Вскрытие и разобщение продуктивных пластов низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири: теоретические основы, промысловый опыт, внедрение тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, доктор технических наук Петров, Николай Александрович

• Петров, Николай Александрович
• доктор технических наук
• 2011

Оглавление диссертации доктор технических наук Петров, Николай Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1 АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ

1.1 Причины снижения проницаемости продуктивных пластов

1.2 Характеристика полимиктовых коллекторов Ноябрьской группы месторождений Западной Сибири

1.3. Улучшение условий вызова притока нефти при открытой конструкции забоя скважины

1.4 Вопросы повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов

1.4.1 Область применения растворов на углеводородной основе, анализ преимуществ и недостатков

1.4.2 Анализ технологии строительства скважин на месторождениях Западной Сибири

1.4.3. Анализ влияния традиционных методов химобработки и очистки на свойства буровых растворов на водной основе

1.4.4 Анализ эффективности систем очистки в процессе проводки нефтяных скважин в Западной Сибири

1.4.5 Улучшение свойств технологических жидкостей путем модификации химическими реагентами

1.4.5.1 Ингибирование гидратации и диспергирования глин и сланцев

1.4.5.2 Регулирование флокулянтами содержания твердой фазы в глинистом растворе

1.4.5.3 Применение поверхностно-активных веществ в качестве добавок в технологические растворы для вскрытия пластов

1.5 Анализ применяемых в Западной Сибири улучшающих добавок в цементные растворы

1.6 Вопросы повышения эффективности вторичного вскрытия и освоения продуктивных пластов

1.6.1 Способы перфорации продуктивных пластов

1.6.2 Анализ работ по вторичному вскрытию продуктивных пластов Ноябрьской группы месторождений

1.6.3 Некоторые аспекты струйного разрушения преград

1.6.4 Анализ опытно-промышленных работ по глушению скважин обратными эмульсиями на Вынгапуровском и Суторминском месторождениях

1.6.5 Освоение скважин аэрированными растворами

1.7 Вопросы улучшения коллекторских свойств призабойной зоны пласта и интенсификации притока пластового флюида

1.7.1. Опыт проведения кислотных обработок

1.7.2. Анализ состояния работ по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми 54 отложениями

1.7.3 Анализ зарубежных реагентов-гелеобразователей, используемых для приготовления жидкостей гидроразрыва

1.8 Вопросы повышения эффективности ремонтно-восстановительных работ

1.8.1 Анализ ремонтно-изо ляционных работ

1.8.2 Анализ работ по изоляции негерметичностей резьбовых соединений обсадных колонн нефтяных скважин

1.8.3 Анализ эффективности методов и материалов, применяемых в Ноябрьском регионе, для изоляции водопритоков

1.9 Неисследованные направления использования катионных поверхностно-активных веществ при строительстве скважин 62 Цель работы и задачи исследований

2 ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧИХ ГИПОТЕЗ И ОБЪЯСНЕНИЕ

МЕХАНИЗМОВ, МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Обоснование выбора технологических жидкостей

2.1.1 Обоснование выбора типа промывочной жидкости

2.1.2 Обоснование выбора компонентов растворов на углеводородной основе и его свойств

2.1.3 Требования к составу и свойствам промывочной жидкости на водной основе

2.1.4 Недостатки традиционного способа регулирования содержания глинистой фазы в растворах полимерными ингибиторами-флокулянтами

2.2 Обоснование выбора химических реагентов, повышающих качество технологических жидкостей

2.2.1 Принципы выбора реагентов специального назначения

2.2.2 Обоснование выбора ингибитора гидратации глин

2.2.3 Обоснование выбора флокулянта

2.2.4 Обоснование выбора поверхностно-активного вещества

2.2.5 Обоснование выбора гидрофобизирующей добавки

2.2.6 Обоснование использования ингибитора сероводородной коррозии

2.3 Обоснование факторов, влияющих на успешность обработок призабойных зон

2.3.1 Обоснование выбора объема раствора для проведения обработок продуктивных горизонтов

2.3.2 Обоснование выбора основного геологического фактора, влияющего на эффективность обработок призабойных зон

2.4. Объяснение и дополнение механизмов физико-химических взаимодействий в системах

2.4.1 Предполагаемый механизм ингибирования гидратации глин

2.4.2 Возможный механизм флокулирования глин катионными поверхностно-активными веществами

2.4.3 Прогнозируемый механизм перемен в глинистой корке, кавернах и околоскважинном пространстве в начальный период обработки промывочной жидкости катионоактивными веществами

2.4.4. Вероятный механизм адсорбции водорастворимых катионоактивных азотсодержащих соединений на подложке

2.4.5 Вероятный механизм повышения показателей бурения при обработке промывочной жидкости катионоактивными соединениями

2.4.6 Механизм воздействия флотореагента-оксаль на глинистую корку

2.4.7 Пути совершенствования кольмататора и механизм его взаимодействия с катионоактивным реагентом в буровом растворе

2.4.8 Возможный механизм образования трещин в продуктивном пласте и объяснение наличия нескрепленного песчаника

2.4.9 Пути совершенствования технологических растворов для гидроперфорации, механизм формирования перфорационного канала

2.4.10 Вероятный механизм герметизации трещин защемленными частицами твердой фазы технологических растворов

2.4.11 Возможный механизм поражения второго участка неоднородности призабойной зоны пласта

2.4.12 Механизм увеличения протяженности второго и третьего участков неоднородности призабойной зоны со стороны нагнетательной скважины

2.4.13 Предлагаемое объяснение различающейся устойчивости горных пород гидроразрыву при операциях строительства скважин

2.4.14 Возможный механизм возникновения заколонных перетоков по закольматированной горной породе после кислотных обработок

2.4.15 Механизм формирования водоперетоков через обсадную колонну

2.5 Концепции совершенствования технологии завершающих стадий строительства скважин

2.5.1 Системная и последовательная концепция качественного вскрытия и обработки продуктивных нефтяных пластов применением во всех технологических жидкостях заканчивания скважин катионоактивных азотсодержащих соединений

2.5.2 Превентивная концепция комплексной борьбы с осложнениями, характерными для начального периода эксплуатации скважин

2.5.3 Комплексная концепция повышения качества заканчивания и ремонтно-восстановительных работ в нефтегазовых скважинах

2.6 Адаптированные, усовершенствованные и разработанные методики

2.7 Используемые в экспериментах химические реагенты 139 Выводы к 2 главе

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ

ВСКРЫТИЯ И РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ

3.1 Проектирование конструкции забоя скважины

3.1.1 Определение физико-механических свойств керна, отобранного из коллекторов Ноябрьской группы месторождений

3.1.2 Результаты изучения геолого-геофизических данных при выборе эффективной конструкции забоев скважин

3.2 Разработка технологических жидкостей и химических реагентов для первичного вскрытия продуктивных пластов

3.2.1 Результаты исследований растворов на углеводородной основе

3.2.1.1 Лабораторные исследования нефильтрующихся утяжеленных растворов на углеводородной основе

3.2.1.2 Лабораторные исследования инвертно-эмульсионного раствора с эмульгатором ЭМ

3.2.1.3 Комплексное исследование эмульсий, разработка эмульгатора Синол-ЭМ

3.2.1.4 Изучение свойств компонентов растворов на неполярной основе для их дальнейшего совершенствования

Исследование опытной пробы гидрофобной глины 162 Сравнительный анализ структурно-группового состава образцов эмульгаторов Нефтенол НЗ и Синол-ЭМ

3.2.1.5 Исследование эмульсий на основе "стойкой эмульсии", нефти Холмогорского месторождения и эмульгаторов Нефтенол НЗ, Синол-ЭМ и смеси таллового масла с ГКЖ-10(11)

3.2.1.6 Исследование зарубежных эмульсий 170 Исследование совместимости бурового эмульсионного раствора Versaclean» с различными типами буровых растворов

Утяжеление раствора на углеводородной основе "Versaclean "

3.2.2 Результаты исследований свойств катионных поверхностно-активных веществ, модифицированных промывочных жидкостей и их фильтратов

3.2.2.1 Влияние катионоактивных азотсодержащих соединений на свойства глинистых растворов и их фильтраты, особенности флокулообразования

3.2.2.2 Ингибирующие и поверхностно-активные свойства водных растворов катионоактивных веществ и химических реагентов, применяемых при бурении скважин

3.2.2.3 Исследование специальных свойств реагентов для промывочных жидкостей 192 Результаты проверки смазочных добавок на смазывающую способность буровых растворов 192 Определение ингибирующей способности реагентов 193 Определение поверхностного натяжения водных растворов реагентов 195 Исследования деэмульгирующих свойств гидрофобизатора ИВВ

3.2.2.4 Сравнительные исследования влияния гидрофобизатора ИИВ-1 и его аналогов на свойства глинистых суспензий

3.2.2.5 Исследование оксалей в качестве комплексных реагентов для дисперсных систем в сочетании с катионоактивными веществами

3.2.2.6 Исследование зарубежных смазочных добавок к буровым растворам - Lube-167 и K-Lube в композиции с оксалем

3.2.2.7 Исследование жидкостей ГКЖ-10(11,11Н) при обработке буровых растворов

3.2.2.8 Рекомендации по химобработке бурового раствора для бурения скважин с горизонтальным окончанием

3.2.2.9 Исследования противоприхватной ванны на основе флотореагента-оксаль и катионоактивных компонентов

3.3 Разработка технологических жидкостей для вторичного вскрытия продуктивных пластов

3.3.1 Разработка технологических жидкостей на углеводородной основе для вторичного вскрытия нефтяных пластов

3.3.1.1 Эмульсии для перфорации полимиктовых продуктивных пластов в Западной Сибири

3.3.1.2 Выбор эмульгаторов для эмульсионных нефтекислотных растворов

3.3.1.3 Исследование стабильности эмульсионных составов при взаимодействии с кислотами и деэмульгаторами, тестирование эмульсионных кислотных составов

3.3.2 Разработка перфорационных жидкостей с добавками катионных поверхностно-активных веществ и технологии прострелочно-взрывных методов вскрытия

3.3.2.1 Исследование солевых и полимерсолевых растворов, модифицированных азотсодержащими катионоактивными соединениями

3.3.2.2 Разработанные перфорационные жидкости и усовершенствованные технологии кумулятивной перфорации 231 Основные перфорационные жидкости и технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов поисковых скважин 231 Применение фильтрата технического пентаэритрита в качестве жидкости для перфорации и глушения скважин 234 Исследование осадкообразующих композиций 237 Композиция из флотореагента-оксалъ и азотсодержащих поверхностно-активных веществ

3.3.3 Разработка технологических жидкостей для гидропескоструйной перфорации продуктивных пластов

3.3.3.1 Результаты лабораторных исследований жидкостей для гидропескоструйной перфорации пластов

3.3.3.2 Исследование полимеров отечественного и зарубежного производства

3.3.4 Разработка технологии гидроперфорации скважин

3.3.4.1 Стендовые исследования процесса гидроперфорации

3.3.4.2 Совершенствование состава полимерглинистых растворов для проведения гидравлической перфорации 254 Исследование различных видов глинопорошков и утяжелителей для применения в жидкости гидроперфорации 254 Лабораторное исследование глинистых растворов с добавками карбонатных утяжелителей и катионных поверхностно-активных веществ для гидроперфорации 256 Влияние солянокислотной обработки на восстановление проницаемости искусственного керна в зависимости от типа колъматационного экрана 258 Исследование растворимости керна в кислотных композициях 259 Влияние азотсодержащих соединений на поверхностно-активные свойства кислотного раствора и фазовую проницаемость флюидов 260 Влияние катионоактивных веществ на растворимость асфалътосмолопарафиновых отложений в углеводородных жидкостях 262 Исследование дегидратирующей способности спиртокислотных составов и композиций буферных жидкостей 264 Сущность предлагаемой усовершенствованной технологии гидроперфорации

3.4 Разработка комплексной технологии одновременного повышения качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов

3.4.1 Исследование совместимости различных реагентов между собой и пластовыми флюидами

3.4.2 Стендовые исследования на установке УИПК проницаемости керна после воздействия фильтратами технологических жидкостей

3.5 Улучшение свойств цементных растворов и их фильтратов

3.5.1 Исследование влияния добавок катионных поверхностно-активных веществ на свойства тампонажного раствора

3.5.2 Уменьшение плотности цементного раствора добавками поверхностно-активных веществ

3.5.3 Влияние комплексного реагента СНПХ-ПКД-515Н на свойства фильтрата цементного раствора

3.5.4 Цементный раствор с пониженной водоотдачей

3.5.5 Исследования буферной жидкости для расформирования глинистой корки

3.5.6 Подбор буферной жидкости для удаления пленки смазочной добавки на глинистой корке и обсадной колонне при цементировании

3.6 Разработка новых технических средств и способов для улучшения качества вскрытия продуктивных пластов 286 Выводы к 3 главе

4 ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ОСВОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ, МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА

НЕФТИ И ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ

4.1 Разработка технологических жидкостей для освоения скважин и обработки призабойной зоны пласта

4.1.1 Пенообразующие композиции для освоения скважин

4.1.2 Композиции для освоения скважин с помощью бустерной установки УИБ-1 -160/

4.1.3 Композиции для обработки призабойной зоны и освоения скв.

583/к. 8 Умсейского месторождения на пенообразующей системе

4.1.4 Исследования фазовой проницаемости углеводородной жидкости и воды после обработки песчаного керна катионными и комплексными реагентами

4.2 Разработка технологической жидкости для глушения скважин

4.2.1 Исследование процессов гравитационного замещения скважинной жидкости обратными эмульсиями

4.2.2 Совершенствование регулируемых инвертных эмульсионных растворов, предназначенных для глушения скважин

4.2.3 Рекомендации по приготовлению инвертно-эмульсионного раствора на основе «стойких эмульсий» для вскрытия продуктивных пластов и глушения скважин

4.3 Разработка технологических жидкостей для гидроразрыва пластов

4.3.1 Изучение компонентов зарубежных композиций

4.3.2 Исследование водонабухающего полимера с целью расширения области применения реагента при догидроразрыве пластов

4.4 Разработка технологических жидкостей с антикоррозионными свойствами

4.4.1 Исследование азотсодержащих реагентов в качестве ингибиторов коррозии металла для кислотных обработок пласта

4.4.2 Исследование ингибирующих свойств реагентов в сероводородных средах

4.4.3 Испытания ингибиторов коррозии в промысловых водах

4.4.4 Исследование жидкостей для временной консервации скважин

4.5 Повышение эффективности ремонтно-восстановительных работ

4.5.1 Лабораторное исследование продукта 119

4.5.2 Исследования водонефтерастворимых отверждающихся композиций

4.5.3 Исследование реагента ВТОКС

4.5.3.1 Подбор регуляторов гелеобразования для реагента ВТОКС

4.5.3.2 Выбор буферной жидкости для водоизоляционного состава

4.5.3.3 Исследование влияния реагента ВТОКС на фильтрационные свойства керна

4.5.4 Результаты стендовых испытаний герметизирующих композиций и смазок резьбовых соединений труб

4.5.5 Болыдеобъемные закачки комплексных герметизирующих композиций

4.5.6 Разработка рекомендаций на проведение ремонтно-изоляционных работ

4.5.7 Рекомендации по селективной изоляции водопритоков в скважинах полиуретановой композицией

4.6 Разработанные технические средства для освоения скважин, синтеза поверхностно-активных веществ и утилизации эмульсий 355 Выводы к 4 главе

5 ПРОМЫШЛЕННАЯ АПРОБАЦИЯ И ВНЕДРЕНИЕ

РАЗРАБОТОК, ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ

5.1 Применение растворов на углеводородной основе в Ноябрьском нефтегазовом регионе

5.1.1 Результаты внедрения нефильтрующихся соляро-битумных растворов, утяжеленных баритом, известью и портландцементом

5.1.2 Результаты внедрения инвертно-эмульсионного раствора на

Крайнем месторождении

5.1.3 Опыт первичного вскрытия продуктивных пластов с применением промывочной жидкости из "стойкой эмульсии"

5.1.3.1 Практика ведения работ при бурении скв. 2111/154 куста Вынгаяхинского месторождения на эмульсионном буровом растворе

5.1.3.2 Вскрытие продуктивного пласта на скв. 2112/153 куста Вынгаяхинского месторождения на эмульсионном растворе

5.2 Промысловые испытания и внедрение катионных поверхностно-активных веществ при вскрытии продуктивных горизонтов

5.2.1 Испытание реагента ГИПХ-3 при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов

5.2.1.1 Влияние ингибитора-флокулянта на технологические параметры буровых растворов

5.2.1.2 Влияние катионных поверхностно-активных веществ на технико-экономические показатели бурения

5.2.1.3 Влияние обработки бурового раствора катионоактивными соединениями на свойства фильтратов буровых растворов

5.2.1.4 Повышение эффективности работы скважин Ноябрьской группы месторождений

5.2.1.5 Результаты внедрения реагента ГИПХ-3 при первичном вскрытии на Дружном месторождении Когалымского нефтегазового региона

5.2.2 Внедрение гидрофобизатора ИВВ-1 при вскрытии продуктивных пластов

5.2.2.1 Результаты одновременного применения гидрофобизатора ИВВпри первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов

5.2.2.2 Результаты вскрытия пластов с применением гидрофобизатора

ИВВ-1 на участке Пурпейской группы месторождений

5.2.3 Результаты внедрения комплексной технологии вскрытия нефтяных пластов с применением реагента СНПХ

5.2.3.1 Виды работ при бурении скважин по комплексной технологии

5.2.3.2 Результаты проводки параметрических скважин

5.2.3.3 Результаты анализа работы опытных и базовых скважин с учетом геологического фактора

5.2.4 Применение катионных азотсодержащих соединений при гидравлической перфорации

5.3 Результаты обработок призабойных зон облагороженными составами

5.3.1 Результаты промысловых испытаний гидрофобизатора ИВВ-1 при обработках призабойных зон

5.3.2 Результаты глушения скважин солевым раствором с добавкой

5.3.3 Промысловые испытания комплексной технологии кислотных воздействий на месторождениях АО «Ноябрьскнефтегаз»

5.3.4 Промыслово-экспериментальные работы по удалению асфальтосмолопарафиновых отложений газовым конденсатом

5.4 Апробация технологий и составов ремонтно-восстановительных работ

5.4.1 Промысловые испытания комплексной технологии повторной герметизации резьбовых соединений обсадных труб

5.4.2 Промысловые испытания композиций при ремонтно-изоляционных работах

5.4.3 Селективная изоляция водопритоков полиуретановой композицией

5.4.4 Закачка в пласт осадкообразующей композиции 400 Выводы к 5 главе 401 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 403 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 404 ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Вскрытие и разобщение продуктивных пластов низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири: теоретические основы, промысловый опыт, внедрение»

Актуальность темы. На современном этапе развития топливно-энергетического комплекса России основополагающим является направление на ресурсосбережение при постоянном внимании к экологическим проблемам. Чтобы обеспечить добычу необходимых объемов нефти и газа следует решить ряд сложных проблем внедрения инновационных технологий для вовлечения в разработку новых крупных месторождений со сложнопостроенными залежами.

Основные объемы энергетического сырья в настоящее время добываются в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, причем значительные запасы нефти находятся в низкопроницаемых терригенных коллекторах. Достижение потенциальной продуктивности нефтяных пластов находится в прямой зависимости от качества работ на завершающей стадии строительства скважин.

Практика показала, что после вскрытия скважиной нефтяного коллектора его фильтрационные характеристики ухудшаются в результате воздействия различными технологическими приемами. Основными факторами негативных явлений являются загрязняющее воздействие твердой фазы и фильтратов применяемых технологических жидкостей наряду с инициированием нежелательных физико-химических и микробиологических процессов (набухание глинистых пород, возникновение эмульсий, неорганическое и органическое осадкообразование, геле- и структурообразование, отверждение и др.).

Для повышения производительности эксплуатационных объектов совершенствование применяемых технических средств, технологий и рецептур технологических жидкостей (ТЖ) должно идти по пути ограничения проникновения компонентов растворов в околоскважинную зону, повышения качества изоляции пластов при тампонажных и ремонтно-восстановительных работах (РВР), обеспечения щадящих режимов работы в скважинах, не допускающих разгерметизацию тампонажной крепи. Кроме того, для уменьшения негативного воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) необходимо управлять характеристиками технологических жидкостей, применяемых при заканчивании скважин и ремонтно-восстановительных работах, на основе принципов предупреждения негативных процессов, происходящих при взаимодействии пласта-коллектора с фильтратами технологических жидкостей.

В песчанике терригенного коллектора содержатся в различных количествах карбонаты и глины. Причем полимиктовый песчаник имеет большую удельную и, как правило, гидрофильную поверхность. Гидрофобизировать отрицательно заряженные гидрофильные поверхности можно катионными поверхностно-активными веществами (ПАВ) или некоторыми видами неионогенных и амфолитных ПАВ, углеводородными жидкостями, гелеобразующими и отверждаемыми кремнийорганическими соединениями и др.

Цель работы. Повышение качества вскрытия и разобщения продуктивных терригенных отложений и достижение потенциальных дебитов углеводородов управлением параметрами технологических жидкостей и фильтрационными характеристиками пласта-коллектора в процессах заканчивания и ремонта скважин.

Основные задачи исследований

1. Анализ основных проблем вскрытия и разобщения низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири с точки зрения обеспечения потенциально возможного дебита углеводородов.

2. Разработка гипотезы управления параметрами технологических жидкостей и фильтрационными характеристиками пласта-коллектора для заканчивания и ремонта скважин. Создание и усовершенствование методик их исследования.

3. Разработка химреагентов и рецептур технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов. Совершенствование техники и технологии вскрытия и разобщения пластов.

4. Разработка и усовершенствование технологий повышения качества освоения и ремонта скважин.

5. Промышленная апробация и внедрение разработок, оценка их эффективности.

Методы решения поставленных задач

В работе использованы комплексный и системный методы исследований, включающие обобщение и анализ накопленного междисциплинарного отечественного и зарубежного опыта, а также целостный подход при проведении лабораторных, стендовых и промысловых экспериментов.

Научная новизна

1. С позиций теории физико-химической механики научно обосновано применение катионоактивных и других ПАВ в процессах заканчивания скважин. Установлены граничные значения их применения с точки зрения управления структурно-механическими и реологическими свойствами различных технологических жидкостей при вскрытии, разобщении и обработке продуктивных пластов.

2. С учетом основных постулатов предложенной гипотезы о взаимодействии различных ПАВ и коллектора, выявлены механизмы их взаимодействия в процессах адсорбции, ингибирования глинистого цемента породы и флокуляции, приводящей к созданию кольматационного экрана на стенках скважины.

3. По результатам лабораторных, стендовых и промысловых испытаний выработана научно-обоснованная стратегия применения различных групп катионных и других ПАВ для конкретных технологических операций:

- первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов (пат. 2006498,

2054525,2071547);

- освоения и ремонтно-изоляционных работ (пат. 2333233, 2059788);

- интенсифицирующих обработок призабойной зоны (пат. 2061860, 2077666, 2077667).

4. Разработана научно-обоснованная методика проведения заключительных работ в сложных геолого-технических условиях цементирования эксплуатационных и потайных колонн в зонах с аномально-низкими и аномально-высокими пластовыми давлениями (а. с. 1749445).

Основные защищаемые положения

1. Разработанные и усовершенствованные методики изучения свойств технологических жидкостей и их компонентов.

2. Научные идеи применения во всех технологических жидкостях для заканчивания скважин в терригенных коллекторах катионоактивных азотсодержащих соединений и обоснование комплекса дополнительных операций и технических средств, позволяющих в итоге повысить качество работ в целом.

3. Результаты лабораторных и стендовых исследований влияния различных ПАВ на глинистую корку, флокуляцию и ингибирование гидратации глинистых материалов, межфазное натяжение на границах раздела фаз, гидрофобизацию, пенообразование и деэмульгирование, что позволило разработать способы модификации традиционных технологических жидкостей.

4. Технологические приемы и технические средства осуществления точечной гидроперфорации (ГП) обсадных труб в скважинах высокоингибированными глинистыми растворами с последующим усовершенствованием путем их утяжеления кислоторастворимыми добавками и комплексом обработок призабойных зон (ОПЗ) осушителями гидратированных алюмосиликатов, кислотными и углеводородными растворителями.

5. Новые составы технологических жидкостей, модифицированных катионными ПАВ, растворов на углеводородной основе (РУО), а также геле- и осадкообразующих, синтетических и отверждаемых композиций для вскрытия и обработки продуктивных пластов, изоляции водопритоков.

6. Результаты промышленных испытаний разработанных технико-технологических решений при заканчивании и капитальном ремонте скважин и массового внедрения катионных ПАВ при эксплуатации скважин в солевых и кислотных растворах.

Практическая значимость и реализация работы в промышленности

1. Разработаны реагенты, которые вошли в Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» от 15.10.2001г.: эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98), включающий эмультал, окисленный битум, окись амина и углеводородный растворитель; комплексный реагент Синол-КАм на основе гидрофобизатора ИВВ-1 и окиси амина; моющие препараты МЛ-80Б(81Б) (ТУ 2481-048-04689375-97), включающие сульфонол, сульфонат и неонол. Разработана установка для получения ПАВ (пат. 2373267).

2. Разработан аппарат для отделения углеводородов из отработанных эмульсий с олеофильными пористо-ячеистыми пеноникелевыми и гидрофильными полимерными влагоотделительными пакетами (пат. 2299086), что позволяет регенерировать углеводородную жидкость. Предложено использовать отработанные эмульсионные растворы «Versaclean» в качестве смазочных и облегчающих добавок в буровые полимеркарбонатные растворы и системы Flo-Pro, а также в качестве противоприхватной ванны, что решает вопросы утилизации промышленных отходов. Обоснована возможность утяжеления эмульсии «Versaclean» карбонатами, гематитом и баритом до плотности 1340 кг/м3 для вскрытия юрских горизонтов с повышенными пластовыми давлениями.

3. Предложено применение по новому назначению кубовых продуктов стадии ректификации диметилдиоксана флотореагента-оксаль совместно с катионными ПАВ, либо комплексными ПАВ с катионоактивной добавкой в качестве противоприхватных ванн и безводных жидкостей для перфорации, глушения и консервации скважин. Предложение совместного использования флотореагента-оксаль с зарубежными смазочными добавками K-Lube и Lube-167 позволило одновременно снизить вспенивание буровых растворов и затраты на реагенты.

4. Расширена область применения глинистых растворов плотностью более 1100 кг/м3, модифицированных добавками катионных ПАВ, для проведения точечной гидроперфорации скважин. Расширена также область применения полимерных и полимерсолевых растворов, обработанных добавками неионогенных и катионных ПАВ, с повышенными пескоудерживающими свойствами для проведения гидропескоструйной перфорации (Г1111) скважин и для очистки зумпфа от накопившегося осадка при промывках скважин перед ОПЗ.

5. Установлена новая область применения жидкостей ГКЖ-10(11, 11Н), в частности для перфорации и глушения скважин в виде гелеобразующих и высокощелочных сред, временно блокирующих ПЗП гелеобразным осадком или алюминиевым кольматантом, а также комплексного ПАВ - СНПХ-ПКД-515Н в качестве антикоррозионной присадки в кислотных растворах и жидкостях для консервации скважин. Предложено применение отхода производства - фильтрата технического пентаэритрита (ФТП) в качестве морозоустойчивой до минус 15 °С жидкости для перфорации, глушения и консервации скважин.

6. Разработаны пенообразующие составы со всеми типами ПАВ (анионными, катионными, неионогенными, амфолитными и комплексными) и различными стабилизаторами в пресных и минерализованных растворах, в т. ч. для освоения скважин, склонных к гидратообразованиям, проведены успешные испытания композиций в двух скважинах. Расширена область применения катионных и комплексных ПАВ в качестве ингибиторов водной, кислотной и сероводородной коррозии металла.

7. Предложено использовать для растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) местное побочное сырье Ноябрьского ГПЗ и НГДУ «Заполярнефть» - смесь фракций углеводородов С5+Выше5 проведены промыслово-экспериментальные работы в 19-и скважинах Ноябрьского региона, все обработки оказались успешными. Обоснована дополнительная область применения смеси фракций углеводородов (СФУ) с добавкой катионного ПАВ при приготовлении безводных жидкостей для перфорации, глушения и обработки призабойной зоны скважин.

8. На основании уточненных критериев при выборе композиций для проведения работ по изоляции водопритоков и негерметичности в обсадных колоннах даны рекомендации по совершенствованию ремонтно-восстановитель-ных работ. Проведено опробывание новых рецептур и усовершенствованных технологий в 15-и скважинах, после чего их запустили в работу. Для алкилрезорциновой эпоксифенольной смолы (АЭФС) подобран (вместо полиэтиленполиамина - ПЭПА) более эффективный отвердитель ОЖ-1.

Апробация работы. Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались на совещаниях, семинарах и конференциях: 1-й научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин», г. Пермь, 2004 г.; Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», г. Уфа,

2005 г.; XIX Международной научно-технической конференции «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии», г. Уфа, 2006 г.; VII Международной научной конференции «История науки и техники - 2006», г. Уфа,

2006 г.; IX Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела», г. Уфа, 2008 г.; Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук», г. Уфа, 2010 г; II Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», г. Уфа, 2010 г.

Публикации. Результаты научных исследований автора опубликованы в 196 работах. По теме диссертации опубликовано 145 работ, в т. ч. 66 статей (46 из них в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, входящих в перечень ВАК), 17 материалов международных конференций и 3 тезиса докладов, 12 обзорных информаций ВНИИОЭНГ, учебное пособие, 6 монографий, 40 патентов на изобретения.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка литературы из 285 наименований. Она изложена на 428 страницах, содержит 4 рисунка и 132 таблицы.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Петров, Николай Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В результате анализа основных проблем вскрытия и разобщения низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири разработана и апробирована на практике концепция управления параметрами технологических жидкостей и фильтрационными характеристиками продуктивных пластов, основанная на комплексном использовании различных групп катионоактивных ПАВ для решения конкретных задач.

2. Обосновано и реализовано применение катионных и других гидрофобизирующих ПАВ в качестве флокулирующих, ингибирующих, гидрофобизирующих, коагулирующих, отмывающих, противоприхватных, деэмульгирующих и пенообразующих добавок в технологические жидкости для заканчивания скважин в терригенных нефтяных коллекторах (пат. 2006498, 2054525, 2061860, 2077669). Уточнены и дополнены механизмы действия катионных и других ПАВ.

3. Разработаны полифункциональные технологические жидкости для противоприхватных ванн, обработки призабойных зон, кумулятивной перфорации и глушения скважин, состоящие из синтетических и органических жидкостей с катионными или комплексными ПАВ, а также составы с регулируемой фильтрацией за счет временного образования аморфных осадков из гидрофобных реагентов, экспериментально подобраны растворители для последующего удаления этих осадков (пат. 2042798, 2042807, 2057909, 2059057, 2071547, 2333233).

4. Разработаны стенды и технические средства, позволяющие отработать и реализовать технологии кольматации, гидроперфорации и ремонтно-восстановительных работ (пат. 2038465, 2042796, 2049903, 2051941, 2057898, 2059788, 2061846), а также комплекс методик изучения качественных характеристик технологических жидкостей.

5. Обоснована возможность применения нарабатываемых буровых растворов плотностью более 1100 кг/м для проведения точечной гидроперфорации в приемлемые для практики сроки (60-90 мин на 1 цикл), оптимизированы режимы операций. Установлены зависимости скорости гидроперфорации труб нефтяного сортамента от твердой фазы и ее составляющей размером более 0,1 мм, определено влияние кавитационных явлений на ускорение (20-40 %) гидроперфорации дисперсными системами. Технология гидроперфорации усовершенствована применением катионных ПАВ, кислоторастворимых утяжелителей, осушающих жидкостей, неорганических и органических растворителей.

6. Для освоения скважин в условиях возможного гидратообразования разработаны гидрофобные пенообразующие композиции на пресной и минерализованной воде, включающие амфолитные, катионные и комплексные ПАВ в сочетании с полимерными стабилизаторами. Для создания необходимых условий применения пенообразующих композиций разработаны способы и устройства (пат. 2065921,2065948).

7. Усовершенствованы и апробированы на практике рецептуры утяжеленного портландцементом РУО с малым содержанием воды и ИЭР с различными типами эмульгаторов, утяжелителей и видами углеводородной жидкости. Установлено усиление гидрофобизирующих свойств инвертных эмульсий амфолитным ПАВ -окисью алкилдиметиламина Я(СН3)2 N0 фракции С12 - Си- Отработанные РУО рекомендованы в качестве противоприхватных ванн и смазочных добавок в солеустойчивые буровые растворы.

8. Доказаны высокие ингибирующие свойства у группы катионных и комплексных ПАВ по защите от коррозии металла в пресных и минерализованных водных растворах, кислотных и сероводородсодержащих средах. Усовершенствованы технологии ремонтно-восстановительных работ с применением отверждаемых гидрофобных композиций с улучшенными свойствами, выявлены особенности их затвердевания в зависимости от разбавления водой.

9. Доказана эффективность разработанных технологий с использованием катионных ПАВ на месторождениях Западной Сибири при проведении около 150-и промысловых экспериментов и внедрении более чем в трех тысячах скважинах.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Петров, Николай Александрович, 2011 год

1. Яненко В. И. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов / В. И. Яненко, А. П. Крезуб, Л. Н. Дегтярева. М., 1987. 48 с. (Бурение: обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

2. Михайлов Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987. 152 с.

3. Орлов Г. А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г. А. Орлов, М. Ш. Кендис, В. Н. Глущенко. М.: Недра, 1991. 224 с.

4. Мирзаджанзаде А. X. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин / А. X. Мирзаджанзаде, С. А. Ширинзаде. М.: Недра, 1986. 278 с.

5. Петров Н. А. Катионоактивные ПАВ эффективные ингибиторы в технологических процессах нефтегазовой промышленности / Н. А. Петров, Б. С. Измухамбетов, Ф. А. Агзамов, Н. А. Ногаев. СПб.: Недра, 2004. 408 с.

6. Архипов С. В. Геологические причины ускоренного обводнения скважин пласта 2БСю Суторминского месторождения / С. В. Архипов, С. В. Дворак, В. П. Сонич, Е. В.Николаева // Геология нефти и газа. 1988. - № 1. - С. 49-52.

7. Городилов В. А. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрьского района Западной Сибири / В. А. Городилов, Р. Н. Мухаметзянов, Г. А. Храмов и др.. М., 1993. 72 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

8. Дроздов В. А. Остаточная нефтенасыщенность коллекторов месторождений Ноябрьского района / В. А Дроздов, С. В. Дворак, В. М. Ильин, В. П. Сонич // Нефтяное хозяйство. -1991. № 4. - С. 19-21.

9. Медведский Р. И. Строение и состояние разработки Суторминского месторождения нефти / Р. И. Медведский, К. В. Светлов, А. М. Брехунцев, Ю. А. Тренин // Геология нефти и газа. -1990. № 2. - С. 14-16

10. Мухаметзянов Р. Н. Особенности строения и оптимизация разработки залежей нефти Ноябрьского района / Мухаметзянов Р. Н., Сонич В. П. // Нефтяное хозяйство. 1992.-№ 8-С. 40-42.

11. Питкевич В. Т. Оценка эффективности методов обработок призабойных зон добывающих скважин / В. Т. Питкевич, В. А. Петухов // Вопросы интенсификации разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Тюмень: СибНИИНП, 1986. С. 132- 141.

12. Сонич В. П. Определение нефтенасыщенности в неоднородных коллекторах Суторминского месторождения / В. П. Сонич, С. В. Дворак, В. Ф. Колмогоров // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 7. - С. 43-47.

13. Петров Н. А. Использование побочных продуктов газоперерабатывающих заводов Западной Сибири в составе композиций при удалении АСПО и ОПЗ. / Н. А. Петров, А. И. Есипенко, М. Л. Ветланд, В. В. Калашнев. М., 1995. 60 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

14. Петров Н. А. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных пластов / Н. А. Петров, В. Г. Султанов, В. Г. Конесев, И. Н. Давыдова СПб.: ООО «Недра», 2007. 544 с.

15. Петров Н. А. Химреагенты и материалы для буровых растворов: обзор, информ. в 2 ч. / Н. А. Петров, Ш. X. Сагдеев, А. И. Есипенко и др.. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. Ч. 1. 65 е.; Ч. 2. 72 с.

16. Ашрафьян М. О. Совершенствование конструкций забоев скважин / М. О. Ашрафьян, О. А. Лебедев, Н. М. Саркисов. М.: Недра, 1987.156 с.

17. Петров Н. А. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона / Н. А. Петров, А. В. Кореняко, С. И. Типикин и др.. М.,1997. 68с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

18. Петров Н. А. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах / Н. А. Петров, А. Я. Соловьев, В. Г. Султанов и др.. М.: Химия, 2008. 440 с.

19. Булатов А. И. Справочник по промывке скважин / А. И. Булатов, А. И. Пеньков, Ю. М. Проселков. М.: Недра, 1984. 317 с.

20. Касперский Б. В. Известково-битумный раствор с улучшенными реологическими свойствами / Б. В. Касперский, С. Н. Шишков, Л. К. Мухин и др.. // Нефтяное хозяйство. 1985. - № 1.- С. 9.

21. Ангелопуло О. К. Буровые растворы для осложненных условий / О. К. Ангелопуло, В. М. Подгорнов, В. Э. Аваков. М.: Недра, 1988. 135 с.

22. Мищевич В. И. Новое в области буровых растворов и технологии их использования за рубежом / В. И. Мищевич, А. И. Булатов, Д. Г. Мамедов и др.. М., 1975. 41 с. (Бурение: обзор. / информ. / ВНИИОЭНГ).

23. Белов В. И. Строительство скважин в Западной Сибири / В. И. Белов, А. Н. Воевода, П. Н. Григорьев и др.. М., 1978. 36 с. (Бурение: обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

24. Орлов Г. А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г. А. Орлов, М. Ш. Кендис, В. Н. Глущенко М.: Недра, 1991. 224 с.

25. А. с. 1263817. СССР. /Л. К. Мухин, Н. И. Щовелев, О. В. Прохоров, Н. В. Дудыкина // Открытия. Изобретения.- 1986.

26. Резниченко И. Н. Особенности технологии регулирования содержания и состава твердой фазы буровых растворов при строительстве скважин в Западной Сибири / И. Н. Резниченко, Л. Н. Вязовцев. М., 1980. Вып. 7. С. 12. (Бурение: обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

27. Петров Н. А. Обработка буровых растворов на месторождениях Западной Сибири / Н. А. Петров, В. М. Муняев, А. Г. Селезнев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: экспресс информ. / ВНИИОЭНГ. - 1991. -Вып.9. - С.48-52.

28. Петров Н. А. Исследование свойств бурового раствора и эффективности систем очистки в процессе проводки нефтяных скважин / Н. А. Петров, И. Н. Давыдова // Нефтегазовое дело: науч.-техн. журн. / УГНТУ. 2008. - Т.6, №2. - С. 49-54.

29. Резниченко И. Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. М.: Недра, 1982. 230 с.

30. Булатов А. И. Справочник по промывке скважин / А. И. Булатов, А. И. Пеньков, Ю. М. Проселков. М.: Недра, 1984. 317 с.

31. Шарипов А. У. Полимерные растворы для бурения и заканчивания глубоких скважин / А. У. Шарипов, С. И. Долганская // Строительство нефтяных и газовых скважин на суще и на море: обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. М., 1992. 44 с.

32. Ангелопуло О. К. Буровые растворы для осложненных условий / О. К. Ангелопуло, В. М. Подгорнов, В. Э. Аваков. М.: Недра, 1988. 135 с.

33. Palumbo S., Hawkins et al. Research, well monitoring focus on gumbo problem // Oil and Gas J. 1988(5/1). - Vol. 86, № 1. - P. 35.

34. Харив И. Ю. Алюмоакриловый буровой раствор с малым содержанием твердой фазы // Оптимизация технологии глубокого разведочного бурения на нефть и газ. Киев: УКРНИГРИ, 1987. С. 18.

35. А. с. 1039949. СССР. Реагент для обработки буровых растворов / А. Н. Андрусяк, А. М. Мельник, М. С. Гаевой, М. В. Кресса // Открытия. Изобретения. -1983.-№33.

36. А. с. 861387. СССР. Ингибитор разупрочнения и диспергирования горных пород / А. Г. Розенгафт, И. М. Борзенков, Т. К. Кашина, А.Г. Воробьев // Открытия. Изобретения. -1981. № 33.

37. А. с. 883135. СССР. Буровой раствор / И. Ю. Харив, А. Е. Шаповал, В. И. Тимашенко // Открытия. Изобретения. 1981. - № 43.

38. Петров Н. А. Ингибиторы коррозии нефтепромыслового оборудования / Н. А. Петров, В. М. Юрьев, А. Г. Селезнев. М., 1995. 68 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

39. Агабальянц Э. Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения. М.: Недра, 1982. 184 с.

40. Рябченко В. И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990. 230 с.

41. Ахмадеев Р. Г. Химия промывочных тампонажных жидкостей / Р. Г. Ахмадеев, B.C. Данюшевский. М.: Недра, 1981. 152 с.

42. Дедусенко Г. Я. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы / Г. Я. Дедусенко, В. И. Иванников, М. И. Липкес. М.: Недра, 1985. 160 с.

43. Магомедов М. 3. Буровые растворы с малым содержанием твердой фазы, применяемые за рубежом / М. 3. Магомедов, А. В. Орлов. М., 1982. 20 с. ( Бурение: обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

44. Lorbach М., Bielewicz D. Flocking von Tonsuspensionen mitteeis polimerer Flockungsmittel // Erdoel, Erdgas. Kohle. 1986. // J. g. 102. - № 5. - P. 230-234.

45. А. c. 1231003. СССР. Способ осаждения взвешенных веществ из сточных вод / Б. А. Андресон, Г. П. Бочкарев, Э. X. Еникеева и др.. // Открытия. Изобретения. 1986. - № 18.

46. А. с. 1129215. СССР. Буровой раствор / Б. А. Андресон, Д. А. Топчиев, В. А. Кабанев и др. // Открытия. Изобретения. 1984. - № 46.

47. Черков Л. В. Повышение качества очистки буровых растворов / Л. В. Черков, В. М. Муняев, А. И. Бринцев. М.,1987. Вып. 7. С. 1. (Бурение: обзор информ. / ВНИИОЭНГ).

48. Муняев В. М. Новые высокоингибированные буровые растворы / В. М. Муняев, А. И. Бринцев, Н. А. Пономаренко и др. // Техника и технология бурения скважин: обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. М., 1988. 54 с.

49. Применение поверхностно-активных веществ и других химических реагентов в нефтедобывающей промышленности: сб. / БашНИПИнефть. М.: Недра, 1970.-Вып. IV. 312с.

50. Гусев С. В. Эффективность методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 2. - С. 35-38.

51. А. с. 1196368. СССР. Безглинистый буровой раствор для вскрытия продуктивных горизонтов / А. П. Крезуб, Л. П. Вахрушев, В. И. Яненко // Открытия. Изобретения. 1985. - № 45.

52. Петров H.A. Исследование применяемых в Западной Сибири понизитилей фильтрации цементных растворов / Н. А. Петров, И. Н. Давыдова, М. М. Акодис // История науки и техники: науч.-техн. журн. / Реактив. (Уфа). 2005. - №4. - С. 101106.

53. Булатов А. И. Справочник инженера по бурению: в 2-х т. / А. И. Булатов, А Г. Аветисов. М.: Недра, 1985. Т. 2. С. 116-121.

54. Булгаков Р. Б. Эффективность применения сверлящих перфораторов ПС-112 / Р. Б. Булгаков, А. Ш. Галявич, Я. Р. Адиев и др. // Нефтяное хозяйство. 1990. -№ 10.-С. 29-31.

55. А. с. 1615339 СССР. Способ вскрытия продуктивного пласта /Ш. К. Шаяхметов, Р. Р. Кадыров, В. Ф. Галиакбаров и др. // Открытия. Изобретения. -1990. -№47.

56. А. с. 1173036 СССР. Устройство для термической перфорации /Г. М. Багаутдинов, И. И. Лаптев // Открытия. Изобретения. 1985. - № 30.

57. А. с. 236381 СССР. Способ перфорации обсаженных скважин / Н. Г. Григорян, М. И. Глушенков, В. Д. Крощенко, Л. Я. Фриддяндер // Открытия. Изобретения. -1967.

58. Плющенко А. Б. Гидроперфорация на глинистом растворе // Совершенствование вскрытия, испытания и освоения продуктивных пластов в эксплуатационных и разведочных скважинах: сб. / УфНИИ. М.: Недра, 1969. С. 137139.

59. Мальцев А. В. Эффективность применения щадящего режима перфорации кумулятивными перфораторами ПКС-80 // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 4. - С. 13-14.

60. Кочетков Л. М. Исследование и разработка технологии щелевой гидропескоструйной перфорации при капитальном ремонте скважин: автореф. дис. канд. техн. наук. Тюмень: ТГНУ, 1998. 22 с.

61. Wright, Т. R. New perforating technique proposed / Т. R. Wright //World Oil. -1987. VI. - Vol. 204, № 6. - P. 21.

62. A. c. 1776772 СССР. Устройство для создания перфорационных щелевых каналов / Г. А. Ситдыков, М. Д. Еникеев, М. Р. Мавлютов, X. И. Акчурин // Открытия. Изобретения. 1992. - № 43.

63. Петров Н. А. Точечная гидроперфорация скважин малоабразивными жидкостями / Н. А. Петров, А. В. Кореняко, Е. Т. Струговец, А. Г. Селезнев. М., 1995. 60 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

64. Мальцев А. В. Эффективность применения щадящего режима перфорации кумулятивными перфораторами ПКС-80 // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 4. - С. 13-14.

65. Булгаков Р. Б. Эффективность применения сверлящих перфораторов ПС-112 / Р. Б. Булгаков, А. Ш. Галявич Я. Р. Адиев и др. // Нефтяное хозяйство. -1990. -№ Ю.-С. 29-31.

66. Акчурин X. И. Гидромониторное разрушение горных пород при строительстве скважин / X. И. Акчурин, Е. Т. Струговец. М.: Русаки, 2002.140 с.

67. Маковей Н. Гидравлика бурения / пер. с рум. М.: Недра, 1986. 536 с.

68. Лесик Н. П. О рациональной форме и размерах насадок для гидропескоструйного вскрытия пласта /. Н. П. Лесик, Ю. Ш. Слепой // Техника добычи нефти: сб. науч. тр. / ВНИИ. М., 1967. Вып. 21. С. 65-72.

69. Лесик Н. П. Об оптимальной длине прорези в обсадной колонне, создаваемой щелевой гидроперфорацией / Н. П. Лесик, Ю. Ш. Слепой, А. М. Галыбин, В. Г. Овсянников // Техника добычи нефти: сб. науч. тр. / ВНИИ. М., 1967. Вып. 21. С.73.78.

70. Лесик Н. П. Глубинный вращатель гидропескоструйного перфоратора ВГ-1 / Н. П. Лесик, П. М. Усачев, А. А. Саврасов, А М. Галыбин // Техника добычи нефти: сб. науч. тр. / ВНИИ. М., 1967. Вып. 21. С. 139-143.

71. Миклин Ю. А. Влияние растворенного газа на истечение жидкости через насадки в среду с противодавлением / Ю. А. Миклин, В. И. Гусев, Н. П. Лесик // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. информ. сб. / ВНИИОЭНГ. М., 1973. -Вып. 9. С. 17-22.

72. Рабинович Е. 3. Гидравлика: учебник для техникумов / Е. 3. Рабинович, А. Е. Евгеньев. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1987. С. 192-193.

73. Биишев А. Г. Теоретические исследования разрушения горных пород высоконапорными струями применительно к процессу бурения: дис. канд. техн. наук Тюмень: ШИ, 1973.160 с.

74. Пейсахов Р. М. Расчетные номограммы для контроля за процессом гидропескоструйной перфорации и его управления / Р. М. Пейсахов, Б. В. Панасов // Нефтяное хозяйство. 1965. - № 12. - С. 44-48.

75. Мусин Н. X. Контроль за качеством вскрытия пластов гидропескоструйным методом / Н, ,Х. Мусин, Р, X. Хилажетдинов, Р. К. Усманов // Нефтяное хозяйство. -1970.-№5.-С. 38-41.

76. Савенков Г. Д. Способ увеличения глубины выработки каналов в продуктивных пластах при гидропескоструйной перфорации // Нефтяная и газовая промышленность. 1969. - № 2. - С. 39-41.

77. Петров Н. А. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков / Н. А. Петров, Д. Н. Идиятуллин, С. Г. Сафин, А. В. Валиуллин М.: Химия, 2005. 172 с.

78. Амиян В. А. Повышение производительности скважин / В. А. Амиян, А. В. Амиян. М.: Недра, 1986. 160 с.

79. Петров Н. А. Стабильные пенообразующие композиции для нефтегазодобывающей промышленности / Н. А. Петров, В. М. Юрьев, А. Г. Селезнев. М., 1995. 43 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

80. Петров Н.А. Совершенствование технологии солянокислотных и глинокислотных обработок нефтяных и нагнетательных скважин / Н. А. Петров, А. Г. Селезнев, А. И Есипенко и др.. М.,1995. 96 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

81. Петров Н. А. Ограничение притока воды в скважинах / Н. А. Петров, А. В. Кореняко, Ф. Н. Янгиров, А. И. Есипенко. СПб.: ООО «Недра», 2005. 130 с.

82. Рябов Б. М. Геофизические исследования скважин, выходящих в капитальный ремонт // Научно-технический прогресс в нефтепромысловой геофизике: сб. науч. тр. / БашНИПИнефть. Уфа, 1987. С. 90.

83. Петров Н. А. Повторная герметизация резьбовых соединений обсадных колонн нефтяных скважин / Н. А. Петров, А. В. Кореняко, Ф. Н. Янгиров, О. И. Елизаров. Уфа: Монография, 2005. 88 с.

84. Петров Н. А. Ограничение водопритока в нефтяные скважины / Н. А. Петров, В. М. Юрьев, А. Г. Селезнев и др.. М., 1995. 65 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

85. Поляков В. Н. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин / В. Н. Поляков, Р. К. Ишкаев, Р. Р. Лукманов. Уфа: «ТАУ», 1999. 408 с.

86. Оганов С. А. Технология бурения наклонно направленных скважин с большим отклонением забоя от вертикали / С. А. Оганов, Г. С. Оганов. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. 220 с.

87. Вахрушев Л. П. Элементы термодинамики промывочных жидкостей: монография / Л. П. Вахрушев, О. А. Лушпеева, Е. В. Беленко. Екатеринбург: Изд-во «Путиведь», 2003. 151 с.

88. Соловьев Е. М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. 303 с.

89. Басаргин Ю. М. Заканчивание скважин / Ю. М. Басаргин, А. В. Булатов М.: Недра, 2000. 600 с.

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

91. Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972. 392 с.

92. Басаргин Ю. М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие для вузов / Ю. М. Басаргин, В. Ф. Будников, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2001. 543 с.

93. Петров Н. А. Опыт бурения скважин с применением растворов на углеводородной основе / Н. А. Петров, А. Г. Селезнев // Строительство нефтяных игазовых скважин на суше и на море: экспресс-информ. / ВНИИОЭНГ. 1991. Вып. 10. С. 18-22.

94. Поляков В. Н. Технология заканчивания глубоких скважин открытым забоем / В. Н. Поляков, В. А. Колодкин // Тезисы докладов международ, науч.-техн. семинара по проблемам нефтегазовой отрасли. Уфа: УГНТУ, 1998. С. 11.

95. Мамаева О. Г. Улучшение технологических свойств фильтрационной корки буровых растворов применением реагентов комплексного действия: автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа: УГНТУ, 2007. 24 с.

96. Мирзаджанзаде А. X. Гидроаэромеханика в бурении / А. X. Мирзаджанзаде, А. И. Спивак, М. Р. Мавлютов. Уфа: УНИ, 1984. 238 с.

97. Ахмадеев Р. Г. Исследование флокуляции глин полимерами / Р. Г. Ахмадеев, Н. М. Уляшева // Изв. вузов "Нефть и газ". 1983. - № 11. - С. 22-25.

98. Дерягин Б. В. Вода в дисперсных системах / Б. В. Дерягин, Н. В. Чураев, Ф. Д. Овчаренко и др.. М.: Химия, 1989. 288 с.

99. Петров Н. А. Регулирование основных и специальных свойств буровых растворов / Н. А. Петров, Ш. X. Сагдеев, А. И. Есипенко и др.. М., 1998. 31с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

100. Абрамзон А. А. Поверхностно-активные вещества. Синтез, анализ, свойства, применение: учеб. пособие для вузов / А. А. Абрамзон, Л. П. Зайченко, С. Н. Файнгольд; под ред. А. А. Абрамзона. Л.: Химия, 1988. 200 с.

101. Фролов Ю. Г. Лабораторные работы и задачи по коллоидной химии: учеб. пособие для высш. шк. / Ю. Г. Фролов, А. С. Гродский, В. В. Назаров и др.; под ред. Ю. Г. Фролова и А. С. Гродского. М.: Химия, 1986. 216 с.

102. Васильев В. П. Аналитическая химия: учеб. для химико-технол. спец. вузов. М.: Высшая школа, 1989. Гравиметрический и титрометрический методы анализа. - Вып 2, ч. 1. 320 с.

103. Хмельницкий Р. А. Физическая и коллоидная химия: учебник для с.-х. спец. вузов. М.: Высшая школа, 1988. 400 с.

104. Шарипов А. У. Химическая очистка технической воды флокулянтами при бурении скважин в Башкирии / А. У. Шарипов, Б. А. Андресон, Г. П. Бочкарев, Э. X. Еникеева // Техника и технология бурения: сб. тр. / БашНИПИнефть. Уфа, 1981. -Вып. 61. С. 47-54.

105. Стромберг А. Г. Физическая химия: учеб. для хим. спец. вузов / А. Г. Стромберг, Д. П. Семченко; под. ред. А. Г. Стромберга. 4-е изд., испр. М.: Высшая школа, 2001. 527 с.

106. Петров Н. А. Получение и использование сульфонатов в нефтяной промышленности / Н. А. Петров, В. М. Юрьев, А. Г. Селезнев. М., 1998. 31 с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

107. Петров Н. А. Синтез и подбор эффективных ингибиторов коррозии для защиты оборудования и трубопроводов в сероводородных средах / Н. А. Петров, В. М. Юрьев, Э. X. Еникеев и др.. М., 1995. 33с. (Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

108. Булатов А. И. Заканчивание скважин в условиях проявление сероводорода. 7 А. И. Булатов, А. П. Крезуб. М., 1986. 64 с. (Бурение: обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

109. Андресон Р. К. Бактерициды для борьбы с биокоррозией в нефтегазовой промышленности / Р. К. Андресон, С. М. Эфенди-заде. М., 1989. 52 с. (Борьба с коррозией и защита окружающей среды: обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

110. Ибрагимов Л. X. Предотвращение солеотложений в призабойной зоне скважин // Тезисы докладов 5-й Респ. межотр. науч.-практ. конф. по проблемамиспользования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов. Уфа: Уфим. нефт. ин-т, 1980. С. 123.

111. Тульбович Б. И. Коллекторские свойства и химия поверхности продуктивных пород. Пермь, 1975.176 с.

112. Тульбович Б. И. Методы изучения пород коллекторов нефти и газа. М., 1979. 199 с.

113. Аширов К. Б. О преобладающем гидрофобном характере коллекторов нефтяных залежей / К. Б. Аширов, Л. В. Цивинская, О. И. Федосова и др. // Нефтяное хозяйство. -1982. № 7. - 26 с.

114. Сюняев 3. И. Нефтяной углерод. М.: Химия, 1980.272 с.

115. Пеньков А. И. Результаты применения недиспергирующих буровых растворов на основе акриловых полимеров / А. И. Пеньков, В. Н. Рябченко, Б. А. Растегаев, Е. Ф. Филиппов // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 11. - С. 8-10.

116. Иванников В. И. Полимерные растворы с малым содержанием твердой фазы и опыт их применения / В. И. Иванников, Г. Я. Дедусенко, М. И. Липкес // Совершенствование технологии буровых работ: сб. тр. / ВНИИБТ. М. Вып. 35. С. 30-36.

117. Алекперов Т. В. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия / Т. В. Алекперов, В. А. Никишин // Нефтяное хозяйство. 1972. - № 8. - С. 21-24.

118. Бабалян Г. А. К вопросу теории действия поверхностноактивных веществ (ПАВ) на процесс освоения скважин // Вопросы технологии добычи нефти и бурения нефтяных скважин: сб. тр. / УфНИИ. Уфа, 1960. Вып. 6. С. 12-21.

119. Бабалян Г. А. Влияние температуры на капиллярную пропитку / Г. А. Бабалян, В. М. Березин, Я. А. Мустаев // Разработка и увеличение нефтеотдачи нефтяных месторождений: сб. науч. тр. / УфНИИ. М.: Недра, 1967. Вып. 17. С. 4144.

120. Зорина Л. М. Влияние поверхностно-активных'веществ на механические свойства горных пород / Л. М. Зорина, H. М. Филимонов // Технология бурения нефтяных и газовых скважин: межвуз. сб. / УНИ. Уфа, 1980. Вып. 7. С. 56-59.

121. Бабалян Г. А. Влияние добавки нефти в промывочную жидкость на процесс бурения // Вопросы технологии добычи нефти и бурения нефтяных скважин: сб. науч. тр. / УфНИИ. Уфа, 1960. Вып. 6. С. 152-158.

122. Бабалян Г. А. О нефти как смазывающем агенте при бурении скважин // Вопросы технологии добычи нефти и бурения нефтяных скважин: сб. науч. тр. / УфНИИ. Уфа, 1960. Вып. 6. С. 147-151.

123. Девликамов В. В. Взаимодействие нефти с растворами ПАВ и С02 // Тезисы докл. Всесоюз. школы по проблемам коллоидной химии нефти и нефтепродуктов. Уфа: УНИ, 1985. С. 46-48.

124. Сумм Б. Д. Избирательное смачивание состояние проблемы // Тезисы докл. Всесоюз. школы по проблемам коллоидной химии нефти и нефтепродуктов. Уфа: УНИ, 1985. С. 14-17.

125. Конесев Г. В. Использование оксалей при бурении скажин для установки противоприхватных ванн / Г. В. Конесев, Н. А. Петров, И. Н. Давыдова, А. Ю. Орлова // Нефтегазовое дело: науч.-техн. журн. / УГНТУ. 2007. - Т.5, №2. - С.35-40.

126. Мавлютов М. Р. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважин / М. Р. Мавлютов, X. И. Акчурин, С. В. Соломенников и др.. М.: Недра, 1987.123 с.

127. Петров Н. А. Концепция повышения качества заканчивания и капитального ремонта нефтегазовых скважин / Н. А. Петров, JI. А. Алексеев //

128. Управление качеством в нефтегазовом комплексе: науч.-техн. журн. / РГУ им. И.М.Губкина. М.: Изд-во «Нефть и газ», 2007. Т.4. С.10-17.

129. Усачев П. М. Исследования и усовершенствованная технология гидравлического разрыва пласта // Техника добычи нефти: сб. науч. тр. / ВНИИ. М.: Недра, 1967. С. 79.

130. Петров Н. А. Исследование эмульсий, предназначенных для повышения нефтеотдачи пластов / Н. А. Петров, А. X. Ибрагимов // Башкирский химический журнал: науч.-техн. журн. / Реактив. (Уфа). 2005. Т. 12, №4. - С. 57-64.

131. Кореняко А. В. Стендовые исследования гидроперфорации / А. В. Кореняко, Н. А. Петров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: экспресс информ / ВНИИОЭНГ. - 1991. - Вып. 11. - С. 18-24.

132. Петров Н. А. Глушение скважин водными растворами с добавкой ИВВ-1. / Н. А. Петров, А. И. Есипенко, М. Л. Ветланд // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1993. - Вып. 2. - С. 15-18.

133. Петров Н. А. Многоцелевые технологические жидкости с добавкой ГИПХ-3 / Н. А. Петров, В. М. Муняев / Нефтепромысловое дело: экспресс -информ. / ВНИИОЭНГ. 1993. Вып. 3. - С. 9-12.

134. Петров Н. А Результаты исследований и испытаний гидрофобизатора ИВВ-1 при обработках призабойных зон / Н. А. Петров, А. И. Есипенко, В. В. Калашнев, М. JI. Ветланд // Нефтепромысловое дело: экспресс информ. / ВНИИОЭНГ. - 1993. - Вып. 8. - С. 6 -14.

135. Кореняко А. В. Применение гидрофобизатора ИВВ-1 при вскрытии продуктивных горизонтов / А. В. Кореняко, Н. А. Петров, И. Н. Давыдова, О. И. Елизаров // Нефтепромысловое дело: экспресс информ. / ВНИИОЭНГ. - 1993. -Вып. 9.-С. 12-17.

136. Сафин С. Г. Технология регулирования и ограничения водопритоков с использованием нового состава / С. Г. Сафин, В. В. Калашнев. Н. А. Петров и др.. // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. - Вып.1. -С.40-42.

137. Петров Н. А. Технологические жидкости для вторичного вскрытия продуктивных горизонтов / Н. А. Петров, А. И. Есипенко, С. Г. Сафин // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. - Вып.1. - С. 4345.

138. Есипенко А. И. Анализ проб забойных отложений и продуктов реакции, отобранных из скважин до и после кислотных воздействий / А. И. Есипенко, Н. А. Петров // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. - Вып. 2. -С. 15-18.

139. Петров Н. А. Влияние катионных ПАВ на технологические свойства буровых растворов / Н. А. Петров, В. М. Муняев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. - Вып. 3. - С. 23-26.

140. Петров Н. А. Технологические жидкости для гидропескоструйной перфорации / Н. А. Петров, А. И. Есипенко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. - Вып. 3. - С. 33-34.

141. Есипенко А. И. Основные источники поступления соединений железа в продуктивные пласты и накопления их на забое скважин / А. И. Есипенко, Н. А. Петров // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. - Вып. 3-4. - С. 22-23.

142. Есипенко А. И. Промывочные жидкости, обеспечивающие вынос забойных отложений при обработках и капитальном ремонте скважин / А. И. Есипенко, Н. А. Петров // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. - Вып. 7-8. - С. 22-24.

143. Есипенко А. И. Промывочные жидкости для гидропескоструйной перфорации скважин / А. И. Есипенко, Н. А. Петров, В. В. Калашнев // Нефтепромысловое дело: науч.- техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. - Вып.9. - С. 1214.

144. Есипенко А. И. Комплексный подход к решению проблем кислотных обработок на месторождениях Западной Сибири / А. И. Есипенко, Н. А. Петров, В. В. Калашнев // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1995. - Вып. 7. - С. 28-32.