Разработка матрицы критериев для оценки применимости жидкостей глушения

A Newly Developed Criteria Matrix Determining Applicability of Kill Fluids

BOYKOV E.V.1, EVDOKIMOV I.N.2,
KILMAMATOV A.3, KOCOVIC M.3, KUZNECOV M.3, LOSEV A.P.1,
MOGILNICHENKO M.A.1,
PANTIC J.3, PETRENKO S.3,
POPIC D.3
1LLC RTE «Nedra-Test»,
Moscow, 119296, Russian Federation
2Gubkin University of Oil and Gas,
Moscow, 119991, Russian Federation
3NTC NIS Naftagas d.o.o,
Novi Sad, 21000, Serbia

Цель работы заключается в разработке инструмента для оперативного выбора жидкости глушения сотрудниками подразделений добычи на объектах работ компании НИС Нафтагас, Сербия. Решение реализовано в виде матрицы применимости жидкостей глушения, которую формируют два набора критериев: связанные с составом и свойствами жидкостей глушения (например, плотность и скорость коррозии) и связанные с характеристиками продуктивного пласта (например, температура и главный ионообменный катион глин).

Матрица составляется по каждому объекту эксплуатации на основании метрологически охарактеризованных расчетов или лабораторных экспериментов. В ячейки матрицы проставляются результаты проверки критериев на совместимость.

В работе приведены подробные ссылки на все использованные методики и стандарты. За 2 года работы над темой подготовлены матрицы применимости жидкостей глушения для месторождений Кикинда, Велебит, Ерменовци и Итебей.

The objective of this study was an attempt to make the new methodological tool for run-time selecting kill fluids; the tool, which should be suitable for production sector personnel at oil fields of NIS Naftagas, Serbia. A key has been found in composing a kill fluid applicability matrix (decision matrix), which is configured by two sets of criteria: the first one determined from kill fluid composition and properties (e.g. density and corrosion rate), and the second one caused by productive formation characteristics (e.g. temperature and main ion-changing mineral of clays). The matrix is composed for the exact one oil field or formation, and is based on metrologically described calculations or laboratory tests. Cells of the matrix contain the results obtained from criteria compatibility tests. This article includes explicit references to all techniques and standards applied. In the last two years, the authors have prepared kill fluid applicability matrices for four oil fields: Kikinda, Velebit, Ermenovci and Itebei.

Выбор состава и свойств жидкостей, предназначенных для глушения нефтяных и газовых скважин, традиционно основан на двух главных требованиях: предупреждении выбросов пластовых флюидов и соблюдении правил безопасности. К дополнительным требованиям, как правило, относят низкую коррозионную активность и обеспечение сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта. Первая группа требований трактуется однозначно по утвержденным нормам и алгоритмам: расчеты статических и гидродинамических давлений для обоснования плотности; нормы ПДК, ограничивающие присутствие в составе легко воспламеняемых и токсичных веществ; стандартизированные лабораторные методы оценки скорости коррозии и подбора ингибирующих добавок. Существенно хуже определено содержание требования о сохранении фильтрационных свойств пласта, по-видимому, из-за емкости самого понятия фильтрации.
Выбор состава и свойств жидкостей, предназначенных для глушения нефтяных и газовых скважин, традиционно основан на двух главных требованиях: предупреждении выбросов пластовых флюидов и соблюдении правил безопасности. К дополнительным требованиям, как правило, относят низкую коррозионную активность и обеспечение сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта.
Так, помимо требований пп. 3.1.2.3-3.1.2.9 [1], современная отраслевая литература изобилует различными формулировками [2, 3]:
• степень попадания фильтруемых частиц, в том числе твердого субстрата, в призабойный участок горной породы должна быть минимальной, процент содержания взвесей должен быть менее 30 мг на литр раствора;
• фильтруемое вещество не должно контактировать с глиной в зоне коллектора;
• по составу и плотности раствор не может повлиять на состав породы, при этом горный пласт не должен быть несовместимым с жидкостью, в противном случае при глушении произойдет образование осадка;
• раствор не должен впитываться в почву: он служит для гидрофобизации, уменьшения натяжения и других эффектов;
• раствор не влияет на показатели геофизических исследований в скважине;
• раствор должен быть совместим с другими технологическими жидкостями, используемыми при ремонте скважины.
При подборе жидкости глушения для конкретной скважины специалисты, как правило, ограничиваются лабораторными испытаниями на образование осадков и эмульсий путем простого смешивания и, в особых случаях, проводят фильтрационные эксперименты на керновом материале, руководствуясь собственными оригинальными методиками.
Не обсуждая корректность используемой терминологии, все эти требования следовало бы считать верными. Однако при первой же попытке использовать их на практике выясняется, что однозначной физической интерпретации они не имеют. При подборе жидкости глушения для конкретной скважины специалисты, как правило, ограничиваются лабораторными испытаниями на образование осадков и эмульсий путем простого смешивания и, в особых случаях, проводят фильтрационные эксперименты на керновом материале [4, 5], руководствуясь собственными оригинальными методиками. Сложившаяся практика вполне пригодна для организаций, эксплуатирующих большое число однотипных скважин: объем фонда позволяет последовательно отбирать лучшие составы жидкостей глушения.
Очевидна необходимость разработки конкретных, имеющих метрологическую характеристику, рекомендаций по оценке влияния жидкостей глушения на фильтрационные свойства продуктивного пласта.
Иная ситуация возникает при глушении скважин на небольших, сложно построенных или новых месторождениях — для таких объектов опытно-промысловые работы могут быть ограничены одной — двумя скважинами или не предусматриваются вовсе. Таким образом, очевидна необходимость разработки конкретных, имеющих метрологическую характеристику, рекомендаций по оценке влияния жидкостей глушения на фильтрационные свойства продуктивного пласта.
Настоящая статья является результатом двухлетней работы авторов по проектам компании НТЦ НИС Нафтагас д.о.о. (г. Нови Сад, Сербия) на тему «Формирование матрицы применимости солевых растворов глушения скважин» для нефтяных месторождений Кикинда, Велебит, Ерменовци и Итебей. На промысловых образцах и геолого-технических данных с этих месторождений отрабатывались все описанные ниже процедуры расчетов и лабораторные методики. Основная часть лабораторных испытаний проведена в лаборатории сектора «Upstream» НТЦ НИС Нафтагас д.о.о., ряд проверочных тестов, методологическая поддержка — в Центре физико-химических исследований ООО НИИЦ «Недра-тест». Статистическая обработка данных, анализ графов (построение дерева решений) и составление матрицы применимости жидкостей глушения были выполнены сотрудниками сектора химизации в Дирекции по технике и технологии добычи нефти и газа НТЦ НИС Нафтагас д.о.о.
Настоящая статья является результатом двухлетней работы авторов по проектам компании НТЦ НИС Нафтагас д.о.о. (г. Нови Сад, Сербия) на тему «Формирование матрицы применимости солевых растворов глушения скважин» для нефтяных месторождений Кикинда, Велебит, Ерменовци и Итебей.

Матрицы применимости составляли для каждого объекта эксплуатации. Значение каждого включенного в матрицу критерия получали на основании стандартизированных лабораторных испытаний. Заключение о соответствии жидкости глушения конкретному критерию давали либо на основании стандартизированных испытаний, либо по известным алгоритмам и расчетным схемам. При выборе критериев и факторов авторы исходили из того, что любое заключение о соответствии должно быть сделано на основании первичных лабораторных данных, которые можно проверить в условиях повторяемости и воспроизводимости. Все иные способы решения проблемы были отсечены как статистические — требующие накопления большого количества данных.
Содержание предлагаемого подхода заключается в следующем. По каждому объекту эксплуатации N (продуктивному пласту, месторождению и т.п.) производится сбор промысловых технологических данных, отбор кернов и пластовых флюидов. На основании опыта работы и технико-экономических соображений отбираются потенциально применимые жидкости глушения. Собранная информация заносится в матрицу по уровням соответствующих критериев. Критерии собраны в две группы: по свойствам жидкости глушения и по свойствам продуктивного пласта. К связанным со свойствами жидкости глушения (i) критериям отнесли:
1) требуемую плотность,
2) химический состав (по основным солям),
Основная часть лабораторных испытаний проведена в лаборатории сектора «Upstream» НТЦ НИС Нафтагас д.о.о., ряд проверочных тестов, методологическая поддержка — в Центре физико-химических исследований ООО НИИЦ «Недра-тест». Статистическая обработка данных, анализ графов (построение дерева решений) и составление матрицы применимости жидкостей глушения были выполнены сотрудниками сектора химизации в Дирекции по технике и технологии добычи нефти и газа НТЦ НИС Нафтагас д.о.о.

3) наличие гидрофобизатора,
4) наличие комплексонов,
5) скорость коррозии стали в жидкости глушения.
К критериям, связанным с характеристиками продуктивного пласта (j), отнесли:
1) температуру пласта,
2) пластовое давление,
3) главный ионообменный минерал глин, входящих в породу пласта-коллектора,
4) общую жесткость пластовой воды,
5) содержание иона железа и сульфат-иона в пластовой воде,
6) содержание смол и асфальтенов в пластовой нефти,
7) кислотное число нефти.
При составлении матрицы критерии i и их уровни формируют столбцы, тогда как критерии j и их уровни формируют строки (рис. 1). Критерии являются сложными: каждый последующий критерий иерархически подчинен предыдущему. Так, для конкретного продуктивного пласта критерии j имеют по одному уровню, а критерии i имеют несколько уровней, число которых соответствует количеству отобранных жидкостей глушения. Заполнение ячеек матрицы проводится на основании подтвержденных литературных данных, либо на основании данных лабораторных экспериментов по определению совместимости жидкостей i с пластом и насыщающими его флюидами j. В ячейки вносятся знаки, обозначающие совместимость «+» или несовместимость «—». Полностью заполненная матрица, таким образом, позволяет однозначно отсечь жидкости глушения, не совместимые с пластовыми флюидами и минералами горной породы. Поскольку матрица составляется на основании объективных экспериментальных данных, технологический персонал добывающих компаний может непосредственно использовать полученные рекомендации в своей рутинной работе.
Последовательность действий при выборе критериев и их уровней можно проиллюстрировать на следующем примере. По объективным причинам, конкретные цифры и торговые наименования не упоминаются.
1. Плотность жидкости глушения. На основании данных о вертикальной глубине интервала перфорации, альтитуде фонтанной арматуры и подтвержденном перед глушением скважины пластовом давлении производится расчет требуемой плотности жидкости глушения. Полученная величина уточняется гидравлическим расчетом [6] и требованиями [1]. Таким образом, для одной скважины критерий плотности имеет один уровень. При составлении матрицы для многих скважин, вскрывающих один и тот же пласт, уровней критерия может быть несколько.
2. Химический состав основы жидкости глушения. На основании полученного значения плотности с использованием стандартных таблиц плотностей растворов солей [7] выбираются основы жидкостей глушения. Если требуемое значение плотности оказалось менее 1000 кг/м3, в качестве основы выбирается техническая вода или — при наличии разрешений — доступная углеводородная жидкость. Например, требуемую плотность 1070 — 1090 кг/м3 имеют следующие растворы солей:
10 % масс. (титр 108,4 кг/м3) CaCl2, 13 % масс. (титр 118 кг/м3) KCl или 12 % масс. (титр 130 кг/м3) NaCl. Таким образом, критерий состава в данном случае имеет три уровня.
3. Наличие гидрофобизатора. Общей рекомендацией при выборе жидкостей глушения является снижение межфазного натяжения на границе с нефтью, гидрофобизация поверхности поровых каналов и ингибирование гидратации глинистых минералов. Если порода пласта действительно гидрофильна, если известен минералогический состав глинистых компонент, как правило, принимается решение об использовании ПАВ, обладающих комплексным действием. Сегодня на рынке представлена широкая номенклатура ПАВ для промыслового применения, однако их выбор должен быть основан не на паспортных данных и рекламных материалах производителя, а на экспериментальных данных о термической стабильности их водных растворов, о критических концентрациях мицеллообразования, о температурных и концентрационных зависимостях межфазного натяжения на границе с пластовой нефтью [8, 9]. По результатам таких испытаний для составления матрицы должны быть даны однозначные рекомендации о температурных и концентрационных диапазонах применения конкретного ПАВ. Таким образом, критерий наличия в составе жидкости глушения гидрофобизатора имеет как минимум два уровня: 1) без ПАВ и 2) с ПАВ в такой-то концентрации, в таком-то диапазоне температур.
4. Наличие комплексона. Использование комплексонов — органических хелатообразующих соединений — в составе жидкостей глушения обусловлено стремлением сократить риски выпадения нерастворимых солей, эмульгирования нефти и т.п. при потенциально высоком содержании в пластовой воде растворенных поливалентных катионов. Очевидно, что в случае использования жидкостей глушения на основе хлористого кальция или бишофита добавление комплексонов не имеет смысла. Поэтому ввод комплексонов может быть рекомендован для жидкостей глушения только на основе моновалентных солей при наличии определенных обстоятельств: высокая жесткость пластовых вод, высокое содержание железа в пластовых водах или технической воде затворения, высокие значения индексов насыщения Оддо-Томсона [10] для пластовой воды. На основании указанных данных подбирается наиболее активный комплексон, стехиометрическими расчетами определяется необходимая концентрация [11]. Таким образом, данный критерий может иметь максимум два уровня: 1) без комплексона и 2) с таким-то комплексоном в такой-то концентрации.
5. Скорость коррозии. Нормативным документом определен один уровень данного критерия — менее 0,1..0,12 мм/год [1]. Однако при наличии особых термобарических или химических факторов нормативные требования могут быть ужесточены.
Содержание предлагаемого подхода заключается в следующем. По каждому объекту эксплуатации N (продуктивному пласту, месторождению и т.п.) производится сбор промысловых технологических данных, отбор кернов и пластовых флюидов. На основании опыта работы и технико-экономических соображений отбираются потенциально применимые жидкости глушения. Собранная информация заносится в матрицу по уровням соответствующих критериев. Критерии собраны в две группы: по свойствам жидкости глушения и по свойствам продуктивного пласта.

Приведенные выше рассуждения суммированы в табл. 1. Нетрудно подсчитать, что для этого умозрительного примера максимальное количество рецептур жидкостей глушения составляет двенадцать. Количество рецептур можно сократить до шести после обоснования необходимости в комплексонах. В итоге только шесть составов должны быть изучены экспериментально на совместимость с пластовыми флюидами и минералами.


Уровни критериев, связанных со свойствами продуктивного пласта, определяются следующим образом.
1. Температура пласта. Указываются температура пласта и сведения о температуре застывания нефти (либо более уточненные данные о температуре начала выпадения парафинов) [13, 14, 15]. Пластовая температура указывает на условия проведения тестов на совместимость, а температура выпадения парафинов дает информацию о коллоидной структуре нефти в пласте.
2. Пластовое давление. Указывается уточненное пластовое давление, а также сведения о насыщении пластовой нефти газом [16].

Сегодня на рынке представлена широкая номенклатура ПАВ для промыслового применения, однако их выбор должен быть основан не на паспортных данных и рекламных материалах производителя, а на экспериментальных данных о термической стабильности их водных растворов, о критических концентрациях мицеллообразования, о температурных и концентрационных зависимостях межфазного натяжения на границе с пластовой нефтью.

3. Главный ионообменный минерал. На основании рентгенофазового анализа отмученной глинистой фракции кернового материала дается наименование и кристаллографическая характеристика ионообменных минералов, представленных в большем количестве по объему [17]. Справочные данные о химических свойствах минералов вкупе с информацией о химическом составе пластовых вод позволяют до начала экспериментов исключить жидкости глушения, которые обусловят повышенную гидратацию или диспергирование глин.
4. Химический состав пластовой воды (минерализация). На основании стандартных измерений указываются общая жесткость, содержание сульфат-ионов, содержание ионов железа в пластовой воде [18]. По результатам расчета критериев насыщения [10, 19], результаты измерений минерализации снабжаются комментариями о достижении или недостижении насыщения для выпадения в осадок нерастворимых солей (карбонатов, сульфатов). На данном этапе целесообразно рассчитать индексы насыщения Оддо-Томсона и для смесей пластовой воды и жидкостей глушения. Автоматизированный расчет на ЭВМ не отнимет много времени, позволив сократить экспериментальную часть.
5. Содержание смол и асфальтенов в нефти. Данный критерий актуален в том случае, когда коллоидная стабильность нефти низка, либо чутко реагирует на изменение термобарических условий. Значения уровня получают по результатам проведения т.н. SARA анализа [20]. При низком содержании асфальтенов (менее 1 — 2 %) этот критерий учитывать не следует. При более высоких содержаниях асфальтенов результаты анализов следовало бы сопроводить расчетами одного из показателей коллоидной стабильности нефти [21].
6. Кислотное число нефти. Уровень критерия определяется титрованием [22]. Высокое число указывает на повышенное содержание в нефти нафтеновых кислот. Такие нефти при контакте с некоторыми жидкостями глушения могут омыляться и формировать стабильные высоковязкие обратные эмульсии.
Исходные данные, методы и примеры по пластовым критериям приведены в табл. 2.

После заполнения уровней для всех критериев необходимо аналитически вычленить варианты явной несовместимости жидкостей глушения с конкретными свойствами пласта. Например, несовместимость может быть записана для таких сочетаний, как:
— жидкость глушения на основе CaСl2 и содержание сульфат-ионов в пластовой воде 3000 мг/л — явные условия формирования нерастворимых осадков гипса;
— гидрофобизатор NN-55, при температурах +50..
+130 0C и пластовая температура +32 0С — условия выпадения нерастворимых в пластовых условиях агрегатов ПАВ.
На аналитическом этапе целесообразно заполнить возможно большее число ячеек матрицы для сокращения количества экспериментов.
По тем сочетаниям критериев, на которые отсутствуют достоверные литературные данные или алгоритмы решений, требуется обязательное экспериментальное подтверждение совместимости. Опыт составления подобных матриц показал, что вне зависимости от степени заполнения матрицы на аналитическом этапе, практически все отобранные рецептуры жидкостей глушения должны быть испытаны по следующим методам:
1. Термическая стабильность жидкости глушения и ее смеси с пластовой водой. Статический тест на длительное (не менее суток) выдерживание в автоклавах (или миниатюрных ячейках) при пластовой температуре. Заключение о совместимости дается при отсутствии каких-либо осадков.
2. Сравнительные тесты на набухание кернового материала в пластовой воде и жидкости глушения. Может быть использован один из принятых в отрасли способов определения показателя: прибор и метод Жигача–Ярова; прибор свободного набухания грунтов ПНГ; приборы Linear Swell Meter компаний OFITE или Fann; тестер линейных деформаций TLD-10 НИИЦ «Недра-тест» [23, 24]. Заключение о совместимости дается в том случае, когда набухание породы, погруженной в жидкость глушения, не превосходит набухания в среде пластовой воды.

На аналитическом этапе целесообразно заполнить возможно большее число ячеек матрицы для сокращения количества экспериментов.
По тем сочетаниям критериев, на которые отсутствуют достоверные литературные данные или алгоритмы решений, требуется обязательное экспериментальное подтверждение совместимости.
3. Эмульгируемость по п. 5.5 [25], или т.н. «боттл-тест» [26] с обязательным пропусканием смеси нефти с жидкостью глушения через сито. Заключение о совместимости дается при положительном результате теста на эмульгируемость и отсутствии каких-либо осадков или эмульсионных сгустков на сите.
4. Скорость коррозии по [12].
Перечисленные методы испытаний достаточны для того, чтобы дать значимый вывод о применимости той или иной жидкости глушения с той лишь оговоркой, что набор критериев в матрице может меняться, например, при обсуждении жидкостей глушения на неводной основе.
Описанная выше матрица применимости жидкостей глушения может быть непосредственно использована для оценки на совместимость любых водных жидкостей глушения (на основе растворов солей), планируемых к использованию в терригенных пластах.
По заданию недропользователя одна-две наиболее совместимые с пластовыми условиями жидкости глушения могут быть исследованы в фильтрационных установках на керновом материале. Особое внимание в фильтрационных экспериментах следует уделить определению минимального количества фильтрационных экспериментов для получения статистически значимого результата. Режимы фильтрации следует строго контролировать: избегать гидроударов, проверять выполнение закона Дарси на всех стадиях определения проницаемости, а также ограничивать расходы и перепады давлений, ориентируясь на масштабирование операции в реальной скважине к размерам кернодержателя в установке.
Описанная выше матрица применимости жидкостей глушения может быть непосредственно использована для оценки на совместимость любых водных жидкостей глушения (на основе растворов солей), планируемых к использованию в терригенных пластах.

Литература

1. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. М.: АО «НПО Бурение», 1997. 24 с.
2. Особенности методов расчета глушения скважины [Электронный ресурс] URL: http:// snkoil.com/ press-tsentr/polezno-pochitat/ metodika_rascheta_glushenija_skvazhiny/ (дата обращения: 30.11.2018).
3. Паршукова Л.А. Жидкости и технологии глушения скважин / Л.А. Паршукова, В.П. Овчинников, Д.С. Леонтьев: уч. пос. Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. 96 с.
4. Баспаев Е.Т., Аяпбергенов Е.О., Рзаева С.Д. Выбор жидкости глушения скважин для условий месторождения Узень // Булатовские чтения: II Международная научно-практическая конференция, 31 марта 2018 г.: сб. материалов в 7 т. Т. 2. Ч. 1. Краснодар: Изд. Дом «Юг», 2018. С. 70—75.
5. Гладков П.Д., Рогачев М.К. Выбор технологической жидкости для глушения скважин перед подземным ремонтом на Приобском нефтяном месторождении // Нефтегазовое дело. 2012. № 2. С. 175—181.
6. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин, ч. 1: Гидроаэромеханика в бурении. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 413 с.
7. Химическое равновесие и кинетика свойства растворов. Электродные процессы // Справочник химика, т. 3. М.: Химия, 1965. 1005 с.
8. Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Подгорнов В.М. Определение предельных концентраций ПАВ в скважинных растворах методом рефрактометрии // Известия ВУЗов. Нефть и газ. 2007.
№ 1. С. 43—48.
9. Коноплева В.С. Разработка установки для определения поверхностного натяжения по методу Ребиндера //
71-я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ — 2017». Секция «Разработка нефтяных и газовых месторождений. Бурение скважин»: сб. тезисов докладов. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2017. 336 с. С. 122.
10. Oddo J.E, Tomson M.B. Methods predicts well bore scale, corrosion // Oil & Gas Journal. June 8. 1998.
11. Дятлова Н.М., Темкина В.Я., Попов К.И. Комплексоны и комплексонаты металлов. М.: Химия, 1988.
12. ГОСТ Р 9.905-2007 ЕСЗКС. Методы коррозионных испытаний. Общие требования. М.: Стандартинформ, 2007. 18 с.
13. ГОСТ 20287-91. Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания. М.: Стандартинформ, 2006. 7 с.
14. РД 39-3-812-82. Методика определения температуры застывания парафиновых нефтей. Реологические свойства. М.: Миннефтепром, 1982. 7 с.
15. Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Могильниченко М.А. Возможность выявления истинных параметров фазового превращения парафинов в нефти // Бурение и нефть. 2018. № 11. С. 36—38.
16. ОСТ 39-087-79 «Лабораторные методы и приборы для определения давления насыщения нефти газом. Общие технические требования. Оценка точности». М.: Миннефтепром, 1979. 14 с.
17. Dargahi H. J., Rezaee R., Pejcic В. Clay Mineralogy of Shale Gas Reservoirs through Integrating Infrared Spectroscopy and X-Ray Diffraction // presented at Unconventional Resources Technology Conference, 12 — 14 August, Denver, Colorado, USA, 2013. URTEC-1619333-MS.
18. Руководство по анализу воды. Питьевая и природная вода, почвенные вытяжки / под ред. к.х.н. А.Г. Муравьева. С-Пб: «Крисмас+», 2011. 264 с.
19. ОСТ 39-229-89 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение совместимости закачиваемых и пластовых вод по кальциту и гипсу расчетным методом». М.: Миннефтепром, 1989.
20. ASTM D2007-11 (2016). Standard Test Method for Characteristic Groups in Rubber Extender and Processing Oils and Other Petroleum-Derived Oils by the Clay-Gel Absorption Chromatographic Method. 8 p.
21. Евдокимов И.Н. Проблемы несовместимости нефтей при их смешении. М.: Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. 93 с.
22. ГОСТ 5985-79. Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа. М.: Стандартинформ, 2009. 6 с.
23. Бойков Е.В., Гуськов П.О., Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Могильниченко М.А., Савельева Я.Л., Фесан А.А. Разработка воспроизводимой методики одноосного сжатия искусственных кернов для оценки ингибирующего действия буровых растворов // XX Международная научно-практическая конференция (7 — 10 июня 2016 г.); Полицелл, Спецбурматериалы, Нац. буров. сервис: сб. материалов. Владимир: Аркаим, 2016. 172 с.
24. Roehl E.A., Hackett J.L. A Laboratory Technique for Screening Shale Swelling Inhibitors // SPE-11117-MS. Society of Petroleum Engineers. 1982. 15 p.
25. ГОСТ 12337-84. Масла моторные для дизельных двигателей. Технические условия. М.: ФГУП Стандартинформ, 2008. 14 с.
26. Евдокимов И.Н., Лосев А.П., Могильниченко М.А. Самопроизвольное образование аномально вязких нефтекислотных эмульсий в призабойной зоне скважины // Бурение и нефть. 2017. № 7 — 8. С. 54—59.

References

1 Russian Federation. RD 153-39-023-97 Pravila vedeniya remontnykh rabot v skvazhinakh. [Recommended practice for work-over operations]. Moscow, AO «NPO Bureniye» Publ., 1997, 24 p. (In Russian).
2. Osobennosti metodov rascheta glusheniya skvazhiny [ Features of methods for calculating well killing].(In Russian). Available at http:// snkoil.com/ press-tsentr/polezno-pochitat/ metodika_rascheta_glushenija_skvazhiny/ (accessed 30.11.2018).
3. L.A. Parshukova, V.P. Ovchinnikov, D.S. Leontyev Zhidkosti i tekhnologii glusheniya skvazhin [Well killing fluids and technologies]. Tyumen', TyumGNGU Publ., 2013. 96p. (In Russian).
4. Baspayev Ye.T., Ayapbergenov Ye.O., Rzayeva S.D. [Choice of well killing fluid for the conditions of the Uzen field. Bulat readings: II International Scientific and Practical Conference, March 31, 2018: Sat. materials in 7 vol. Vol. 2. Part 1] Vybor zhidkosti glusheniya skvazhin dlya usloviy mestorozhdeniya Uzen'. Bulatovskiye chteniya: II Mezhdunarodnaya nauchno-prakticheskaya konferentsiya, 31 marta 2018. sbornik materialov v 7 vol., Vol. 2. CH. 1. Krasnodar: Izdatel'skiy Dom «Yug» Publ., 2018, pp. 70–75. (In Russian).
5. Gladkov P.D., Rogachev M.K. Vybor tekhnologicheskoy zhidkosti dlya glusheniya skvazhin pered podzemnym remontom na Priobskom neftyanom mestorozhdenii [The chose of technological fluid for killing wells before underground repair at Priobskoye oil field]. Neftegazovoye delo [Oil gas burners siness], 2012, no. 2, pp.175–181. (In Russian).
6. Leonov Ye.G., Isayev V.I. Oslozhneniya i avarii pri burenii neftyanykh i gazovykh skvazhin, chast 1. Gidroaeromekhanika v burenii [Complications and accidents during the drilling of oil and gas wells, Part 1. Hydro-aeromechanics in drilling] Moscow, OOO «Nedra-Biznestsentr» Publ., 2006. 413 p. (In Russian).
7. Khimicheskoye ravnovesiye i kinetika svoystva rastvorov. Elektrodnyye protsessy [Chemical equilibrium and kinetics properties of solutions. Electrode processes]. Spravochnik khimika [Chemist handbook], vol. 3. Moscow Khimiya Publ., 1965. 1005 p. (In Russian).
8. Evdokimov I.N., Losev A.P., Podgornov V.M. Opredeleniye predel'nykh kontsentratsiy PAV v skvazhinnykh rastvorakh metodom refraktometrii [Determination of maximum surfactant concentrations in well solutions using the method of refractometry]. Izvestiya VUZov. Neft' i gaz. 2007. № 1. S. 43–48.
9. Konopleva V.S [Development of the installation for determining the surface tension according to the Rebinder method]. Trudy 71-ya Mezhdunarodnaya molodezhnaya nauchnaya konferentsiya «Neft' i gaz – 2017». Sektsiya «Razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy. Bureniye skvazhin» [International Youth Scientific Conference «Oil and Gas – 2017». Section "Development of oil and gas fields. Well Drilling] sb. tezisov dokladov. Moscow, Gubkin Russian State University of oil and gas, 2017, 336 p. (In Russian).
10. Oddo J.E, Tomson M.B. Methods predicts well bore scale, corrosion. Oil & Gas Journal. June 8. 1998.
11. Dyatlova N.M., Temkina V.Ya, Popov K.I. Kompleksony i kompleksonaty metallov [Complexons and complexonates of metals]. Moscow, Khimia Publ. 1988. (In Russian).
12. GOST R 9.905-2007 YESZKS. Metody korrozionnykh ispytaniy.Obshchiye trebovaniya [Corrosion test methods. General requirements]. Moscow Standartinform Publ., 2007. 18 p. (In Russian).
13. GOST 20287-91. Nefteprodukty. Metody opredeleniya temperatur tekuchesti i zastyvaniya [Oil products. Methods for determining the temperature of fluidity and hardening]. Moscow, Standartinform Publ., 2006. 7 p. (In Russian).
14. RD 39-3-812-82. Metodika opredeleniya temperatury zastyvaniya parafinovykh neftey. Reologicheskiye svoystva [Method for determining the freezing point of paraffin oils. Rheological properties]. Moscow, Minnefteprom Publ., 1982. 7 p. (In Russian).
15. Evdokimov I.N., Losev A.P., Mogilnichenko M.A. Vozmozhnost' vyyavleniya istinnykh parametrov fazovogo prevrashcheniya parafinov v nefti [Possibility of revealing the true phase transition parameters of paraffins in a crude oil]. Bureniye i neft' [Drilling and oil], 2018, no. 11, pp. 32–34. (In Russian).
16. OST 39-087-79 «Laboratornyye metody i pribory dlya opredeleniya davleniya nasyshcheniya nefti gazom. Obshchiye tekhnicheskiye trebovaniya. Otsenka tochnosti» [Laboratory methods and instruments for determining the oil saturation pressure of gas. General technical requirements. Evaluation of accuracy]. Moscow, Minnefteprom, 1979. 14 p. (In Russian).
17. Dargahi H. J., Rezaee R., Pejcic V. Clay Mineralogy of Shale Gas Reservoirs through Integrating Infrared Spectroscopy and X-Ray Diffraction // presented at Unconventional Resources Technology Conference, 12–14 August, Denver, Colorado, USA, 2013. URTEC-1619333-MS. (In English).
18. Muravyeva A.G. Rukovodstvo po analizu vody. Pit'yevaya i prirodnaya voda, pochvennyye vytyazhki [Guidelines for water analysis. Drinking and natural water, soil extract]. Saint Petersburg, «Krismas+», Publ., 2011. 264 p. (In Russian).
19. OST 39-229-89 «Voda dlya zavodneniya neftyanykh plastov. Opredeleniye sovmestimosti zakachivayemykh i plastovykh vod po kal'tsitu i gipsu raschetnym metodom». M.: Minnefteprom, 1989[Water for waterflooding of oil reservoirs. Determination of the compatibility of injected and formation water from calcite and gypsum using the calculation method]. Moscow, Minnefteprom, 1989. (In Russian).
20. ASTM D2007-11 (2016). Standard Test Method for Characteristic Groups in Rubber Extender and Processing Oils and Other Petroleum-Derived Oils by the Clay-Gel Absorption Chromatographic Method. 8 p. (In English).
21. Evdokimov I.N. Problemy nesovmestimosti neftey pri ikh smeshenii [Problems of incompatibility of oils when they are mixed]. Moscow, Otdel operativnyi poligrafii Gubkin Russian State university of oil and gas [Department of Operational Printing of the Gubkin Russian State university of Oil and Gas], 2008. 93 p. (In Russian).
22. GOST 5985-79. Nefteprodukty. Metod opredeleniya kislotnosti i kislotnogo chisla [Petroleum products. Method for determination of acidity and acid number]. Moscow, Standartinform, 2009. 6 p. (In Russian).
23. Boykov E.V., Guskov P.O., Evdokimov I.N., Losev A.P., Mogilnichenko M.A., SavelievaYa.L., Fesan A.A. [Development of reproducible methods of uniaxial compression of artificial cores for evaluating the inhibitory effect of drilling fluids]. Razrabotka vosproizvodimoy metodiki odnoosnogo szhatiya iskusstvennykh kernov dlya otsenki ingibiruyushchego deystviya burovykh rastvorov ( XX Mezhdunarodnaya nauchno-prakticheskaya konferentsiya (7 – 10 iyunya 2016 g.); Politsell, Spetsburmaterialy, Nats. burov. servis: sb. materialov). Vladimir, Arkaim, 2016. 172 s. (In Russian).
24. Roehl E.A., Hackett J.L. A Laboratory Technique for Screening Shale Swelling Inhibitors. SPE-11117-MS. Society of Petroleum Engineers. 1982. 15 p. (In English).
25. GOST 12337-84. Masla motornyye dlya dizel'nykh dvigateley. Tekhnicheskiye usloviya [Motor oils for diesel engines. Technical conditions]. Moscow, Standartinform FGUP, 2008. 14 p. (In Russian).
26. Evdokimov I.N., Losev A.P., Mogil'nichenko M.A. Samoproizvol'noye obrazovaniye anomal'no vyazkikh neftekislotnykh emul'siy v prizaboynoy zone skvazhiny [Spontaneous formation of abnormally viscous acid-in-oil emulsions in near-wellbore formation zone]. Burenie i neft [Drilling and oil], no. 7–8, pp. 54–59. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Бойков Е.В.

    Бойков Е.В.

    руководитель Центра физико-химических исследований

    ООО НИИЦ «Недра-тест»

    Евдокимов И.Н.

    Евдокимов И.Н.

    д.ф.-м.н., профессор кафедры физики

    РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

    Кильмаматов А.

    Кильмаматов А.

    директор сектора химизации

    Кочович М.

    Кочович М.

    директор сектора для ГТМ

    Кузнецов М.

    Кузнецов М.

    главный геолог — директор Департамента ГИ и РМ

    НТЦ НИС-Нафтагас д.о.о.

    Лосев А.П.

    Лосев А.П.

    к.т.н., доцент, генеральный директор

    ООО НИИЦ «Недра-тест»

    Могильниченко М.А.

    Могильниченко М.А.

    студент

    РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, ООО НИИЦ «Недра-тест»

    Пантич Я.

    Пантич Я.

    руководитель группы по химизации пласта и интенсификации притока

    Петренко С.

    Петренко С.

    директор Департамента ТиТДНГ

    Попич Д.

    Попич Д.

    главный специалист по химизации

    НТЦ НИС-Нафтагас д.о.о.

    Просмотров статьи: 1361

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru