук Роднова Валентина Юрьевна

• Роднова Валентина Юрьевна
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Роднова Валентина Юрьевна

Введение...........................................................................................................................5

Глава 1 Обзор литературы............................................................................................10

1.1 Свойства золей кремниевой кислоты....................................................................10

1.1.1 Гелеобразование в золях кремниевой кислоты.................................................10

1.1.1.1 Влияние рН на агрегативную устойчивость золя кремниевой кислоты.....12

1.1.1.2 Влияние концентрации БЮ2 и размера частиц на агрегативную устойчивость золя кремниевой кислоты.....................................................................14

1.1.1.3 Влияние температуры на скорость гелеобразования в золях кремниевой кислоты...........................................................................................................................15

1.1.1.4 Влияние электролитов на агрегативную устойчивость золей кремниевой кислоты...........................................................................................................................16

1.1.2 Влияние добавок водорастворимых полимеров на структуру гелей кремниевой кислоты.....................................................................................................19

1.2 Применение тампонажных материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтегазовых скважинах..............................................................................................21

1.3 Составы для ремонта скважин на основе цемента..............................................24

1.4 «Химическое» тампонирование в ремонтно-изоляционных работах................26

1.4.1 Составы для ремонта скважин на основе синтетических смол.......................26

1.4.2 Гелеобразующие составы на основе полисахаридов и синтетических водорастворимых полимеров.......................................................................................28

1.4.3 Гелеобразующие составы на основе силикатов для ремонта скважин..........29

1.4.4 Гелеобразующие композиции на основе золей кремниевой кислоты для ремонта скважин............................................................................................................32

1.5 Выводы по Главе 1..................................................................................................35

Глава 2 Объекты и методы исследования...................................................................37

2.1 Характеристика исходных материалов.................................................................37

2.2 Методы исследования.............................................................................................41

2.2.1 Методика приготовления состава.......................................................................41

2.2.2 Методика измерения плотности.........................................................................42

2.2.3 Методика определения кинематической вязкости...........................................42

2.2.4 Методика определения рН гелеобразующих композиций..............................42

2.2.5 Определение времени гелеобразования.............................................................43

2.2.6 Измерение прочности гелей на сдвиг................................................................43

2.2.7 Измерение прочности гелей методом тангенциального смещения пластинки ......................................................................................................................................... 44

2.2.8 Определение времени разрушения гелей в растворах №ОИ и КОН.............46

2.2.9 Методика определения температуры кристаллизации и морозоустойчивости гелеобразующей композиции....................................................................................... 46

2.2.10 Определение совместимости гелеобразующей композиции с цементным

камнем............................................................................................................................47

2.2.12 Измерение скорости коррозии гелеобразующей композиции......................47

2.3 Выводы по Главе 2..................................................................................................47

Глава 3 Экспериментальные результаты и их обсуждение......................................49

3.1 Влияние концентрации активаторов на время гелеобразования в золе кремниевой кислоты ..................................................................................................... 49

3.1.1 Влияние концентрации натриевых солей органических и неорганических кислот на время гелеобразования ................................................................................ 49

3.1.2 Влияние эфиров уксусной кислоты на время гелеобразования......................57

3.1.3 Влияние органических кислот на время гелеобразования в золе кремниевой кислоты ........................................................................................................................... 59

3.1.4 Изменение рН золя кремниевой кислоты в процессе гелеобразования.........61

3.1.5 Влияние концентрации БЮ2 на время гелеобразования в золе кремниевой кислоты ........................................................................................................................... 65

3.2 Влияние температуры на время гелеобразования в золе кремниевой кислоты 65

3.3 Анализ закономерностей гелеобразования в щелочном золе кремниевой кислоты ........................................................................................................................... 69

3.3.1 Влияние солей на процесс гелеобразования в щелочном золе кремниевой кислоты ........................................................................................................................... 70

3.3.2 Применение органических кислот и сложных эфиров в качестве активаторов

гелеобразования............................................................................................................. 76

3.3.3 Влияние концентрации кремнезема на время гелеобразования.....................77

3.3.4 Влияние температуры на гелеобразование в щелочном золе кремниевой

кислоты ........................................................................................................................... 78

3.4. Прочностные характеристики гелей кремниевой кислоты................................81

3.4.1 Влияние концентрации кремнезема на прочность геля...................................83

3.4.2 Влияние водорастворимых полимеров на прочность геля кремниевой кислоты ........................................................................................................................... 84

3.5 Влияние поверхности цементного камня на время гелеобразования золя кремниевой кислоты ..................................................................................................... 92

3.6 Деструкция гелей в растворах №ОИ и КОН.......................................................95

3.7 Выводы по Главе 3..................................................................................................97

4 Промысловая эффективность гелеобразующей композиции по устранению заколонных перетоков и межколонного давления....................................................99

4.1 Влияние спиртов на морозоустойчивость золя кремниевой кислоты...............99

4.2 Условия применения разработанной гелеобразующей композиции...............104

4.3 Обоснование состава буферной жидкости.........................................................106

4.4 Технология применения гелеобразующей композиции....................................107

4.5 Результаты промыслового применения..............................................................110

4.6 Выводы по Главе 4................................................................................................112

Выводы.........................................................................................................................113

Заключение..................................................................................................................114

Список сокращений....................................................................................................115

Список использованных источников........................................................................116

Приложение 1..............................................................................................................134

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Гелеобразующие композиции на основе щелочного золя кремниевой кислоты для ремонтно-изоляционных работ»

Введение

Актуальность темы исследования. Щелочные золи кремниевой кислоты -представители нанодисперсных оксидных систем, находят применение в технологиях получения материалов различного назначения золь-гель методом. Характерная особенность золей кремнезема как лиофилизированных коллоидных систем - способность к гелеобразованию. Полимерная природа и высокая реакционная способность золей кремнезема обусловлена наличием высокоразвитой поверхности и функциональных (силанольных) групп.

Одним из перспективных направлений использования золей кремниевой кислоты является применение в нефтяной промышленности в качестве изоляционного материала для ремонта скважин. Агрегативная устойчивость золя кремнезема и гелеобразование достаточно подробно рассмотрены в литературе, прежде всего, в работах Н.А. Шабановой, П.Д. Саркисова, В.В. Попова, В.В. Стрелко, Р. Айлера. Тем не менее, факторы, влияющие на процесс образования геля в условиях нефтегазоносных пластов, изучены в недостаточной степени.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) широко проводятся в России и за рубежом, что позволяет поддерживать высокий темп извлечения углеводородов. Неудовлетворительное техническое состояние скважины (наличие заколонных перетоков и межколонных давлений) приводит к потере запасов нефти и газа и нарушению экологического равновесия территории добычи. Особой сложностью отличаются изоляционные работы, связанные с устранением водопритоков в участках с низкой пропускной способностью. Ограничение водопритоков путем блокирования химическими реагентами каналов и трещин в заколонном

пространстве является одним из основных факторов, способствующих безопасной эксплуатации скважины и сохранению уровня добычи.

К настоящему времени разработаны технологии ремонта на основе золей кремниевой кислоты, которые основаны на внутрипластовом гелеобразовании. Однако данные методы отличаются тем, что в качестве активаторов применяются коррозионно-агрессивные кислоты, составы характеризуются низкой морозостойкостью, а образующиеся гели имеют недостаточно высокие структурно-механические свойства. Существует необходимость создания аналогичных композиций на основе концентрированных золей кремниевой кислоты, характеризующихся регулируемым временем структурообразования в присутствии нетоксичных активаторов, высокими структурно-механическими свойствами образующихся гелей, значительной проникающей способностью, морозоустойчивостью. Получение составов на основе концентрированных золей кремниевой кислоты позволит формировать непроницаемый экран в интервалах с низкой пропускной способностью, что сохранит уровень добычи нефти и газа.

Цель диссертационной работы. Разработка и исследование состава на основе щелочного золя кремниевой кислоты для применения в качестве изоляционного материала при борьбе с заколонными перетоками и межколонными давлениями в нефтяных и газовых скважинах.

Основные задачи исследований:

1. Изучение закономерностей гелеобразования в щелочном золе кремниевой кислоты под действием активаторов (натриевых солей органических и неорганических кислот, органических кислот, эфиров уксусной кислоты) при различных температурах.

2. Исследование технологических свойств гелеобразующей композиции для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах (прочностных свойств, морозоустойчивости, стабильности в присутствии цементного камня).

3. Разработка гелеобразующей композиции для устранения заколонных перетоков и межколонных давлений в нефтяных и газовых скважинах.

Методология и методы исследования. Поставленные в работе задачи решались путем анализа научно-технической литературы и патентного поиска, лабораторных исследований с использованием современного научно-исследовательского оборудования и стандартных методов анализа, а также специальных исследовательских методик.

Научная новизна работы:

1. Установлено, что добавление наноцеллюлозы и/или анионного полиакриламида в концентрациях 0,03-0,1% в золь кремниевой кислоты приводит к росту прочности геля в процессе старения (по сравнению с гелем без полимера).

2. Установлено, что зависимость логарифма времени гелеобразования в щелочном золе кремниевой кислоты от концентрации активатора гелеобразования при 25-90°С является линейной для всех исследуемых активаторов (натриевых солей органических и неорганических кислот, органических кислот, эфиров уксусной кислоты). Показано, что скорость гелеобразования уменьшается по мере увеличения размера аниона натриевой соли.

3. Обнаружено, что при гелеобразовании в щелочном золе кремниевой кислоты наблюдается «компенсационный» эффект (симбатное изменение эффективной энергии активации и предэкспоненциального множителя гелеобразования).

Теоретическая ценность. В работе описана кинетика гелеобразования в щелочных золях кремнезема, установлено влияние размера анионов натриевых солей на скорость гелеобразования, обнаружен «компенсационный» эффект, что дополняет теоретические положения по вопросам агрегативной устойчивости и гелеобразования в щелочных золях кремниевой кислоты.

Практическая значимость работы:

1. Разработана гелеобразующая композиция для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Определены оптимальные условия применения, такие, как концентрация кремнезема, тип и концентрации активатора, концентрация упрочняющей добавки, концентрация глицерина, регулирующего низкотемпературные свойства.

2. Разработаны технические условия, ноу-хау на производство гелеобразующей композиции, а также технологический регламент промыслового применения.

3. Опытно-промысловые испытания показали высокую эффективность композиции при устранении межколонного давления, заколонных перетоков и негерметичности муфтовых соединений колонн.

Степень достоверности результатов проведенных исследований.

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

Апробация результатов исследования. Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на 11 Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика) (г. Москва, 20-23 октября 2015 г.); XI Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 8-10 февраля 2016 г.); XX Международной научно-практической конференции «Реагенты и материалы для строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин: производство, свойства и опыт применения. Экологические аспекты нефтегазового комплекса» (г. Суздаль, 7-10 июня, 2016 г.); XX Менделеевском съезде по общей и прикладной химии (г. Екатеринбург, 26-30 сентября 2016 г.); V Международной научно-практической конференции «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям» - «NANOTECHOILGAS-2016» (г. Москва, 22-23 ноября 2016 г.); XXI Международной научно-практической конференции «Реагенты и материалы для строительства, эксплуатации и ремонта нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин: производство, свойства и опыт применения. Экологические аспекты нефтегазового комплекса» (г. Суздаль, 6-9 июня 2017 г.); семинаре «Применение нанотехнологий в нефтегазовой отрасли.

Внедрение пластовых нанороботов и бионанороботов, использование наноматериалов для увеличения нефтеотдачи пластов, «умные наножидкости» (г. Самара, 26 октября 2017 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 научных работ, в том числе, 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ, 1 статья, индексируемая в базе данных Web of Science.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников (165 ссылок). Материал диссертации изложен на 142 страницах машинописного текста, включает 29 таблиц, 28 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю д.т.н. проф. Хлебникову В.Н., заведующему кафедрой д.х.н. Винокурову В.А., всему профессорско-преподавательскому составу кафедры физической и коллоидной химии за помощь, оказанную при работе над диссертацией. Отдельную благодарность автор выражает к.г-м.н. Ноздре В.И. и к.т.н. Ефимову Н.Н. за рекомендации при обосновании актуальности проблемы и ценные советы в ходе выполнения диссертационной работы.

Глава 1 Обзор литературы

1.1 Свойства золей кремниевой кислоты 1.1.1 Гелеобразование в золях кремниевой кислоты

Золь кремниевой кислоты (кремнезоль, коллоидный кремнезём, гидрозоль кремнезема) - это микрогетерогенная система, состоящая из мицелл аморфного кремнезема, диспергированных в воде. Схематическое строение мицеллы кремнезоля представлено на рисунке 1.1 [1].

Рисунок 1.1 - Схема мицеллы коллоидного кремнезема

Мицеллы кремнезоля имеют высокоразвитую поверхность, содержащую большое количество силанольных групп, что обеспечивает его достаточно высокую реакционную способность. Золи кремнезема бывают кислыми (рН < 5) и щелочными (рН > 9), и промышленно выпускаемые реагенты имеют концентрацию по оксиду кремния до 40%.

Получение золей кремнезема в промышленности осуществляется несколькими способами: путем гидролиза эфиров кремниевой кислоты, методом получения кремниевой кислоты из силиката натрия (взаимодействием силиката натрия с ионообменными смолами или кислотами) и последующего роста частиц по механизму гетерофазной поликонденсации и т.д [2, 3]. Частицы кремнезема в золях, как правило, непористы и имеют размер от 1-3 до 150 нм [4]. Процессы поликонденсации и гелеобразования, агрегативная устойчивость золя кремнезема, сфера применения золей кремниевой кислоты и продуктов на его основе достаточно подробно представлены в монографиях [2-4]. Экспериментальные данные о процессах поликонденсации и гелеобразования в растворах кремниевых кислот и коллоидном кремнеземе достаточно полно приведены в обзоре [5]. В основе процесса роста частиц при получении золей лежит реакция гетерофазной поликонденсации кремниевой кислоты. Кремниевая кислота (КК) полимеризуется до дискретных частиц, которые затем при агрегации образуют цепочки и сетчатые структуры [6]. Полимеризация кремниевой кислоты протекает по механизму Sn2 [7], она является реакцией бимолекулярного нуклеофильного замещения, при этом характер нуклеофильного агента определяется величиной рН системы. В области рН > 2-3 катализатором реакции является ОН-, а в области рН < 2-3 катализатором поликонденсации служит Н+. То есть, в зависимости от рН золя осуществляются два механизма реакции. При получении золей на стадии роста частиц в процессе реакции гетерофазной поликонденсации принимают участие полимерные, олигомерные, низкомолекулярные формы кремниевой кислоты. Процесс образования геля может быть представлен следующей схемой (1.1):

полимеризация агрегация

Si(OH)4-► коллоидные частицы-► сетка частиц (1.1)

(золь) (гель)

Мономерные и полимерные формы кремниевой кислоты имеют различную реакционную способность [8]. Системы кремнезолей и полисиликатов уже

содержат коллоидные частицы, в отличие от жидких стекол. В дальнейшем конденсация частиц приводит к образованию сетки геля.

При снижении агрегативной устойчивости коллоидного кремнезема наблюдаются гелеобразование или коагуляция. При гелеобразовании сначала повышается вязкость системы, затем происходит потеря текучести. Методом малоуглового рентгеновского светорассеяния было установлено, что в процессе гелеобразования, начиная с момента заметного увеличения вязкости системы, увеличение рассеивающих центров происходит, по-видимому, не столько вследствие соединения первичных частиц малых размеров, сколько соединения более крупных вторичных образований из этих частиц [9]. При коагуляции также происходит связывание коллоидных частиц, но осадок образуется без увеличения вязкости системы.

1.1.1.1 Влияние рН на агрегативную устойчивость золя кремниевой кислоты

Согласно данным, приведенным в [5], скорость гелеобразования и стабильность золей кремнезема зависят от рН среды. Золи кремнезема наиболее устойчивы в кислой среде при рН = 2 и в щелочной - при рН > 8 (рисунок 1.2). В области рН 5-8 наблюдается максимальная скорость гелеобразования. Было установлено, что процесс гелеобразования в золе кремнезема, не содержащем электролитов и добавок, имеет минимальную скорость в области рН 2,0-3,0, что соответствует изоэлектрическому состоянию.

Рисунок 1.2 - Зависимость стабильности золя кремниевой кислоты (времени

гелеобразования) от рН среды

1 - метастабильная область, 2 - область быстрого структурообразования, 3 - зона роста частиц,

4 - стабильные золи

При снижении рН преобладают следующие формы кремниевой кислоты (1.2) [11]:

н+ Н+ Н+

Н2БЮ42--► НзБЮ4--► Н48Ю4-►Н58Ю4+ (1.2)

При слабощелочном и нейтральном значении рН кремниевая кислота существует в форме Н3БЮ4- и Н^Ю^ процесс конденсации и образования силоксановой связи можно выразить следующей схемой (1.3):

НЗБЮ4- + Н48Ю4 (ОН)З8ьО-81(ОН)З + ОН- (1.3)

При низких значениях рН формы Н48Ю4 и Н58Ю4+ реагируют с образованием кислого силикагеля. Кислотные гели характеризуются более высокой прочностью по сравнению со щелочными гелями [13].

1.1.1.2 Влияние концентрации 8Ю2 и размера частиц на агрегативную устойчивость золя кремниевой кислоты

Скорость гелеобразования пропорциональна суммарной площади поверхности кремнезема. Показатель площади поверхности связан с диаметром частиц. Золи, имеющие схожее соотношение концентрации и диаметра частиц кремнезема, будут иметь близкие значения скорости формирования геля [4]. Согласно данным Айлера, влияние концентрации кремнезема неодинаково при различных значениях рН [2].

В исследовании [16] было изучено влияние концентрации алюмосиликата (АС) и кремнезема на скорость гелеобразования. Активатором гелеобразования являлась соляная кислота. Для кислого золя алюмосиликата была обнаружена линейная зависимость скорости гелеобразования от концентрации субстрата (1.4):

1/i = M-([AC]o - [ACU) (1.4)

где М1 и [AC]min - постоянные величины.

Указанная зависимость в случаях с золями кремниевой кислоты и натриевым жидким стеклом имеет вид прямой в координатах уравнения (1.5):

1/i = М2 [SiO^2 (1.5)

где М2 - постоянная величина.

Было показано, что значения параметра [AC]min не зависят от ионной силы пластовой воды, наблюдается снижение параметра при уменьшении концентрации HCl.

Согласно [16] причиной различной зависимости скорости гелеобразования от концентрации субстрата (гелебразователя) предполагается изменение лимитирующей стадии реакции в зависимости от активности протонирования КК. Так, в случае малоактивных форм КК из состава кислотных золей АС и кремнезема лимитирующей стадией процесса будет реакция протонирования КК (1.6):

->Si - OH + H+ ^ ->Si - O - Н2+ (1.6)

А в случае более активных форм КК из состава кислотных золей жидкого стекла и кремнезема лимитирующей стадией будет реакция поликонденсации (1.7):

->Б1 - OH + Н2+О - Б1<- ^ ->Б1 - О - Б1<- + Нз+О (1.7)

1.1.1.3 Влияние температуры на скорость гелеобразования в золях

кремниевой кислоты

Повышение температуры в золях кремнезема снижает агрегативную устойчивость во всех областях рН, то есть приводит к ускорению процесса перехода золя в гель. При оценке кинетики гелеобразования в золях кремнезема исследователями было принято, что скорость гелеобразования обратно пропорциональна времени гелеобразования (V ~ 1/ тгелеобр).

Зависимость времени гелеобразования в золях кремнезема от температуры обычно описывается уравнением, подобным уравнению Аррениуса (1.8) [13-15]:

т = т„ - екг (1.8)

где: т-время гелеобразования, ч;

то - предэкспоненциальный множитель;

Еа - эффективная энергия активации;

Я - универсальная газовая постоянная, Дж/(моль К);

Т - температура, К.

Однако исследователи [5] отмечают, что для гелей, полученных из щелочных золей, зависимость логарифма времени гелеобразования от обратной температуры не всегда является линейной, иногда зависимость имеет экстремальный характер. В щелочных системах повышение температуры может мало влиять на скорость гелеобразования, возможно даже замедление процесса. При повышении рН этот эффект более заметен [5].

В работе [16] было показано, что в кислых золях кремнезема и алюмосиликата эффективная энергия активации гелеобразования не зависит от

концентрации реагентов. Средние значения Еа близки к энергии активации поликонденсации КК и гелеобразования в золях кремнезема при рН < 1-2 (32-40 кДж/моль). Было обнаружено, что по мере роста концентрации HCl (активатора гелеобразования) происходит снижение Еа и одновременно рост lni0, то есть имеет место компенсационный эффект (снижение эффективной энергии активации процесса гелеобразования сопровождается ростом предэкспоненциального множителя).

В литературе [13, 17] показано, что регулирование времени гелеобразования в золях кремнезема возможно вплоть до 120 °С (в разбавленных золях до 150 °С). Композиции либо не содержали активатора, либо в качестве активатора применялся тетрафторборат натрия.

1.1.1.4 Влияние электролитов на агрегативную устойчивость золей

кремниевой кислоты

Влияние электролитов на процесс гелеобразования зависит от рН золя. В кислой области электролиты относительно слабо влияют на процесс гелеобразования [4, 16]. В щелочной и нейтральных областях рН электролиты ускоряют процессы гелеобразования и коагуляции. В целом, электролиты снижают стабильность кремнезолей при любых значениях рН. Коагулирующее действие возрастает с увеличением валентности катиона. При одинаковой валентности коагулирующее действие увеличивается с возрастанием радиуса катиона [2, 4, 8, 13].

При добавлении электролитов происходит сжатие двойного электрического слоя. Обычно коагуляцию объясняют снижением заряда частиц кремнезема и уменьшением сил взаимного отталкивания [4, 18]. Авторами [19] приведены результаты экспериментов по изучению кинетики коагуляции золя кремниевой кислоты в присутствии NaCl и ВаС12, а также сопоставление результатов с расчетными значениями по обобщенной теории ДЛФО и теории безбарьерной коагуляции Хогга-Янга. Экспериментальные данные позволили предположить,

что коагуляция золя кремниевой кислоты протекает с небольшой скоростью по безбарьерному механизму в дальнем потенциальном минимуме, который объясняется преобладанием сил дисперсионного притяжения над силами структурного отталкивания на больших расстояниях между частицами кремнезема.

В работе [20] показано, что снижение заряда на поверхности частиц кремнезема происходит посредством адсорбции катионов металлов, как одновалентных, так и двухвалентных.

Анионы и катионы, применяемые в качестве активаторов, оказывают различное воздействие на кинетику гелеобразования, обусловленное плотностью заряда и размером ионов [21]. Исследователями [22, 23] были проведены эксперименты по определению концентрационного диапазона процесса гелеобразования для разбавленных дисперсий полисиликатов и золя кремнезема и моделями пластовых вод с различной ионной силой. Изменение ионной силы пластовых вод в сторону содержания в ней катионов щелочных металлов при снижении концентрации двухзарядных катионов до оптимальной определенной величины приводит к формированию гомогенных и высокопрочных гелевых структур.

Бивалентные ионы Са2+, М;2+ обеспечивают более эффективное экранирование поверхностного заряда. Также образуется слаборастворимый осадок по следующей схеме (1.9) [13]:

2(^Ю- №+) + М;С12-► =ЗЮ-М;2+ + 2КаС1 (1.9)

Ионы Са и М; в разбавленном золе кремнезема (4-6% БЮ2) способствуют более быстрому набору максимальной прочности гелей по сравнению с гелями, содержащими одновалентные ионы в качестве инициаторов [24, 25]. Авторы [26] показали, что прочность концентрированных гелей КК на ранних этапах гелеобразования зависит от адсорбции одновалентных ионов на кремнеземных частицах. В работе оценивалась прочность структуры при добавлении ЫЩС! и №С1 в качестве активаторов. В случае добавления менее

гидратированного иона N^4+ с более высоким значением адсорбции прочность геля была выше по сравнению с гелем, сформированным в присутствии №+.

Айлер предложил гипотезу, в которой утверждается, что во всех случаях связывание частиц происходит за счет образования мостиковой связи посредством катионов электролита [4] (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 - Схема формирования связи между частицами кремнезема путем координации катионов щелочного металла

а - адсорбция гидроксил-ионов на поверхности частицы кремнезема; б - адсорбция гидратированных ионов натрия на отрицательно заряженных участках поверхности, формирование нейтральных комплексов; в - образование связи между частицами путем координации ионами натрия кислородных атомов силанольных групп и кислородных атомов

молекул воды, связанных с поверхностью

В работе [16, 27] была обнаружена зависимость времени гелеобразования от концентрации кислоты (активатора) для кислотных золей алюмосиликата, жидкого стекла и кремнезема (при постоянных концентрациях гелеобразователей и массовом отношении кремнезем/кислота) (1.10):

/и(т) = А - в [ИС1]о, (1.10)

где [ИС1]о - начальная концентрация соляной кислоты, мас. %; А и В - постоянные величины.

Уравнение 1.10 также хорошо отображает зависимость времени гелеобразования в кислом золе кремнезема от [НС1]о и в присутствии

минерализованных вод-добавок. Установлено, что коэффициент А уменьшается с ростом температуры, а также по мере роста уровня ионной силы, а значение параметра В мало зависит от температуры, минерализации воды и типа активатора гелеобразователя. Обнаружены линейные зависимости коэффициента уравнения А и В от плотности и ионной силы пластовых вод, для процесса гелеобразования в кислой среде отмечен первичный солевой эффект.

1.1.2 Влияние добавок водорастворимых полимеров на структуру гелей

кремниевой кислоты

Ввиду высокой реакционной способности коллоидный кремнезем используют для получения гибридных материалов различного назначения золь-гель способом [28].

В нефтепромысловой практике в качестве модифицирующих полимерных добавок к коллоидному кремнезему применяются полимеры акрилового ряда -гидролизованный ПАА, гидролизованный полиакрилонитрил,

карбоксиметилцеллюлоза и ее натриевая соль, биополимеры [29, 30].

В присутствии полимеров наблюдаются следующие явления: стабилизация (стерическая и электростерическая) и флокуляция [31]. Механизм стабилизации полимерами рассмотрен в работах [32-35]. Стерическая стабилизация достигается присоединением макромолекулы (путем адсорбции) к поверхности частиц. Особенно сильное взаимодействие наблюдается в случае химической реакции функциональных групп полимера и золя кремнезема. Электростерическая стабилизация связана с наличием заряда на поверхности частиц или с зарядами на полимере, присоединенном к поверхности. Макромолекулы полимера ввиду достаточно крупных размеров по сравнению с частицами кремнезема в золях не могут образовывать тонкий адсорбционный слой. В дисперсионной среде присутствуют «петли» и «хвосты» макромолекул, находящиеся на расстоянии от поверхности частиц [36]. При полном насыщении адсорбционного слоя наблюдается стабилизация (отталкивание частиц), при неполном - флокуляция.

Обычно по мере повышения содержания полимера устойчивость системы сначала снижается (флокуляция), а затем возрастает (стабилизация). Условия протекания обоих процессов зависят от химической природы, рН, молекулярной массы полимера, концентрации дисперсной фазы, наличия электролитов. При изучении влияния гидролизованных и негидролизованных полимеров на оптические свойства золей исследователями было сделано предположение, что процесс флокуляции состоит из последовательных стадий: образование первичных флокул и последующая агрегация с образованием вторичных флокул. [37]. При добавлении в золи негидролизованных полимеров флокуляция, в основном, ограничивается образованием первичных флокул, а при возрастании степени гидролиза полимера увеличивается вероятность протекания второй стадии флокуляции.

Катионные полимеры прочно адсорбируются на поверхности частиц кремнезема во всех областях значений рН. Взаимодействие таких полимеров с кремнеземом описано в работах [38-40]. Исследователями установлены концентрационные области максимальной флокуляции в зависимости от различных параметров. Установлено, что количество осадка комплекса кремнезема и катионного полиэлектролита увеличивается с увеличением молекулярной массы полимеров, так как возрастает число контактов во флокуляционных структурах и количество связанных макромолекулой частиц кремнезема. Также флокуляция усиливается при наличии гидрофобных участков в молекуле полиэлектролита, низкой плотности заряда полиэлектролита, при добавлении солей.

При добавлении анионных полимеров может наблюдаться стабилизация. В концентрированных золях кремнезема стабилизация анионными полиакриламидами может осуществляться даже в присутствии электролитов. Авторы [37, 41-42] предполагают, что увеличение агрегативной устойчивости связано с гетерокоагуляцией высокодисперсных частиц кремнезема на поверхности макромолекулярных клубков и с образованием гибридных наночастиц на ранних стадиях гелеобразования.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Роднова Валентина Юрьевна, 2018 год

Список использованных источников

1. Фролов, Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы / Ю.Г. Фролов. М.: Химия, 1989. - 464 с.

2. Айлер, Р. Химия кремнезема. Часть 1 / Р. Айлер. - М.: Мир. - 1982. - 416 с.

3. Неймарк, И.Е. Силикагель, его получение, свойства и применение / И.Е. Неймарк, Р.Ю. Шейнфайн. - Киев: Наукова Думка, 1973. - 200 с.

4. Айлер, Р. Химия кремнезема. Часть 1 / Р. Айлер. - М.: Мир, 1982. -712 с.

5. Шабанова, Н. А. Основы золь-гель технологии нанодисперсного кремнезема / Н.А. Шабанова, П.Д. Саркисов. - М.: ИКЦ Академкнига, 2004. - 208 с.

6. Carman, P. C. Constitution of colloidal silica / Р.С. Carman // Transactions Faraday Society. - 1940. - Т.36. - Р.964-973.

7. Стрелко, В.В. Механизм полимеризации кремниевых кислот / В.В. Стрелко // Коллоидный журнал. - 1970. - Т.32. - №3. - С.430-436.

8. Bergna, H.E. / Colloidal Silica. Fundamentals and Applications. Н.Е. Bergna, W.O. Roberts. - Taylor and Francis, 2006. - 884 p.

9. Получение и применение гидрозолей кремнезема. Труды Московского химико-технологического института им. Д.И.Менделеева / под ред. Ю.Г. Фролова. - М.: изд-во МХТИ им. Д.И. Менделеева.- 1979. - Т. 107. - 146 с.

10. Tsai, М. The study of formation colloidal silica via sodium silicate / М. Tsai. // Materials Science and Engineering:B. - Т.106. - 2004. - р. 52-55.

11. An-Peng, T. A theory for polymerization of silica acid / Т. An-Peng // Scientia Sinica. - 1963. - Т. 9. - Р. 1311-1320.

12. Krumrine, P.H. Profile Modification and Water Control with Silica Gels / Р.Н. Krumrine, S.D. Boyce // SPE 13578, 1985.

13. Jurinak, J.J. Laboratory Testing of Colloidal Silica Gel for Oilfield Applications / J.J. Jurinak, L.E. Summers, K.E. Bennet // SPE 18505, 1991.

14. Лозин, Е.В. Применение коллоидных реагентов в нефтедобыче / Е.В. Лозин, В.Н. Хлебников. - Уфа: изд. Башнипинефть, 2003. - 236 с.

15. Bansal, N. P. Influence of Several Metal Ions on the Gelation Activation Energy of Silicon Tetraethoxide / N.P. Bansal // Journal of the American Ceramic Society. -1990. - V. 73. - Is. 9. - P. 2585-2778.

16. Хлебников, В.Н. Коллоидно-химические процессы в технологиях повышения нефтеотдачи: дис. ... д-ра тех. наук: 02.00.11 / Хлебников Вадим Николаевич. - Казань, 2005. - 277 с.

17. Hunt, J. D. Kinetics of the gelation of colloidal silica at geothermal conditions, and implications for reservoir modification and management / J. D. Hunt, S.M. Ezzedine, W. Bourcier, S. Roberts // 38 Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University. - 2013.

18. Rodrigues, F.A. The alkali-silica reaction, The surface charge density of silica and its effect on expansive pressure / F.A. Rodrigues, J. Paulo, M. Monteiro, G. Sposito // Cement and Concrete Research. - 1999. - №29. - P. 527-530.

19. Новикова, Н.А. Агрегативная устойчивость монодисперсного золя кремнезема в растворах NaCl и BаCl2 / Н.А. Новикова, Е.В. Голикова, Л.М. Молодкина, Р.С. Бареева, М.А. Янклович, Ю.М. Чернобережский. // Коллоидный журнал. - 2015. - Т.77. - № 3. - С. 332-341.

20. Жуков, А.Н. Влияние состава водно-этанольных растворов бромида натрия на плотность заряда кремнезема / А.Н. Жуков, И.Б. Дмитриева, А.А. Харламов // Коллоидный журнал. - 2000. - №3. - С. 352-356.

21. Huang, J. Systematic Approach to Develop a Colloidal Silica Based Gel System for Water Shut-Off / J. Huang, A. Al-Mohsin, M. Bataweel, P. Karadkar, W. Li, A. Shaikh // SPE 183942, 2017.

22. Осипов, П.В. Коллоидно-химические основы технологии интенсификации нефтеизвлечения из пластов посредством полисиликатов натрия: дис. ... канд. тех. наук: 02.00.11 / Осипов Петр Вячеславович. - Казань, 2009. - 142 с.

23. Харитонов, А.О. Коллоидно-химические основы создания водоограничительного материала на основе высокомодульных растворимых стекол для повышения нефтеотдачи пласта: дис. ... канд. тех. наук: 02.00.11 / Харитонов Александр Олегович. - Казань, 2002. - 139 с.

24. Hamouda, A.A. Factors Affecting Alkaline Sodium Silicate Gelation for In-Depth Reservoir Profile Modification / А.А. Hamouda, Н.А. Amiri // Energies. - 2014. - V. 7.

- Р. 568-590.

25. Dave, K.K. Development of Colloidal Silica Grout Using Different Reactants / K.K. Dave, G.N. Patel // Indian Geotechnical Со^егепсе GEOtrendz, December 16-18.

- 2010. - Р. 569-572.

26. Trompette, J.L. Influence of ionic specificity on the microstructure and the strength of gelled colloidal silica suspensions / J.L. Trompette, M.J. Clifton // Journal of Colloid and Interface Science. - 2004. - V. 276. - №. 2. - P. 475-482.

27. Хлебников, В.Н. Закономерности гелеобразования в кислотных золях алюмосиликатов и силикатов / В.Н. Хлебников // Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2009. - № 2. - С. 25-31.

28. Won Lee, D. Advanced silica/polymer composites: Materials and applications / D. Won Lee, B. Ryul Yoo // Journal of Industrial and Engineering Chemistry. - 2016. -V. 38. - P. 1-12.

29. Hatzignatiou, D. Laboratory Testing of Environmentally Friendly Sodium Silicate Systems for Water Management Through Conformance Control / D. Hatzignatiou, R. Askarinezhad, N.H. Giske, А. Stavland // SPE 173853, 2015.

30. Lakatos, I. J. New Alternatives in Conformance Control: Nanosilica and Liquid Polymer Aided Silicate Technology / I. J. Lakatos, J.G. Lakatos-Szabo, G. Szentes, A. Vago, Zs. Karaffa, T. Bodi // SPE 174225, 2015.

31. Killman, E. The stability of silica-aerosyl-hydrosols under the influence of polymer adsorption. The effect of polymers on dispersion properties / Е. Killman, J. Eisenlauer. - Tadros Th. F. London: Academic Press, 1982. - 414 p.

32. Hennep, Д. Стабилизация коллоидных дисперсий полимерами / Д. Неппер. -M.: Мир, 1986. - 487 с.

33. Heller, W. Effects of macromolecules compounds in disperse systems / W. Heller // Pure and Applied Chemistry. - 1966. - V.12. - Р. 249-274.

34. Rao, I.V. Phase behavior of mixtures of sterically stabilized colloidal dispersions and free polymer / I.V. Rao, Е. Ruckenstein // Journal of Colloid and Interface Science. - 1985. - V. 108. - №2. - P. 389-402.

35. Sperry, P.R. Flocculation of latex by water-soluble polymers: confirmation of nonbridging, nonadsorptive, volume-restriction mechanism / P.R. Sperry, H.B. Hopfenberg, N.L. Thomas // Journal of Colloid and Interface Science. - 1981. - V. 82. -№ 1. - P. 62-75.

36. Chodanowski, Р. Collapse transitions of a supersized neutral chain due to irreversibly adsorbed small colloidal particles / P. Chodanowski, S. Stoll // Colloid and Polymer Science. - 2000. - V. 278. - № 5. - P. 406-417.

37. Колоног, Ю.В. Влияние водорастворимых полимеров на агрегативную устойчивость гидрозолей кремнезема: дис. ... канд. хим. наук: 02.00.11 / Колоног Юлия Владимировна. - Москва, 2000. - 163 с.

38. Schwarz, S. Adsorption and stability of colloidal silica / S. Schwarz, K. Lunkwitz, B. Keßler, U. Spiegler, E. Killmann, W. Jaeger // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. - 2000. - V. 163. - P. 17-27.

39. Solberg, D. Adsorption and flocculation behavior of cationic polyacrylamide and colloidal silica / D. Solberg, L. Wagberg // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. - 2003. - V. 219. P. 161-172.

40. Enarsson, L. Conformation of preadsorbed polyelectrolyte layers on silica studied by secondary adsorption of colloidal silica / L. Enarsson, L. Wеgberg // Journal of Colloid and Interface Science. - 2008. - V. 325. - P. 84-92.

41. Савченко, А.Э. Агрегативная устойчивость смесей гидрозолей кремнезема и водорастворимых полимеров / А.Э. Савченко, И.А. Белова, Н.А. Шабанова // Успехи в химии и химической технологии. - 2010. - Т.24. -№1. - С.113-116.

42. Шабанова, Н.А., Закономерности формирования ассоциатов водорастворимых полимеров и коллоидного кремнезема на ранних стадиях золь-гель процессов / Н.А. Шабанова, И.А. Белова // Физика и химия стекла. - 2012. -Т.38. - №2. - С. 294-298.

43. Кулагина, Г.С. Фазовые равновесия и фазовая структура в органо-неорганических гибридных системах на основе поливинилпирролидона и аморфного кремнезема / Г.С. Кулагина, В.К. Герасимов, В.В. Матвеев, А.Е. Чалых // Известия высших учебных заведений. Серия: Химия и химическая технология. -

2007. - Т. 50. - № 3. - С. 90-94.

44. Чалых, А.Е. Структура и деформационно-прочностные свойства органо-неорганических ксерогелей на основе поливинилового спирта / А.Е. Чалых, Г.С. Кулагина, В.К. Герасимов, В.В. Матвеев, Т.П. Пуряева // Пластические массы. -

2008. - № 4. - С. 27-32.

45. Кулагина, Г.С. Фазовая структура в органо-неорганических гибридных гидрогелях на основе поли-Ы-винилкапролактама и аморфного кремнезема / Г.С. Кулагина, В.К. Герасимов, А.Е. Чалых // Известия высших учебных заведений. Серия: Химия и химическая технология. - 2006. - Т. 49. - № 2. - С. 40-44.

46. Al-Harbi, L.M. Adsorption of Polyvinylpyrrolidone over the Silica Surface: As Affected by Pretreatment of Adsorbent and Molar Mass of Polymer Adsorbate / L.M. Al-Harbi, S.A. Kosa, M.K. Baloch, Q.A. Bhatti. // International Journal of Polymer Science. - 2016. - V. 2016. Р. 1-9.

47. Савельев, А.А. Причины водопритоков в скважину и методы их изоляции / А.А. Савельев // Академический журнал Западной Сибири. - 2016. - Т. 12. - № 2. -С. 23.

48. Гимадисламов, К.И. Обобщение опыта ремонтно-изоляционных работ по ликвидации заколонной циркуляции на скважинах ООО «РН-Пурнефтегаз» / К.И. Гимадисламов, А.Э. Сарапулов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2007. - № 2. - С. 11-15.

49. Апасов, Т.К. Проблемы негерметичности эксплуатационных колонн скважин и предложения по их решению / Т.К. Апасов, Г.Т. Апасов, В.Г.

Мухаметшин, М.М. Новоселов // Успехи современного естествознания. - 2017. -№ 1. - С. 45-51.

50. Стрижнев, В.А. Обобщение опыта проведения ремонтно-изоляционных работ на отдельных крупных месторождениях Западной Сибири / В.А. Стрижнев, О.А. Тяпов, В.Г. Уметбаев. - Уфа: Скиф, 2013. - 272 с.

51. СТО 2-2.3-145-2007 «Инструкция по техническому диагностированию скважин ПХГ». ОАО Газпром. - 2007.

52. Стрижнев, В.А. Построение технологии по отключению обводненных интервалов продуктивного пласта / В.А. Стрижнев, С.А. Вежнин, О.Т. Мусин, Т.Э. Нигматуллин // Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 1. - С. 8-11.

53. Райкевич, С.И. Межколонные давления и заколонные движения флюидов в скважинах. Пути решения проблемы / С.И. Райкевич // Труды международного технологического симпозиума «Интенсификация добычи нефти». Институт нефтегазового бизнеса. - 2003. - С. 579-587.

54. Данюшевский, В.С. Справочное руководство по тампонажным материалам /

B.С. Данюшевский, Р.М. Алиев, И.Ф. Толстых. - М.: Недра, 1987. - 372 с.

55. Земцов, Ю.В. Ретроспективный анализ методов ограничения водопритоков, перспективы дальнейшего развития в Западной Сибири / Ю.В. Земцов, А.С. Тимчук, Д.В. Акинин, М.В. Крайнов // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 4. - С. 17-22.

56. Земцов, Ю.В. Многофакторный анализ эффективности ликвидации заколонной циркуляции воды в нефтедобывающих скважинах / Ю.В. Земцов, А.С. Устюгов // Нефтепромысловое дело. - 2017. - № 2. - С. 55-59.

57. Григорян, Н.Г. Эффективность вскрытия пласта перфорацией в зависимости от типа бурового раствора / Н.Г. Григорян // Нефтяное хозяйство. - 1983. - №11. -

C. 23-25.

58. Макаренко, П.П. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Шипица, А.Я. Петерсон, С.П. Бабарыкин // Газовая промышленность. - 1995. - №10. - С. 9-10.

59. Демахин, С.А. Химические методы ограничения водопритока в нефтяные скважины: Справочное пособие / С.А. Демахин, А.Г. Демахин. - М.: «Издательский дом Недра», 2011. - 213 с.

60. Газизов, А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах / А.Ш. Газизов, А.А. Газизов. - М.: «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 285 с.

61. Демахин, С.А. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины: Учебное пособие / С.А. Демахин, А.Г. Демахин. - Саратов: ГосУНЦ «Колледж», 2003. - 164 с.

62. Хасаншин, Р.Н. Опыт применения новых технологий ремонтно-изоляционных работ на месторождениях компании ОАО «Газпром нефть» / Р.Н. Хасаншин // Территория Нефтегаз. - 2012. - №11. - С. 66-72.

63. Сингуров, А.А. Технологии и составы для водоизоляционных работ в газовых скважинах / А.А. Сингуров, В.И. Нифантов, В.М. Пищухин, Е.В. Гильфанова // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2014. - № 4. -С. 75-80.

64. Хлебникова, М.Э. Анализ литературных и патентных источников по технологиям селективной изоляции воды и ликвидации заколонных перетоков / М.Э. Хлебникова, Р.Н. Фахретдинов, А.Г. Телин // Интервал. - 2003. - № 9. - С. 422.

65. Земцов, Ю.В. Современный научно-технический уровень методов изоляции заколонных перетоков воды. Перспективы применения в Западной Сибири / Ю.В. Земцов // Нефть. Газ. Новации. - 2012. - № 7. - С. 52-63.

66. Басарыгин, Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации/ Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. - М.: Недра, 2000-2002. - Т. - №1, 2, 3.

67. Клещенко, И.И. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири / И.И. Клещенко, А.К. Ягафаров, А.У. Шарипов, А.П. Телков. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 59 с.

68. Пресняков, А.Ю. Построение технологии РИР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн / А.Ю. Пресняков, А.В. Сахань // Территория Нефтегаз. - 2008. - № 8. - С. 62-65.

69. Клещенко, И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин / И.И. Клещенко, А.В. Григорьев, А.П. Телков. - М.: Недра, 1998. - 269 с.

70. Уметбаев, В.Г. Анализ эффективности технологий отключения верхних пластов Арланского месторождения / В.Г. Уметбаев, И.Г. Плотников, Р.М. Камалетдинова // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 4. - С. 76-79.

71. Блажевич, В.А. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений / В.А. Блажевич, Е.Н. Умрихина, В.Г. Уметбаев. - М.: Недра, 1981. - 237 с.

72. Апасов, Г.Т. Практическое применение ремонтно-изоляционных работ с комбинированными составами / Г.Т. Апасов // Нефтепромысловое дело. - 2013. -№ 12. - С. 18-24.

73. Кадыров, Р.Р. Применение синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ / Р.Р. Кадыров, А.Х. Сахапова, В.П. Архиреев, О.Н. Кузнецова // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 11. - С. 70-72.

74. Свиридов В.С. Применение водоизолирующих материалов на промыслах Краснодарского края / В.С. Свиридов, Л.А. Скородиевская, С.А. Рябоконь // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 2. - С. 62-64.

75. Уметбаев, В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. -424 с.

76. Гамидов, Н.С.О. Предотвращение образования флюидопроявляющих каналов путем уменьшения контракции цементного раствора / Н.С.О. Гамидов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 9. - С. 51-53.

77. Илясов, А.Г. Ускорители схватывания и твердения портландцемента на основе оксидов и гидроксидов алюминия / А.Г. Илясов, И.Н. Медведева, В.И. Корнеев // Металлург. - 2008. - № 12. - С. 73-77.

78. Данюшевский, B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам /

B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых. - М.: Недра, 1987. - 373 с.

79. Ашрафьян, М.О. Быстротвердеющий тампонажный материал для цементирования скважин в условиях низких положительных температур / М.О. Ашрафьян, А.Е. Нижник, Ю.В. Гринько, А.В. Бортов // Нефтяное хозяйство. -2004. - № 1. - С. 46-49.

80. Пат. 2224875 РФ, МПК E21B 33/138. Способ ограничения притока воды в добывающие скважины / Л.С. Бриллиант, С.В. Иванов, А.И. Козлов. -2002109461/03; заявл. 11.04.2002; опубл. 27.02.2004.

81. Ноздря, В.И. Добавки нового поколения для регулирования технологических параметров тампонажных растворов / В.И. Ноздря, В.А. Мнацаканов, С.В. Мазыкин, А.В. Кривошей, М.С. Бержец // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков. - 2013. - Т. 1. - № 2. - С. 31-34.

82. Агзамов, Ф.А. Механизм действия пластификаторов в тампонажных растворах / Ф.А Агзамов, Р.Ф. Давлетшин, Е.В. Беляева // Нефтегазовое дело. -2017. - Т. 15. - № 2. - С. 8-13.

83. Кожевников, Р.О. Теория и опыт применения поликарбоксилатного пластификатора «WELIFIX P-100» производства ООО «ХИМПРОМ» / Р.О. Кожевников, М.А. Логинов, В.Н. Сас // Бурение и нефть. - 2015. - № 6. - С. 41-42.

84. Лесняк, В.П. Сульфированные нефтеполимерные смолы как пластификаторы цементных растворов / В.П. Лесняк, Л.В. Гапоник, В.П. Мардыкин, Ф.Н. Капуцкий // Журнал прикладной химии. - 2003. - Т. 76. - № 11. -

C. 1921-1923.

85. Перейма, А.А. Применение безусадочных тампонажных материалов для повышения качества крепления скважин / А.А. Перейма, Н.М. Дубов, В.С. Барыльник, С.А. Бражников, Н.В. Самсоненко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - № 5. - С. 41-45.

86. Кривошей, А.В. Расширяющиеся тампонажные материалы / А.В. Кривошей, Д.Ф. Новохатский, Л.И. Рябова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - № 6. - С. 43-48.

87. Чернышов, С.Е. Исследование динамики гидратации и разработка составов расширяющих добавок к тампонажным растворам / С.Е. Чернышов, А.А. Куницких, М.В. Вотинов // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 8. - С. 42-44.

88. Хлебников, В.Н. Использование латекса для повышения качества крепления скважин в условиях крайнего севера / В.Н. Хлебников, П.М. Зобов, С.В. Антонов, Ю.Ф. Гущина, А.С. Мишин, В.А. Винокуров // Башкирский химический журнал. -2010. - Т. 17. - № 3. - С. 105-110.

89. Леонтьев, Д.С. Разработка и исследование тампонажного состава на микроцементной основе для ограничения и ликвидации водопритоков в нефтяные и газовые скважины / Д.С. Леонтьев, И.И. Клещенко, А.В. Кустышев, В.А. Долгушин, М.Д. Заватский, А.А. Пономарев // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2016. - № 4. - С. 62-72.

90. Ноздря, В.И. Тампонажные растворы на базе ультрацемента для крепления и ремонта нефтяных и газовых скважин / В.И. Ноздря, С.Ю. Никитин, А.В. Кривошей // Нефть. Газ. Новации. - 2014. - № 9. - С. 75-79.

91. Бакиров, Д.Л. Опыт применения изолирующего состава на основе тонкодисперсного вяжущего при ликвидации водопритоков на этапе ввода скважин в эксплуатацию / Д.Л. Бакиров, В.А. Бурдыга, Г.Н. Грицай, Р.К. Нафико, М.В. Шкандратов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2012. - № 12. - С. 28-30.

92. Коренькова, С.Ф. Нанодисперсный наполнитель цементных композиций / С.Ф. Коренькова // Нанотехнологии в строительстве: научный интернет-журнал. -2009. - № 4. - С. 71-75.

93. Махмутов, И.Х. Состояние работ и пути развития способов герметизации эксплуатационных колонн в ОАО «Татнефть» / И.Х. Махмутов, О.В. Салимов, Р.З. Зиятдинов, М.Ф. Асадуллин, Д.В. Страхов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. - 2011. - С. 246-253.

94. Уметбаев, В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы / В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков. - Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. -424 с.

95. Клещенко, И.И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Учебное пособие / И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - 386 с.

96. Стрижнев, К.В. Разработка рецептур композиций на основе синтетических смол для изоляции водопритока в нефтяные скважины / К.В. Стрижнев, Т.Э. Нигматуллин // Башкирский химический журнал. - 2011. - Т. 18. - № 1. - С. 42-48.

97. Стрижнев, В.А. Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах / В.А. Стрижнев, А.В. Корнилов, В.И. Никишов, В.Г. Уметбаев // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 4.

- С. 28-34.

98. Шагалин, Р.Р. Оптимизация технологических параметров проведения ремонтно-изоляционных работ по отключению обводненных интервалов пласта тампонирующими растворами на основе синтетических смол / Р.Р. Шагалин, А.В. Чеботарев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов.

- 2013. - № 4. - С. 35-40.

99. Сахапова, А.К. Отверждение ацетонформальдегидной смолы в щелочной среде / А.К. Сахапова, О.Н. Кузнецова, В.П. Архиреев, Р.Р. Кадыров // Вестник Казанского технологического университета. - 2007. - № 6. - С. 65-70.

100. Кадыров, Р.Р. Новые технологии крепления скважин и ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн с использованием синтетических смол / Р.Р. Кадыров, А.К. Сахапова, С.И. Амерханова, И.Г. Фаттахов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. - 2013. - С. 343-353.

101. Зозуля, Г.П. Осложнения и аварии при эксплуатации и ремонте скважин: учебное пособие / Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, В.П. Овчинников. Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. - 372 с.

102. Воробьев, А. Эпоксидные смолы / А. Воробьев // Компоненты и технологии.

- 2003. - № 34. - С. 170-173.

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

104. Швецов, И.А. Новые технологии применения полимерных реагентов в добыче нефти / И.А. Швецов, В.Я. Кабо // Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов: Сб. докл. II научно-практической конференции. - Самара. - 1998. - С. 44-47.

105. El-karsani, K.S.M. Polymer Systems for Water Shutoff and Profile Modification: A Review Over the Last Decade / K.S.M. El-karsani, G.A. Al-Muntasheri, I. A. Hussein. SPE 163100, 2014.

106. Шувалов, С.А. Применение полимерных реагентов для увеличения нефтеотдачи пласта и водоизоляции / С.А. Шувалов, В.А. Винокуров, В.Н. Хлебников // Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2013. - № 4. - С. 98-107.

107. Качурин, А. Совершенствование технологий повышения нефтеотдачи пластов с применением ПАА SoftPusher на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь»/ А.В. Качурин, Р. Саттаров, Д.Р. Аюпова, А. А. Габдуллина // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - 2011. - № 8. - С. 126-128.

108. Юсупова, Т.Н. Оценка результатов воздействия на пласт капсулированных полимерных систем по изменению состава добываемой нефти [Электронный ресурс] / Т.Н. Юсупова, А.Г. Романов, Е.Е. Барская, Ю.М. Ганеева, Р.Р. Ибатуллин, И.Н. Файзуллин, Р.С. Хисамов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2007. - №1. Режим доступа: http : //ogbus .ru/authors/Yusupova/Yusupova_ 1.pdf

109. Берлин, А.В. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи. Полимерное воздействие: Обзор. Часть II. Изучение эффективности полимерного воздействия / А.В. Берлин // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2011. - № 11. - С. 20-22.

110. Воробьёв, А.Е. Инновационные технологии увеличения нефтеотдачи и водоизоляции на Самотлорском нефтегазовом месторождении / А.Е. Воробьёв,

В.П. Малюков, И.Д. Галузинский // Вестник Pоссийского университета дружбы народов. Серия: Инженерные исследования. - 2015. - № 3. - С. 96-101.

111. Идиятуллин, A.P. «PKTHH-10»: новый эффективный реагент для повышения нефтеотдачи пластов / A.P. Идиятуллин // Pазработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - 2007. - № 2. - С. 54-57.

112. Каушанский, Д.А. Новые технологии повышения нефте- и газоотдачи. [Электронный ресурс] / Д.А. Каушанский // Научное сетевое издание «Актуальные проблемы нефти и газа». - Pежим доступа: http://oilgasj ournal. ru/2009-1/1 -rubric/kaushansky.html.

113. Апасов, Т.К. Опытно-промышленные испытания по закачке полимер-дисперсных систем в Урненском месторождении / Т.К. Апасов, А.К. Култышев, Я.Н. Лагутин // Научный форум. Сибирь. - 2016. - Т. 2. - № 4. - С. 4.

114. Ибатуллин, P.P. Биополимеры - полисахариды для увеличения нефтеотдачи пластов / P.P. Ибатуллин, И.Ф. Глумов, M.P. Хисаметдинов, С.Г. Уваров // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 3. - С. 46-47.

115. Агзамов, Ф.А. Применение биополимеров для водоизоляции пластов [Электронный ресурс] / Ф.А. Агзамов, Д.В. Морозов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2002. - № 1. - Pежим доступа: //ogbus.ru/authors/Agzamov/ Agzamov_1 .pdf.

116. Гасумов, PA. Перспективы применения биополимеров в технологических жидкостях для капитального ремонта скважин / PA. Гасумов, А.А. Перейма, И.Ю. Шихалиев. В.Е. Черкасова, Н.Ю. Игнатенко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - №9. - С. 46-52.

117. Минюк, А.С. Обзор применяемых технологий ОВП на Самотлорском месторождении / А.С. Минюк, А.Ф. Шаймарданов // Инженерная практика. - 2011. - №7. - С. 44-48.

118. Кунакова, А.М. Неорганическая гелеобразующая композиция для ограничения водопритока в карбонатных трещиновато-поровых коллекторах / А.М. Кунакова, В.Н. Дурягин, К.В. Стрижнев, Д.В. Мардашов, А.М. Дурягина // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 11. - С.114-116.

119. Дурягин В.Н. Разработка неорганического водоизоляционного состава на основе силиката натрия для низкопроницаемых неоднородных коллекторов [Электронный ресурс] / В.Н. Дурягин, К.В. Стрижнев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2014. - №1. - С.14-29. - Режим доступа: http: //ogbus .ru/authors/DuryaginVN/DuryaginVN_ 1.pdf.

120. Никитин, М.Н. Гелеобразующий состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в сложнопостроенных трещинных коллекторах / М.Н. Никитин, А.В. Петухов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011. - № 5. - С. 143-154. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/NikitinMN /NikitinMN_1.pdf .

121. Фиговский, О.Л. Жидкое стекло и водные растворы силикатов, как перспективная основа технологических процессов получения новых нанокомпозиционных материалов. / О.Л. Фиговский, П.Г. Кудрявцев // Инженерный вестник Дона. - 2014. - Т. 29. - № 2. - С. 117.

122. Крупин, С.В. Составы на основе полисиликата натрия для ограничения водопритоков пластов / С.В. Крупин, Л.Ф. Биктимирова, М.А. Сувейд, А.А. Адебайо // Нефтяная провинция. - 2015. - № 2. - С. 116-130.

123. Крупин, С.В. О формировании полиэлектролитного комплекса на примере полидиаллилдиметиламмонийхлорида (ПДАДМАХ) и полисиликата натрия / С.В. Крупин, Л.Ф. Биктимирова, М.А. Сувейд, А.А. Адебайо // Вестник Казанского технологического университета. - 2015. - Т. 18. - № 10. - С. 19-20.

124. Рогова, Т. С. Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей: автореф. дис. ... канд. тех. наук: 25.00.17 / Рогова Татьяна Сергеевна. - М., 2007. - 25 с.

125. Газизов, А.Ш. Результаты исследования физико-химических свойств некоторых кремнийорганических соединений применительно к изоляции закачиваемых вод / А.Ш. Газизов // Труды ТатНИПИнефть. - 1983. - № 4. - С. 8993.

126. Лемешко, Н.Н. Применение технологий ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО «РИТЭК» / Н.Н. Лемешко, С.А. Харланов, Н.М. Симановская // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 2. - С. 66-68.

127. Куликов, А.Н. Обобщение результатов и исследование критериев применимости технологий селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических соединений / А.Н. Куликов, А.Г. Телин, Т.А. Исмагилова и др. // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 4. - С. 42-44.

128. Строганов, В.М. Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР БН®. Уникальные свойства и опыт промыслового применения / В.М. Строганов, А.М. Строганов, Д.М. Пономарев // Нефть. Газ. Новации. -2016. - № 4. - С. 60-68.

129. Лукьянова, Н.Ю. Физико-химические закономерности процесса гелеобразования в системе алюмосиликат-соляная кислота: автореф. дис. ... канд. хим. наук: 02.00.04/ Лукьянова Нина Юрьевна. - Уфа, 2000. - 23 с.

130. Khalil, M. Advanced nanomaterials in oil and gas industry: Design, application and challenges. / M. Khalil, B.M. Jan, C. WenTong, M.A. Berawi // Applied Energy. -2017. - V. 191. - № 1. - P. 287-310.

131. Нужный, А.Ю. Определение скорости гелеобразования в системе SiO2-H2SO4-H2O методом турбидиметрии / А.Ю. Нужный, О.Н. Калугин // Вестник Харьковского национального университета. - 2007. - №770. - Вып.15. - С. 251-262.

132. Кан, В.А. Гидрогели из растворов силиката натрия / В.А. Кан, Ю.А. Поддубный, И.А. Сидорова // Нефтяное хозяйство. - 1984. - №10. - С.44-46.

133. Амиян, В.А. Повышение производительности скважин / В.А. Амиян. М.: «Издательство нефтяной горно-топливной литературы», 1961. - 303 с.

134. Pat. US 4732213. E21B 33/138. Colloidal silica-based fluid diversion. K. E. Bennett, J. L. Fitzjohn, R.A. Harmon. 22.03.1988.

135. Patil, P. Environmentally acceptable compositions comprising nanomaterials for plugging and sealing subterranean formations / P. Patil, R. Kalgaonkar // SPE 154917, 2012.

136. McElfresh, P. Stabilizing nano particle dispersions in high salinity, high temperature downhole environments / P. McElfresh, M. Wood, D. Ector // SPE 154758, 2012.

137. Yu, J. Study of adsorption and transportation behavior of nanoparticles in three different porous media / J. Yu, C. An, D. Mo, N. Liu, R. Lee // SPE 153337, 2012.

138. Hatzignatiou, D.G. Water-Soluble Sodium Silicate Gelants for Water Management in Naturally Fractured Carbonate Reservoirs / D.G. Hatzignatiou, N. H. Giske // SPE 180128, 2016.

139. Jurinak, J.J. Oilfield applications of colloidal silica gel / J.J. Jurinak, L.E. Summers // SPE 18505, 1991.

140. Kobayashi, S. Rock Grouting and Durability Experiments of Colloidal Silica at Kurashiki Underground LPG Storage Base / S. Kobayashi, M. Soya, N. Takeuchi, J. Nobuto, A. Nakaya, T. Okuno, S. Shimada, T. Kaneto, T. Maejima // ISRM Regional Symposium. - 2014.

141. Kobayashi, S. Rock Grouting with Super-Fine Cement and Supplementarily used Colloidal Silica at Kurashiki Underground LPG Storage Base / S. Kobayashi, M. Soya, N. Takeuchi, J. Nobuto, T. Kaneto, T. Maejima // ISRM International Symposium - 8th Asian Rock Mechanics Symposium. - 2014.

142. Agerbaek, M.K. Successful Closure of Zonal Sand Production / M.K. Agerbaek, S.H.H. Gregersen, K. Eriksen, J. Noer, M. Mulrooney // SPE 145397. - 2011.

143. Vasquez, J. E. Environmentally Acceptable Porosity-Fill Sealant Systems for Water and Gas Control Applications / J. E. Vasquez, D. Tuck // SPE 174098. - 2015.

144. Вагина, Т.Ш. Разработка технологических жидкостей для временной изоляции продуктивных пластов и ликвидации водопритоков в газовых скважинах: дис. ... канд. тех. наук: 25.00.15 / Вагина Таисия Шаиховна. -Ставрополь, 2001. - 148 с.

145. Крупин, С.В. Гели и студни в нефтепромысловом деле: методические указания / сост. С.В. Крупин. - Изд-во Казан. гос. технол. ун-та. - Казань, 2008. -56 с.

146. Григоров О.Н. Руководство к практическим работам по коллоидной химии / О.Н. Григоров, И.Ф. Карпова, З.П. Козьмина. - Л.: Химия, 1964. - 326 с.

147. Manzurola, E. Apparent molar volumes of citric, tartaric, malic, succinic, maleic, and acetic acids in water at 298.15 K / E. Manzurola, A. Apelblat // The Journal of Chemical Thermodynamics. - 1985. - V.17. - P. 579-584.

148. Durchschlag, H. Calculation of the partial volume of organic compounds and polymers / H. Durchschlag, P. Zipper // Progress in Colloid and Polymer Science. -1994. - V.94. - P. 20-39.

149. Зеленина, Т.Е. Термодинамика реакций кислотно-основного взаимодействия и комплексообразования лимонной и винной кислот с ионами натрия, калия, магния, кальция в водном растворе: дис. ... канд. хим. наук: 02.00.04, 02.00.01 / Зеленина Татьяна Евгеньевна. - Иваново, 2001. - 150 с.

150. Kerch, H.M. Imaging of fine porosity in colloidal silica: potassium silicate gel by defocus contrast microscopy / H.M. Kerch, F. Cosandey, R.A. Gerhard // Journal of Non-Crystalline Solids. - 1993. - V. 152. - P. 18-31.

151. Walser, M. Ion association v. dissociation constants for complexes of citrate with sodium, potassium, calcium, and magnesium ions / M. Walser // The Journal of Physical Chemistry. - 1961. - V.65 (1). - P. 159-161.

152. Фролов, Ю.Г. Кинетика гелеобразования и самопроизвольного диспергирования геля кремниевой кислоты / Ю.Г. Фролов, Н.А. Шабанова, Т.В. Савочкина // Коллоидный журнал. - 1980. - Т.42. -№5. - С.1015-1018.

153. Фролов, Ю.Г. Поликонденсация кремниевой кислоты в водной среде. Влияние концентрации кремниевой кислоты / Ю.Г. Фролов, Н.А. Шабанова, В.В. Попов // Коллоидный журнал. - 1983. - Т.45. - №2. - С.382-386.

154. Шабанова, Н.А. Кинетика поликонденсации в водных растворах кремниевых кислот / Н.А. Шабанова // Коллоидный журнал. - 1996. - Т.58. - №1. - С.115-122.

155. Dixit, С. Experimental study on the kinetics of silica polymerization during cooling of the Bouillante geothermal fluid (Guadeloupe, French West Indies) / C. Dixit,

M. Bernard, B. Sanjuan, L. André, S. Gaspard // Chemical Geology. - 2016. - V. 442. -Р. 97-112.

156. Конторович, С.И. Влияние температуры на кинетику поликонденсации кремниевой кислоты / С.И. Конторович, Л.И. Соколова, Т.П. Пономарева // Коллоидный журнал. - 1984. - Т.46. - №1. - С. 127-130.

157. Шабанова, Н.А. Влияние начальных условий на кинетику гелеобразования в гидрозолях кремнезема / Н.А. Шабанова, Е.Ю. Кодинцева // Коллоидный журнал.

- 1990. - Т.52. - №3. - С.553-558.

158. Фролов, Ю.Г. Получение устойчивых кремнезолей / Ю.Г. Фролов, Н.А. Шабанова В.В. Лескин, А.И. Павлов // Коллоидный журнал. - 1976. - Т.38. - №6.

- С.1205-1207.

159. Волженский, А.В. Минеральные вяжущие вещества: (технология и свойства). Учебник для вузов / А.В. Волженский, Ю.С. Буров, В.С. Колокольников. - М.: Стройиздат, 1979. - 476 с.

160. Анацкий, Ф.И. Исследование механизма и кинетики взаимодействия активного кремнезема с гидроокисью щелочного металла / Ф.И. Анацкий, В.Б. Ратинов // Докл. АН СССР. - 1969. - Т.186. - С. 1341-1345.

161. Шаурман, С.А. Кинетическая модель растворения аэрогелей диоксида кремния в водном растворе NaOH / С.А. Шаурман, А.Г. Окунев, А.Ф. Данилюк, Ю.И. Аристов // Коллоидный журнал. - 2000. - Т.62. - №4. - С.561-568.

162. Стрелко, В.В. О механизме растворения дисперсных кремнеземов / В.В. Стрелко // Теоретическая и экспериментальная химия. - 1974. - Т.10. - №3. - С. 359-364.

163. Любавин, Н. // Журнал русского физико-химического общества. - 1889. -Т.21. - С. 397-406.

164. Gulley, G.L. Stabilization of Colloidal Silica Using Polyols. / G.L. Gulley, J. E. Martin // Journal of Colloid and Interface Science. - 2001. - V. 241. - Р. 340-345.

165. Pat. 2601291 US, Nonfreezing silica sols stabilized with organic amine compounds / S.C. Horning, C.W. Shay. 24.06.1952.

134

Приложение l

г. Владимир 2010

Акт

на проведение работ по ликвидации MKII в скважине №25 Натумановского месторождения

ООО «Сервисный Центр СБМ» (г. Москва)

Мы нижеподписавшиеся: мастер РС(К) Быков ВВ.. инженер-химик Оренбургского УИРС Кашин П К., начальник отдела крепления ООО «Сервисный Центр СБМ» Ефимов Н Н.. супервайзер ООО «СЬС» Маслов А.Н.. составили настоящий акт н том. что 13.10.2013 на скважине № 25 Нагумановского месторождения согласно дополнительному плану работ были проведены работы по ликвидации МКП по технологии ООО «Сервисный Центр СБМ» г. Москва.

13.10.2012 на скважинс К« 25 Нагумановского месторождения было приготовлено 1м'1 раствора «Полигель АСМ». Спустили открытый конец на глубину 4010 метров.

Морилок ликвидации МКП:

• Закачали в трубное 13 м5 технической воды 1,0 г/см*. Рзак= 6,5МПа.

• Подняли НКТ на глубину 3965 метров и закачали в трубное 1м3 раствора «ПолигельАСМ»

+ буфер (тех. вода) ?.м'\ Рзак= 7,0МПа.

• Произвели продавку рабочей жидкостью (рассол 1,15 г/см3) по циркуляции объеме 7.2 м3.

Рчак- 5.0МПа.

• Подняли колонну НКТ на глубину 3700 метров.

• Закачали в трубное рабочую жидкость (рассол 1,15 г/см3) на задавку 1м3 Рзак- 35,ОМПа.

Закрыли скважину на технологический отстой, вели наблюдение за МКП.

Согласно доиол1штельному плану работ работы по ликвидации МКП выполнены в полном объеме. Претензий и замечали« к качеству работ нет.

Мастер РС(К) Оренбургского УИРС в.В, Быков

Инженер-химик Оренбургского УИРС —"ИХ Кашин

Начальник отдела крепления

г. Оренбург

«13» октябрь 2013г.

ООО «Сервисный Центр СБМ»

Супервайзер ООО «СБС»

А.Н. Маслов

Технический акт проведенных водоизоляционных работ по Договору №14С1497 от 18.04.2014 г. Месторождение Ключевое куст Г1 скважина №4708

Дата проведения работ: начало «09» октября 2014 г. 13:00.

окончание «09» октября 2014 г. 21:00.

1. Данные по скважине:

1.1. Эксплуатационная колонна - 146 мм. Интервал спуска - 2850 м. Опресс. на давление 100 атм.

1.2. Искусственный забой - 2250 м. Текущий забой - 2250 м. (Цем. мост)

1.3. Интервал перфорации: 2223.8-2226.4 м.

1.4. Скважинное оборудование - НКТ 73 мм с опресс. седлом. Глубина спуска НКТ 2233 м.

1.5. Приемистость по данным КРС 120 м3/сут при 100 атм.

1.6. Фактическая приемистость перед началом проведения работ 280 мУсут при 100 атм.

2. Цель работ: ликвидация спецотверстнй 2229-2230 м.

3. Выполненные работы:

Начало проведения работ: 09.10.2014 13:00 Окончание проведения работ 09.10.2014 21:00.

1. Инструктаж перед началом работ: Начало 13:00 Окончание 13:15.

2. Расстановка техники: Начало 13:15 Окончание 13:30.

3. Опрессовка НКТ: Начало 14:00 Окончание 14:30 Ропр- 250 атм.

4. Опрессовка нагнетательной линии: Начало 15:00 Окончание 15:30. Ропр 200 атм.

5. Закачка технологических жидкостей: 5.1 Буферная жидкость (пресная вода).

Объем р-ра: 3,0 м3. Давление при закачке р-ра.: Рн -5 атм. Рк - 5 атм. Время нач. закачки р-ра 16:00. Время окончания закачки р-ра 16:20.

5.2. Цементный раствор (на водной основе (ВСМЦ) Объем: 1.0 м3 Удельный вес цементного раствора: 1.62 г/см3.

Время начала приготовления раствора 17:00. Время окончания приготовления раствора 18:30. Давление при закачке: Рн - 20 атм., РР - 20 атм., Рк - 20 атм.

Время начала закачки раствора: 18:30. Время окончания закачивания раствора: 18:40.

5.3. Буферная жидкость - (пресная вода).

Объем буфера: 5J_ м3. Давление при закачке буфера: Рн- 20 атм., Рк- 20 атм. Время начала закачки буфера: 18:40. Время окончания закачки буфера: 18:55.

5.4. Продавочная жидкость - (тех. вода).

Объем: 1.0 м3. Удельный вес продавочной жидкости: 1.02 г/см3.

Давление при продавке: Рн - 20 атм., РР -130 атм.

Время начала продавки: 18:55. Время окончания продавки: 19:05.

5.5. Срезка обратной промывкой (тех. вода) на гл. 2160 м. Объем промывки -16 м3.

При срезке вышло: Цем. раствор - 0,2 м3.

Время начала ОЗЦ: 21:00 09.10.2014. Время окончания ОЗЦ: 21:00 11.10.2014.

Примечание:_

4. Использованные материалы:

4.1. Ультрацемент-5 - 0,9 тн; 4.2. Полицем-Газблок 0.0045 тн; 4.3. Полицем-СТП-2 0.018 тн.

5. Задействованная спецтехника:

Агрегат ЦА-320 - 2 ед., АЦ8( 10) -1 ед„ Кран-1 ед.

6. Материалы и оборудование, предоставленные подрядчиком по КРС:

Вода техническая: 20 м3. Вода пресная: 10 м3.

Ст. мастер по КРС ЦКРС-2

Инженер-технолог ООО «Сервисный Центр СБМ» Мастер КРС Б-602 ООО «ЛП УРС»

ЦМГ-Г

/Кошевой В.В./ /Ефимов М.Н./

' Й^ ._ /Мухамадиев Т.Р. /

Акт

О проведенных работах по ликвидации негерметичности технической колоны 245мм на скважине №407 Степновского ПХГ.

от 26 августа 2016г.

Мы. нижеподписавшиеся: Составили настоящий акт о том, что в период с 22.08.2016г. по 26.08.2016 на скважине №407 Степновского ПХГ проведены работы по ликвидации негерметичности технической колонны 245мм. 22.08.2016г.

8-00 по 13-00 Подготовительные работы.

13-30 Опрессовка оборудования, подача воды в межколонное пространство 168*245давление Юатм. Выходе межколонного пространства 245*324 мм не наблюдался.

14-00 Давление 40атм.Закачали в межколонное пространство 700л. воды цирку ляции не наблюдалось.

14-30 Давление бОатм. Закачали в межколонное пространство 1000л. всего воды циркуляции не наблюдалось.

15-00 Принято решение провести закачку воды в межколонное пространство 168*245мм при давлении 90атм.

15-30 Давление 90атм.3акачали в межколонное пространство! 100л. всего воды, Наблюдался выход воды из МКП 245*324мм.Вода чистая.

16-00 Давление 90 атм. подача воды в межколонное пространство 1200л.всего выход воды с межколонного пространства 245*324мм равен 220л/ч

17-00 Давление 90 атм.Закачали в межколонное пространство 1400 всего, выход 200л/ч

18-00 Давление 90 атм.Закачали в межколонное пространство 1600 всего, выход 220л/ч

19-00 Давление 90 атм.Закачали в межколонное пространство!800 всего, выход 220л/ч

Окончание работ. 23.08.2016

8-30 Подача воды в межколонное пространство 168*245 давление Юатм. •

8 -45 Давление 90 атм.Закачали в межколонное пространство50л.выход 120л/ч

9-00 Давление 90 атм.Закачали в межколонное пространство!75л.выход 180л/ч

9-30 Давление 90 атм.Закачали в межколонное пространство2Юл.выход 250л/ч

10-00 Давление 90 атм.Закачали в межколонное пространствоЗООл.выход 250л/ч 10-30 Продувка межколонного пространства 168*245мм азотом с замером вытесняемой жидкости из МКП 245*324мм

24.08.2016

5-30 вытеснено жидкости с межколонного пространства 168*245мм и 245*324мм в объеме 1.25 \Г .На выходе из МКП 245*324мм- газ. 5-30 8-30 Стравливание давления с МКГ1

8-30 9-00Приготовление Полигель АСМ

9-00 14-30 Подача Полигель АСМ в межколонное пространство 168*245мм Объем 1.3м\Давление 90атм.

14-"30 Получили рост давления до ЮОатм. Принято решение прекратить подачу Полигель АСМ.

15-00 Стравили давление из межколонного пространства 168*245мм, продавили Полигель АСМ газом давление продавки 80 атм. Оставили скважину на ТО 36 часов. Под давлением. Через 36 часов давление снизилось до 65агм.

9-00 9-30 Произведена опрессовка межколонного пространства 168*245мм. газом из затрубного пространства скважины на давление 90 атм. За 30 мин. давление не снижалось.

Заместитель начальника филиала (по геологии ) начальник геологической службы

Филиала ООО «Газпром ПХГ» « Степновское УПХГ» , A.B. Дмитриев

Мастер КРС ООО «Союзресурс-Инжениринг» СА- Пилюгин

TTj

Ведущий инженер ООО «НПК «Спецбурматериалы» с* " ВА. Яковенко Начальник смены ЦИТС ПФ «Кубаньгазгеофизика

26.08.2016.

ООО «Газпром георесурс»

АКТ

На проведение работ

Мы, нижеподписавшиеся, составили настоящий акт о том, что на кусту № /£

СКВ. № г£> месторождения.

Производились работы: .

иЛихсУР: * "/Ъ ¿> + ¿е ^ & /? е ^ / г? £

Г? -7 ТТ1 ге+к 1 - »'<У V ¿с ер?

7Г* — — ----- Iе ** -- - „ Л '7 ------- / у о----------^—

------ ^ ~ - - - ~ -----' - Л — ' - * ь ^ ^

¿р/>с

-Г <¿2 V ^ Сй/г

/««■С

. г з^гсио *'-^

рс /

(Г ^ г

Время и дата начала работ

¿>3 20/^г.

Представитель

11редставитель

предприятие

предприяI не

Ф.И.О

'«¿Х-

Д1)ЛЖНОС!Ь

Ф И.(|

ф ¡11)

ООО с.2С» 629830,Тюменская область, ЯНАО, г. Губкинский, ул. Нефтяников, д.1, офис 20

ел/факс Й (34936) 5Т11 .е-гпа: 2Ь впд®Ьк ги