Обоснование технологии глушения нефтяных скважин в условиях терригенных пород-коллекторов с повышенной глинистостью и аномально низким пластовым давлением тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Лиманов Максим Николаевич

• Лиманов Максим Николаевич
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Лиманов Максим Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ОБЗОР И АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ПОВЫШЕННОЙ ГЛИНИСТОСТЬЮ И АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ

1.1 Геологические условия залегания продуктивных пластов с повышенной глинистостью

1.2 Особенности глушения скважин, вскрывающих продуктивные пласты с повышенной глинистостью

1.3 Способы глушения скважин в условиях аномально низкого пластового давления

1.3.1 Снижение гидростатического давления

1.3.2 Повышение вязкости жидкости глушения скважины

1.3.3 Образование низкопроницаемой фильтрационной корки

1.4 Описание основных веществ, добавляемых в составы глушения

1.5 Обоснование применения модифицированных составов глушения в условиях терригенного коллектора, осложненного повышенным содержанием глин и аномально низким пластовым давлением

1.5.1 Глушение с применением полимерных систем

1.5.2 Глушение с применением обратных эмульсий

1.5.3 Сравнение полимерных систем и систем на основе обратных эмульсий

1.6 Выводы по главе

ГЛАВА 2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Определение оптимальной концентрации эмульгатора в составе жидкости глушения

2.2 Приготовление блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава

2.3 Определение физико-химических и реологических свойств блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава

2.3.1 Определение плотности

2.3.2 Оценка термостабильности

2.3.3 Методика проведения реологических исследований

2.4 Определение степени и скорости набухания глин

2.5 Методика проведения фильтрационных исследований блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава

2.5.1 Подготовка образцов горной породы к проведению лабораторных испытаний

2.5.2 Определение фильтрационно-емкостных характеристик образцов глинистой породы

2.6 Выводы по главе

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА БЛОКИРУЮЩЕГО ГИДРОФОБНО-ЭМУЛЬСИОННОГО СОСТАВА ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА С ПОВЫШЕННОЙ ГЛИНИСТОСТЬЮ И АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ

3.1 Подбор оптимальной концентрации эмульгатора в составе жидкости глушения

3.2 Физико-химические и реологические свойства гидрофобно-эмульсионного состава глушения

3.2.1 Результаты определения плотности

3.2.2 Результаты определения термостабильности

3.2.3 Результаты реологических исследований

3.3 Результаты определения степени гидратации каолиновых глин

3.4 Результаты проведения фильтрационных исследований гидрофобно-эмульсионного состава глушения

3.5 Выводы по главе

ГЛАВА 4 ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПЕРЕД ПОДЗЕМНЫМ РЕМОНТОМ В УСЛОВИЯХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ОСЛОЖНЕННЫХ ПОВЫШЕННОЙ ГЛИНИСТОСТЬЮ И АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ

4.1 Обоснование применения блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава для глушения скважин

4.2 Технология приготовления блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава глушения

4.3 Технология проведения работ по глушению скважин с применением разработанного блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава

4.4 Охрана недр и окружающей среды

4.5 Расчет процесса проведения работ по глушению скважин

4.6 Экономическая эффективность глушения нефтяных скважин с применением разработанного блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава

4.7 Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А Результаты физико-химических и реологических исследований

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ В Акт внедрения (ООО «ПМ-ГРУПП»)

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование технологии глушения нефтяных скважин в условиях терригенных пород-коллекторов с повышенной глинистостью и аномально низким пластовым давлением»

Актуальность темы исследования

В настоящее время значительное количество нефтяных месторождений находится на завершающей стадии разработки, добывающие скважины которых, вырабатывая свой эксплуатационный ресурс, чаще нуждаются в подземном ремонте. Перед проведением на добывающей скважине ремонтных работ, как правило, требуется её предварительное глушение.

Глушение скважин, производимое с применением водных растворов солей, в условиях поздней стадии разработки месторождения, как правило, сопровождается поглощением технологической жидкости (ТЖ) пластом. Поскольку значительная часть нефтяных месторождений с терригенным коллектором содержит в своем составе глинистые частицы, которые при контакте с водной фазой ТЖ могут набухать, то процесс глушения скважины приводит к снижению проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) и, как следствие, существенно ухудшает производительность скважины после проведения на ней ремонтных работ.

В связи с этим актуальным является применение жидкостей глушения, обеспечивающих ингибирующее воздействие по отношению к терригенным коллекторам с повышенным содержанием глин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД).

Для предотвращения набухания глин терригенных коллекторов при контакте с ТЖ используются различные ингибирующие добавки к водным растворам жидкостей глушения скважин. Однако, при длительном контакте ТЖ с породой ПЗП и интенсивном её поглощении в пласт при АНПД применение данного подхода характеризуется низкой эффективностью.

В связи с этим актуальным является разработка и обоснование применения технологии глушения скважин, обеспечивающей сохранение фильтрационных свойств ПЗП за счет снижения степени поглощения ТЖ пластом, а также

предотвращение набухания глинистых частиц терригенных пород-коллекторов при контакте с водной фазой

Степень разработанности темы исследования

На разных этапах развития нефтегазовой отрасли в решение проблем, связанных с глушением добывающих скважин перед подземным ремонтом, существенный вклад внесли такие видные деятели науки и промышленности как Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Глущенко В.Н., Демахин С.А., Зейгман Ю.В., Кендис М.Ш., Михайлов Н.Н., Мищенко И.Т., Окромелидзе Г.В., Орлов Г.А., Рогачев М.К., Рябоконь С.А., Силин М.А., Стрижнев К.В., Телин А.Г., Foxenberg W., Jia H., Rea A.B. и другие

Объект исследования - система «скважина - призабойная зона пласта» при глушении нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях терригенных пород-коллекторов с повышенной глинистостью и аномально низким пластовым давлением.

Предмет исследования - гидродинамические и физико-химические процессы в объекте исследования.

Цель работы - повышение эффективности глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях терригенных пород-коллекторов с повышенной глинистостью и аномально низким пластовым давлением.

Идея работы. Поставленная цель достигается путем применения в качестве буферной жидкости глушения нефтяных скважин состава на углеводородной основе, предотвращающего набухание глин терригенного коллектора при контакте с водной фазой жидкости глушения.

Задачи исследования:

1. Проанализировать современные технологии глушения нефтяных скважин в условиях повышенной глинистости и аномально низких пластовых давлений.

2. Разработать программно-аппаратный комплекс по исследованию технологических свойств жидкостей глушения, применяемых в условиях повышенного содержания глин в породах-коллекторах и аномально низких пластовых давлений.

3. Разработать и обосновать методику проведения лабораторных исследований жидкости для глушения скважин в условиях терригенных коллекторов с повышенной глинистостью в сравнении с традиционно используемыми водно-солевыми растворами.

4. Разработать блокирующий состав жидкости глушения для применения в условиях терригенных коллекторов с повышенным содержанием глин и аномально низким пластовым давлением.

5. Провести экспериментальные исследования физико-химических, реологических и фильтрационных свойств разработанного блокирующего состава жидкости глушения нефтяных скважин в сравнении с традиционно применяемыми водными растворами хлористого натрия и кальция.

6. Обосновать технологию глушения нефтяных скважин с применением разработанного состава жидкости глушения в условиях повышенной глинистости терригенных пород-коллекторов и аномально низкого пластового давления.

7. Оценить технологическую и экономическую эффективность разработанной технологии глушения добывающих скважин.

Научная новизна работы:

1. Установлена и экспериментально подтверждена способность разработанного гидрофобно-эмульсионного состава, представляющего собой обратную водонефтяную эмульсию, стабилизированную реагентом-эмульгатором, содержащим в качестве активного вещества продукт взаимодействия ненасыщенных жирных кислот и сложных этиленаминов, аминоспиртов и их смесей, оказывать ингибирующее действие на терригенные породы-коллекторы с повышенной глинистостью, снижая степень и скорость набухания каолиновых глин в 6-10 и 3-15 раз, соответственно, в сравнении с водными растворами хлористого натрия и кальция.

2. Установлена способность разработанного гидрофобно-эмульсионного состава сохранять при контакте с терригенными глинистыми породами-коллекторами их фильтрационные свойства по нефти (в среднем на 42-46% больше в сравнении с водными растворами хлористого натрия и кальция),

предотвращая гидратацию каолиновых глин этих пород за счет образования на поверхности поровых каналов гидрофобной пленки.

Соответствие паспорту специальности:

Содержание диссертации соответствует паспорту научной специальности 2.8.4. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно пункту 3. «Научные основы технологии воздействия на межскважинное и околоскважинное пространство и управление притоком пластовых флюидов к скважинам различных конструкций с целью повышения степени извлечения из недр и интенсификации добычи жидких и газообразных углеводородов» и пункту 5. «Технологии и технические средства обустройства, добычи, сбора и подготовки скважинной продукции и технологические режимы их эксплуатации, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор, внутрипромысловый транспорт и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки, развития научных основ, ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов с учетом гидрометеорологических, инженерно-геологических и географических особенностей расположения месторождений».

Теоретическая и практическая значимость работы:

1. Установлен механизм предотвращения гидратации каолиновых глин терригенных пород-коллекторов и поглощения технологической жидкости при глушении нефтяных скважин в условиях аномально низкого пластового давления, заключающийся в создании гидрофобной пленки на поверхности поровых каналов при применении разработанного блокирующего гидрофобно-эмульсионного состава жидкости глушения.

2. Разработан блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав (заявка на изобретение подана 16.09.2024) для применения при глушении нефтяных скважин в условиях терригенных пород-коллекторов с повышенной глинистостью и аномально низким пластовым давлением.

3. Разработана и запатентована программа ЭВМ (патент РФ № 2024668051) для обработки экспериментальных данных и определения характеристик

набухания глинистого материала под воздействием технологических жидкостей (Приложение Б).

4. Материалы и результаты работы были использованы при формировании и актуализации методических рекомендаций компании ООО «ПМ-ГРУ1111» по подбору составов глушения, а также при проведении операций по подземному ремонту скважин (акт внедрения от 30.09.2024 - Приложение В).

Методология и методы исследования:

Решение поставленных в работе задач осуществлялось путем моделирования процесса глушения и освоения скважин в термобарических пластовых условиях, повышенной глинистости терригенных пород-коллекторов и аномально низкого пластового давления на современном сертифицированном оборудовании.

На защиту выносятся следующие положения:

1. При разработке рецептуры жидкости для глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом, рекомендуемой к применению в условиях терригенных пород-коллекторов с повышенной глинистостью и аномально низким пластовым давлением, необходимо учитывать установленные зависимости степени и скорости набухания каолиновых глин от типа и состава применяемой технологической жидкости.

2. Сохранение дебита скважины по нефти и снижение обводненности добываемой продукции достигается путем применения в условиях терригенных пород-коллекторов с повышенной глинистостью и аномально низким пластовым давлением разработанной технологии глушения скважин перед подземным ремонтом, предотвращающей гидратацию каолиновых глин терригенных пород-коллекторов и поглощение технологической жидкости за счет гидрофобизации поверхности поровых каналов.

Степень достоверности результатов исследования подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с применением современного высокоточного оборудования комплексной лаборатории «Повышение нефтеотдачи пластов» Санкт-Петербургского горного университета

императрицы Екатерины II, достаточной сходимостью расчетных и экспериментальных данных и воспроизводимостью полученных результатов. Полученные результаты апробированы на всероссийских и международных конференциях.

Апробация результатов

Основные положения и результаты работы в течение 4 лет обучения докладывались на следующих семинарах и конференциях: V международном молодежном научно-практическом форуме «Нефтяная столица» (Секция «Современные технологические решения в нефтегазовой отрасли», 2022 г.); VI международной нефтегазовой конференции «Tatarstan UpExPro 2022»; круглом столе «Перспективы развития нефтегазового комплекса в Волго-Уральском регионе» в рамках специализированной выставки «Нефтедобыча. Нефтепереработка. Химия», 2022 г.

Личный вклад автора заключается в анализе и обобщении публикаций по теме диссертации, постановке и проведении экспериментов в лабораториях, обработке и интерпретации результатов экспериментов, подготовке текста диссертации, формулировании выводов и основных защищаемых положений.

Публикации. Результаты диссертационного исследования в достаточной степени освещены в 5 печатных работах (пункты списка литературы 42, 46, 47, 48, 98), в том числе в 2 статьях - в изданиях из перечня рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, на соискание ученой степени доктора наук (далее - Перечень ВАК), в 2 статьях - в изданиях, входящих в международные базы данных и систему цитирования Scopus; получено 1 свидетельство на программу для ЭВМ (Приложение Б).

Структура работы. Диссертация состоит из оглавления, введения, 4 глав с выводами по каждой из них, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы, включающего 103 наименования и 3 приложений. Диссертация изложена на 117 страницах машинописного текста, содержит 44 рисунка и 9 таблиц.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность коллективу кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а также сотрудникам научного центра «Арктика» за помощь в подготовке научной работы.

ГЛАВА 1 ОБЗОР И АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ПОВЫШЕННОЙ ГЛИНИСТОСТЬЮ И АНОМАЛЬНО НИЗКИМ

ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ 1.1 Геологические условия залегания продуктивных пластов с

повышенной глинистостью

На территории Российской Федерации находится большое количество месторождений, разрабатывающих продуктивные пласты, осложненные повышенной глинистой составляющей. В основном они представлены на территории Тимано-Печорской (ТПНГП) [71], Волго-Уральской (ВУНГП) [21] и Западно-Сибирской (ЗСНГП) [81] нефтегазоносных провинций. Большую часть из них можно разделить на две большие группы по геологическому строению -сланценосные отложения и полимиктовые песчаники.

Сланценосные отложения

Сланценосные отложения приурочены к Тимано-Печорскому и Волго-Уральскому нефтегазоносному бассейну (НГБ). Они чаще всего обогащены органическим веществом (ОВ) и представлены доманиковыми отложениями (рисунок 1.1). Цветом на карте показывается концентрация органических веществ; таким образом, по этому маркеру можно провести границу доманиковых отложений. Для пород, содержащих сапропелевое органическое вещество принята следующая классификация (концентрация органического вещества, %): 0,1-0,5 -субдманикоиды; 0-5-5,0 - доманикоиды; 5,0-25,0 - доманикиты; >25 -сапропелиты [34].

Основной характеристикой, помимо нахождения органических веществ в продуктивных породах-коллекторах доманикового типа, является их повышенная глинистость и, как следствие, низкие фильтрационные характеристики пластов и их высокая склонность к набуханию.

Рисунок 1.

1

- Схема развития доманиковых отложений в Волго-Уральском и Тимано-Печорском бассейнах [34]

В ТПНГП и ВУНГП к отложениям доманикового типа относят плотные глинистые породы верхнего девона (франско-фаменская часть разреза, иногда включая нижнекарбоновые отложения), которые стратиграфически связаны с семилукским горизонтом, а в субрегиональной шкале соответствуют доманиковой свите. К ним также относятся фациальные аналоги позднефранско-раннефаменского возраста [67], такие как ветласянский, сирачойский, евлановский, ливенский, волгоградский, залонский и елецкий горизонты. Традиционно эти толщи рассматривались как нефтегазоматеринские породы, обогащенные органическим веществом, но их не воспринимали в качестве потенциальных коллекторов нефти и газа, из-за отсутствия данных о прямых притоках из этих нефтегазоматеринских толщ и их низких фильтрационно-емкостных свойств [50].

В ТПНГП стратиграфическое распространение отложений доманикового типа охватывает промежуток от нижнего палеозоя до каменноугольного периода. Их образование связано с длительными этапами трансгрессии моря, в результате чего сформировались породы, обогащенные органическим веществом, такие как доманикоиды (Сорг = 0,5-5,0%) и доманикиты (Сорг = 5,0-25,0 %). Для их образования характерно развитие в сравнительно глубоководной части морского осадочного бассейна или на мелководных частях затопленной суши во время трансгрессии, где скорость седиментации была низкой, а поступление терригенного и карбонатного материала было ограниченным. Эти отложения отличаются высоким содержанием органических остатков, в основном зоо- и фитопланктонного происхождения, которые служат источниками углеводородов. Именно такие породы считаются основными нефтегазоматеринскими и генераторами углеводородов в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции.

Полимиктовые песчаники Западной Сибири

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция - самая продуктивная часть нефтегазового комплекса России. На ее долю приходится около 60% всей добычи углеводородов в стране [20]. Тюменская и васюганская свиты представлены

полимиктовыми песчаниками, глинистая составляющая которых представлена каолинитом, иллитом и гидрослюдой.

Породы, согласно их породному составу можно отнести к полимиктовому типу. Большую часть в его составе занимают полевые шпаты (35-50%), а также кварц (30-50%). Меньшая доля отводится на слюды и обломочные фрагменты пород (в сумме 14-22%).

Основным минералом глинистого цемента выступает каолинит, находящийся в мелкоагрегатной форме. Наличие в цементе глинистых включений и, в частности, каолинита обеспечивает неоднородность пластов. Помимо каолинитов по обломкам пород формируются хлорит или глинистые материалы. Обломомчные фрагменты формируются кварцитами и алевролитами.

С геологической точки зрения основная сложность в разработке коллекторов с повышенным содержанием глин - это их высокая степень неоднородности за счет того, что глина по сути служит флюидоупором в месте своего избыточного скопления, что провоцирует возникновение большого количества пропластков с различными условиями залегания полезных ископаемых.

Особенности строения таких продуктивных пластов заключаются в высоком содержании пор малого диаметра - на практике это характеризуется высокими показателями абсолютной пористости (до 40-60%) и крайне низкими -эффективной (2-3%). Поскольку доля капиллярных и субкапиллярных каналов в таком пласте будет велика, то даже небольшое увеличение объема продуктивной породы приведет к существенному снижению фильтрационных свойств.

В рамках настоящего диссертационного исследования наибольший интерес представляет глина, представленная каолинитом. Помимо факта ее преобладания в продуктивных породах полимиктовых коллекторов васюганской и тюменской свит ЗСНГП, необходимо также отметить ее высокую скорость набухания и характер этого набухания. Первый фактор важен в контексте проведения операций глушения - чем дольше по времени будет происходить процесс

набухания глинистого материала, тем эффективнее будет само глушение и тем больше времени будет на нейтрализацию последствий ухудшения ФЕС ПЗП.

Что касается характера набухания, то следует указать, что процесс этот у глин происходит в две стадии - внутрикристаллическое (адсорбционное) и осмотическое (макроскопическое) набухание. На первой стадии глина впитывает влагу путем адсорбции молекул воды на поверхности глинистых частиц и в межслоевых промежутках кристаллической решетки глинистых минералов. Эта стадия практически не вызывает изменения объема породы. На второй стадии набухание происходит за счет осмотического давления, которое возникает вблизи поверхности глинистых частиц из-за высокой концентрации обменных катионов, диссоциировавших с поверхности в раствор. Основное увеличение объема глины происходит именно на этой макроскопической стадии [69].

Для каолиновых глин характерен именно первый тип набухания, а значит, он может быть обратим, и, соответственно, фильтрационные свойства коллектора можно восстановить после проведения операций глушения.

По итогам проведенного геологического анализа можно сказать, что наибольший интерес для изучения представляют терригенные коллекторы Западной Сибири, представленные полимиктовыми песчаниками, эксплуатация которых осложнена повышенным содержанием каолиновой глины.

1.2 Особенности глушения скважин, вскрывающих продуктивные пласты

с повышенной глинистостью Глушение нефтяных скважин является одним из важнейших этапов в процессе их эксплуатации. Глушение обеспечивает временное или постоянное прекращение добычи нефти для приостановки работы скважины или, что более распространено, для проведения подземного ремонта. Так как развитие нефтегазовой отрасли связано с введением в эксплуатацию новых скважин, а также с поддержанием работоспособности уже имеющихся - объём ремонтных работ увеличивается, пропорционально возрастает негативное, в некоторых случаях, кумулятивное влияние процесса

глушения - загрязнение призабойной зоны, кольматация перфорационных отверстий и каналов фильтрации, повышенная скорость коррозии оборудования.

Поскольку значительная часть нефтяных месторождений с терригенным коллектором содержит в своем составе глинистые частицы, которые при контакте с водной фазой ТЖ могут набухать, то процесс глушения скважины приводит к снижению проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) и, как следствие, существенно ухудшает производительность скважины после проведения на ней ремонтных работ. Высокая степень содержания глин в продуктивной породе существенно влияет на ее фильтрационно-емкостные характеристики, процессы бурения, разработки и глушения.

Терригенные коллекторы состоят из обломочных пород, таких как песчаники, алевриты и глины, которые обладают разной степенью проницаемости и пористости. Эта литологическая неоднородность определяет фильтрационные свойства пласта и усложняет задачу выбора оптимальной жидкости для глушения скважин. Основные компоненты терригенной породы:

• Песчаники - высокопроницаемые породы, легко насыщаются жидкостями глушения скважин (ЖГС). Однако их высокая проницаемость требует более строгого контроля за проникновением ЖГС в пласт, чтобы избежать поглощений [83].

• Глинистые породы набухают при контакте с водой, что ведет к ухудшению фильтрационных свойств пласта и затрудняет дальнейшую добычу.

Таким образом, важно уделить внимание процессу гидратации глин, поскольку, в случае его повышенного содержания в коллекторе, использование традиционных жидкостей глушения приведет к ухудшению фильтрационных свойств ПЗП, а возможно и полной остановке работы скважины после проведения подземного ремонта.

Процесс гидратации (набухания) глин - это физико-химическое явление, при котором молекулы воды проникают в структуру глинистых минералов, вызывая их набухание.

Глины состоят из кристаллических слоистых минералов:

• монтмориллонит;

• каолинит;

• иллит;

• хлорит.

Эти минералы обладают слоистой структурой, где слои оксидов кремния и алюминия чередуются с ионными связями, что определяет их физико-химические свойства, в частности способность к гидратации. Глинистые минералы состоят из тетраэдрических и октаэдрических слоев, между которыми могут находиться катионы, такие как ионы кальция, магния или натрия, а также молекулы воды (рисунок 1.2). Проницаемость между слоями зависит от того, насколько тесно эти слои связаны друг с другом и сколько воды они могут удерживать. Вода может проникать в это пространство, вызывая набухание.

Рисунок 1.2 - Смачивание водой поверхности глинистых минералов [82] Способность глин к набуханию сильно зависит от их минералогического состава. Например, монтмориллонит обладает высокой способностью к набуханию из-за того, что его слои могут удерживать значительное количество воды, тогда как каолинит менее подвержен гидратации. В целом распределение представленных в продуктивных породах-коллекторах глин по их способности к увеличению объема под воздействием воды описано в работе [101]:

монтмориллонитовые>гидрослюдистые>каолинитовые Глины гидратируются в несколько этапов. На первом этапе происходит адсорбция воды на поверхности частиц. Этот процесс вызван гидрофильными свойствами глин, которые притягивают полярные молекулы воды. На этом этапе

вода в основном удерживается силами Ван-дер-Ваальса и водородными связями. На следующем этапе вода начинает проникать в межслоевое пространство глинистых минералов, особенно в случае монтмориллонита. Вода заполняет это пространство, вызывая раздвижение слоев и набухание глины. Количество воды, способной проникнуть между слоями, зависит от типа катионов, присутствующих между слоями (например, натриевые глины гидратируются сильнее, чем кальциевые). Ионный обмен — еще один важный аспект процесса гидратации глин. Ионы, находящиеся между слоями, могут замещаться ионами из раствора (например, натрий может заменяться кальцием или магнием). Это приводит к изменению электрического заряда структуры глинистых минералов и, как следствие, изменению их способности удерживать воду.

Гидратация глин может значительно изменить физико-химические свойства нефтегазовых коллекторов. Основными последствиями гидратации глин являются:

1. Набухание глин. Глинистые минералы увеличиваются в объеме, что приводит к закрытию поровых каналов в коллекторе и снижению его проницаемости. Это уменьшает фильтрацию и затрудняет поток нефти или газа через породы.

2. Повышение механической нестабильности. Гидратация глин может вызвать разрушение глинистых связок между зернами коллекторов, что приводит к потере механической стабильности пласта и возможному осыпанию стенок скважины.

3. Образование пленок и коллоидов. В процессе гидратации глины могут образовывать коллоидные частицы, которые легко мигрируют через поры коллектора, забивая их и дополнительно снижая проницаемость. Такие частицы могут накапливаться в местах сужений пор и образовывать фильтрационные барьеры.

4. Загрязнение пласта при глушении скважин. Если при глушении скважины используются растворы на водной основе без специальных ингибиторов, это может привести к гидратации глин и загрязнению пласта. Вода

проникает в межслоевое пространство глинистых минералов, что вызывает набухание и ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик коллектора.

Таким образом, в случае эксплуатации скважин, вскрывающих терригенные коллектора с повышенной глинистостью, гидратация глинистого материала является существенной проблемой. С учетом рассмотренных особенностей коллекторов с высоким содержанием глинистой составляющей к жидкости глушения скважин будут предъявляться следующие требования, описанные в таблице 1.1 [8]:

1.3 Способы глушения скважин в условиях аномально низкого пластового

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лиманов Максим Николаевич, 2024 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Аманов, М.А. Применение облегченных технологических жидкостей для глушения и капитального ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) / М.А. Аманов, Г.А. Ишангулыев. — Молодой ученый. — 2016. — № 10 (114). — С. 117-123.

2. Ананьев, А.Н. Учебное пособие для инженеров по буровым растворам / А.Н. Ананьев. Волгоград: Интернешнл КаспФлюидз, 2000. 16 с.

3. Атвиновская, Т.В. Роль жидкостей глушения в процессе ремонта скважин // Вестник Гомельского государственного технического университета им. П.О. Сухого. - 2018. - №. 2 (73). - С. 34-41.

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

5. Бахтигареев, И.А. и др. Повышение эффективности по целевому назначению лигносульфонатных реагентов для буровых растворов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2021. - №. 2. - С. 9-15.

6. Бачурина, О.В., Карпов, А.А., Вахрушев, С.А. Исследование эмульгаторов для приготовления инвертных эмульсий, применяемых в качестве блок-пачек при глушении скважин // Вестник магистратуры. - 2015. - №. 4-1 (43). - С. 34-41.

7. Близнюков, В.Ю., Гилаев, А.Г., Гилаев, Г.Г. Анализ нарушений эксплуатационных колонн при разработке пескопроявляющих продуктивных пластов с аномально высокими пластовыми давлениями // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2010. - №. 6. - С. 50-54.

8. Бойков, Е.В. Разработка матрицы критериев для оценки применимости жидкостей глушения / Е.В. Бойков, И.Н. Евдокимов, А.Кильмаматов [и др.] // Бурение и нефть. - 2019. - № 2. - С. 20-27.

9. Бондаренко, А.В. Комплексная методика исследований по разработке эмульсионных блокирующих составов для глушения добывающих скважин / А.В.

Бондаренко, Ш.Р. Исламов, Д.В. Мардашов // Территория «Нефтегаз». - 2018. -№10. - С. 42-49.

10. Вагина, Т.Ш., Гаврилов А.А. Разработка блокирующего состава для глушения скважин на месторождениях Западной Сибири с учетом современных требований // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -2014. - №. 6. - С. 38-41.

11. Гарипова, И.В. Нейтрализаторы-поглотители сероводорода и легких меркаптанов // Научный журнал. - 2017. - №. 2 (15). - С. 16-18.

12. Гасумов, Р.А. и др. Перспективы применения биополимеров в технологических жидкостях для капитального ремонта скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007. - №. 9. - С. 46-52.

13. Гасумов, Р.А., Костюков С. В. Влияние хлористых солей щелочных и щелочно-земельных металлов на седиментационную и агрегативную устойчивость технологических жидкостей, применяемых при глушении скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2019. - №. 6. -С. 38-42.

14. Глущенко, В.Н., Хижняк, Г.П. Направления совершенствования составов обратных эмульсий для глушения скважин // Недропользование. - 2023.

- Т. 23. - №. 1. - С. 44-50.

15. ГОСТ 17366-80 «Бочки стальные сварные толстостенные для химических продуктов». - М.: Издательство стандартов, 1980. - 18 с.

16. ГОСТ 17811-78 «Мешки полиэтиленовые для химической продукции. Технические условия». - М.: Издательство стандартов, 1978. - 7с.

17. ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности». - М.: Издательство стандартов, 1985. - 74 с.

18. ГОСТ 4233-77 «Реактивы. Натрий хлористый. Технические условия»

- М.: Издательство стандартов, 1977. - 18 с.

19. ГОСТ 450-77 «Кальций хлористый технический. Технические условия» - М.: Издательство стандартов, 1977. - 16 с.

20. Государственный доклад «О состоянии и использовании минеральносырьевых ресурсов России в 2016 и в 2017г.», главный редактор: Е.А. Киселев, 2018. - 372 с.

21. Грунис, Е.Б., Байрак, И.К. Структура, степень освоенности и резервы развития сырьевой базы нефтегазодобычи Волго-Уральской нефтегазоносной провинции // Геология нефти и газа. - 2005. - №. 1. - С. 5-9.

22. Гусев С.В., Кудряшова О.С. Исследование влияния хлоридов некоторых металлов и аммония на температуру помутнения водных растворов ПАВ ОП-10 // Башкирский химический журнал. - 2012. - Т. 19. - №. 4. - С. 227229.

23. Двойников, М.В., Кучин, В.Н., Минцаев, М.Ш. Разработка вязкоупругих систем и технологии изоляции водоносных горизонтов с аномальными пластовыми давлениями при бурении нефтегазовых скважин // Записки Горного института. - 2021. - Т. 247. - С. 57-65. Б01: 10.31897/РМ1.2021.1.7.

24. Дурягин, В.Н. Текущий и капитальный ремонт морских скважин. Курс лекций для студ. спец. разработка и эксплуатация углеводородных месторождений шельфа дневной формы обучения - СПб.: Горный университет, 2022.

25. Жариков, М.Г., Ли, Г.С., Копылов, А.И. Разработка и испытание жидкостей глушения и блокирующих составов на углеводородной основе при капитальном ремонте газовых скважин Уренгойского НГКМ / Жариков М.Г., Ли Г.С., Копылов А.И. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море 1/2018, с. 19-24.

26. Заворотный, А.В. Термостойкие жидкости глушения на неводной основе / /Нефтепромысловая химия. - 2020. - С. 16-19.

27. Задымова, Н.М., Потешнова, М.В., Козлова, В.В. Коллоидно-химические свойства полиоксиэтилен (20) сорбитан триолеата // Структура и динамика молекулярных систем. - 2016. - С. 47-47.

28. Зейгман, Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин / Ю. В. Зейгман. - Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 1996. 78 с. ISBN 5-230-19049-3.

29. Иванов, Е.С. Ингибиторы коррозии металлов в кислых средах / Е. С. Иванов. М.: Металлургия, 1986. 175 с.

30. Исламов, Ш.Р. Обоснование технологии глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях трещинно-поровых карбонатных коллекторов: диссертация ... кандидата технических наук: 25.00.17 / Исламов Шамиль Расихович. - СПб., 2020. - 151 с.

31. Исследования кислотных составов ЗАО НПФ "Бурсинтез-М", предназначенных для интенсификации добычи нефти / А.В. Кореняко, А.Н. Игнатов, А.А. Селезнев [и др.] // Нефтепромысловое дело. 2014. № 9. С. 24-30.

32. Исследования свойств водонефтяных обратных эмульсий, применяемых для глушения скважин / Бондаренко В.П., Надиров К.С., Голубев В.Г. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2017 - № 01, с. 58-60.

33. Катионоактивные ПАВ - эффективные ингибиторы в технологических процессах нефтегазовой промышленности / Н.А. Петров, Б.С. Измухамбетов, Ф.А. Агзамов, Н.А. Ногаев. Санкт-Петербург: Издательство "Недра", 2004. 408 с. ISBN 5-94089-040-1.

34. Кирюхина, Т.А. и др. Доманиковые отложения Тимано-Печорского и Волго-Уральского бассейнов // Геология нефти и газа. - 2013. - №. 3. - С. 76-87.

35. Ковалев, Н.И., Гилаев, Г.Г., Хабибуллин, М.Я. Интенсификация добычи нефти. Наземное и подземное оборудование. - 2005.

36. Кузнецова, А.Н. Обоснование технологии заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов с использованием поверхностно-активных веществ: диссертация . кандидата технических наук: 25.00.17 / Кузнецова Александра Николаевна. - СПб., 2018. - 113 с.

37. Кузьмин, В.Н. Предотвращение гидратации и обвала глин // Экспозиция нефть газ. - 2020. - №. 1 (74). - С. 20-23.

38. Кулагина, Е.М., Юсупова, Р.И., Потапова, М.В. Исследование модифицированного полиакриламида на токсичность и мутагенную активность // Вестник Казанского технологического университета. - 2015. - Т. 18. - №. 14. - С. 42-44.

39. Курбасов, М.Г. Влияние жидкости глушения на основе обратной эмульсии на фильтрационно-емкостные свойства пласта / М.Г. Курбасов, Г.С. Мозговой, В.И. Никитин // Российские нефтегазовые технологии. 2020. № 7. С. 40-53.

40. Курбасов, М.Г., Мозговой, Г.С., Никитин, В.И. Влияние жидкости глушения на основе обратной эмульсии на фильтрационно-емкостные свойства пласта // Rogtec magazine. - 2020. - №. 60. - С. 42-46.

41. Ламбин, А.И. и др. Оценка вязкости водных растворов ксантановых смол // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2022. - Т. 333. - №. 7. - С. 96-103.

42. Лиманов, М. Н. Подбор инвертно-эмульсионных растворов глушения на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / М. Н. Лиманов // Нефтяная столица: Пятый Международный молодежный научно-практический форум, Сургут, 23-24 марта 2022 года. - Сургут, 2022. - С. 107-108.

43. Магадов, Р.С. и др. Получение и исследование свойств биоразлагаемых эмульгаторов обратных эмульсий для применения в нефтяной отрасли // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени ИМ Губкина. - 2009. - №. 3. - С. 69-77.

44. Макаренко, П.П. Комплексное решение проблем развития газодобывающего региона / П. П. Макаренко. - Москва: Издательство "Недра", 1996. 320 с. ISBN 5-247-03620 4.

45. Мансураева, Л.М., Юсупова, И.И., Булаев, С.А. Поверхностно-активные вещества: свойства и применение // Вестник магистратуры. - 2022. - №. 2-1 (125). - С. 30-35.

46. Мардашов, Д.В., Дурягин, В.Н., Лиманов, М.Н., Онегов, Н.А. Технологические жидкости, применяемые для глушения эксплуатационных

скважин, осложненных аномально высокими пластовыми давлениями // Деловой журнал Neftegaz. RU. - 2022. - №. 7. - С. 42-48.

47. Мардашов, Д. В., Лиманов М. Н. Повышение эффективности глушения нефтяных скважин на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции с аномально низкими пластовыми давлениями // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. -2022. - Т. 333. - №. 7. - С. 185-194.

48. Мардашов, Д. В. Особенности глушения добывающих скважин в условиях аномально низких пластовых давлений / Д.В. Мардашов, Ш.Р. Исламов, М.Н. Лиманов // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2021. - № 7(115). - С. 90-96.

49. Минаков, И.И. Гидрофобизация прискважинной зоны пласта составами на основе ПАВ с целью интенсификации добычи нефти: специальность 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений": диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Минаков Игорь Иванович. Москва, 2001. 152 с.

50. Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ - резерв сырьевой базы углеводородов России / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.А. Ильинский, Д. Морариу. - Санкт-Петербург: Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт, 2014. - 323 с. - (Труды ВНИГРИ). - ISBN 978-5-88953-157-9.

51. Никулин, В.Ю. и др. Снижение негативного влияния растворов глушения высокой плотности на продуктивность газовых скважин, эксплуатирующих ачимовские коллекторы. Часть 1. Подбор и модификация тяжелых жидкостей глушения // Экспозиция Нефть Газ. - 2023. - №. 3. - С. 52-57.

52. Никулин, В.Ю. и др. Снижение негативного влияния растворов глушения высокой плотности на продуктивность газовых скважин, эксплуатирующих ачимовские коллекторы. Часть 2. Обоснование применения блокирующих составов // Экспозиция Нефть Газ. - 2023. - №. 4. - С. 16-21.

53. Новые принципы применения обратных водонефтяных эмульсий в потокоотклоняющих технологиях и глушении скважин / Ахметов А.Т., Телин

A.Г., Мавлетов М.В., Здольник С.Е. // Нефтегазовое дело. - 2005 - том 3, с. 119125.

54. Особенности выбора составов жидкостей глушения скважин в осложненных условиях эксплуатации скважин / Зейгман Ю.В., Мухаметшин

B.Ш., Хафизов А.Р. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2017 - № 1, с. 66-69

55. Особенности глушения скважин в условиях трещиннопоровых карбонатных коллекторов Восточного участка Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения / Овчаренко Ю.В., Гумеров Р.Р., Базыров И.Ш. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2017 - № 12, с. 52-55.

56. Осовская, И.И. и др. Синтез и свойства модифицированной ксантановой камеди // Химия растительного сырья. - 2021. - №. 4. - С. 95-104.

57. Патент № SU1543052 А1 СССР, 5 Е 21 В 37/06, С 09 К 3/00. С 23 F 11/08. Композиция для защиты стали от коррозии: № 4298497/23-03: заявл. 08.07.1987: опубл. 15.02.1990 / Лялина Л. Б., Исаев М. Г., Южанинов П. М., Черкасов А. Д., Рунец С. А. 10 с.: ил. - Текст: непосредственный.

58. Патент №2414290 Российская Федерация, МПК В0№ 17/34 (2006.01). Эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий №2009133562/04: заявл. 07.09.2009: опубл. 20.03.2011 / М.К. Рогачев, С.Я. Нилькенбаум, К.В. Стрижнев, Д.В. Мардашов, А.Р. Мавлиев - 7 с.: ил. - Текст: непосредственный.

59. Патент №2564839 Российская Федерация, МПК В09С 1/08 (2006.01). Способ рекультивации земель, занятых шламовыми амбарами №2014111363/13: заявл. 25.03.2014: опубл. 10.10.2015 / Гилаев Г.Г. и др. - 7 с.: ил. - Текст: непосредственный.

60. Перепелкин, А. С. и др. Разработка биополимерных растворов для глушения скважин с аномально низким пластовым давлением //Территория Нефтегаз. - 2014. - №. 6. - С. 18-21.

61. РД 39-00147001-773-2004 «Методика контроля параметров буровых растворов». - Краснодар: ОАО «НПО «Бурение», 2004. - 137 с.

62. Рогов, Е.А. Исследование проницаемости призабойной зоны скважин при воздействии технологическими жидкостями / Е. А. Рогов // Записки Горного института. 2020. - Т. 242. № 2. С. 169-173. DOI 10.31897/PMI.2020.2.169.

63. Садвакасова, Х.Ж., Ерпанова Н.С. Технологические жидкости для глушения скважин // Вестник молодого ученого УГНТУ. - 2015. - №. 4. - С. 3638.

64. Салов, С.А. Обоснование технологий борьбы с солеотложениями в скважинах мамонтовского нефтяного месторождения / С.А. Салов, Т.Б. Очередько // Отраслевые научные и прикладные исследования: Науки о земле. 2017. № 4. С. 51-73.

65. Самандаров, Ш.К. и др. Синтез и коллоидно-химические свойства поверхностно-активных производных карбоксиметилкрахмала // Universum: химия и биология. - 2023. - №. 6-2 (108). - С. 5-9.

66. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2024668051 Российская Федерация. Программа для обработки экспериментальных данных прибора LSM-2100 и определения характеристик набухания глинистого материала под воздействием технологических жидкостей: № 2024667320: заявл. 19.07.2024: опубл. 01.08.2024 / Громов Д.А., Мардашов Д.В., Лиманов М.Н.; заявитель Санкт-Петербургский горный университет - 1 с.

67. Семенов, Ю.В. и др. Опыт разработки франских рифогенных нефтяных залежей Волостновской группы месторождений Оренбургской области // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2021. - №. 8. - С. 30-35.

68. Силин, М.А. и др. Исследование поверхностно-активных веществ (ПАВ) различного типа, применяемых в составе технологических жидкостей // Территория нефтегаз. - 2011. - №. 8. - С. 50-55.

69. Соколов, В.Н. Науки о земле глинистые породы и их свойства // Соросовский образовательный журнал. - 2000. - Т. 6. - №. 9. - С. 60.

70. Тестирование ингибитора солеотложений "СИНОЛ ИС-001" и удалителя солеотложений "СИНОЛ КМК-БС" / А.А. Селезнев, А.В. Кореняко, А.Н. Игнатов [и др.] // Нефтепромысловое дело. 2011. № 2. С. 37-44.

71. Тимонина, Н.Н. и др. Перспективы развития сырьевой базы нефтегазовой отрасли Тимано-Печорской провинции // Известия Коми научного центра УРО РАН. - 2018. - №. 4 (36). - С. 68-80.

72. Токунов, В.И. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин / В.И. Токунов, А.З. Саушин. Москва: Недра, 2004. ISBN 5-8365-0189.

73. Томилов, А.А. Исследование влияния тектонического фактора на формирование, поиски и разработку месторождений нефти и газа: диссертация ... кандидата геолого-минералогических наук: 25.00.12 / Томилов Александр Александрович. - Тюмень., 2017. - 142 с.

74. Федеральный закон от 10.01.2002 № 7-ФЗ «Об охране окружающей среды» // Собрание законодательства РФ. - 2002.

75. Федеральный закон от 24.06.1998 № 89-ФЗ «Об отходах производства и потребления» // Собрание законодательства РФ. - 1998.

76. Федченко, В.Н. Буровые реагенты. - ООО «Актуальность. РФ» Конференция: EURASIASCIENCE Москва, 30 декабря 2023 года Организаторы: ООО «Актуальность. РФ».

77. Фигильянтов, А.П., Мельникова А.В., Шеин А.Б. (2015). Защита от коррозии малоуглеродистой стали в кислых средах ингибиторами серии Сонкор. Известия высших учебных заведений. Химия и химическая технология, 58 (11), 61-65.

78. Холбаев, Б.М., Шомуродов Б.Х., Комилов Б.А. Классификация реагентов для регулирования свойств буровых промывочных жидкостей //Проблемы науки. - 2021. - №. 7 (66). - С. 15.

79. Чиркова, Н.А., Чурсин В.И. Дубящая способность окисленной гидроксиэтилцеллюлозы //Известия высших учебных заведений. Химия и химическая технология. - 2007. - Т. 50. - №. 10. - С. 132-135.

80. Шабаловская, Е.А., Томчук Н.Н. Исследование свойств обратных эмульсий в присутствии эмульгатора «Ялан-Э-1» // Приоритетные направления развития науки и технологий. - 2016. - С. 144.

81. Шпильман, А.В., Савранская М.П. Геологическое строение и нефтегазоносность баженовской свиты Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Актуальные задачи изучения и освоения залежей сланцевой нефти // Вестник кибернетики. - 2016. - №. 2 (22). - С. 17-21.

82. Эйдельман, Л.Р. Регулирование набухания глин продуктивных коллекторов физическими полями с целью повышения производительности работы скважин: специальность 05.15.06: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Эйдельман Лев Романович. - Баку, 1984. -157 с.

83. Эффективный способ бурения скважин в условиях катастрофических поглощений в трещиноватых коллекторах Юрубчено-Тохомского месторождения / Гиниатулин Р.Р., Киреев В.В., Крепостнов Д.Д. и др.// Нефтяное хозяйство. -2017 - № 11, с. 40-43.

84. Юшин, Е.С. Техника и технология текущего и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин на суше и на море / Е.С. Юшин. - Ухта: УГТУ, 2019. - 292 с.

85. Ющенко, Т.С. и др. Особенности эксплуатации скважин баженовской свиты с протяженным горизонтальным стволом и многостадийным ГРП // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. - 2022. - Т. 7. - №. 1. - С. 72-88.

86. Ягафаров, А.К. и др. К вопросу применения неионогенных ПАВ низких концентраций в нефтепромысловом деле // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2002. - Т. 305. - №. 8. - С. 190-191.

87. Яковлев, А.А., Турицына М.В. К вопросу о применении новых композиций поверхностно-активных веществ для создания пенообразующего реагента // Недропользование. - 2012. - №. 3. - С. 54-61.

88. BS EN ISO 19403-3:2020 Краски и лаки. Смачиваемость -Определение поверхностного натяжения жидкостей методом висячей капли.

89. Bondarenko, V., Dzhusenov, A., Nursultan, A. Research of properties of well-killing fluids // Industrial Technology and Engineering. - 2015. - №. 2. - С. 49-55.

90. Dvoynikov, M.V. et al. Technology for killing gas wells at managed pressure // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering. -2024. - Т. 335. - №. 1. - С. 7-18.

91. Foxenberg, W.E., Ali S.A., Ke M. Effects of completion fluid loss on well productivity // SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control. - SPE, 1996. - С. SPE-31137-MS.

92. Hu, J. I. A., Xiaohu, W. U. Killing fluid loss mechanism and productivity recovery in a gas condensate reservoir considering the phase behavior change // Petroleum Exploration and Development. - 2017. - Т. 44. - №. 4. - С. 659-666.

93. Jia H., Niu C.C., Yang X.Y. Improved understanding nanocomposite gel working mechanisms: From laboratory investigation to wellbore plugging application //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. - Т. 191. - С. 107214.

94. Jia, H., Xie, D.S., Kang, Z. Secondary surface modified laponite-based nanocomposite hydrogel for gas shutoff in wellbore //Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2020. - Т. 191. - С. 107116.

95. Kamath, J., Laroche, C. Laboratory-based evaluation of gas well deliverability loss caused by water blocking // SPE Journal. - 2003. - Т. 8. - №. 01. -С. 71-80.

96. Lindqvist, B., Molnes, E., Rausand, M. Analysis of SCSSV performance data // Reliability Engineering & System Safety. - 1988. - Т. 20. - №. 1. - С. 3-17.

97. Lu, S. Double-emulsion spacer design for highly efficient invert emulsion displacement / S. Lu, E. Foxenberg // Paper SPE 151604. - 2012. - 18 p.

98. Mardashov, D.V., Limanov, M.N., Onegov, N.A., Shamsutdinova, G.T., Fiterman, S.I. Influence of Clay Content in Reservoir Rocks on Efficiency of Killing Production Wells. International Journal of Engineering. - 2025. - 38(1). - 78-85. doi: 10.5829/ije.2025.38.01a.08.

99. Okromelidze, G.V. et al. Method of well-killing operation by using visco-elastic gels with controllable destruction terms // SPE Russian Petroleum Technology Conference?. - SPE, 2014. - C. SPE-171302-MS.

100. Patel A.D. Reversible invert emulsion drilling fluids-a quantum leap in technology // IADC/SPE Asia Pacific Drilling Technology Conference and Exhibition?. - SPE, 1998. - C. SPE-47772-MS.

101. Sanchez, Fatima & Van Loon, Luc & Gimmi, Thomas & Jakob, Andreas & Glaus, Martin & Diamond, Larryn. (2008). Self-diffusion of water and its dependence on temperature and ionic strength in highly compacted montmorillonite, illite and kaolinite. Applied Geochemistry. 23. 3840-3851. 10.1016/j.apgeochem.2008.08.008.

102. Self-diffusion of water and its dependence on temperature and ionic strength in highly compacted montmorillonite, illite and kaolinite / Fátima González Sánchez, Luc R. Van Loon, Thomas Gimmi, Andreas Jakob, Martin A. Glaus, Larryn W. Diamond // Applied Geochemistry 23 (2008) 3840-3851, D0I:10.1016/j.apgeochem.2008.08.008.

103. Voloshin, A.I. et al. Scaling prevention inhibitors in oil production //Oilfield Eng. - 2018. - T. 11. - C. 60-72.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Результаты физико-химических и реологических исследований

Таблица А.1 - Результаты физико-химические и реологические свойства гидрофобно-эмульсионного состава глушения и определения степени гидратации каолиновых глин

№ Сост ава Компонентный состав - масс.% Минер ализу ющая соль Плотно сть, г/см3 Термостабильность в течении 5 суток Эффективная вязкость при скоростях сдвига у, мПа-с

При 20°С При 105°С у=50 с-1 у=100 с-1 у=250 с-1

1 Ялан - 0,5; УВ-фаза -9,5; остальное - вода ШС1 1,071 нестаб. нестаб. - - -

2 Ялан - 0,5; УВ-фаза -19,5; остальное -вода ШС1 1,043 нестаб. нестаб. - - -

3 Ялан - 1; УВ-фаза -9; остальное - вода ШС1 1,073 стаб. нестаб. - - -

4 Ялан - 1; УВ-фаза -19; остальное - вода ШС1 1,044 стаб. стаб. 219 94 71

5 Ялан - 2; УВ-фаза -8; остальное - вода ШС1 1,073 стаб. стаб. 2750 2340 1940

6 Ялан - 2; УВ-фаза -18; остальное - вода ШС1 1,044 стаб. стаб. 1110 952 617

7 Ялан - 3; УВ-фаза -7; остальное - вода ШС1 1,072 стаб. нестаб. - - -

8 Ялан - 3; УВ-фаза -17; остальное - вода ШС1 1,044 стаб. стаб. 4200 3080 56

9 Ялан - 0,5; УВ-фаза -9,5; остальное - вода СаС12 1,144 нестаб. нестаб. - - -

10 Ялан - 0,5; УВ-фаза -19,5; остальное -вода СаС12 1,108 нестаб. нестаб. - - -

11 Ялан - 1; УВ-фаза -9; остальное - вода СаС12 1,145 стаб. нестаб. - - -

12 Ялан - 1; УВ-фаза -19; остальное - вода СаС12 1,108 стаб. стаб. 303 150 86

13 Ялан - 2; УВ-фаза -8; остальное - вода СаС12 1,144 стаб. стаб. 3200 2860 2090

14 Ялан - 2; УВ-фаза -18; остальное - вода СаС12 1,108 стаб. стаб. 1480 1085 840

15 Ялан - 3; УВ-фаза -7; остальное - вода СаС12 1,144 стаб. нестаб. - - -

16 Ялан - 3; УВ-фаза -17; остальное - вода СаС12 1,108 стаб. стаб. 5300 3420 112

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ

ПРИЛОЖЕНИЕ В Акт внедрения (ООО «ПМ-ГРУПП»)

Р

I Plug &

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «ПМ-ГРУПП» (ООО «ПМ-ГРУПП»)

450097, Республика Башкортостан, г. Уфа, улица Заводская, дом 15/2, пом. 3, Тел. [phone], E-mail: [e-mail], Сайт: www.pmg-global.com ИНН 0278161949, КПП 027801001, ОГРН 1090280029751, ОКПО 61177072

АКТ

о внедрении (использовании) результатов кандидатской диссертационной работы Лиманова Максима Николаевича на тему «Обоснование технологии глушения нефтяных скважин в условиях терригенных пород-коллекторов с повышенной глинистостью и аномально низким пластовым давлением» по научной специальности 2.8.4. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Рабочая комиссия в составе: Председатель: Исаев Е.М. (Директор, к.э.н.)

Члены комиссии: Ткаченко А.В. (Главный инженер), Арабов Д.В. (Руководитель направления по развитию проектов ПНП и ИДН); Галимов В.В. (Ведущий специалист отдела ПНП и ИДН), Ермолин Д.С. (Специалист отдела ПНП и ИДН).

составили настоящий акт о том, что результаты диссертации на тему «Обоснование технологии глушения нефтяных скважин в условиях терригенных пород-коллекторов с повышенной глинистостью», представленной на соискание ученой степени кандидата наук, использованы в деятельности ООО «ПМ-ГРУПП» при реализации работ в рамках проектов по подземному ремонту скважин. Материалы и результаты работы использованы:

1) При формировании и актуализации методических рекомендаций компании «Методические рекомендации по подбору и исследованию основных свойств жидкостей глушения