автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Исследование и разработка технологий дифференцированной водоизоляции продуктивных пластов при капитальном ремонте скважин

На правах р£Цо01си 0 Д

2 3 г,=н ?ппл

ЛАТЫПОВ РИФГАТ ФАЗДАЛОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ

ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ СКВАЖИН

Специальности: 05.15.10 - Бурение скважин

05.15.06 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2000

Работа выполнена в ООО «Татнефть - Азнакаевское УПНП и КРС» АО "Татнефть"

Научный консультант: Заслуженный работник нефтяной и газовой

промышленности России, д-р техн. наук ИШКАЕВ Р.К.

Официальные оппоненты: д-р геол.-минерал, наук, профессор

МУХАМЕТШИН В.Ш. канд. геол.-минерал, наук, профессор ШЕШУКОВ Н.Л.

Ведущее предприятие: Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий (ТюменНИИгипрогаз)

Зашита диссертации состоится 16 июня 2000 г. в 14 часов назаседа нии диссертационного совета Д.064.07.03 при Тюменском государствен ном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. 50 ле-Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского госу дарственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан 16 мая 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, Д.Т.Н., профессор 1 В.П. ОВЧИННИКОВ

И1ЬШ здо

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В современных условиях эксплуатации Ромашкинского месторождения, находящегося на поздней стадии разработки, при ухудшении структуры запасов и старении фонда скважин, работы по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин являются неотъемлемой частью комплекса геолого-технических мероприятий, направленного на стабилизацию уровня добычи нефти. Успешное решение этой проблемы во много раз усложняется в условиях многопластовых залежей на поздней стадии разработки месторождений, когда существенно изменяется динамическое состояние залежи, снижается эффективность воздействия принятой системы разработки на конечные показатели добычи нефти. Обводненность большинства скважин составляет более 90%, что в свою очередь приводит к падению темпов отбора нефти, требует дополнительных затрат на сбор и утилизацию попутной воды. В связи с этим большое значение приобретает совершенствование методов ограничения водопритоков и изоляции межпластовых перетоков жидкости при эксплуатации скважин, так как продолжительность и стоимость ремонтов возрастает с каждым годом, а эффективность, выражающаяся в дополнительной добычи нефти, снижается.

В настоящее время на Ромашкинском месторождении проблемы восстановления скважин методами капитального ремонта весьма актуальны. Капитальный ремонт требуется в 40% скважин. Такие объемы невозможно осуществить только традиционными технологиями. Разработка новых методических подходов, технологических решений и технических средств позволит повысить уровень эффективности и качества водоизоляционных работ и тесно связанные с ним показатели увеличения добычи нефти и нефтеотдачи продуктивных пластов. Одним из условий решения этой задачи является всестороннее изучение геолого-технических условий проведения ремонтных водоизоляционных работ, учет гидродинамического состояния пластов и залежи в целом, фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных горизонтов, состав и характер их насыщенности, что позволит выявить причину возникновения осложне-

ний. Поэтому актуальным направлением исследований является конкретное обоснование и дифференцированный подход к совершенствованию известных, разработке новых материалов и технологий их применения.

Цель работы. Повышение эффективности водоизоляционных работ разработкой технологий по ограничению водопритока применительно к конкретным геолого-технических условиям скважин.

Основные задачи исследований

1. Аналитическая оценка факторов, влияющих на эффективность водоизоляционных работ и перспективы их совершенствования на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

2. Анализ существующих технологий, специальных материалов для водоизоляционных работ с целью обоснований требований к методам проведения водоизоляционных работ с учетом конкретных геолого-технических условий объектов разработки.

3. Научное обоснование и разработка материалов и технологий для предупреждения заколонных водоперетоков при первичном цементировании и ограничения водопритоков в эксплуатационные скважины.

4. Разработка технико-технологических мероприятий и нормативной документации по разработанным методам изоляции водона-сыщенных горизонтов.

Научная новизна

1. Научно обоснована оптимальная область применения полимерных материалов в зависимости от условий и вида обводнения.

2. На основании теоретического анализа, лабораторных испытаний разработаны новые водоизолирующие составы, герметики и технологии их использования (A.c. SU№ 1694865 AI Е 21 В 43/00, A.c. SU № 1678113 AI Е 21В 43/25), при ограничении водопритока и первичном цементировании.

3. Выявлена и экспериментально подтверждена морфологическая особенность структурирования полимеров в поровом объеме кварцевого песчаника, карбонатов и на границе раздела «цементный камень - глинистая корка», позволяющая оценить их гидроизолирующие характеристики.

Праюпическая ценность

1. Проведена систематизация и дифференциация области применения традиционных тампонирующих материалов, используемых на площадях Ромашкинского месторождения.

2. Разработана технология предупреждения заколонных водо-перетоков в процессе первичного цементирования скважин за счет повышения герметичности контакта цементного камня со стенкой скважины и обсадной колонной применением полимерных растворов на основе водорастворимых алкилрезорциновых смол и тампо-нажного цемента;

3. Разработан комплекс технологий для ограничения водопри-токов в терригенных и карбонатных коллекторах, включающий:

- технологию ограничения водопритоков в скважины с использованием эфиров ортокремниевых кислот ( РД 39-0147585-085-93 «Технология ограничения притока вод в нефтяные скважины на основе кремнийорганического продукта 119-296 Т»);

- технологию создания протяженного гидроизоляционного экрана последовательным закачиванием разбавленных и концентрированных водных растворов алюмохлорида и цементного раствора (Временная Инструкция по технологии применения разбавленных растворов алюмохлорида для комплексной обработки призабойной зоны обводнившихся скважин с карбонатными коллекторами).

4. В результате реализации предложенных решений, апробированных на 108 скважинах Ромашкинского месторождения, подтверждена эффективность новых водоизоляционных технологий. Экономический эффект составил 3718,7 тыс. руб., дополнительная добыча нефти - 30,7 тыс.т, сокращение отбора воды - 1124,0 тыс.т.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы докладывались на: технических советах предприятий АО «Татнефть» (г. Альметьевск, г. Бугульма, 1990-2000 гг.); координационных совещаниях ВНИИКрнефть (г. Краснодар, 1989-1999 гг.); научном семинаре Волго-Камского регионального отделения Российской академии естественных наук «Проблемы и состояние их решения при эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС)» (р.п. Актюба, 1999 г.); Второй

Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2000г.).

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и основных выводов: изложена на 114 страницах машинописного текста, в том числе 12 рисунков, 21 таблица, содержит список литературы из 97 наименований и 3 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована аюуальность темы, определены основная цель и задачи исследования, научная новизна и практическая ценность проведенных работ.

Первый раздел посвящен аналитической оценке эффективности водоизоляционных работ и факторов, влияющих на их успешность, перспективам их совершенствования на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Дана геолого-промысловая характеристика проницаемых пластов - объектов проведения ре-монтно-изоляционных работ, (РИР), осложняющих их производство при разработке многопластовых залежей нефти.

Анализ современного состояния производства водоизоляционных работ, проведенный по отдельным площадям Ромашкинского месторождения (на примере Азнакаевского управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин), показал, что ремонтно-изоляционные работы проводятся по следующим направлениям:

1. Устранение некачественного крепления скважин, нарушения герметичности заколонного пространства, обусловленные критическими нагрузками на элементы крепи в процессе строительства, освоения, эксплуатации скважин.

2. Применение потокоотклоняющих технологий с использованием гидроизолирующих материалов как в эксплуатационных, так и в нагнетательных скважинах.

3. Ликвидация негерметичности и нарушения эксплуатацион-

ibix колонн, доподъем цементного раствора за эксплуатационной галонной и кондуктором, изоляция межколонных нефтеводопрояв-тений и межпластовых перетоков.

Проведение вышеперечисленных мероприятий направлено на снижение отбора попутной воды, интенсификацию добычи нефти, эбеспечение проектной нефтеотдачи пластов, обеспечение требований охраны недр, повышения надежности разобщения продуктивной толщи и защиту обсадных колонн от коррозии. Результаты ана-пиза показали, что в общей сложности изоляционные работы состав-ияют до 20% от общего объема работ по ремонту скважин. Установ-иено, что из общего объема всех изоляционных работ, проводимых в эксплуатационных скважинах, 76-80% приходится конкретно на изо-пяцию и ограничение водопритоков, а успешность и эффективность этих работ составляет в среднем 50-60%. Одним из направлений работ по охране недр и природных ресурсов (составляющем от 12 до 34 %, а в среднем - 20% от всего объема работ) является ликвидация нефтегазоводопроявлений как в добывающих^ так и нагнетательных скважинах, в том числе ликвидация заколонной циркуляции занима-2т в среднем 81,4 %. Необходимо отметить, что ежегодно возрастает объем двойных, тройных повторных ремонтов на одной скважине по причинам, выявляющимся в ходе ремонта. Так в 1998 году этот показатель составил 118 скважин (общее количество отремонтированных скважин - 736), из них на 47 скважинах проводились повторные водоизоляционные работы. Основной трудностью при производстве работ, снижающей их успешность и эффективность является отсутствие прямых методов диагностики причин возникновения осложнений, что затрудняет выбор оптимального метода обработки, в результате чего они малоэффективны или неуспешны. В разделе изучены факторы, осложняющие производство РИР; геолого-технические условия проведения ремонтных водоизоляционных работ; геологические комплексы отложений, наличие которых в разрезе вскрываемых бурением горизонтов обуславливает возможность возникновения определенных осложнений. Рассмотрены характерные типы строения водонефтяных зон, как естественных, так и сложившихся за время разработки месторождения.

Анализ технико-экономической эффективности традиционно

используемых водоизолирующих материалов на площадях Ромаш-кинского нефтяного месторождения, проведенный по известной методике ВНИИКРнефть, позволил определить оптимальную область их применения в зависимости от вида обводнения (рисунок 1). Результаты представлены в таблице 1.

Вид А Заколонные перетоки из нижележащего пласта

Вид Б Подошвенная вода

более 1,5-2,0 м

Вид В Обводнение нижнего перфорированного пласта

более 1,5-2,0 ы

1 обсадная колонна; 6-водонасыщенный пласт;

2-перфорационные отверстия; 7-направление движения воды;

3-цементное кольцо; 8-возможные литологические прослойки;

4-нефтенасыщенный пласт; 9.0СЬ скважины

5-литологический разрез;

Рисунок 1 - Виды обводнения

Для ограничения вод типа В (см. рис. 1) любой степени минерализации рекомендуется использовать смолу ТСД-9. Нефтесерно-кислотная смесь (НСКС) может быть успешно использована для вод типа А, Б, В (см. рисунок 1), однако действие ее не селективно, коль-матация порового пространства продуктами взаимодействия возможна не только в водонасыщенной части пласта, но и в нефтенасыщен-ной.

Гипан 10%-ной концентрации можно использовать при изоляции высокоминерализованных вод типа Б и В (см. рисунок 1), а гипан 2-5% концентрации наилучшие результаты показал только для типа Б, однако он имеет преимущество, поскольку не вымывается из пласта.

Из вновь разрабатываемых за последние 4 года водоизолирующих материалов ОАО «Татнефть» можно составить следующую последовательность по степени их эффективности при проведении во-

Таблица 1 - Результаты использования традиционных

водоизолирукицих материалов в ОАО "Татнефть"

Водоюолирующис материалы Вид обводнения Прирост добычи нефти, т Уменьшение отбора воды, м3 Продолжительность эффекта, мес. Коэффициент успешности

Цемент Б-подош. 1208,6 10288 2,6 0,4

Гипан 10% +цемент —"— 903,3 20719 9,5 0,6

Гипан 2-5% (С 949 17413 10,3 0,7

Смола ТСД-9+цемеш —"— 186,7 626,8 6,6 0,8

НСКС —"— 917,7 3367,6 14,2 0,8

Цемент В-ннжн. 1969,9 15087 11,4 0,5

Гипан 10% +цемент —"— 3940,6 11719,6 21,7 0,8

НСКС а 2698,8 21307 9,8 0,8

Смола ТСД-9+цемент —"— 2205 38443 12,3 0,7

Цемент В-нижн. закач. 2143,6 16780,9 21,4 0,8

Смола ТСД-9+цемент — 2251,6 30570,9 15,3 0,6

НСКС —"— 2019 22733 12,3 0,8

Цемент А-нижн. 1248,3 9377,5 14,4 0,6

НСКС а 210,5 2541 7,0 0,7

Гипан 10% +цемент а 2267 -1582 11,4

доизоляционных работ: кремнийорганика > «гипан-жидкое стекло» > нефтепирансернокислотная смесь > резиновая крошка > СНПХ-9630 >гидрофобизирующий реагент.

Таким образом, предпочтительным направлением в разработке составов для ограничения водопритоков является использование полимерных материалов.

Однако в современных условиях гидродинамическое состояние залежей изменилось и эффективность водоизоляционных работ все в меньшей мере зависит от физико-химических свойств и характеристик собственно закачиваемого реагента или продуктов его взаимодействия с породой и насыщающими ее флюидами. Поэтому дополнительно был проведен дифференцированный анализ по влиянию различных факторов на эффективность проводимых водоизо-пяционных работ. Учитывались геолого-технические и термогидродинамические особенности строения и эксплуатации залежи, геоло-

го-физические и фильтрационно-емкостные характеристики пластов, тип коллектора, динамика и вид обводнения, минерализация пластовых вод, эксплуатационные параметры насосного оборудования. Критериями эффективности являлись дополнительная добыча нефти, сокращение отбора воды, продолжительность эффекта от обработки, стоимость и продолжительность ремонта. Результаты показали, что на конечный эффект от обработки скважин изоляционными материалами влияют не только выше перечисленные факторы, но при прочих равных условиях решающее значение имеет качество строительства скважины, герметичность заколонного пространства, состояние цементного кольца и режимы эксплуатации скважины.

Во втором разделе приведены теоретические основы применения полимерных материалов для ограничения водопритоков.

Известные технологии ограничения водопритоков, наряду с повышением производительности добывающих скважин, существенным образом определяют суммарный объем извлечения углеводородов из пласта, темп добычи и качество добываемой продукции. При этом используют органические и неорганические химические реагенты - как индивидуальные вещества, так и композиции веществ, в том числе и отходы крупнотоннажных нефтехимических или иных производств. Задача ограничения водопритока при помощи химических реагентов состоит в снижении водопроницаемости и повышении, или по крайней мере сохранении на прежнем уровне проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) по нефти. Кольматация водоносного пласта может происходить за счет осадкообразования, гелеобразования, затвердевания водоизолирующей массы в пористой среде. Известно, что эффективность ограничения движения вод с применением водоизолирующих составов основана на взаимодействии вводимых в пласт реагентов с компонентами проницаемого пласта, т.к. породы продуктивного пласта и насыщающие его флюиды являются химически активными компонентами по отношению к вводимым реагентам. Роль вспомогательного компонента наряду с химическими реагентами и реакционноспособными элементами коллекторов может играть водородный показатель среды и длительность процесса образования закупоривающего материала, зависящая от термобарических и фильтрационных характеристик коллектора, хи-

мической природы реагентов и их сочетаний, способа использования. Этот фактор приобретает существенное значение с точки зрения прочности образующегося экрана, его диаметра и толщины. Очевидно, что приоритет должен отдаваться материалам и технологиям изоляции, позволяющим регулировать эти процессы в широких пределах геологических, фильтрационно-емкостных и термобарических характеристик разрабатываемых объектов.

Был проведен критический обзор процессов структурирования полимеров в присутствии наполнителей, которыми являются составные части горных пород, пластовых флюидов и продуктов гидратации промывочных и цементных растворов. На основании анализа теоретических предпосылок, сформулированы следующие основные требования к полимерным материалам, используемым для герметизации каналов водопритока.

1. Осадкообразующие и гелеобразующие полимерные материалы должны взаимодействовать с пластовыми водами и иметь индукционный период осадкообразования; размеры образующихся в растворах ассоциатов должны быть достаточными для перекрытия* поровых каналов и трещин и иметь адсорбционные свойства для формирования в поровом пространстве пристенных слоев, уменьшающих фазовую проницаемость по воде.

2. Олигомеры полимерных материалов должны отверждаться на основе реакций поликонденсации, причем выделяющиеся низкомолекулярные продукты должны поглощаться породой, формирующей поровый объем.

3. Общим требованием для всех полимерных материалов, независимо от вида структурирования, является достаточная адгезия к породе в присутствии воды, способность к селективной адсорбции по отношению к гидрофильным минералам с образованием хемо-горбционных связей, способность противостоять агрессивным воздействиям пластовых жидкостей и факторов связанных с интенсификацией разработки. Перспективными, исходя из представленных гребований, на наш взгляд являются полимеры на основе эфиров эртокремниевых кислот и неорганические полимеры алюмохлори-ца.

Эфиры ортокремниевых кислот поликонденсируются в поро-

вом объеме, полностью заполняя его, и гидрофобизируют стенки по{ и каналов в нефтенасыщенной и водонасыщенной части пласта Фазовая проницаемость по нефти при этом увеличивается, а фазо вая проницаемость по воде уменьшается.

Гель неорганического полимера, формируемого при взаимодей ствии водного раствора алюмохлорида с карбонатной составляюще{ породы обладает химическим сродством к породе, образует тампО' нирующий гель в трещинах и порах водонасыщенного пласта и позволяет создавать протяженный гидроизоляционный экран при незначительных материальных затратах, поскольку исходный материал - алюмохлорид - является отходом производства.

Таким образом теоретическими исследованиями доказана возможность использования органических полимеров, формирующихся из эфира оргокремниевой кислоты и неорганических полимеро* оксихлорида алюминия для водоизоляционных работ.

Третий раздел посвящен методам исследований, лаборатор-ньш испытаниям и анализу их результатов. Рассмотрены характеристики применяемых материалов. Изучение водоизолирующих свойсп исследуемых реагентов проводились по разработанным методика\ с использованием известных и специально разработанных лабораторных установок.

Применением и разработкой кремнийорганических соединений с целью изоляции вод в скважинах занимались Клещенко И.И. Маляренко A.B., Скородиевская JI.A., Янковский Ю.Н. и др. Однако рекомендуемые составы очень дороги, многокомпонентны, корро-зионноактивны. В связи с этим нами предпринята попытка разработки составов на основе кубовых остатков тетраэтоксисилана, являющегося сравнительно дешевым продуктом. Продукт синтеза и; кубовых остатков содержит эфиры ортокремниевых кислот (продую 119-296). Кроме того, эфир оргокремниевой кислоты легко гомогенизируется, при этом образуются однородные не расслаивающис смеси с водой. Было установлено, что в качестве гомогенизирующих добавок можно использовать: поверхностно-активные вещества нейтральные сорастворители (метилкарбинол, кетоны); активные сорастворители (полигликоли, органические кислоты и др.).

Для испытаний использовался кремнийорганический продую

119-296, разбавляемый отходным метилкарбинолом в соотношении 5:1 (объёмн. част.). Для полученной композиции исследовалась смешиваемость исходных компонентов с водой в различных соотношениях при температуре 20°С, время полного гелеобразования и консистенция образующегося геля, а также определялось оптимальное количество катализатора, необходимое для регулирования процесса гелеобразования. Изучение водоизолирующих свойств исследуемых реагентов проводились на трубчатой модели пласта с внутренним диаметром 2,7 см и длиной 1 м. В качестве модельной породы использовались молотые известняки турнейского горизонта фракции 0,063-0,125 мм, грубозернистые песчаники фракции 1,2-2,0 мм, в которых, используя известный определенный прием набивки, имитировали вертикальную и горизонтальную трещиноватость.

Результаты испытаний кремнийорганического продукта 119296Т, показали, что эти композиции растворимы в воде в любых соотношениях. При добавлении соляной кислоты к смеси продукта 119296Т и пресной воды, образуется однородный монолитный по всему объёму гель. При увеличении содержания воды более 75% образуется неоднородный гель (как правило неуплотнённый и непрочный внизу и рыхлый мягкий студнеобразный сверху).

На продукт П9-296Т были составлены и утверждены технические условия ТУ 2229-266-05763441-99.

Поскольку большинство тампонирующих материалов, применяемых при ограничении вод в поровых коллекторах обладает сравнительно небольшой вязкостью, то в трещиноватых карбонатных коллекторах они будут быстро отфильтровываться вглубь пласта, разбавляться пластовыми жидкостями и терять при этом тампонирующие свойства. Поэтому для тампонирующих материалов в карбонатных коллекторах важным является быстрый набор вязкостно -прочностных характеристик и отверждение их в полном объёме. Установлено, что вязкость тампонирующей массы на кремнийоргани-ческой основе на пять порядков выше, чем у нефтепираносернокис-лотной смеси. Исследования и анализ полученных результатов по изучению водоизолирующих свойств исследуемых реагентов, проводимых на трубчатой модели пласта показал, что наиболее высокими гидроизолирующими свойствами из трех составов имеет состав

на основе кремнийорганического продукта 119-296Т (доя сравнительных испытаний были выбраны нефтепираносернокислотная смесь и составы на основе этилсиликата ЭТС-40). В процессе работы с крем-нийорганическим продуктом 119-296Т была отмечена высокая чувствительность сроков отверждения композиций на основе продуктов к температуре и концентрации соляной кислоты. Поэтому были отработаны рецептуры для зимнего, весенне-осеннего и летнего времени года. Для зимнего времени года в качестве одной из составляющей использовалась пластовая вода горизонта Д, с плотностью 1180 кг/м3, а для летнего времени года - пресная техническая вода.

Лабораторные испытания кремнийорганического продукта 119296Т доказали технологичность реагента, его высокие водоизолиру-ющие свойства, возможность рекомендации его к промышленным испытаниям при ограничении притока вод в нефтедобывающих скважинах с терригенными и карбонатными коллекторами.

Лабораторные исследования раствора алюмохлорида показали, что раствор он в зависимости от концентрации в карбонатных коллекторах может выступать как реагент изоляции, и как реагент, пригодный для обработок призабойной зоны (ОПЗ). Кроме того, известно, что добавки алюмохлорида в воду затворения вызывают ускорение отверждения цементных растворов.

Результаты первого этапа по исследованию гидроизолирующих свойств гелей, образующихся при контактировании водных растворов алюмохлорида различных концентраций (от 2,8 до 20%) с молотым известняком показали, что оптимальная область концентраций алюмохлорида находится в пределах 3-10% мае. При концентрации алюмохлорида менее 3% закупоривающий эффект резко падает, а при концентрации более 10% наблюдается увеличение проницаемости вследствие растворения известняка (эффект обработки призабойной зоны). Второй этап лабораторных испытаний определил область концентраций раствора алюмохлорида, закачиваемого непосредственно перед цементным раствором. При этом исходили из требования отсутствия гелеобразования в призабойной зоне скважины, минимальных сроков отверждения цементного раствора, проникшего в пласт и находящегося на контакте с раствором алюмохлорида. Малые сроки отверждения позволяют практически сразу после закачи-

шния цементного раствора приступить к промывке скважины от ос-атков цемента. Оптимально область концентрации водного раство->а алюмохлорида находится в пределах 15-27%. Прокачивание ра-;твора алюмохлорида с концентрацией менее 15% мае. приведет к ¡го гелеобразованию в призабойной зоне, что понизит продуктив-юсть скважины при ее эксплуатации. Кроме того, сроки отвержде-1ия цемента на контактной зоне имеют сравнительно большую длительность, а это не позволяет удалить цементный раствор сразу посте его закачивания и возникнет необходимость по разбуриванию цементного моста и дополнительному прострелу зоны перфорации. Верхний предел концентрации раствора алюмохлорида, равный 27%, >бусловлен как исходной заводской концентрацией алюмохлорида, ак и нецелесообразностью дальнейшего сокращения сроков схватывания цементного раствора. Результаты испытаний по предлагаемой схеме закачивания алюмохлорида 3-10%-ной концентрации по-сазывают, что закупоривающий эффект на 34-46% выше по сравне-1ию с обычным цементированием.

Исходя из этих свойств, закачивание рабочих агентов в модель шаста производили в следующей последовательности: разбавлен-шй раствор алюмохлорида для формирования протяженного гид-юизоляционного экрана; концентрированный раствор алюмохлори-1а для проведения ОПЗ и ускорения отверждения контактирующей : ней оторочкой цементного раствора; оторочка цементного раство-)а через небольшой буфер из пресной воды для закрепления гидроизоляционного экрана.

При взаимодействии растворов алюмохлорида с карбонатом сальция происходит образование гидрохлоркалыдаевых алюминатов I выделение углекислого газа. Причём этот процесс протекает по-ггадийно. Первоначально происходит гидролиз алюмохлорида с выделением свободной соляной кислоты. Затем соляная кислота взаимодействует с карбонатом кальция и происходит выделение углекис-юго газа. Затем полученный хлорид кальция в присутствии карбо-гага кальция и алюмохлорида взаимодействует с алюмохлоридом с )бразованием гидрохлоркальциевых алюминатов, являющихся ос-ювой формируемого геля. Поскольку гель нестоек в кислой среде, 5ыли проведены испытания в автоклаве по оценке гелеобразования

в системе «раствор алюмохлорида - карбонат кальция» при давлениях и температуре близких к пластовым (для 301 и 302 залежи, разрабатываемых НГДУ «Лениногорскнефть»), Термобарические исследования показали, что верхней границей гелеобразования системы «алюмохлорид - карбонат» кальция является давление 7 МПа при температуре 20-30°С и концентрации водного раствора алюмохлорида 3-8%. Испытание на трубчатых моделях пласта показали высокую эффективность порционной закачки растворов алюмохлорида и глинистого раствора с плотностью 1170 кг/м3. Так при трехпорцион-ном закачивании раствора 5%-ного алюмохлорида и глинистого раствора наблюдался 100% закупоривающий эффект при градиенте 12 МПа/м. Качественные наблюдения показали повышение прочностных показателей гелей, формируемых в системе «алюмохлорид -карбонат кальция» в присутствии полиакриламида. Заметное повышение прочностных показателей имелось при растворении в 3 и 5%-ном растворе алюмохлорида 0,015-0,2% полиакриламида марки «Ак-катролл». Из вышеизложенного видно, что лабораторные испытания подтверждают возможность использования растворов алюмохлорида при проведении гидроизоляционных работ в карбонатных коллекторах.

Одной из основных причин прорыва пластовых вод в нефтяных скважинах по затрубному пространству является недостаточная герметичность контакта цементного камня со стенкой скважины, обусловливаемая отложением на ней глинистой корки в процессе бурения. Разработано много различных технико-технологических мероприятий, по ее удалению до цементирования скважины в процессе закачивания тампонажного раствора. Экспериментальными исследованиями в лабораторных и промысловых условиях установлено, что полное удаление глинистой корки со стенок скважины при существующей технологии цементирования практически невозможно. Наличие глинистой корки любой толщины, по-нашему мнению, оказывает отрицательное влияние на герметичность контакта цементного камня с горной породой, вследствие ее структурирования, физико-химического изменения в присутствии пластовых вод.

Ниже приводятся некоторые результаты исследований влияния полимерных растворов на основе алкилрезорциновых термореактив-

ых фенолоформальдегидных смол типа РЕМОНТ-Н, ТСД-9 и там-онажного цемента на герметичность контакта образующегося кам-я с горными породами. Суть работы заключалась в моделировании шяния водных растворов смол на глинистую корку при закачке не-ольшой оторочки водорастворимого полимера непосредственно еред цементным раствором при первичном цементировании сква-ины. Водные растворы смол, обладая малой вязкостью, проникают глинистую корку или взаимно перемешиваются в промытых водой шах. При этом происходит образование полимерглинистой систе-ы, способной к отверждению. Отверждение происходит тем быст-ге, чем выше щелочность раствора, то есть при контакте с цемент-ым раствором вновь образованная полимерглинистая корка будет гверждаться. Кроме этого, избыток водорастворимой смолы, под эздействием пластового давления, заполняет дефекты, которые мо/т образовываться в твердеющем цементном камне. Результаты ис-ытаний, проводимых на разработанной установке показали, что арушение герметичности контакта системы «цементный камень -шнистая корка - порода» происходит при перепаде давления 2,43 Ша. При аналогичных условиях для нарушения контакта цемент-ого камня с полимерглинистой коркой (со смолой ТСД-9) требует-I давление 5,88 МПа, а в тех же условиях со смолой РЕМОНТ-Н -,82 МПа. Такие же соотношения перепадов давлений прорыва наглодаются при испытании герметичности контакта указанных ма-;риалов с глиной. Однако нарушение герметичности в последнем тучае происходит при меньших перепадах давления на единицу пины испытуемого образца (300 мм). При выпрессовывании зат-грдевшего раствора из глины было установлено, что диаметр це-ентных образцов на 1,5- 3 мм больше чем диаметр имитируемой <важины. На поверхности их образовался промежуточный слой одифицированной глины, упрочненной водорастворимой смолой. Испытания герметичности контакта цементного камня и полимерг-янистой корки со стальным стержнем показали, что при давлениях о 7,5 МПа на 300 мм контактирующей поверхности прорыва воды о ней не происходит. Следовательно, наиболее вероятным участ-эм нарушения герметичности в кольцевом пространстве скважины зляется зона контакта камня с горными породами. Из анализа дан-

ных следует, что наибольшая герметичность контакта наблюдается у цементного камня и полимерглинистой корки, содержащей смолу РЕМОНТ-Н, хотя прочность его ниже по сравнению с цементным камнем. Очевидно, герметичность контакта цементного камня и полимерглинистой корки определяется главным образом свойствами фильтрата раствора. Более высокое сопротивление контакта цементного камня, при наличии полимерглинистой корки, с горными породами по сравнению с обычным цементным камнем объясняется отверждением фильтрата, проникающим в глинистую корку и породу.

Для изучения структурирования полимеров в поровом объеме пород и на границе глинистой корки с цементным камнем были проведены исследования на растровом электронном микроскопе «МИНИ-СЕМ».

Степень структурирования образцов (полимеризации, поликонденсации, гидролиза алюмохлорида) была оценена путем экстракции горячей дистиллированной водой в аппарате Сокслета. В работе приведены полученные микрофотографии образцов. Анализ результатов исследований показывает взаимосвязь прочностных свойств глинистых корки с морфологией новообразований, возникающих в контактной зоне при взаимодействии глинистых частиц со смолой Ремонт-Н. Степень структурирования и форма новообразований крем-нийорганического продукта 119-296 Т и водных растворов алюмохлорида зависят от природы остова порового скелета, Из полученных результатов следует, что при подборе полимерных систем целесообразно использовать полимеры достигающие высокой степени завершенности структурирования в поровом и трещиноватом объеме во-донасыщенного пласта.

В четвертом разделе рассмотрены технологии и сделаны рекомендации по применению в промысловых условиях следующих разработок:

• ограничения водопритоков в карбонатных коллекторах при последовательном закачиванием разбавленных и концентрированных водных растворов алюмохлорида и цементного раствора;

• ограничения водопритоков в скважины с использованием эфи-ров ортокремниевых кислот;

• технологические мероприятия по предупреждению заколон-

ных перетоков при первичном цементировании, путем упрочнения глинистой корки алкилрезорциновыми фенолформальдегидными смолами (Ремонт-Н) и тампонажного цемента.

На основании опытно-промысловых испытаний на реальных скважинах кремнийорганического продукта 119-296Т и водных растворов алюмохлорида отработаны технологические режимы, объемы рабочих жидкостей, технологические схемы проведения водо-изоляционных работ. Рекомендуемые технологии следует применять в следующих геолого-технических условиях (таблица 2).

Таблица 2 - Геолого-технических условия применимости разработанных технологий

Геолого-технические условия и технологические показатели Продукт 119-296Т Водный раствор алюмохлорида 5-10% концентрации

Тип коллектора терригенный карбонатный карбонатный

Минерализация обводняющей воды не регламентируется не регламентируется

Вид обводнения подошвенная нижняя верхняя подошвенная нижняя верхняя

Объем продукта на метр толщины пласта 0,5-1 м3 не менее 10 м3

Успешность работ 70-80% 60-100%

Дополнительная добыча нефти, т/ год 700-1000 500-700

По результатам лабораторных и опытно-промысловых работ по применения продукта 119-296 Т и раствора алюмохлорида составлена нормативная документация.

На основании стендовых испытаний по упрочнению глинистой корки выдана рекомендация по предотвращению заколонных перетоков при первичном цементировании, заключающаяся в подаче буфера смолы Ремонт -Н с отвердителем в соотношении 2:1 (по объему) перед подачей цементного раствора. Технология осуществляется с использованием типового бурового оборудования. Опытные испытания смолы Ремонт-Н в Лениногорском, Азнакаевском и Аль-

метьевском УПНП и КРС свидетельствуют о возможности замены ею смолы ТСД-9 и ТСД-10 при ремонтно-изоляционных работах.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании аналитических исследований и анализа промыслового материала по эффективности водоизоляционных работ на месторождениях в поздней стадии эксплуатации установлена необходимость дифференциации применения гидроизолирующих материалов в зависимости от конкретных геолого-технических условий и термогидродинамических особенностей строения и эксплуатации залежи, геолого-физических и фильтрационно-емкостных характеристик пластов, типа коллектора, динамики и вида обводнения, минерализации пластовых вод.

2. Для повышения герметичности заколонного пространства я недопущения перетоков в процессе эксплуатации скважин, разработаны технологические мероприятия по их предупреждению в процессах первичного цементирования, путем упрочнения глинисто* корки алкилрезорциновыми фенолформальдегидными смолами (Ре монт-Н).

3. Для ограничении притока вод любой степени минерализа ции разработан тампонирующий состав на основе эфиров ортокрем ниевых кислот, метилкарбинола и технической соляной кислоты (про дукт 119-296Т) с регулируемыми сроками твердения и отверждаю щийся во всем поровом объеме терригенных и карбонатных коллек торов.

4. Научно обоснована возможность проведения водоизсшяци онных работ тампонирующими гелями в трещиноватых карбонаг ных коллекторах при пластовых давлениях до 7 МПа и температура 20-30°С.

4.1. Экспериментально подтверждено образование в этих ус ловиях тампонирующего геля при взаимодействии 3-8%-ного раствс ра алюмохлорида с карбонатной составляющей пород.

4.2. Разработана технология применения разбавленных раствс ров алюмохлорида для комплексной обработки призабойной зош обводнившихся скважин с карбонатными коллекторами.

5. Разработаны и введены в действие РД 39-0147585-085-93 Технология ограничения притока вод в нефтяные скважины на ос->ве кремнийорганического продукта 119-296 Т» и Временная Ин-рукция по технологии применения разбавленных растворов алю-эхлорида для комплексной обработки призабойной зоны обводнив-ихся скважин с карбонатными коллекторами.

6. Экономический эффект от внедрения технологий составил ? 18,7 тыс. руб, дополнительная добыча нефти - 30,736 тыс.т, сокра-ение отбора воды - 1123,989 тыс.т.

Основные положения диссертации опубликованы в следую-их печатных работах:

1. Латыпов Р.Ф., Шакуров P.A., Николаев Б.В. Эффективность ;монта обсадных колонн стальными пластырями // НТЖ. Нефтя-зе хозяйство. - М.: Недра, 1987. - № 2. - С. 15-17.

2. Латыпов РФ., Маннанов Ф.Н., Кадыров P.P. и др. Результаты ^пользования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении во-jпритоков // ПТНПИЖ. Нефть Татарстана, г. Казань,- № 3-4 [5-6], )99.- С.30-32.

3. Латыпов РФ., Маннанов Ф.Н., Кадыров P.P. Результаты и грспекгивы проведения водоизоляционных работ на месторожде-1ях ОАО «Татнефть» // ПТНПИЖ. Нефть Татарстана, г. Казань.-, ?99,-№ 5-6.-С. 27-31.

4. Латыпов Р.Ф., Кадыров P.P. Моделирование технологическо-) процесса водоизоляции процесса водоизоляции в системе «алю-охлорид - карбонаты» // Моделирование технологических процес-)в бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе со-эеменных информационных технологий: Тез. докл. Второй Всерос-шской научно-технической конференции, Тюмень: ТюмГНГУ, 2000.. 15.

5. Латыпов Р.Ф., Маннанов Ф.Н. и др. Ограничение водопри-)ков в скважины с использованием эфиров ортокремниевых кислот Моделирование технологических процессов бурения, добычи и )анспортировки нефти и газа на основе современных информаци-:Шых технологий: Тез. докл. Второй Всероссийской научно-техни-;ской конференции, Тюмень: ТюмГНГУ, 2000.-С.16.

6. Латыпов РФ., Кадыров PP. Влияние фенольных смол на герметичность контакта цементного камня с горными породами // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий; Тез. докл. Второй Всероссийской научно-технической конференции, Тюмень: ТюмГНГУ, 2000.-С. 17.

7. Латыпов Р.Ф. Аналитическая оценка проводимых на Ромаш-кинском месторождении водоизоляционных работ // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Тез. докл. Второй Всероссийской научно-технической конференции, Тюмень: ТюмГНГУ, 2000.-С.18.

8. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритока в скважины / Латыпов РФ., Манна-нов Ф.Н., Кадыров P.P. и др. // НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИО-ЭНГ, 2000.-№6.-С. 17-19.

9. A.c. SU № 1375797 AI Е 21 В 33/134. Устройство для установки моста в обсаженной скважине / Латыпов Р.Ф., Клеев A.M.. Смеркович Е.С., Каримов Г.С., Шакуров P.A. Заявлено 12.06.86. № 4140812. Опубл. 23.02.88. Бюл. № 7.

9. A.c. SU№ 1694865 AI Е 21 В 43/00. Устройство для воздействия на призабойную зону скважины /Латыпов РФ., Смеркович Е.С. Козлов A.B., Каримов Г.С., Маннанов Ф.Н. Заявлено 07.12.88. Ns 4617694. Опубл. 30.11.91. Бюл. № 44.

10. A.c. SU № 1678113 AI Е 21 В 43/25. Устройство для обработки призабойной зоны пласта / Латыпов Р.Ф., Клеев A.M., Смер кович Е.С., Козлов A.B. и др. Заявлено 07.12.88. № 4616019. Заре гист. 15.05.91.

Соискатель

Р.Ф. ЛАТЫПОВ

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИТИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОДОИЗОЛЯ-ЦИОННЫХ РАБОТ И ПЕРСПЕКТИВЫ ИХ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ, НАХОДЯЩИХСЯ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

1.1 Общие направления совершенствования ремонтных работ, проводимых на площадях Ромашкинского месторождения.

1.2 Геолого-промысловая характеристика проницаемых пластов -объектов проведения ремонтных водоизоляционных работ, осложняющие производство РИР при разработке многопластовых залежей нефти.

1.3 Анализ существующих технологий и специальных материалов для водоизоляционных работ.

2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ПОЛИМЕРНЫХ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ.

2.1. Применение органических и неорганических полимеров при ремонтных работах.

2.2. Особенности структурирования глинистой корки на границе контакта с цементным камнем.

2.3. Структурирование полимеров в поровом объеме.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ, МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ, ЛАБОРАТОРНЫЕ ИСПЫТАНИЯ И АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ

3.1. Методы исследований.

3.2. Разработка и лабораторные исследования тампонирующих составов на основе эфиров ортокремниевых кислот.

3.3. Лабораторные исследования водных растворов алюмохлорида и анализ их результатов.

3.4. Исследование герметичности контактной зоны "глинистая корка- цементный камень" и анализ результатов.

3.5. Исследование структурирования полимеров в поровом объеме . 87 Выводы по разделу 3.

4. ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ РЕКОМЕНДУЕМЫХ КОМПОЗИЙ И ИХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ.

4.1. Отработка технологии применения кремнийорганического продукта 119-286 Т

4.2 Отработка технологии применения водных растворов алюмо-хлорида. ЮО

4.3 Технология применения смолы Ремонт-Н для упрочнения глинистой корки.

В современных условиях эксплуатации Ромашкинского месторождения, находящегося на поздней стадии разработки, при ухудшении структуры запасов и старении фонда скважин, работы по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин являются неотъемлемой частью комплекса геолого-технических мероприятий, направленного на стабилизацию уровня добычи нефти. Успешное решение этой проблемы во много раз усложняется в условиях многопластовых залежей на поздней стадии разработки месторождений, когда существенно изменяется динамическое состояние залежи, снижается эффективность воздействия принятой системы разработки на конечные показатели добычи нефти. Обводненность большинства скважин составляет более 90 %, что в свою очередь приводит к падению темпов отбора нефти, требует дополнительных затрат на сбор и утилизацию попутной воды. В связи с этим большое значение приобретает совершенствование методов ограничения водопри-токов и изоляции межпластовых перетоков жидкости при эксплуатации скважин, так как продолжительность и стоимость ремонтов возрастает с каждым годом, а эффективность, выражающаяся в дополнительной добычи нефти, снижается.

В настоящее время на Ромашкинском месторождении проблемы восстановления скважин методами капитального ремонта весьма актуальны. Капитальный ремонт требуется в 40% скважин. Такие объемы невозможно осуществить только традиционными технологиями. Разработка новых методических подходов, технологических решений и технических средств позволит повысить уровень эффективности и качества водоизоляционных работ и тесно связанные с ним показатели увеличения добычи нефти и нефтеотдачи продуктивных пластов. Одним из условий решения этой задачи является всестороннее изучение геолого-технических условий проведения ремонтных водоизоляционных работ, учет гидродинамического состояния пластов и залежи в целом, фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных горизонтов, состав и характер их насыщенности, что позволит выявить причину возникновения осложнений. Поэтому актуальным направлением исследований является конкретное обоснование и дифференцированный подход к совершенствованию известных, разработке новых материалов и технологий их применения.

Цель работы. Повышение эффективности водоизоляционных работ разработкой технологий по ограничению водопритока применительно к конкретным геолого-технических условиям скважин.

Основные задачи исследований

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании аналитических исследований и анализа промыслового материала по эффективности водоизоляционных работ на месторождениях в поздней стадии эксплуатации установлена необходимость дифференциации применения гидроизолирующих материалов в зависимости от конкретных геолого-технических условий и термогидродинамических особенностей строения и эксплуатации залежи, геолого-физических и фильтрационно-емкостных характеристик пластов, типа коллектора, динамики и вида обводнения, минерализации пластовых вод.

2. Для повышения герметичности заколонного пространства и недопущения перетоков в процессе эксплуатации скважин, разработаны технологические мероприятия по их предупреждению в процессах первичного цементирования, путем упрочнения глинистой корки алкилрезорциновыми фенолформальдегид-ными смолами (Ремонт-Н).

3. Для ограничении притока вод любой степени минерализации разработан тампонирующий состав на основе эфиров ортокремниевых кислот, метил-карбинола и технической соляной кислоты (продукт 119-296Т) с регулируемыми сроками твердения и отверждающийся во всем поровом объеме терриген-ных и карбонатных коллекторов.

4. Научно обоснована возможность проведения водоизоляционных работ тампонирующими гелями в трещиноватых карбонатных коллекторах при пластовых давлениях до 7 МПа и температурах 20-30°С.

4.1. Экспериментально подтверждено образование в этих условиях тампонирующего геля при взаимодействии 3-8%-ного раствора алюмохлорида с карбонатной составляющей пород.

4.2. Разработана технология применения разбавленных растворов алюмохлорида для комплексной обработки призабойной зоны обводнившихся скважин с карбонатными коллекторами.

5. Разработаны и введены в действие РД 39-0147585-085-93 «Технология ограничения притока вод в нефтяные скважины на основе кремнийорганиче-ского продукта 119-296 Т» и Временная Инструкция по технологии применения разбавленных растворов алюмохлорида для комплексной обработки призабойной зоны обводнившихся скважин с карбонатными коллекторами.

6. Экономический эффект от внедрения технологий составил 3718,7 тыс. руб, дополнительная добыча нефти - 30,736 тыс.т, сокращение отбора воды -1123,989 тыс.т.

1. Поддубный Ю.А., Соркин А .Я., Кан В.А., Сидоров И.А. Оценка эффективности обработок призабойной зоны обводненных скважин // НТЖ. Строительство скважин на суше и на море. С. 11-14.

2. Поляков В.Н., Мавлютов М.Р., Алексеев JI.A., Колодкин В.А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин. Уфа: КИ-ТАП, 1998.- 192с.

3. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: КИТАП, 1999.- 402 с.

4. Вершинин Ю.Н., Возмитель В.М., Кошелев А.Т. и др. Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири // Обз. информ. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ,1992.- 68 с.

5. Блажевич В.А., Стрижнев В.А. Проведение РИР в скважинах в сложных гидродинамических условиях// Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- Вып. 53 с.

6. Мамедов А.А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения. -М: Недра, 1974.- 200 с.

7. Гошовский С.В., Абдуладзе A.M., Клибанец Б.А. Совершенствование способов вскрытия нефтегазовых пластов // Обз. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1983,- Вып. 13 (52).- 24 с.

8. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. -М.: КУБК-а, 1997. 351с.

9. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / Муравьев И.М., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К. и др. 3-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1970.-445 с.

10. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. Учебное пособие. М.: Недра, 1972.- 360 с.

11. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при за-канчивании и эксплуатации нефтяных скважин // М.: Недра, 1998, 267 с.

12. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин-Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1998.- 212с.

13. В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, В.А. Стрижнев. Тампонажные (изоляционные) материалы для ремонтно-изоляционных работ в скважинах // Справочник, Уфа, 1992.

14. А.Ш. Газизов, И.Г.Юсупов и др. Временная инструкция по применению гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах, Бугульма, ТатНИИ. 1973.

15. И.А. Сидоров, Ю.А. Поддубный и др. Технология обработок скважин, обводненных подошвенной водой, растворами сополимеров. РД 39-1-755-82. М.: ВНИИнефть, 1982.

16. И.Ф. Глумов, В.Д. Кочетков и др. Инструкция по технологии изоляции притока вод в нефтяных скважинах с применением алкилированной серной кислоты в смеси с нефтью. РД 39-1-33-77. ТатНИПИнефть, Бугульма, 1977.

17. А.В. Амиян, В.А. Амиян. Ограничение водопритока и изоляция вод с применением пенных систем // Обз. информ. М.:ВНИИОЭНГ, 1984.- Вып.8(80).

18. Р.Г. Габдуллин, P.P. Кадыров и др. Инструкция по технологии ограничения водопритока в нефтяные скважины с использованием нефтепирансернокис-лотной смеси. РД 39-0147-585-059-91, ТатНИПИнефть, Бугульма, 1991.

19. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти /Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов // Справочник.- М.: Недра, 1991.-383 с.

20. Разработать технологию повышения производительности обводненных скважин с использованием кремний органических водоизолирующих составов и кислотных композиции: Отчет о научно исследовательской работе (заключительный) /СибНИИНП;- Тюмень, 1989. ДСП

21. Ограничение водопритока в нефтяные скважины /Петров Н.А., Юрьев В.М., Селезнев А.Г. и др. // Обз. информ. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 65 с.

22. Кадыров P.P. Взаимодействие сополимеров акриловых кислот в пористой среде с электролитами при изоляции вод в нефтяных скважинах // Дисс. на соискание уч. степени канд. техн. наук. 1986. 160 с.

23. Бережной А.И. Изучение стяжения в суспензиях тампонажных цементов и его возможного влияния на качество цементирования газовых скважин //В кн.: Крепление скважин и разобщение пластов. М.: Недра, 1961.

24. Харьков В.А., Паняев В.М. Экспериментальное изучение процесса разрушения и восстановления цементного кольца в скважине // Тр. ТатНИИ.-Л.:Недра, 1965.-Вып. VII.

25. Сурков В.Т. и др. Промывочная жидкость с тампонирующими свойствами для повышения качества разобщения пластов // Тр. ТатНИИ. М.:Недра, 1966. - Вып. V.

26. Булатов А.И. О природе затрубных газо-, водо- и нефтепроявлений. Газовая промышленность, 1963. -№ 12.

27. Булатов А.И. и др. Экспериментальное исследование путей продвижения газа по стволу скважины в полупромышленных условиях // НТЖ. Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1969. № 3.

28. Хангильдин Г.Н. Исследования контракции цемента и влияние ее на герметичность затрубного пространства нефтяных и газовых скважин // НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1968. - № 9.

29. Мещеряков С.В., Ногербеков Б.Ю. Контракция тампонажных цементов в условиях минерализованных пластовых вод // Тр. института нефти АН Каз. ССР, том 4, Алма-Ата: изд-во АН Каз. ССР, 1961.

30. Кирсанов А.В. и др. Применение бентонитовых глин Татарии в машиностроительной промышленности // Пром. Экономический бюллетень. Тат-совнархоз, 1960. - Вып. 8.

31. Покровский В.А., Сидоров И.А. Об агрессивности подземных вод Ромаш-кинского нефтяного месторождения по отношению к цементному камню // НТЖ. Татарская нефть, 1962.- № 9.

32. Серб-Сербинина Н.Н., Цзян-Лун, Кузнецова А.Е. Исследование структуро-образования в водных дисперсиях гуматов бентонитовых глин при их взаимодействии // Тр. Межреспубликанского совещания в Баку. М.: Гостоптех-издат, 1962.

33. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш. и др. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. М., Недра, 1976. - С.27.

34. Юсупов И.Г., Максутов Р.А., Кадыров P.P., Калашников Б.М. Исследованиеосаждения гидролизованного полиакрилонитрила в пористой среде применительно к изоляции закачиваемых вод // НТЖ. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1978.- № 3. С.8-11.

35. Юсупов И.Г. Крепление нефтяных скважин органо-минеральными композиционными материалами // Дисс. на соискание уч. степени д-ра техн. наук. Бугульма, 1983.-393 с.

36. Усачев П.М., Сидоров И.А., Галыбин A.M. и др. Ограничение притока вод в нефтяные скважины (состояние и перспективные методы) // Сборник. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. М.: Наука, 1976. -С.176-186.

37. Меркулов В.П., Дудин Ю.Д., Кукин В.В., Савельев Г.А. Селективная изоляция обводнившихся неоднородных пластов // НТЖ. Нефтепромысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977. -№ 5. С.23-27.

38. Забродин П.И., Раковский Н.Л., Розенберг М.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. М.: «Недра», 1968. - С.6-9, 104-111.

39. Баранов Ю.В. Исследование поведения сополимеров метакриловой кислоты в пористых средах в присутствии растворов электролитов // Дисс. на соискание уч. степени канд. техн. наук., Казань, 1975. С. 112-126.

40. Сидоров И.А., Поддубный Ю.А., Кан В.А. Воздействие на призабойную зону скважин в целях ограничения отбора воды // М.: ВНИИОЭНГ, 1978-С.11-22.

41. Гончарова Л.В. Основы искусственного улучшения грунтов // Изд-во МГУ, 1973. С.140-156.

42. Каргин В.А. Перспективы применения полимеров для закрепления грунтов // Пленарные доклады и решения VI Всесоюзн. совещания по закреплению и уплотнению грунтов. Изд-во МГУ, 1970. - С.9-15.

43. Липатов Ю.С. Влияние границы раздела на реакции синтеза и структуру трехмерных полимеров // № 12 Х-А, 1968. С.23-73.

44. Липатов Ю.С. Физическая химия наполненных полимеров // Химия. М.-1977. - С.52-53.

45. Дипатова Т.Э., Иващенко В.К. Синтез и физико-химия полимеров // Киев: Наукова думка, 1970. № 6. - С.73-76.

46. Разработка сополимеров кислот акрилового ряда для изоляции притока пластовых вод в нефтяные скважины // Шифр 59-76, Казанский ХТИ им. С. М. Кирова, науч. рук. Кузнецов В.В. 1976. С. 18-29.

47. Липатов Ю.С. Физическая химия наполненных полимеров // НТЖ. Химия.1. М., 1977.-С.24-33.

48. Титков Н.И., Дон Н.С. Технология цементирования нефтяных скважин. -М.: Гостоптехиздат, 1960.

49. Отчет ТатНИПИнефть по договору № 93.051.94 Создание технологий повышения коэффициента нефтеизвлечения за счет ограничения водопритока при разработке сложно-построенных карбонатных коллекторов. Руководитель Глумов И.Ф., Бугульма, 1993.

50. Калашников Б.М. и др. Промысловые испытания гидролизованного полиак-рилонитрила (гипан) при изоляции пластовых вод // РНТС. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. № 5.

51. Калашников Б.М. Применение гидролизованного полиакрилонитрила (гипана) в качестве селективного материала для изоляции притока пластовых вод // Тр. ТатНИПИнефть. Бурение скважин и добыча нефти, 1972. Вып.21.

52. РД 39-0147585-022-88. Технология ограничения притока вод в нефтяные скважины с использованием сополимеров акрилов кислот и алюмохлорида // ТатНИПИнефть, 1988 Кадыров P.P., Губадуллин Р.Г., Латыпов С.С.

53. Временная инструкция по проверке качества стеклопластиковых труб. Выпущена отделением стеклопластиков электротехнического института им. В.И. Ленина. М., 1971.- С. 1-9.

54. Отчет ТатНИПИнефть по договору 93.669.95 Комплексная технология изоляции притока вод и обработки призабойной зоны продуктивного пласта с карбонатными коллекторами, Бугульма; Руководитель Кадыров P.P., 1994.

55. Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987.

56. Патент № 1710698 Способ изоляции вод в карбонатных или карбонизированных пластах. // Татарстан Р.Ф. Заявл. 28.03.89.

57. ГОСТ 1581-85 "Цементы тампонажные".

58. Каримов В.Х. Ибатуллин Р.Х. Анализ состояния и пути улучшения технологии цементирования скважин на Ромашкинском месторождении // НТЖ. Татарская нефть, 1953.- № 2.

59. Латыпов Р.Ф., Шакуров Р.А., Николаев Б.В. Эффективность ремонта обсадных колонн стальными пластырями // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Недра, 1987.-№2.-С. 15-17.

60. Латыпов Р.Ф., Маннанов Ф.Н., Кадыров P.P. и др. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритоков // ПТНПИЖ. Нефть Татарстана. г.Казань.- № 3-4 5-6., 1999.- С.30-32.

61. Латыпов Р.Ф., Маннанов Ф.Н., Кадыров P.P. Результаты и перспективы проведения водоизоляционных работ на месторождениях ОАО «Татнефть» // ПТНПИЖ. Нефть Татарстана. г.Казань.- № 5-6, 1999.

62. А.с. SU № 1375797 А1 Е 21 В 33/134. Устройство для установки моста в обсаженной скважине / Латыпов Р.Ф., Клеев A.M., Смеркович Е.С., Каримов Г.С., Шакуров Р.А. Заявл.12.06.86. № 4140812. Опубл. 23.02.88. Бюл. № 7.

63. А.с. SU № 1694865 А1 Е 21 В 43/00. Устройство для воздействия на призабойную зону скважины /Латыпов Р.Ф., Смеркович Е.С., Козлов А.В., Каримов Г.С., Маннанов Ф.Н. Заявлено 07.12.88. № 4617694. Опубл. 30.11.91. Бюл. № 44.

64. А.с. SU № 1678113 А1 Е 21 В 43/25. Устройство для обработки призабой-ной зоны пласта / Латыпов Р.Ф., Клеев A.M., Смеркович Е.С., Козлов А.В. и др. Заявлено 07.12.88. № 4616019. Зарегист. 15.05.91.

65. Номикосов Ю.П. О влиянии толщины глинистой корки на цементировку скважин // Тр. Академии нефтяной промышленности. М.: Гостоптехиздат, 1955.- вып. И.

66. Патент № 96120597/03 RU, МПК6 Е 21 В 43/22. Способ повышения нефтеотдачи пластов / Смирнов А.В., Грайфер В.И., Волков Н.П., Ишкаев Р.К. и др. Заявлено 11.10.96; Опубл. 20.02.98. Бюл № 5.

67. Гусев С.В. Кремнийорганические соединения фирмы "WACKER-CHEMIE GmbH" для повышения нефтеотдачи пластов // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ, 1995, № 3. - С.65-68.

68. Гусев С.В. Результаты промышленного внедрения силиконов фирмы "WACKER-CHEMIE GmbH" на месторождениях АО "Юганскнефтегаз" // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. № 5. - С.72.

69. Патент ФРГ №4434880 "Verfahren zur Forerderung von Erdoel".

70. Свиридов B.C. Применение водоизолирующих материалов на промыслах Краснодарского края // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. -№ 2. С.62-64.

71. Патент РФ №2071549. Состав для изоляции водопритоков в скважину // БИ №1, 1997.

72. Патент РФ №2071548. Способ изоляции водопритоков в скважину // БИ №1, 1997.

73. Агзамов Ф.А., Измухаметов Б.С., Каримов Н.Х., Мавлютов М.Р. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин // Самарский филиал секции «Строительства» РИА, 1998 . -272 с.

74. Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. Уфа: КИТАП, 1998. - 302 с.

75. Временная Инструкция по технологии применения разбавленных растворов алюмохлорида для комплексной обработки призабойной зоны обводнив-шихся скважин с карбонатными коллекторами // АО Татнефть, 1996.