Применение коллоидных реагентов при водоизоляции в газовых скважинах сеноманского горизонта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.11, кандидат технических наук Гущина, Юлия Федоровна

• Гущина, Юлия Федоровна
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Гущина, Юлия Федоровна

Введение.

Глава 1 Литературный обзор.

1.1 Методы крепления и капитального ремонта скважин.

1.2.Современные методы крепления и капитального ремонта скважин.

1.3 Современные цементные тампонажные составы и методы регулирования их характеристик.

1.4. Методы водоизоляции в нефтяных и газовых пластах.

1.5. Методы создания водоизоляционных экранов в нефтяных и газовых пластах

Глава 2 Методы исследования.

2.1 Методики исследования цементных растворов.

2.2. Методика фильтрационного эксперимента.

Глава 3 Результаты исследования CTJI для повышения качества крепления скважин.

3.1 Соотношение прочностных и адгезионных характеристик цементного камня.

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

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

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

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

3.6. Результаты исследования реологических характеристик цементных растворов

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

4.1. Разработка гидрофобизирующего состава для селективной водоизоляции.

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

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Применение коллоидных реагентов при водоизоляции в газовых скважинах сеноманского горизонта»

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

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

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

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

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

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

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

Цель работы.

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

Основные задачи исследований.

1. Анализ существующих методов водоизоляции в газовых скважинах.

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

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

Научная новизна.

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

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

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

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

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

Практическая ценность работы.

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

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

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

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

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

Заключение диссертации по теме «Коллоидная химия и физико-химическая механика», Гущина, Юлия Федоровна

Основные результаты и выводы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение

Проведенный обзор литературы показывает следующее.

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

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

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

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

Глава 2 Методы исследования

2.1 Методики исследования цементных растворов

2.1.1 Методика исследования свойств цементного раствора и прочностных характеристик цементного камня

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

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

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

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

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

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

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

40±0,15

МАНН

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

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

2 5

11/ £Т 0,1

1 // 0,1 А| у»* , 25 ±0,1 2'5 к,

1 1 о" <2 гч

1 >

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

Рисунок 2.6 - Вид устройства для определения прочности на сжатие

Рисунок 2.7 - Образец-баллочка после разрушения

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

2.1.2 Методика исследования адгезионных характеристик цементного камня

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

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

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

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

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

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

Рисунок 2.9 - Вид металлических образцов после пескообработки

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

• ■ {

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

Прочность контакта рассчитывали по следующей формуле:

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

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

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

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

Sm = S/n1/2

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

2.2. Методика фильтрационного эксперимента

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

2.2.1 Методика подготовки моделей пласта

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

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

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

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

53

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

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

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

2.2.2.Методика фильтрационного эксперимента

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

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

55

Сков экасршгнтенг 2-х знойной иадюн каста

1 -моделип-ггга(ч0::3,2)

2 - нмникн дзш газа г. срганичсской фвзь:

3 - мерники дяа в:ды

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

Для характеристики композиций использовали следующие параметры.

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

В случае установившейся фильтрации:

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

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

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

А = 100*- к2)/кх = 100*(Л- 1)/Я.

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

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

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

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

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

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

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

3.1 Соотношение прочностных и адгезионных характеристик цементного камня.

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

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

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гущина, Юлия Федоровна, 2010 год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

103. Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях

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