Обоснование технологии кислотного освоения высокотемпературных низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенной карбонатностью тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Подопригора Дмитрий Георгиевич

• Подопригора Дмитрий Георгиевич
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Подопригора Дмитрий Георгиевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОБЗОР И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ТЕРРИГЕННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

1.1 Анализ текущего состояния нефтедобывающего сектора Российской Федерации

1.2 Анализ причин снижения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта

1.3 Основополагающие принципы проведения кислотной обработки в терригенных коллекторах

1.4 Обзор кислотных составов, применяемых при обработках

терригенных коллекторов

Выводы к главе

ГЛАВА 2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Программа проведения экспериментальных исследований

2.2 Методика определения основных физико-химических параметров и степени влияния бурового раствора на фильтрационные характеристики пород-коллекторов

2.2.1 Методика определения основных физико-химических параметров бурового раствора

2.2.2 Методика проведения фильтрационного эксперимента с использованием бурового раствора

2.3 Методика проведения физико-химических и фильтрационных исследований по разработке кислотного состава для высокотемпературных терригенных коллекторов с повышенной карбонатностью

2.3.1 Методика определения физико-химических параметров кислотных составов

2.3.2 Методика проведения фильтрационных исследований фильтратов буровых растворов, жидкостей глушения и кислотных составов

Выводы к главе

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА КИСЛОТНОГО СОСТАВА ДЛЯ ОБРАБОТКИ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ПОВЫШЕННОЙ КАРБОНАТНОСТЬЮ

3.1 Разработка кислотного состава

3.1.1 Подбор основы кислотного состава

3.1.2 Подбор комплексообразователя ионов железа

3.1.3 Подбор поверхностно-активного вещества

3.1.4 Подбор ингибитора коррозии

3.2 Определение основных физико-химических свойств разработанного

кислотного состава

Выводы к главе

ГЛАВА 4 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ КИСЛОТНОГО ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПОСЛЕ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА И ПРОВЕДЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА

4.1 Лабораторные фильтрационные исследования по моделированию процессов кислотного освоения нефтяных скважин

4.1.1 Оценка влияния полимерного бурового раствора на фильтрационные характеристики терригенных пород-коллекторов при моделировании процесса вскрытия пласта

4.1.2 Фильтрационные исследования по моделированию процесса кислотного освоения нефтяных скважин после вскрытия пласта и подземного ремонта

4.2 Разработка технологии кислотного освоения нефтяных скважин, вскрывших низкопроницаемые терригенные породы-коллекторы с

повышенной карбонатностью

Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований

В настоящее время нефтедобывающая отрасль Российской Федерации (РФ) подошла к периоду, когда в значительной степени выработаны запасы углеводородов, приуроченные к залежам с хорошими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и относительно простым строением. Для восполнения ресурсной базы углеводородов все в больших объемах вовлекаются в разработку запасы нефти, которые по тем или иным критериям относят к трудноизвлекаемым (ТРИЗ). При всем этом на долю трудноизвлекаемых запасов нефти, сосредоточенных в залежах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами, а также приуроченных к тюменской свите, приходится более 50 % от всех ТРИЗ в РФ. Помимо низких ФЕС и сложного геологического строения терригенных коллекторов, ввод данных объектов в разработку осложняется отрицательным техногенным воздействием на этапах первичного, вторичного вскрытий, глушения и других технологических операций, приводящих к загрязнению призабойной зоны добывающих скважин. Для восстановления и улучшения продуктивности скважин, вскрывших низкопроницаемые терригенные коллекторы, часто уже на этапе их освоения прибегают к такой технологической операции, как кислотная обработка.

Существенный вклад в изучение вопросов восстановления и улучшения проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) посредством применения кислотных обработок внесли следующие ученые: Амиян В.А., Абдуллин А.Ш., Балакиров Ю.А., Байков У.М., Блажевич В.А., Войтенко В.С., Гиматудинов Ш.К., Гарифуллин Ш.С., Глущенко В.Н., Голлямов И.М., Зайцев Ю.В., Ибрагимов Г.З., Качмар Ю.Д., Комисаров А.И., Логинов Б.Г., Лазаревич И.С., Магадов Р.С., Магадова Л.А., Малышев Л.Г., Силин М.А., Сидоровский В.А., Уголев В.С., Усачев П.М., Цыганков В.А., Economides M., McLeod К и другие.

Несмотря на большое количество исследований, проведенных в области кислотных обработок терригенных коллекторов, это направление проработано не в полном объеме. Так при кислотных обработках недостаточно много внимания

уделено терригенным коллекторам с повышенной карбонатностью и температурой, доля которых в ресурсной базе РФ постоянно растет.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью.

Идея диссертационной работы.

Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью, обеспечивается за счет применения разработанной технологии кислотного освоения скважин после вскрытия продуктивного пласта и подземного ремонта.

Задачи исследований:

1. Изучение особенностей проведения кислотных обработок в низкопроницаемых терригенных коллекторах с повышенной карбонатностью и температурой.

2. Анализ современных кислотных технологий, применяемых при обработках терригенных коллекторов.

3. Изучение влияния буровых растворов и жидкостей глушения скважин на фильтрационные характеристики терригенных пород-коллекторов.

4. Разработка кислотного состава для условий высокотемпературных низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенной карбонатностью.

5. Исследование влияния разработанного кислотного состава и традиционно применяемого глинокислотного раствора на фильтрационные свойства терригенных пород-коллекторов с повышенной карбонатностью в условиях высоких температур.

6. Разработка технологии кислотного освоения добывающих скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые терригенные породы-коллекторы с повышенной карбонатностью.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось с помощью комплекса теоретических, экспериментальных и аналитических работ с использованием стандартных и разработанных методик проведения исследований. Экспериментальные исследования проводились на современном высокоточном оборудовании с моделированием термобарических пластовых условий. Обработка экспериментальных данных производилась с помощью современных компьютерных технологий, известных закономерностей подземной гидромеханики и установленных факторов.

Научная новизна работы:

1. Установлены зависимости скорости реакции и степени растворения породообразующего минерала (карбоната), а также осадкоудерживающей (по отношению к фториду кальция) и стабилизирующей (по отношению к ионам железа (III)) способностей разработанного кислотного состава от содержания и соотношения в нем концентраций соляной, муравьиной кислот, бифторида аммония и химических реагентов-присадок (эриторбата натрия, гидрофобизатора и ингибитора коррозии).

2. Выявлена способность разработанного кислотного состава, представляющего собой смесь соляной, муравьиной кислот, бифторида аммония и химических реагентов-присадок (эриторбата натрия, гидрофобизатора и ингибитора коррозии), увеличивать коэффициент проницаемости модели терригенного коллектора с повышенной карбонатностью.

Защищаемые научные положения:

1. Добавление к кислотному составу, представляющему собой смесь соляной, муравьиной кислот и бифторида аммония, химических реагентов-присадок (эриторбата натрия, гидрофобизатора «ГФ-15» и ингибитора коррозии «ИКУ-118»), улучшает его функциональные технологические характеристики -снижает скорость растворения карбоната, а также повышает осадкоудерживающую (по отношению к CaF2) и стабилизирующую (по отношению к ионам железа (III)) способности, что позволяет рекомендовать

данную технологическую жидкость для использования при освоении нефтяных скважин, вскрывших высокотемпературные низкопроницаемые терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью (более 5 %).

2. Выявление способности разработанного кислотного состава увеличивать коэффициент проницаемости терригенной породы с повышенной карбонатностью позволило разработать технологию кислотного освоения нефтяных скважин, обеспечивающую улучшение фильтрационных характеристик загрязненной призабойной зоны пласта после его вскрытия и проведения подземного ремонта.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного оборудования (компаний Coretest Systems Corporation, Kruss, Mettler Toledo, Rheotest, Vinci Technologies и др.), высокой сходимостью расчетных и экспериментальных величин, воспроизводимостью полученных данных.

Практическое значение работы:

1. Разработан кислотный состав для интенсификации притока нефти в процессе освоения добывающих скважин, вскрывших высотемпературные низкопроницаемые терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью.

2. Разработана технология кислотного освоения добывающих скважин, вскрывших высотемпературные низкопроницаемые терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью.

3. Обоснована область применения разработанного кислотного состава для освоения скважин после вскрытия продуктивного пласта и подземного ремонта с учетом геолого-физических и технологических условий разработки месторождений.

4. Материалы диссертационной работы могут быть использованы в учебном процессе для студентов направления «Нефтегазовое дело», при изучении дисциплин «Текущий и капитальный ремонт скважин» и «Скважинная добыча нефти и газа».

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование технологии кислотного освоения высокотемпературных низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенной карбонатностью»

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на: Международном семинаре «Рассохинские чтения» (Ухта, УГТУ, 2014 г.); Международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле - 2015» (Октябрьский, УГНТУ, 2015 г.); VIII Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники - 2015» (Уфа, УГНТУ, 2015 г.); Юбилейной 70-й Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2016» (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2016 г.); Международном научном форуме-конкурсе студентов и молодых ученых «Проблемы недропользования» (Санкт-Петербург, Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», 2016 г.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 6 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ. Подана заявка на изобретение № 2016108386 от 09.03.2016 г.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, библиографического списка, включающего 92 наименования, и заключения. Материал диссертации изложен на 123 страницах машинописного текста, включает 14 таблиц и 56 рисунков.

ГЛАВА 1 ОБЗОР И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЙ КИСЛОТНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ТЕРРИГЕННЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ

1.1 Анализ текущего состояния нефтедобывающего сектора Российской

Федерации

На сегодняшний день по годовой добыче нефти РФ занимает второе место в мире, уступая только Саудовской Аравии. По прогнозам Министерства энергетики (рисунок 1.1) средняя годовая добыча на уровне 525-526 млн т в РФ сохранится до 2020 года [1].

550

500

2 450

¡Г м

ы б

о

д

я а в

о

д

доГ

400

350

300

1995

2000

2005

2010 Год

2015

2020

2025

Рисунок 1.1 - Прогноз динамики добычи нефти в Российской Федерации

до 2020 г.

В связи с наличием мощной сырьевой базы, нефтегазовый комплекс для РФ является базовой отраслью экономики, обеспечивая энергетическими ресурсами всю страну, а также влияя на энергетическую стабильность в мире [2, 3]. Так в 2014 году за счет топливно-энергетического комплекса Российской Федерации было сформировано 53 % поступлений в бюджет, 27 % ВВП и 70 % экспорта (рисунок 1.2) [1].

Рисунок 1.2 - Доля топливно-энергетического комплекса в экономике

Российской Федерации

Вместе с тем в настоящее время большая часть крупных нефтяных месторождений находится на поздних стадиях разработки, и, как следствие, снижается доля извлекаемых запасов нефти. В таких условиях большую роль играет вовлечение в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов нефти. На долю ТРИЗ нефти в РФ приходится 67 % от разведанных, из которых на высоковязкие нефти - 13 %, а на низкопроницаемые коллекторы - 38 % (около 90 % которых приходится на Западно-Сибирскую, Волго-Уральскую и Тимано-Печорскую нефтегазоносные провинции) [4, 5, 6].

Согласно [1, 2, 7, 8, 9, 10, 11] проблема восполнения запасов углеводородов может быть решена за счет вовлечения в разработку месторождений, приуроченных к территориям Восточной Сибири, Дальнего Востока, континентального шельфа, коллекторам с низкой проницаемостью, баженовским, хадумским, абалакским, ачимовским, тюменским и доманиковым продуктивным отложениям (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 - Расположение основных групп трудноизвлекаемых запасов нефти

в Российской Федерации

Несмотря на нарастающую необходимость вовлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в активную разработку и их огромное значение для РФ в целом, на государственном уровне так и не принята полноценная методика отнесения запасов к категории трудноизвлекаемых. Так в соответствии с Федеральным законом №126-ФЗ от 8.08.2001 из закона «О недрах» вовсе исключено упоминание о трудноизвлекаемых запасах [10].

На сегодняшний день, наиболее авторитетным источником, предлагающим критерии отнесения запасов к трудноизвлекаемым (таблица 1.1), является Центральная комиссия по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедра по УВС).

Таблица 1.1 - Критерии отнесения запасов нефти к трудноизвлекаемым по рекомендации ЦКР Роснедра по УВС

Группы Критерии Количественные критерии

Аномальных нефтей и нефтяных газов Вязких нефтей В пластовых условиях >30 сПз

Газовый фактор > 200 м3/т

Давление пережима <5 % от Рнас

Наличие Н^ и СО2 >5 %

Неблагоприятных коллекторов Низкопроницаемых < 0,03 мкм2

Низкопористых < 8 %

Пласты прерывистые к < 0,6

Пласты сильнорасчлененные к > 3

Продолжение таблицы 1.1

Группы Критерии Количественные критерии

Неблагоприятных коллекторов Пласты малой нефтенасыщенной мощности -

терригенные < 2 м -

карбонатные < 4 м < 55 %

Низкой нефтенасыщенности -

Пласты с двойной пористостью и проницаемостью Разница в 2 порядка

Контактных зон Контакт «нефть -пластовая вода» Нефтенасыщенная мощность < 3 м

Нефтяная, газовая шапка Мощность газонасыщенной части в 3 раза > нефтенасыщенной части

Горногеологические факторы, осложняющие (удорожающие) бурение скважин и добычу нефти Глубина > 4500 м

Аномальная пластовая температура > 100 °С; < 20 °С

Аномальное пластовое давление Ка > 1,7; КА < 0,7

Многолетнемерзлые породы Мощность > 100 м

Технологическая Выработанность (истощенность) > 0,7 НИЗ

Если обратить внимание на процентные соотношения, приходящиеся на те или иные трудноизвлекаемые запасы (рисунок 1.4), то можно сделать вывод, что основная часть этих нефтей содержится в продуктивных отложениях тюменской свиты, низкопроницаемых коллекторах и залежах, содержащих сверхвысоковязкую нефть (СВН) [10].

3<у0 ^ Баженовская свита

■ Хадумская, доманикова свиты

■ Тюменская свита

■ Низкопроницаемые залежи

■ СВН Битумы

Рисунок 1.4 - Распределение трудноизвлекаемых запасов нефти категорий

АВС1+С2 по основным группам

В настоящее время главным нефтегазодобывающим регионом РФ, является Западная Сибирь. Основные залежи, вмещающие практически все

запасы нефти и газа, включая трудноизвлекаемые, в этом регионе приурочены к терригенным породам-коллекторам [12]. В свою очередь терригенные коллекторы, вмещающие нефть, представляют собой песчаники, пески, алевролиты и алевриты, связанные между собой минеральным веществом -цементом [13]. Для терригенных коллекторов Западной Сибири характерен глинистый, либо карбонатно-глинистый цемент [14]. Поскольку в диссертационной работе рассматриваются терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью (более 5 %) [15, 16, 17, 18], а значительная часть извлекаемых запасов, в том числе ТРИЗ, залегает в Западной Сибири, то ниже приведено несколько примеров таких залежей, расположенных на данной территории.

Продуктивные отложения Красноленинского и Шаимского районов тюменской свиты и Северо-Сосьвинского района тольинской свиты.

Тюменской свите характерны следующие продуктивные пласты: Ю2, содержащие кварц (24-97 %), полевые шпаты (1-35 %), обломки пород (1-41 %), слюды (1-5 %), цемент карбонатно-глинистый, представлен кальцитовыми и доломитовыми карбонатами, а также гидрослюдисто-хлорит-каолинитовыми глинами (5-14 %); Ю4, содержащие кварц (30-100 %), полевые шпаты (20-34 %), обломки пород (24-36 %), слюды (2-5 %), цемент карбонатно-глинистый, представлен кальцитовыми и сидеритовыми карбонатами, а также гидрослюдисто-хлорит-каолинитовыми глинами (2-21 %); Ю5, содержащие кварц (45-60 %), полевые шпаты (16-37 %), обломки пород (10-39 %), слюды (до 2 %), цемент глинисто-карбонатный, представлен гидрослюдистыми глинами, а также кальцитовыми и сидеритовыми карбонатами.

К тольинской свите относятся продуктивные пласты: Ю2, содержащие кварц (75-85 %), полевые шпаты (5-15 %), обломки пород (5-10 %), слюды (5 %), цемент карбонатно-глинистый (3-25 %); Ю3, содержащие кварц (40-85 %), полевые шпаты (10-25 %), обломки пород (5-25 %), слюды (1-10 %), цемент карбонатный, глинистый (5-15 %); Ю4, содержащие кварц (30-65 %), полевые шпаты (10-35 %), обломки пород (10-25 %), слюды (2-7 %), цемент глинисто-

карбонатный (10-30 %); Ю6-8, содержащие кварц (85-90 %), полевые шпаты (1-10 %), обломки пород (5-10 %), слюды (до 2 %), цемент карбонатно-глинистый (20-25 %) [19, 20].

На Вынгапуровском нефтегазоконденсатном месторождении в верхней части тюменской свиты выделяется группа продуктивных пластов ЮВ2-ЮВ7. Песчаники встречаются от тонко- до среднезернистых, средней крепости, полимиктовые, плотные, слабослюдистые, нередко карбонатизированные. Цемент глинистый и карбонатно-глинистый, участками карбонатный. Породы-коллекторы продуктивных пластов мегионской свиты представлены песчаниками однородными, кварцевыми и кварцево-слюдистыми (встречаются кварцевополевошпатовые), мелко- и среднезернистыми, реже тонкозернистыми, крепко- и среднесцементированными, плотными, массивными, обычно с глинистым и глинисто-карбонатным цементом [20].

В пределах Еты-Пуровского нефтегазоконденсатного месторождения карбонатность в коллекторах пластов БП доходит до 6,5 %. В коллекторах

ачимовских отложений (пласты БП13-16) карбонатность достигает значений 14 %.

1 2

Карбонатность в коллекторах пластов Ю1 - доходит до 11 %, а пластов Ю2 - не превышает 13,4 % [20].

Таким образом, терригенные породы-коллекторы, расположенные на территории Западной Сибири, в основном имеют полиминеральный цементирующий материал, включающий глины и карбонаты, что необходимо учитывать при разработке технологий кислотного воздействия на них.

1.2 Анализ причин снижения фильтрационных характеристик призабойной

зоны пласта

До того, как продуктивные горизонты нефтяного месторождения подвергаются вскрытию скважинами, физические параметры пласта, такие как давление, температура, распределение флюидов в залежи, пребывают в установившемся (стабильном) состоянии, достигнутом за долгое время с начала формирования залежи. Как только пласт подвергается внешнему воздействию

(первичное и вторичное вскрытие бурением, глушение скважин), установившееся состояние в нем нарушается. Зону продуктивного пласта, расположенную вблизи добывающей скважины и наиболее подверженную отрицательному воздействию при различных технологических мероприятиях, принято называть призабойной зоной пласта [21].

В результате различных видов воздействий (механическое, физико-химическое, термодинамическое) в процессе вскрытия и заканчивания скважин, серьезному воздействию и изменению подвергаются коллекторские характеристики пород в ПЗП. При этом существует две «полярные» технологии первичного вскрытия - при репрессии на пласт (наиболее распространенная) и бурение на равновесии или на депрессии. При бурении на репрессии давление промывочной жидкости (ПЖ) в скважине (Рскв) превышает пластовое давление (Рпл). Вследствие этого происходит проникновение ПЖ в пласты и их кольматация (рисунок 1.5). При традиционном бурении на репрессии в зону риска также попадают скважины месторождений, находящихся на завершающих стадиях разработки. Пластовое давление на таких месторождениях значительно снижено, и происходит еще более глубокое проникновение фильтрата бурового раствора (БР) в пласт. При использовании технологии бурения на депрессии (Рскв < Рпл) не происходит проникновение фильтрата БР в пласт и его кольматация, а, наоборот, наблюдается приток пластового флюида из него в скважину непосредственно в процессе бурения, что позволяет сохранить естественные ФЕС пород-коллекторов. Схема процессов, происходящих при бурении скважин на репрессии и депрессии, показана на рисунке 1.5 [22].

Наиболее часто указывают следующие преимущества вскрытия пластов на депрессии [23]: сохранение и даже улучшение естественных ФЕС продуктивных пластов, благодаря притоку пластовой жидкости в процессе вскрытия; исключение отрицательного воздействия на продуктивный горизонт бурового и цементного растворов, используемых при традиционной технологии, а также избыточных давлений при бурении и креплении; минимальное число проблем, таких как прихваты бурового инструмента и потеря циркуляции, при бурении в

истощенных пластах; снижение отрицательного воздействия на окружающую среду по причине утилизации отработанного БР; увеличение степени извлечения нефти благодаря повышению проницаемости ПЗП (скин-эффект); повышение скорости проходки и продолжительности работы долота на забое в результате снижения давления на него; увеличение дебита скважин, результатом чего является сокращение сроков окупаемости их строительства; вовлечение в разработку низкорентабельных нефтяных залежей и месторождений, а также продуктивных горизонтов, которые могли быть пропущены при традиционной технологии вскрытия.

Рисунок 1.5 - Схема процессов, происходящих в системе «пласт - скважина» при бурении скважины: а) на репрессии; б) на депрессии

Несмотря на все перечисленные преимущества, технология вскрытия продуктивных пластов на депрессии пока что не нашла широкого применения в РФ, ввиду следующих недостатков [23]: большой риск выброса углеводородов, а затем взрыва и пожара; высокая стоимость бурения, зависящая от типа раствора, особенно для горизонтальных скважин; не всегда получается выдержать депрессию, что при отсутствии глинистой корки может привести к быстрому и сильному ухудшению состояния незащищенного продуктивного пласта; сложность моделирования и прогнозирования поведения сжимаемых (аэрированных) буровых жидкостей.

В РФ повсеместно используется бурение на репрессии с использованием глинистых и полимерных буровых растворов на водной основе, в частности в самом большом нефтегазодобывающем регионе страны - Западной Сибири [14]. В этой связи, ниже рассмотрены причины снижения проницаемости ПЗП пород-коллекторов, происходящие в процессе бурения, цементирования, вторичного вскрытия и освоения скважин. Среди них можно выделить следующие [21, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33]:

• Проникновение в поровое пространство ПЗП твердых частиц БР и выбуренной породы в процессе бурения, капитального ремонта или вторичного вскрытия, а также частиц цементного раствора при тампонажных работах.

• Проникновение фильтрата БР или цементного раствора в ПЗП и, как следствие, набухание глинистых минералов, входящих в состав породы.

• Выпадение в осадок полимеров и диспергирующих добавок из фильтратов БР в пласте и закупоривание каналов фильтрации.

• Образование разнообразных осадков при взаимодействии фильтратов буровых и цементных растворов с пластовыми водами различной минерализации.

• Возникновение блокирующей водной преграды при проникновении в ПЗП воды и оттеснение нефти в глубь пласта.

• Образование устойчивых водонефтяных эмульсий при контакте фильтратов БР с насыщающими пласт флюидами.

• Отложение асфальтосмолопарафиновых отложений в поровом пространстве в случае охлаждения пласта при разбуривании.

• Образование зоны со сниженной проницаемостью (снижение составляет в среднем 80 %) вокруг перфорационных каналов.

Схематичное изображение состояния пористой среды пласта вокруг скважины после первичного и вторичного вскрытия, представлено на рисунке 1.6 [31].

Рисунок 1.6 - Схематичное изображение состояния пористой среды пласта вокруг

скважины после первичного и вторичного вскрытия: 1 - обсадная колонна; 2 - цементное кольцо; 3 - зона кольматации (бурение, цементирование);

4 - зона кольматации (перфорация); 5 - пест; 6 - зона проникновения фильтрата рабочих растворов; 7 - зона с естественной проницаемостью пласта

Чтобы избегать глубокого проникновения фильтратов буровых растворов в пласт, часто применяют добавки разнообразных загустителей - полимеров. Применяются следующие загустители: метилакрилат, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), полиакриламид (ПАА), акрилонитрил, гипан, сайпан, сайдрил, дк-дрилл и др. [29, 34, 35, 36, 37, 38]. Так же иногда применяют вспомогательные добавки -асбест, гидрофобизаторы и ингибиторы [36, 39]. Преимуществом БР на полимерной основе является то, что в процессе бурения полимер частично отфильтровывается на границе «скважина - пласт», образуя практически непроницаемую корку, которая защищает пласт и снижает возможность глубокого проникновения в него фильтрата БР. После бурения скважины корка легко удаляется путем проведения солянокислотной обработки (СКО) ПЗП [5]. Однако, согласно источникам [5, 40], при использовании буровых растворов на полимерной основе снижение проницаемости образцов горной породы может происходить в 2 раза.

Перспективным направлением повышения качества вскрытия продуктивных пластов является применение растворов на углеводородной (УВ) основе [37]. В качестве УВ фазы используют: отработанные масла, дизельное топливо, нефть, битум, гудрон. Преимущество таких растворов в том, что их фильтраты не приводят к набуханию минералов, чувствительных к воде и

кольматации фильтрационных каналов [29]. Так в работах [41, 42] показано, что в условиях нормальной температуры фильтраты БР на нефтяной основе проницаемость кернов не снижают. При возрастании температуры до значения 75 °С коэффициент восстановления проницаемости находится в пределах 99100 %, а при температуре 120 °С - понижается до пределов 92-95 %. Дизельное топливо при аналогичных условиях тоже практически не снижает фильтрационные характеристики кернов [29].

Так же стоит отметить, что в РФ значительный объем работ по вторичному вскрытию осуществляется посредством кумулятивной перфорации, при этом забойные давления превышают пластовые, а эксплуатационная колонна заполняется буровым раствором, который использовался при первичном вскрытии [43].

Еще одной причиной снижения проницаемости призабойной зоны добывающих скважин, является воздействие на нее жидкостями глушения в процессе подземного ремонта. Применяемые в нефтегазовой промышленности жидкости глушения скважин (ЖГС) можно разделить на 2 класса [44]:

• ЖГС на водной основе;

• ЖГС на углеводородной основе.

Наибольшее распространение в РФ из-за наименьшей токсичности, наибольшей экологичности, пожаробезопасности и легкодоступности регентов для приготовления получили ЖГС на водной основе. Как правило, в качестве ЖГС на водной основе применяют пластовые воды различной минерализации и водные растворы неорганических солей (CaCl2, KCl, NaCl, ZnCl2, MgCl2, SnCl2, CaBr2, KBr, NaBr, ZnBr2, NaNÜ3, Ca(NÜ3)2, K3PO4, Na3PÜ4) [44].

Ухудшение фильтрационных свойств продуктивного коллектора может быть вызвано множеством причин, основными из которых являются [44]:

• поглощение ЖГС продуктивным пластом;

• набухание глинистого материала породы вследствие контакта с фильтратом ЖГС;

• кольматация пористой среды коллектора частицами твердой фазы ЖГС и продуктами коррозии;

• образование стойких водонефтяных эмульсий в зоне контакта ЖГС с пластовыми флюидами;

• образование асфальтосмолопарафиновых отложений и малорастворимых осадков при изменении термодинамических параметров пласта;

• снижение проницаемости ПЗП по нефти в результате гидрофилизации порового пространства породы-коллектора вследствие ее контакта с фильтратом ЖГС и др.

Во многих нефтегазоносных регионах Российской Федерации проблема снижения естественной проницаемости ПЗП сильно обостряется в связи с увеличением числа месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. В то же время самыми распространенными составами при глушении нефтяных скважин в таких регионах являются технологические жидкости на основе водных растворов солей. Их влияние особенно заметно на сложнопостроенных полимиктовых коллекторах юрских отложений (месторождения Западной Сибири) в виде существенного снижения дебитов скважин (в 1,5-2,0 раза), длительности процесса их освоения (1-5 сут) и вывода на режим (10-30 сут), росте обводненности добываемой продукции (на 30-70 %) [44].

В таких условиях сохранить первоначальные ФЕС призабойной зоны практически невозможно и часто, в процессе освоения добывающих скважин, прибегают к таким технологическим операциям, как кислотная обработка или гидроразрыв пласта.

1.3 Основополагающие принципы проведения кислотной обработки в

терригенных коллекторах

Кислотная обработка ПЗП представляет собой один из относительно малозатратных, эффективных и поэтому часто применяемых в нефтегазовой промышленности методов повышения дебитов добывающих скважин и

приемистости нагнетательных. Целью обработки ПЗП является устранение ее загрязнений, которые могут происходить вследствие воздействия: бурового раствора, в процессе первичного и вторичного вскрытия пласта; тампонажного состава, при цементации обсадных колонн; жидкостей глушения скважин, при проведении ремонтных работ [45, 46, 47, 48].

Стандартный подход к выбору технологии обработки призабойной зоны (ОПЗ) опирается только на такой параметр, как эффективная мощность продуктивного пласта. Оптимальная же технология, дающая максимальный эффект, прежде всего, подбирается с учетом причины загрязнения ПЗП, принятием во внимание таких параметров пласта, как: температура; фильтрационно-емкостные свойства; гранулометрический и минералогический состав пород; химический состав пластовых флюидов [45, 46].

Для обработки карбонатных пород-коллекторов в основном используют солянокислотные растворы (СКР), а для терригенных коллекторов, представленных полимиктовыми песчаниками, после СКР проводят закачку глинокислотных растворов (ГКР). Эти обработки называют солянокислотными и глинокислотными, соответственно [25]. В качестве глинокислоты обычно применяют смесь соляной (10-15 %) и фтористоводородной (1-5 %) кислот [46, 48, 49, 50]. В терригенных коллекторах, наиболее часто, применяют следующие виды кислотных обработок [48]:

• солянокислотные обработки;

• глинокислотные обработки;

• двухрастворные обработки, когда сначала задавливают в пласт соляную кислоту для удаления карбонатных включений, а затем глинокислоту, воздействующую на силикатосодержащие минералы.

Механизм воздействия кислот на породу-коллектор необходимо рассматривать со следующих позиций: степени растворения пород и материалов, кольматирующих пласт; скорости реакции; образования продуктов реакции; изменения фильтрационно-емкостных характеристик [25]. Особенно это важно при обработках терригенных коллекторов, так как они чаще всего представляют

собой конгломерат различных минералов. В таблице 1.2 представлены минералы, которые могут входить в состав терригенного коллектора [15, 51, 52].

В основном песчаные коллекторы образованы различными силикатными материалами: кварцем, кремнистыми сланцами, полевыми шпатами, слюдой. Каркас породы, как правило, состоит из песка, отложения в порах являются вторичными минералами, которые служат цементирующим материалом для зерен песка. Также в поровом пространстве песчаника присутствуют аутигенные глины [15, 52]. На рисунке 1.7 представлена схема строения песчаников [53].

Таблица 1.2 - Наиболее часто встречающиеся минералы терригенного коллектора

Группа Минерал Химический состав

Кварц Кварц 8102

Ортоклаз КЛ181308

Полевые шпаты Альбит №^308

Плагиоклаз (№, Са)Л1(813, Л1)81208

Слюды Биотит К(М& Бе2+)3(Л1, Ее3+)8130ю(0Н)2

Мусковит КЛ12(Л1813)0ю(0Н)2

Каолинит Л148140Ш(0Н)8

Иллит (Н3, 0, К)у(Л14Бе4Мв4Мвб)(818уЛ1у)02о(0Н)4

Глины Смектит (Сао,5 Ка^СМ, М& РеЖЯ Л1>02о(0НупН20

Хлорит (М& Бе2+, Бе3+)Л181301о(0Н)8

Монтмориллонит Л1481802о(0Н)4

Кальцит СаС03

Карбонат Доломит Анкерит СаМв(С03)2 Са(Бе, М& Мп) (С03)2

Сидерит БеС03

Сульфаты Гипс Ангидрит Са804^2Н20 Са804

Хлориды Галит КаС1

Металлические Оксиды железа Бе0, Бе203, Бе304

оксиды

Вторичный цемент: Кварц, полевой карбонат, кварц шпат, кремнистый Подстилающие \ сланец и слюда

!

Подстилающие поры глины.

Рисунок 1.7 - Схема строения песчаника

Реальная растворимость разнообразных минералов, входящих в состав песчаного коллектора, зависит, в основном, от их расположения в структуре породы-коллектора. Так как будет растворена только контактирующая с кислотным составом (КС) поверхность минерала, то наиболее реакционно-активными являются минералы, имеющие большую площадь взаимодействия. Кальцийсодержащие минералы и глины, в связи с большой площадью удельной поверхности и реакционной активностью, реагируют с соляной и плавиковой кислотами (реакции 1.1-1.3) быстрее в сравнении с полевыми шпатами (реакция 1.4), а полевые шпаты реагируют быстрее, чем кварц (реакция 1.5). Образующийся при реакции плавиковой кислоты с кварцем тетрафтористый кремний, также может вступать в реакцию с НБ, в результате этой реакции

образуется гексафторкремниевая кислота (реакция 1.6) [15, 52, 54].

СаС03 + 2НС1 ^ СаС12 + СО2Т + Н2О (1.1)

СаС03 + 2Ш ^ Сар2| + СО2Т + Н2О (1.2)

Л14314010(0И)8 + 24ИЕ+4И+ ^ 4AlF2+ + 481Б4Т + 18Н20 (1.3)

КаЛ131308 + 14ИБ + 2И+ ^ №+ + Л1Б2+ + 381Е4| + 8Н20 (1.4)

4ИБ + БЮ2 ^ SiF4t + 2И20 (1.5)

81Б4 + 2HF ^ Н281Б6 (1.6)

При взаимодействии карбонатной составляющей терригенного коллектора с плавиковой кислотой выпадает плохо растворимый осадок фторида кальция (СаБ2), который может кольматировать каналы фильтрации. Поэтому при

значительном содержании кальцийсодержащих минералов (более 5 %) в обрабатываемом коллекторе, часто прибегают к предварительной обработке ПЗП соляной кислотой с целью их растворения и удаления [45, 5о, 55].

При взаимодействии плавиковой кислоты с минералами песчаников, можно выделить несколько классов реакций: первичные, вторичные, третичные (рисунок 1.8). Вблизи ствола скважины происходят первичные реакции закачиваемых кислот с породообразующими минералами, в результате чего образуются осадки фторидов кальция, алюминия и кремния (реакции 1.7-1.11).

Н281Бб + 2Ка+ ^ ^81Б6| + 2Н+ (1.7)

Н281Бб + 2К+ ^ ^Бб! + 2Н+ (1.8)

Н3Л1Б6 + 3Ка+ ^ №3ЛШ6| + 3Н+ (1.9)

Н3Л1Б6 + 3К+ ^ К3ЛШ6| + 3Н+ (1.Ю)

Минерал + 3Ш ^ ЛШ3| + 3Н+ (1.11)

На большем расстоянии от ствола скважины, продукты первичных реакций вступают в более медленно протекающие вторичные реакции, в результате которых может выпадать студинистый гель кремниевой кислоты, называемый силикагелем (реакция 1.12).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Подопригора Дмитрий Георгиевич, 2016 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Презентация А.В. Новака «Итоги работы Минэнерго России и основные результаты функционирования ТЭК в 2014 году. Задачи на среднесрочную перспективу». - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http: //minenergo. gov.ru/no de/92

2. Гаврилов В.П. Состояние ресурсной базы нефтедобычи в России и перспективы ее наращивания / В. П. Гаврилов, Е. Б. Грунис // Геология нефти и газа. 2012. №5. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.gubkin.ru/faculty/geology_and_geophysics/chairs_and_departments/geolog y/Resourse%20base%20conditions.pdf

3. Овинникова К. Н. Современное состояние нефтегазового комплекса России и его проблемы // Известия Томского политехнического университета. 2013. Т. 322. №. 6. - С. 47-51.

4. Якуцени В.П. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе / В.П. Якуцени, Ю.Э. Петрова, А.А. Суханов // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. Т.2. -329 с.

5. Подопригора Д.Г. Лабораторные исследования изменения фильтрационно-емкостных свойств полимиктовых песчаников при их вскрытии с использованием полимерного бурового раствора / Д.Г. Подопригора, А.В. Петухов, О.Б. Сюзев // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2015. Т.10. -[Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://ngtp.ru/rub/12/10_2015.pdf

6. Алтунина Л.К. Физико-химические технологии с применением гелей, золей и композиций ПАВ для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, И.В. Кувшинов. -[Электронный ресурс.] - Режим доступа: http s://geors.ru/media/pdf/04_Altunina_n_s .pdf

7. Резерв добычи // Сибирская нефть. Приложение «Технологии». 2013. № 100. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа:

http://gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094492/?sphrase_id=104567

8. Сланцевая нефть: российская альтернатива // Сибирская нефть. Приложение «Технологии». 2013. № 100. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://old.gazpromneftdzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-projects/1094493/?sphrase_id=53

9. Сложности построения // Сибирская нефть. Приложение «Технологии». 2013. № 100. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://gazpromneft.dzeta.3ebra.com/sibneft-online/arhive/2013-april-

proj ects/1094494/?sphrase_id= 104613

10. Клубков С. Стимулирование разработки ТРИЗ поможет поддержать уровень добычи нефти в России // Oil & Gas Journal Russia. Спецвыпуск: Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы. 2015. №. 6-7. - С. 6-11.

11. Презентация Ю.А. Кузьмина «Критерии идентификации и характеристика залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти». - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://www.petroleum.ru/_src/Listeners.Item/31_material/1916837563/kuzmin.pdf

12. Перспективная неоднородность // Сибирская нефть. Приложение «Технологии». 2013. № 100. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http: //old.gazpromneft.dzeta. 3 ebra.com/sibneft-online/arhive/2013 -april-projects/1094495/

13. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М.: Недра, 1969. - 368 с.

14. Гайворонский И.Н. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири. Их вскрытие и опробование / И.Н. Гайворонский, Г.Н. Леоненко, В.С. Замахаев. М.: ЗАО «Геоинформмарк», 2000. - 364 с.

15. Цыганков В.А. Разработка кислотных составов для низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов: диссертация ... кандидата технических наук: 02.00.11 / Цыганков Вадим Андреевич. - Москва, 2011. - 162 с.

16. McLeod H.O., Coulter A.W. The Use of Alcohol in Gas Well Stimulation // paper SPE 1663, presented at the SPE Eastern Regional Meeting, Columbus, Ohio, USA. - 1966.

17. Магадова Л.А. Кислотный состав для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов с высокой карбонатностью и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением / Л.А. Магадова, М.А. Силин, Е.Г. Гаевой [и др.]. - Патент РФ № 2407769, Бюл. № 36, 27.12.2010.

18. Николаев Н.М. Кислотный состав для обработки скважин в карбонатных и терригенных коллекторах и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с его применением / Н.М. Николаев, В.И. Кокорев, В.Б. Карпов [и др.]. - Патент РФ № 2543224, Бюл. № 6, 27.02.2015.

19. Злобина О.Н. Строение, состав и обстановки формирования юрских отложений приуральской части Западной Сибири в связи с нефтегазоносностью региона: диссертация ... кандидата геолого-минералогических наук: 25.00.06 / Злобина Ольга Николаевна. - Новосибирск, 2009. - 300 с.

20. Подопригора Д.Г. Кислотный состав для освоения нефтяных скважин, вскрывших терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью / Д.Г. Подопригора, Д.В. Мардашов // Международный научно-исследовательский журнал. 2016. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://research-joumal.org/eart^kislotnyj-sostav-dlya-osvoeniya-neftyanyx-skvazhin-vskryvshix-terrigennye-kollektory-s-povyshennoj-karbonatnostyu.

21. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: Недра, 2001. - 543 с.

22. Тагиров К.М. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии / К.М. Тагиров, В.И. Нифантов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. -160 с.

23. Дияшев Р.Н. Бурение скважин со вскрытием продуктивных пластов на депрессии: опыт ОАО «РИТЭК» в Татарстане / Р.Н. Дияшев, А.С. Якимов // Нефтяное хозяйство. 2005. №11. - С. 28-34.

24. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков // Учебное пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 667 с.

25. Басарыгин Ю. М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб, для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. - 584 с.

26. Освоение скважин: Справочное пособие / А.И. Булатов, Ю.Д. Качмар, П.П. Макаренко и др. М.: ООО «Недра-Бизнеспентр», 1999. - 473 с.

27. Калинин А.Г. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ / А.Г. Калинин, А.З. Левицкий, Б.А. Никитин. М.: Недра, 1998. - 440 с.

28. Гилязов Р.М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. М.: Недра, 2002. - 255 с.

29. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных платов / Н.А. Петров, И.Н. Давыдова, В.Г. Султанов и др. СПб.: ООО «Недра», 2007. - 548 с.

30. Хайн Н. Д. Геология, разведка, бурение и добыча нефти / Пер. с англ. М.: ЗАО «Олимп - Бизнес», 2004. - 752 с.

31. Мордвинов А.А. Освоение эксплуатационных скважин: Учебное пособие. Ухта: УГТУ, 2004. - 107 с.

32. Булатов А.И. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебно-методическое пособие / А.И. Булатов, С.В. Долгов. Краснодар: Издательский Дом - Юг, 2015. - 674 с.

33. Медведев А.Д. Применение комбинированной технологии обработки скважин композицией на основе соляной кислоты и реагента ПАК / А.Д. Медведев, С.С. Сабитов, С.Я. Садивский // Нефтяное хозяйство. 2008. №1. - С. 94-95.

34. Безглинистые полимерсолевые растворы с кольматирующим свойством для вскрытия продуктивных пластов / М.Р. Мавлютов, А.Г. Нигматулина, Н.А. Валеева и др. // Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: тезисы докладов 2-й Всесоюзной научно-технической конференции,

посвященной 60-летию со дня рождения академика АН АзССР А.Х. Мирзаджанзаде. Ивано-Франковск, 1988. - С. 4-5.

35. Основные направления повышения качества вскрытия продуктивных пластов / Н.И. Крысин, Т.И. Крысина, С.В. Ильясов и др.// Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Пермского Приуралья. М.: Недра, 1988. - С. 60-64.

36. Влияние безглинистого соленасыщенного раствора КМЦ на качество вскрытия продуктивных пластов / В.В. Казанский, О.А. Брагина, В.П. Низовцев и др. // Нефтяное хозяйство. 1938. №1. - С. 21-25.

37. Вскрытие продуктивных пластов растворами на углеводородной основе на месторождениях Западной Сибири / Ю.Ф. Логинов, Н.Л. Радковец, В.Г. Матюшов и др. // Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: тезисы докладов 2-й Всесоюзной научно-технической конференции, посвященной 60-летию со дня рождения академика АН АзССР А.Х. Мирзаджанзаде. Ивано-Франковск, 1988. - С. 38-39.

38. Фридляндер Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах. М.: Недра, 1985. - 201 с.

39. Буровые и цементные растворы для вскрытия и крепления продуктивных горизонтов с низкими пластовыми давлениями и температурами / И.И. Белей, С.Н. Безруков, Г.К. Ощепкова и др. // Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: тезисы докладов 2-й Всесоюзной научно-технической конференции, посвященной 60-летию со дня рождения академика АН АзССР А.Х. Мирзаджанзаде. Ивано-Франковск, 1988. - С. 41-42.

40. Исследование влияния полимерных буровых растворов на оценку коллекторских свойств пластов по керну/ А.С. Немков, Д.Ю. Катошин, Б.Ф. Борисов и др. // Нефтяное хозяйство. 2013. №11. - С. 97-101.

41. Минхайров К.Л. Анализ применения некоторых новых методов вскрытия продуктивных пластов // Татарская нефть. 1963. №1.

42. Токунов В.И. Влияние промывочных жидкостей на водной и углеводородной основе на проницаемость призабойной зоны / В.И. Токунов, Л.К.

Мухин // Научная конференция МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, посвященная 50-летию Октября: тезисы докладов М.: МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1967. - С. 24-29.

43. Басарыгин Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. пособие для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 632 с.

44. Мардашов Д.В. Обоснование технологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин при подземном ремонте: диссертация ... кандидата технических наук: 25.00.17 / Мардашов Дмитрий Владимирович. - Санкт-Петербург, 2008. - 130 с.

45. Подопригора Д.Г. Разработка кислотного состава для условий высокотемпературных терригенных пород-коллекторов / Д.Г. Подопригора, Д.В. Мардашов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. №6. -[Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://ogbus.ru/issues/6_2015/ogbus_6_2015_p 162-178_PodoprigoraDG_ru.pd

46. Петров И.А. Комплексный подход к обработке призабойной зоны пласта как способ интенсификации добычи / И.А. Петров, М.А. Азаматов, П.М. Дрофа // Георесурсы. 2010. № 1(33). - С. 7-10.

47. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 256 с.

48. Блажевич В.А. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин / В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев. М.: Недра, 1985. - 208 с.

49. Кислотная композиция «Химеко ТК-2» для низкопроницаемых терригенных коллекторов / Л.А. Магадова, М.А. Силин, Э.Ю. Тропин и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. № 5. - С. 80-81.

50. Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне / Ю.В. Семенов, В.С. Войтенко, К.М. Обморышев и др. М.: Недра, 1983. - 285 с.

51. Nitters G., Hagelaars A.M.P. Careful Planning and Sophisticated Laboratory Support: The Key to Improved Acidisation Results // paper SPE 20967,

presented at the 59-th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA. -1990.

52. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов: Учеб. Пособие для студентов вузов / М.А. Силин, Л.А. Магадова, В.А. Цыганков и др. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. - 120 с.

53. Кроуи К. Тенденции в кислотной обработке матрицы / К. Кроуи, Ж. Масмонтейл, Р. Томас // Нефтяное обозрение. 1996. № 3. - С. 20-30.

54. DaMotta E.P., Plavnik В., Schechter R.S. Optimizing Sandstone Acidizing // SPERE. - 1992. - P. 149-153.

55. Силин М.А. Эффективные жидкости для интенсификации нефтедобычи высококарбонатных терригенных коллекторов с повышенными и экстремально высокими температурами / М.А. Силин, Л.А. Магадова, В.А. Цыганков // Технологии нефти и газа. 2011. № 3. - С. 16-19.

56. Возможности интенсификации притока в высокотемпературных скважинах / Салах Аль-Харти, Оскар А. Бастос, Мэтью Сэмюэл и др. // Нефтегазовое обозрение. 2008-2009. Т. 20. №. 4. - С. 66-79.

57. F.E. Tuedor, Z. Xiao, MJ. Fuller, D. Fu, G. Salamat, S.N. Davies and B. Lecerf. A Breakthrough Fluid Technology in Stimulation of Sandstone Reservoirs // paper SPE 98314. - 2006.

58. Глущенко В.Н. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах. - Т.4. Кислотная обработка скважин / В.Н. Глущенко, М.А. Силин; под ред. проф. И.Т. Мищенко - М.: Интерконтакт Наука, 2010. - 703 с.

59. Исследование воздействия жидкостей глушения и кислотных растворов на заглинизированные терригенные коллекторы / Т.В. Хисметов, А.М. Бернштейн, Э.И. Криман и др. // Нефтяное хозяйство. 2007. №3. - С. 92-95.

60. Кислотная композиция Химеко ТК-2 для увеличения продуктивности скважин низкопроницаемых терригенных коллекторов месторождения Узень / Р.С. Магадов, JI.A. Магадова, В.М. Зайцев и др. // Нефтепромысловое дело. 2006. №9. - С. 21-25.

61. Hall B.E. A new technique for generating in-situ hydrofluoric acid for deep clay damage removal // JPT. - 1978. - Vol.30. - No.9. - P. 1220 - 1224.

62. Сидоровский В.А. Глинокислотные обработки скважин в Западной Сибири. Нефтепромысловое дело. 1971. № 11. - С. 32-35.

63. Глазков А.А. О возможности применения сульфаминовой кислоты для обработки терригенных коллекторов / А.А. Глазков, Ф.Н. Маричев // Нефтепромысловое дело. 1980. №7. - С. 35-37.

64. Новые составы для обработки терригенных пластов месторождений Республики Беларусь / А.И. Гариленко, Н.А. Демяненко, В.Г. Пысенков и др. // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч. тр. БелНИПИнефть. Гомель: ЧУП ЦНТУ «Развитие», 2007. Вып.6. - С. 192-201.

65. Спарлин Д. Новая кислотная система для обработки известковых песчаников// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1982. №12. - С. 17-19.

66. Ziauddin М. Method for characterizing secondary and tertiary reactions using reservoir cores/M. Ziauddin, M. Gillard, B. Lecerf et al.// SPEPF. - 2005. -Vol.20. - No.2. - P. 106-114.

67. Pat. 5375660 US, Cl5. E2B 43/27. Method to increase the flow capacity of a geologic formation/ C.D. Wehunt. - Publ.27.12.94.

68. Калинин В.Ф. Интенсификация притоков нефти и газа при освоении скважин, вскрывших терригенные коллекторы // Нефтяное хозяйство. 2005. №1. -С. 61-63.

69. Халадов А.Ш. Анализ эффективности химических методов воздействия на песчано-алевролитовые трещиновато-пористые отложения Восточного Предкавказья // Вопросы современной науки и практики. 2008. №4(14). Т. 2. - С. 184-189.

70. РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов». Краснодар: ОАО НПО «Бурение», 2004. - 132 с.

71. РД 39-2-645-81 «Методика контроля параметров буровых растворов».: ВНИИКРнефть, 1981.

72. Леушева Е.Л. Буровые технологические жидкости: Методические указания к лабораторным работам для студентов направления 131000 «Нефтегазовое дело» профиль «Бурение нефтяных и газовых скважин»/ Е.Л. Леушева, М.В. Турицына, И.А. Страупник и др. // Национальный минерально -сырьевой университет «Горный». СПб, 2014. - 65 с.

73. ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств».

74. ГОСТ 26450.1-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением».

75. ГОСТ 26450.2-85 «Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации».

76. ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

77. ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации».

78. Шангараева Л.А. Исследование основных параметров полимерной технологической жидкости и ее влияние на коллекторские характеристики полимиктовых песчаников/ Л.А. Шангараева, Д.Г. Подопригора // Интернет-журнал «Науковедение». 2015. №3. - [Электронный ресурс.] - Режим доступа: http://naukovedenie.ru/PDF/39TVN315.pdf

79. Подопригора Д.Г. Лабораторные исследования кислотных составов для условий высокотемпературных продуктивных пластов с карбонатосодержащими песчаниками / Д.Г. Подопригора, Д.В. Мардашов, А.В. Бондаренко // Сборник тезисов I Международной школы-конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Биомедицина, материалы и технологии XXI века». Казань: Изд-во Казан. ун-та, 2015. - С. 274.

80. Подопригора Д.Г. Разработка кислотного состава для условий высокотемпературных продуктивных пластов с полимиктовыми карбонатосодержащими песчаниками / Д.Г. Подопригора, Д.В. Мардашов, А.В.

Бондаренко // Актуальные проблемы науки и техники: материалы VIII Международной научно-практической конф. молодых учёных: в 3 т. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2015. - С. 57-59.

81. Глущенко В.Н. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах. - Т.1. Растворы электролитов / В.Н. Глущенко, М.А. Силин; под ред. проф. И.Т. Мищенко - М.: Интерконтакт Наука, 2009. - 588 с.

82. Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску // Пер. с румынск. М.: Недра, 1985. -184 с.

83. Gardner T.R. Acids aided by microemulsions increase permeability// Petr. Eng. Int. - 1989. - Vol.61. - No.7. - P.27.

84. Глущенко В.Н. Нефтепромысловая химия: Изд. в 5-ти томах. - Т.2. Объемные и поверхностно-активные свойства жидкостей / В.Н. Глущенко, М.А. Силин; под ред. проф. И.Т. Мищенко - М.: Интерконтакт Наука, 2010. - 549 с.

85. Гордон Дж. Органическая химия растворов электролитов / Пер. с англ. М.: Мир, 1979. - 712 с.

86. Мицелообразование, солюбилизация и микроэмульсии: пер. с англ./Под ред. К. Миттела. - М.: Мир, 1980. - 597 с.

87. Плетнев М.Ю. Косметико-гигиенические моющие средства. М.: Химия, 1990. - 272 с.

88. Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии. Поверхностные явления и дисперсные системы: Учебник для вузов. М.: Химия, 1982. - 400 с.

89. Соболева О.А. Смешанные мицеллы и адсорбционные слои неионогенного поверхностно-активного вещества с катионным (мономерным и димерным) / О.А. Соболева, М.В. Кривобокова // Вестник Московского университета. М.: Химия, 2004. Т.45. №5. - С. 344-349.

90. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии / Пер. с англ. М.: КолосС, 2003. - 312 с.

91. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин: Учебное пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - 78 с.

92. Захарова Е.Ф. Скважинная добыча нефти: Методическое пособие по проведению практических занятий по дисциплине «Скважинная добыча нефти» для студентов всех форм обучения и студентов АЗЦ МРЦПК специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»/ Е.Ф. Захарова, А.И. Павлова // Альметьевский государственный нефтяной институт. Альметьевск, 2009. - 180 с.