Нефтепромысловое дело

ФОРМИРОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА РАЗРАБОТКИ В УСЛОВИЯХ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ ОБЪЕКТА С ПРИМЕНЕНИЕМ ВЕРОЯТНОСТНОГО ПОДХОДА НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТА БВ₇ ЮЖНО-ВЫИНТОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 5)

Алексей Юрьевич Сенцов,

Игорь Вячеславович Рябов,

Лев Александрович Ваганов, канд. техн. наук,

Сергей Васильевич Молоканов,

Наталья Сергеевна Полякова

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Республики, 41,

e-mail: SentsovAY@tmn.lukoil.com; RyabovIV@tmn.lukoil.com; MolokanovSV@tmn.lukoil.com

В статье рассмотрен подход к вводу в разработку краевых зон частично разбуренных нефтяных залежей, предусматривающий создание вероятностных геолого-гидродинамических моделей по выбранным участкам, формирование сценариев ввода участков в разработку и выбор оптимального варианта разработки по результатам технико-экономического обоснования.

Ключевые слова: вероятностная модель; геологическая модель; неопределенность; сценарии разработки; оптимальный вариант разработки.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.5 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-11-16

МЕТОДЫ ОПТИМИЗАЦИИ ОТБОРА НЕФТИ НА МЕЛКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ (с. 11)

Риф Вакилович Вафин,

Андрей Федорович Егоров,

Ришат Миншагитович Инсафов

ЗАО "Алойл"

423930, Россия, Республика Татарстан, г. Бавлы, ул. Энгельса, 63,

e-mail: aloil116@mail.ru

Наиль Исмагзамович Хисамутдинов,

Инна Шамилевна Щекатурова,

Айнур Ахатович Рахматуллин

ООО НПО "Нефтегазтехнология"

450078, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,

e-mail: npongt@gmail.com

В статье показано поэтапное разбуривание периферийного участка с разрезанием на отдельные блоки, что позволяет на базе мелких месторождений (залежей) проводить опытно-экспериментальные работы для оптимизации и создания новых технологий вытеснения нефти при разработке карбонатных коллекторов. Проведен анализ внедрения системы поддержания пластового давления путем соединения стационарного и цикличного воздействия на пласт по отдельным сформированным линиям нагнетания рабочего агента. Новые решения в совершенствовании разработки периферийной залежи позволили выработать геолого-технические мероприятия, направленные на повышение отборов и приёмистости скважин до средних значений по залежи.

Ключевые слова: этапы разбуривания; ряд нагнетательных скважин; дебит нефти; поддержание пластового давления; эффективность.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.66.002.34 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-17-23

ИССЛЕДОВАНИЯ ВЯЗКОУПРУГИХ И ПЕСКОУДЕРЖИВАЮЩИХ СВОЙСТВ ЖИДКОСТИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА ОСНОВЕ ВЯЗКОУПРУГИХ
ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ (с. 17)

Анатолий Иванович Шипилов, канд. хим. наук, технический директор,

Евгений Валерьевич Крутихин, канд. хим. наук, начальник лаборатории,

Отар Шотаевич Гоголишвили, химик-аналитик

АО "Полиэкс"

614042, Россия, г. Пермь, ул. Гальперина, 8, оф. 301.

e-mail: ais@polyex.perm.ru; kev@polyex.perm.ru; gos@polyex.perm.ru

Рассмотрены реологические и пескоудерживающие свойства жидкости для гидроразрыва пласта на основе вязкоупругого (ВУ) поверхностно-активного вещества (ПАВ). Показано, что пескоудерживающие свойства жидкости ГРП на основе ВУ ПАВ в основном контролируются упругими и в меньшей мере вязкостными свойствами жидкости. Информация, полученная в ходе настоящего исследования, может быть использована в качестве дополнительных критериев для выбора и оптимизации жидкости ГРП на основе ВУ ПАВ.

Ключевые слова: гидравлический разрыв пласта; жидкость разрыва; пропантоудерживающая способность; реология; вязкоупругие поверхностно-активные вещества; время релаксации; вязкость; упругость; модуль накопления; модуль потерь.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.6 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-24-28

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕРМОЧУВСТВИТЕЛЬНЫХ
ЭФИРОВ ЦЕЛЛЮЛОЗЫ (с. 24)

Дмитрий Александрович Господарёв

РУП "Производственное объединение "Белоруснефть" БелНИПИнефть

246003, Республика Беларусь, г. Гомель, ул. Книжная, 15б,

e-mail: d.gospodarev@beloil.by

Совершенствование существующих технологий увеличения добычи нефти направлено на создание химических композиций комплексного действия, обеспечивающих увеличение охвата пласта воздействием при одновременном улучшении коэффициента нефтевытеснения. При этом предпочтение отдается композициям, которые способны избирательно снижать проницаемость водонасыщенных промытых пропластков, создавая в их поровом объеме гидроизолирующие экраны, и в то же время практически не влияют на фильтрационные свойства продуктивных нефтесодержащих зон. К перспективным можно отнести гелеобразующие системы на основе термочувствительных полимеров.

Предложен способ повышения нефтеотдачи структурно-неоднородных пластов с применением термочувствительных эфиров целлюлозы, отличающийся селективным воздействием на обводненные участки нефтяной залежи. Технология предусматривает избирательную изоляцию полимерным гелем промытых высокопроницаемых зон коллектора и увеличение извлечения нефти из нефтенасыщенных, не охваченных заводнением участков. Приведены данные о физико-химических характеристиках используемых полимерных композиций. Описаны технологические принципы применения композиций и представлены экспериментальные данные, демонстрирующие механизм их функционального действия с учетом геолого-физической специфики объектов воздействия.

Ключевые слова: эфиры целлюлозы; термочувствительные полимеры; гелеобразующие композиции; повышение нефтеотдачи; полимерное заводнение; структурно-неоднородные пласты; метилцеллюлоза; комплексные технологии увеличения нефтеотдачи; селективность.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.6 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-29-32

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ОТБОРА НЕФТИ ИЗ ПЕРИФЕРИЙНОЙ ЗАЛЕЖИ ВОДОГАЗОВЫМИ ТЕХНОЛОГИЯМИ (с. 29)

Риф Вакилович Вафин,

Андрей Федорович Егоров,

Ришат Миншагитович Инсафов

ЗАО "Алойл"

423930, Россия, Республика Татарстан, г. Бавлы, ул. Энгельса, 63,

e-mail: aloil116@mail.ru

Расима Хамбаловна Гильманова,

Инна Шамилевна Щекатурова,

Айнур Ахатович Рахматуллин

Елена Ивановна Хамидуллина

ООО НПО "Нефтегазтехнология"

450078, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Революционная, 96/2,

e-mail: npongt@gmail.com

В статье показано изменение свойств вытесняющего агента воздействия на периферийную залежь при переходе на водогазовую смесь. Проведен анализ динамики добычи нефти и обводненности по реагирующим скважинам первого и второго рядов. Показано повышение степени взаимодействия системы нагнетательная скважина – пласт – добывающая скважина. Целесообразность применения комплексной технологии вытеснения нефти из карбонатного коллектора в сочетании с заводнением водой и закачкой оторочек водогазовой смеси в пласт в нестационарном режиме подтверждена увеличением отборов нефти по сравнению с воздействием водой на 12 %.

Ключевые слова: водогазовое воздействие; реагирующая скважина; добыча нефти; комплексная технология.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.3:622.276.63 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-33-38

ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕРОПРИЯТИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ
ПРИ СОЛЯНО-КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКЕ. ЧАСТЬ 1 (с. 33)

Людмила Никовна Иконникова¹, канд. техн. наук,

Анатолий Борисович Золотухин¹^{, 2}, д-р техн. наук, профессор

¹Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова, Высшая школа энергетики, нефти и газа

163002, Россия, г. Архангельск, Набережная Северной Двины, 14,

e-mail: l.ikonnikova@narfu.ru;

²РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65, корп. 1,

e-mail: anatoly.zolotukhin@gmail.com

Одним из наиболее распространенных методов интенсификации призабойной зоны пласта (ПЗП) является соляно-кислотная обработка (СКО). При кислотной обработке в ПЗП происходит химическая реакция кислотного раствора и породы, приводящая к образованию крупных и мелких каверн, что увеличивает поровый объем и проницаемость ПЗП. Под воздействием кислоты более широкие каналы образуются быстрее и часть пор может объединяться в высокопроницаемые кластеры. Этот процесс может приводить к образованию "червоточин" – каналов с высокой проводимостью. Эффективность кислотной обработки террригенных и карбонатных коллекторов исследована французскими учеными Даккором и Ленормандом в 1970−1980 гг. В результате проведения ряда научных экспериментов им удалось получить уравнение, позволяющее оценить снижение скин-эффекта в результате СКО. Известно, что в случае установившегося течения жидкостей в пласте дебит нефтяной скважины, находящейся в центре дренирования при забойном давлении, равном или превышающем давление насыщения (p_wf ≥ p_b), что соответствует притоку однофазной жидкости, можно найти по формуле Дюпюи, в которую входит скин-фактор, отражающий любые физические и механические процессы и явления, приводящие к снижению притока флюидов в скважину. Этот параметр зависит от несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия, загрязнения (очистки) ПЗП (скин-эффект), угла наклона скважины, проявления инерционных сил в зависимости от темпа отбора и других факторов, которые не могут быть доподлинно определены и описаны, и используется для корректировки теоретических результатов по отношению к реальным замерам дебита. Такой подход, основанный на использовании уравнения Дюпюи со скин-фактором и результатов экспериментов Даккора и Ленорманда, позволяет оценивать производительность нефтяных скважин после проведения соляно-кислотной обработки. Сравнение дебитов скважин, замеренных после СКО, с рассчитанными прогнозными характеристиками производительности показывают хорошее совпадение.

Ключевые слова: производительность скважины; коэффициент продуктивности; скин-фактор; соляно-кислотная обработка; червоточины; уравнения Даккора и Ленорманда, Дюпюи.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276+658.012 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-39-45

УПРАВЛЕНИЕ КРУПНЫМИ КАПИТАЛЬНЫМИ ПРОЕКТАМИ (с. 39)

Вадим Леонидович Воеводкин^{1, 2} канд. геол.-минер. наук,

Егор Геннадьевич Зубарев¹^{, 2} канд. экон. наук,

Сергей Юрьевич Карамян²,

Олег Рудольфович Рыков² канд. техн. наук

¹РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

119991, Россия, г. Москва, Ленинский просп., 65

²ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг"

109028, Россия, г. Москва, ул. Покровский бульвар, 3, стр. 1,

e-mail: Vadim.Voevodkin@lukoil.com; Egor.Zubarev@lukoil.com; Sergey.Karamyan@lukoil.com; Oleg.Rykov@lukoil.com

В данной статье рассмотрены вопросы применения системы управления крупными капитальными проектами в нефтегазовой отрасли. Описано место капитальных проектов в жизненном цикле месторождения. Указаны основные сложности при реализации крупных капитальных проектов нефтегазовыми компаниями, приводящие к недостижению плановых показателей проектов. Перечислены основные принципы управления капитальными проектами, характерные для отрасли. Выделены ключевые элементы системы управления капитальными проектами. Описаны фазовый процесс реализации капитальных проектов и система принятия решений. Предложен типовой состав проектных областей, управление которыми должно быть организовано в капитальном проекте. Приведены примеры успешной реализации проектов компанией "ЛУКОЙЛ", выполненных с применением системы управления крупными капитальными проектами.

Ключевые слова: управление крупными капитальными проектами; фазовый процесс; система принятия решений; проектные области.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.276.53.004.14:665.612.2 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-46-52

ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ И ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ ПРИ СОЗДАНИИ ВАКУУМА В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ СКВАЖИНЫ (с. 46)

Анатолий Андреевич Исаев, канд. техн. наук,

Владимир Иванович Малыхин,

Алмаз Амирзянович Шарифуллин, канд. техн. наук

ООО УК "Шешмаойл"

423458, Россия, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ОПС № 8, а/я 192,

e-mail: isaeff-oil@yandex.ru

Установлено, что при создании вакуума в затрубном пространстве изменяются физические свойства нефти: снижается газосодержание, незначительно увеличиваются вязкость и плотность нефти. В 75 % случаев характер изменения плотности нефти совпадает с характером изменения вязкости нефти. Анализ проведен в соответствии с разгруппировкой нефтяных пластов по типу отложений. Благодаря созданию вакуума в затрубном пространстве скважины снижается забойное давление на 22,7 %, динамический уровень в начальный период вакуумирования увеличивается на 13,5 %, затем темп увеличения динамического уровня снижается и происходит прирост дебита нефти в среднем на 1,2 т/сут, по жидкости − на 2,6 м³/сут.

Ключевые слова: комплекс оборудования по откачке газа; физический анализ нефти; газосодержание; вакуумирование; затрубное пространство скважины.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.279.346 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-53-59

АППРОКСИМАЦИОННЫЕ МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН И ИХ ПРИМЕНЕНИЕ К РАСЧЕТАМ ПРОГНОЗНЫХ ДЕБИТОВ (с. 53)

Рамиз Алиевич Гасумов, д-р техн. наук, профессор,

Владимир Александрович Толпаев, д-р физ.-мат. наук, профессор,

Курбан Сапижуллаевич Ахмедов, канд. техн. наук,

Мушег Тигранович Петросянц

АО "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз")

355000, Россия, Ставропольский край, г. Ставрополь, ул. Ленина, 419,

e-mail: GasumovRA@scnipigaz.ru; v.a.tolpaev@mail.ru; kurban2000@mail.ru; PetrosyancMT@scnipigaz.ru

Иван Митрофанович Першин, д-р техн. наук, профессор,

Пятигорский филиал Северо-Кавказского федерального университета

357500, Россия, г. Пятигорск, Просп. 40 лет Октября, 56,

e-mail: ivmp@yandex.ru

Эльдар Рамизович Гасумов, канд. экон. наук,

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности

АZ1010, Азербайджан, г. Баку, просп. Азадлыг, 20,

e-mail: R.Gasumov@yandex.ru

Предложены методика построения аппроксимационных математических моделей эксплуатационных свойств скважин и возможность её применения к расчетам прогнозных дебитов скважин по накопленным в газодобывающих предприятиях первичным исходным геолого-промысловым данным в виде эксплуатационных рапортов и ежеквартальных технологических режимов. В тестовых расчетах показана важная роль качества предоставляемых первичных исходных данных. Внедрение в практику предлагаемого метода расчета прогнозных дебитов скважин будет способствовать повышению качества планирования капитальных ремонтов скважин и геолого-технических мероприятий и ответственности за качественное ведение основной промысловой документации.

Ключевые слова: газовая скважина; пластовое давление; дебит; геолого-промысловые данные; эксплуатационные рапорты; ежеквартальные технологические режимы.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.245.42:622.248.3 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-60-63

К ВОПРОСУ РАЗРАБОТКИ РЕЦЕПТУР УТЯЖЕЛЕННЫХ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ (с. 60)

Данияр Лябипович Бакиров, канд. техн. наук,

Виталий Александрович Бурдыга, канд. техн. наук,

Марсель Масалимович Фаттахов,

Александр Васильевич Мелехов

Филиал ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени

Россия, г. Тюмень, 625000, ул. Республики, 41,

e-mail: BakirovDL@tmn.lukoil.com; BurdygaVA@tmn.lukoil.com; Fattahovmm@tmn.lukoil.com; MelehovAV@tmn.lukoil.com

Василий Павлович Овчинников, д-р техн. наук, профессор

ФГБОУ ВО "Тюменский индустриальный университет"

625000, Россия, г. Тюмень, ул. Володарского, 38,

e-mail: ovchinnikovvp@tyuiu.ru

Павел Васильевич Овчинников, д-р техн. наук, профессор

ООО "ЛУКОЙЛ−Инжиниринг"

109028, Россия, г. Москва, Покровский бульвар, 3, стр. 1,

e-mail: Pavel.V.Ovchinnikov@lukoil.com

Развитие топливно-энергетического комплекса страны в настоящее время и в будущем тесным образом связано с поиском и разработкой месторождений, залегающих на глубинах более 3000 м, где пластовые температуры и давления, естественно, возрастают. Абсолютные их значения зачастую превышают 150 °С, градиенты пластовых давлений достигают 2,3 МПа/100 м. Изложенное предъявляет специфические требования к сооружаемому объекту – скважине: обеспечение надежности разобщения пластов, создание герметичного и термостойкого цементного камня, формирующегося по всему интервалу заколонного пространства, отсутствие в нем трещин и каналов при вторичном вскрытии (перфорации), образование каналов, "языков" при доставке тампонажного раствора и переходе последнего в твердообразное состояние, а также снижение вероятности осложнений (поглощений, проявлений) в процессе осуществления технологических работ по цементированию скважины.

В качестве тампонажных материалов в основном используют составы с добавлением различных шлаков, барита, магнетита, хроматов, железорудного, свинцового, цинкового концентратов и т. д. При этом не всегда удается обеспечить удовлетворительное качество изоляции заколонного пространства.

В статье приведен краткий анализ характеристик утяжеленных термостойких композиций, предложены гипотетические и теоретические решения по совершенствованию разработки рецептур утяжеленных тампонажных растворов, предназначенных для использования в условиях повышенных и высоких температур цементирования.

Ключевые слова: аномально высокое пластовое давление (АВПД); утяжеленные тампонажные композиции (материалы); термостойкость; седиментационная устойчивость; гидратообразование.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 665.61.033 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-64-69

УСТАНОВЛЕНИЕ ПРИЧИН ОБРАЗОВАНИЯ ХЛОРОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
В ТОВАРНОЙ НЕФТИ (с. 64)

С.А. Козлов, Д.А. Фролов, Е.П. Кузьмина

АО "Самаранефтегаз"

443071, Россия, г. Самара, Октябрьский район, Волжский просп., 50,

е-mail: KozlovSA@samng.rosneft.ru; FrolovDA@samng.rosneft.ru; KuzminaEP@samng.rosneft.ru

А.С. Кириллов, Н.И. Алексеева

ООО "СамараНИПИнефть"

443010, Россия, г. Самара, ул. Вилоновская, 18,

е-mail: KirillovAS@samnipineft.ru; AlekseevaNI@samnipineft.ru

В.В. Коновалов, канд. хим. наук,

П.В. Склюев, канд. хим. наук,

ФГБОУ ВО "Самарский государственный технический университет"

443100, Россия, г. Самара, ул. Молодогвардейская, 244,

е-mail: Konovalov.VV@samgtu.ru

В настоящее время нормативные документы устанавливают жесткие требования к содержанию легких хлорорганических соединений (ЛХОС) в нефти при приеме в систему трубопроводного транспорта. Высокие концентрации ЛХОС в нефти и нефтяных фракциях приводят к повышению интенсивности коррозии и увеличению количества образующихся отложений в технологическом оборудовании, на оборудовании, а также дезактивации каталитических композиций в процессах нефтепереработки. В связи с изложенным для предприятий нефтедобычи и нефтепереработки актуальны вопросы контроля содержания ЛХОС в нефти и установления причин их появления. В настоящей статье выполнен анализ возможных причин повышенного содержания ЛХОС. Проведены экспериментальные исследования по определению содержания ЛХОС в нефти и кислотных составах, используемых для интенсификации добычи нефти, выполнена оценка возможности образования ЛХОС при взаимодействии нефти и соляной кислоты, в том числе в пластовых условиях. Результаты экспериментальных исследований показали, что кислотные композиции могут содержать в своем составе хлорорганические соединения (ХОС). Установлено, что обработка нефти соляной кислотой в пластовых условиях может привести к образованию хлорорганических соединений, при этом содержание ЛХОС увеличивается при повышении температуры в пласте при проведении обработки. Повышение концентрации хлорорганических соединений в нефти также зависит от типа породы. Использование дезинтегрированного карбонатного керна, при других равных условиях, по сравнению с терригенной породой, приводит к более существенному повышению концентрации хлорорганических соединений в нефти.

Ключевые слова: легкие хлорорганические соединения; нефть; кислотные составы; соляная кислота; нафта; газожидкостная хроматография; хромато-масс-спектрометрия; идентификация.

Заказать статью в электронной библиотеке

УДК 622.279.7 DOI: 10.30713/0207-2351-2019-5(605)-70-75

СТЕАРАТ ЦИНКА КАК МОДИФИКАТОР СТРУКТУРЫ БЛОКИРУЮЩИХ СОСТАВОВ
С КОНДЕНСИРУЕМОЙ ТВЕРДОЙ ФАЗОЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
С АНОМАЛЬНО НИЗКИМИ ПЛАСТОВЫМИ ДАВЛЕНИЯМИ (с. 70)

Рамиз Алиевич Гасумов, д-р техн. наук, профессор,

Сергей Владимирович Костюков

АО "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз")

355035, Россия, г. Ставрополь, ул. Ленина, 419,

e-mail: svnipigz@gazprom.ru

В статье представлены результаты лабораторных исследований блокирующих составов с кальцийсодержащей конденсируемой твердой фазой, модифицированных цинковой солью стеариновой кислоты. Выявлены особенности такого рода дисперсных систем и указаны их положительные характеристики – высокие блокирующие и тиксотропные свойства, качественное деблокирование, высокая однородность, осуществление создания блокирующего экрана за счет кольматирующего агента, выбранного из числа кислоторастворимых химических соединений. Представлены результаты проведенных лабораторных исследований по повышению тиксотропных свойств и технологичности приготовления блокирующих составов с конденсируемой твердой фазой за счет применения модификатора структуры – стеарата цинка. Выявлено, что введение стеарата цинка обеспечивает регулирование структуры дисперсной системы, это способствует повышению технологичности приготовления и использования блокирующих составов с кальцийсодержащей конденсируемой твердой фазой и значительно снижает вероятность возникновения осложнений при проведении работ по глушению скважины. В результате лабораторных исследований установлено, что оптимальной является концентрация стеарата цинка в диапазоне 1…3 % мас.

Ключевые слова: стеарат цинка; блокирующий состав; капитальный ремонт скважин; глушение скважины; конденсируемая твердая фаза; газовая скважина.

Заказать статью в электронной библиотеке

ОАО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ»

Главная страница журнала