Новые составы брейкерных композиций контролируемого действия в условиях высоких температур

NEW BREAKER COMPOSITION FORMULATIONS OF CONTROLLED ACTION FOR HIGH TEMPERATURE APPLICATIONS

KURDYUKOV A.V.1, NOZDRYA V.I.2, TSARKOV A.Yu.3, LEGUTA M.P.4, SOROKIN S.A.5
1 Spetsburmaterialy; NPK LLC,
Zhukovsky, 140181, Moscow region, Russian Federation
2 Polycell NPO JSC
Vladimir, 600020, Russian Federation
3 Service Center SBM LLC
Moscow, 119330, Russian Federation
4 RN - Center of Expert Support and Technical Development LLC
Tyumen, 625009, Russian Federation
5 SamaraNIPIneft LLC
Samara, 443010, Russian Federation

Перспективным направлением очистки призабойной зоны ствола скважины является использование новых составов брейкерных композиций (СБК). Это обусловлено необходимостью не только в контролируемой очистке открытого ствола скважин, но и в обеспечении безопасного влияния разрушающих составов на коллекторские свойства продуктивного горизонта.

Для таких целей в лаборатории ООО «НПК «Спецбурматериалы» совместно с АО «НПО «Полицелл» был разработан ряд СБК под торговой маркой «Полипрон» (ТУ 2458-049- 97457491-2011). Данные композиции обладают контролируемым действием, обеспечивают эффективное удаление фильтрационной корки буровых растворов на водной основе, воздействуют на все компоненты фильтрационной корки без применения сильных кислот и окислителей.

A promising area of bottomhole cleaning is the use of new breaker composition formulations (BCF). This is due to the need not only in the controlled open hole cleaning, but also in ensuring safe impact of breaking compositions on the reservoir properties. For such purposes in laboratory of LLC NPK Spetsburmaterialy together JSC "NPO "Polycell" was developed a number of SBC under the trademark "Polipron» (TU 2458-049 - 97457491-2011).
These compositions are of controlled action, provide effective removal of filter cake of water-based drilling muds, and affect all filter cake components without the use of strong acids and oxidizing agents.

АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ
Объем бурения горизонтальных скважин в последнее время возрос из-за стремления операторов к увеличению добычи. Зачастую для бурения горизонтальных скважин в гидрофильных коллекторах с системой заканчивания сетчатым или проволочным фильтрами в качестве буровых растворов используются системы бурового раствора на водной основе. Основная задача бурового раствора при бурении продуктивного пласта — это создание на стенках скважины плотной, малопроницаемой фильтрационной корки, которая служит для уменьшения отфильтровывания бурового раствора в продуктивный пласт и минимизации негативного влияния бурового раствора на фильтрационно – емкостные свойства коллектора.
На сегодняшний день большая часть недропользователей запрещает использование в растворах первичного вскрытия реагентов, действия которых на коллекторские свойства пласта необратимы. По сравнению с буровыми растворами, использующимися при бурении транспортных стволов, растворы первичного вскрытия имеют более жесткие требования к содержанию выбуренной породы и мелкодисперсной твердой фазы. В составе растворов первичного вскрытия запрещено использование глин, целлюлозы, силикатов, асфальтенов, а также большей части реагентов, предназначенных для борьбы с поглощениями.

Сегодня актуальной задачей для отрасли является получение системы бурового раствора, при использовании которой (после бурения) скважина вводится в эксплуатацию с минимальными повреждениями коллекторских свойств продуктивного пласта.

Основными компонентами буровых растворов первичного вскрытия на водной основе выступают структурообразователи, понизители фильтрации, кольматанты. Ни один из компонентов бурового раствора первичного вскрытия не должен оказывать необратимого воздействия на фильтрационные свойства коллектора.
Сегодня актуальной задачей для отрасли является получение системы бурового раствора, при использовании которой (после бурения) скважина вводится в эксплуатацию с минимальными повреждениями коллекторских свойств продуктивного пласта.
Для успешного заканчивания скважины после бурения необходимо разрушить барьер, сформированный в процессе, а именно фильтрационную корку, которая при запуске скважины может значительно увеличить время ее вывода на режим.
В процессе эксплуатации скважины фильтрационная корка отрывается от стенок скважины неравномерно и неконтролируемо. При заканчивании скважины фильтром с сетчатой или проволочной намоткой фильтрационная корка при отрыве может перекрыть часть поверхности компоновки заканчивания и снизить рабочую площадь фильтр-элемента [1].
Попадание в продуктивный пласт полимеров, крахмала, карбоната кальция, выбуренной породы, входящих в состав бурового раствора, при формировании фильтрационной корки изменяет фильтрационные свойства пласта и ведет к снижению исходной проницаемости. Для ее восстановления может проводиться обработка химическими составами — кислоты, окислители [2 — 3]. Однако данный способ не позволяет равномерно удалить фильтрационную корку. Кислоты вступают во взаимодействие не только с компонентами фильтрационной корки, но и с породой коллектора, также оказывают сильное коррозионное воздействие на внутрискважинное оборудование, отсутствует возможность контролировать время начала и скорость протекания реакции. Взаимодействие кислот с породой коллектора нередко носит негативный характер и может снизить проницаемость продуктивного пласта за счет взаимодействия с глинистыми минералами, особенно в условиях повышенной температуры.
Применение кислот и окислителей затрудняет регулирование процесса разрушения фильтрационной корки. Процесс протекает скоротечно, неравномерно, что приводит к локализации реакции и образованию «языков» в призабойной зоне пласта, во многих случаях наблюдается лишь частичное разрушение полимеров [4 — 7]. Чтобы избежать вышеперечисленных проблем, связанных с традиционными способами обработки, для контроля скорости разрушения фильтрационной корки в отрасли активно применяются «комплексоны» и ферменты.
Комплексоны представляют собой хелатообразующие агенты, в отличие от кислот вступают в реакцию селективным образом и контролируют ионы металла путем блокирования химически активных участков, предотвращая их вступление в нормальные и во многих случаях нежелательные реакции. Хелатообразование — это равновесная реакция между ионом металла и комплексоном.
Фермент, или энзим, вступает в реакцию с полисахаридами и разрушает их до тех пор, пока весь субстрат не будет поглощен или энзим не изменит природные свойства из-за изменений водородного показателя или температуры. Преимущество энзимов, в отличие от окислителей, — в продолжительной реакции, обеспечивающей полное и равномерное разрушение полимерных компонентов фильтрационной корки. Энзимы не вступают в реакцию с металлами или выбуренной твердой фазой.
В данной статье представлены сведения по композиции медленного (от 16 до 48 часов) и эффективного разрушения фильтрационной корки (до 95 — 100 %) по массе в условиях повышенных температур.

Комплексоны представляют собой хелатообразующие агенты, в отличие от кислот вступают в реакцию селективным образом и контролируют ионы металла путем блокирования химически активных участков, предотвращая их вступление в нормальные и во многих случаях нежелательные реакции. Хелатообразование — это равновесная реакция между ионом металла и комплексоном.

Для разработки СБК с регулированием скорости растворения корки при 80 °С были поставлены следующие задачи:
1. Выбор ферментов.
2. Подбор комплексонов.
3. Выбор оптимальной буферной композиции для контроля скорости реакции.
4. Контроль СБК на термоустойчивость, коррозионную активность и совместимость.
5. Испытание СБК на фильтрационной корке биополимер карбонатной промывочной жидкости.

Фермент, или энзим, вступает в реакцию с полисахаридами и разрушает их до тех пор, пока весь субстрат не будет поглощен или энзим не изменит природные свойства из-за изменений водородного показателя или температуры. Преимущество энзимов, в отличие от окислителей, — в продолжительной реакции, обеспечивающей полное и равномерное разрушение полимерных компонентов фильтрационной корки. Энзимы не вступают в реакцию с металлами или выбуренной твердой фазой.

Основные критерии к брейкерному составу:
— значение водородного показателя (рН) приготовленного брейкерного состава должно быть не ниже 4, 5;
— плотность приготовленного брейкерного состава должна быть в диапазоне от 1,06 г/см3 до 1,07 г/см3;
— отсутствие нерастворимого осадка в приготовленном брейкерном составе;
— полное разрушение компонентов фильтрационной корки;
— отсутствие реакции на карбонат ион и крахмал;
— разрушение компонентов фильтрационной корки более чем на 90 % по массе;
— отсрочка реакции от 8 до 16 часов;
— время растворения фильтрационной корки не менее 24, но не более 48 часов.

ПРАВИЛЬНЫЙ ВЫБОР ФЕРМЕНТОВ И КОМПЛЕКСОНА
В бурении горизонтальных скважин применяют промывочные жидкости, содержащие обычно ксантановую камедь и крахмальные реагенты. Поэтому с наибольшей перспективой для разрушения подобных полимеров применяют ɑ-амилазы. Данная группа ферментов относится к гидролазам и катализирует гидролиз 1 — 4 гликозидных связей полисахаридов. Ввиду малых концентраций ксантановой камеди в буровых растворах первичного вскрытия и высокой скорости биодеструкции, в составах для разрушения фильтрационной корки применяют группы ɑ-амилаз, предназначенные для разрушения крахмальных реагентов.
Преимуществом ферментов является мягкое воздействие на фильтрационную корку в призабойной зоне и экологическая безопасность для окружающей природной среды, что делает их отличной альтернативой агрессивной кислотной обработке, особенно при высоких температурах забоя скважин [4, 5, 8 — 11].
Как в большинстве химических реакций, скорость гидролиза ɑ-амилазной крахмала или ксантана увеличивается с повышением температуры. Увеличение температуры реакции на 1 — 2 °С может повысить скорость реакции от 10 до 20 % [7]. Однако это осложняется жизнеспособностью фермента в условиях окружающей среды. Основные факторы, влияющие на активность фермента, — температура, кислотность среды, минерализация и содержание солей поливалентных металлов. Известно, что все ɑ-амилазы, независимо от их происхождения, коагулируют при температуре более 70 °С, активность ферментов снижается со временем воздействия температуры, коагуляция ферментов необратима [5, 12, 13].
Нами оценивались ферментные системы на основе ɑ-амилазы с термостабильными и термолабильными свойствами. Обнаружено, что большинство ферментов в условиях термодеструкции образуют потенциально опасный осадок для восстановления проницаемости пласта. Следует также учесть, что большинство ферментов, вырабатываемых природными организмами, жизнеспособны только в узком интервале температур и значений рН среды. На базе лаборатории ООО «НПК «Спецбурматериалы» был подобран активатор фермента, который существенно увеличивает температурный диапазон его работы. Термостатированию подвергались 2 %-ные водные растворы ферментов (24 часа при температуре 80 °С).
При дальнейших исследованиях наблюдалось полное отсутствие коагуляции при термостатировании фермента «Полипрон» в буферных системах при рН от 4,0 до 7,7.
При 80 °С фермент «Полипрон» не теряет свою гидролитическую активность и также расщепляет крахмал. Устойчивость фермента в широком диапазоне рН позволяет ему работать при корректировке скорости растворения мрамора, входящего в состав фильтрационной корки.

Большое значение в последнее время уделяется полилактатам, полигликолевым кислотам и эфирам органических кислот. В отечественной практике такие реагенты не используются, к тому же полилакты не производятся на территории РФ и являются дорогостоящими. Поэтому применение органических буферных систем является экономически выгодным и экологически безопасным.

Оптимальный расход ферментов составил от 0,2 до 0,5 % по объему готовой брейкерной смеси. Фермент «Полипрон» растворяет крахмал при одинаковых концентрациях в течение первых 24 часов эксперимента. Предпочтительнее использовать фермент «Полипрон», который выдерживает испытания температурного фактора и условий кислотности среды. С точки зрения практического применения фермент, используемый в составе «Полипрон», дешевле импортных аналогов генно-модифицированной термостабильной амилазы.
Часто в практике бурения применяют следующие комплексоны: этилендиаминтетрауксусную кислоту (ЭДТА), гидроксиэтилэтилендиаминтри уксусную кислоту (ГЭДТА), нитрилтриуксусную кислоту (НТА) и диэтилентриаминпентауксусную кислоту (ДТПА) [7, 14, 15]. Эти кислоты обладают низкой коррозионной активностью и эффективно растворяют карбонат кальция. Их основные недостатки — низкая растворимость в воде, они не являются термоустойчивыми в кислой среде, а также плохо подвергаются биоразложению и токсичны. Многими независимыми организациями такие кислоты, как НТА и ДТПА, признаны токсичными и имеют кислую реакцию среды менее 2 ед. рН. В литературе описываются системы с использованием «прекурсоров» органических кислот [6 — 9]. Кислоты ЭДТА, НТА, ДТПА интенсивно растворяют мрамор при рН˃ 4 — 5, без отсрочки времени реакции, а при рН выше 7 растворение мрамора замедляется вплоть до прекращения реакции на третьи сутки. Для брейкерных составов при температуре 20 °С активно используются комплексоны ТРИЛОНБ, SAAP и другие [8, 14, 17].
По результатам экспериментов при температуре 80°С в условиях нашей лаборатории комплексон не дает нужных результатов по скорости растворения карбонатов, реакция растворения мрамора идет интенсивно при концентрациях комплексона 7 — 9 %, а при его концентрации менее 6 % не происходит растворения корки в нужные сроки или реакция отсутствует. При таких термических условиях сложно контролировать процесс растворения мрамора, изменяя рН среды, так как процесс идет интенсивно уже при значении рН менее 7.
По результатам исследования большого количества комплексонов в условиях лаборатории ООО «НПК «Спецбурматериалы» была подобрана наиболее оптимальная композиция комплексонов нового поколения. Использование буфера позволило снизить процесс растворения мрамора при 80 °С в заданном интервале времени.
Большое значение в последнее время уделяется полилактатам, полигликолевым кислотам и эфирам органических кислот. В отечественной практике такие реагенты не используются, к тому же полилакты не производятся на территории РФ и являются дорогостоящими. Поэтому применение органических буферных систем является экономически выгодным и экологически безопасным.

ИСПЫТАНИЕ СОСТАВА НА ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКЕ
Метод основан на визуальном определении степени растворения фильтрационной корки бурового раствора после обработки брейкерным составом. Температура испытания составляет 80±2 °C. Испытание включает в себя последовательное насыщение керамического диска раствором KCl (75 г/л), формирование фильтрационной корки бурового раствора, выдерживание фильтрационной корки при 80±2 °C в брейкерном составе от 24 до 48 часов.
В бурении горизонтально-направленных скважин применяют промывочные жидкости на водной основе, содержащие ксантановую камедь и крахмальные реагенты, утяжеленные мрамором. Буровой раствор для формирования фильтрационной корки готовили по рецептуре, представленной в табл. 1. Для имитации загрязнения бурового раствора применяли глинопорошок марки ПБМВ в количестве 7 — 10 кг/м3.
Параметры бурового раствора без имитации загрязнения и с имитацией загрязнения представлены в табл. 2.

ФОРМИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ КОРКИ
Перед формированием фильтрационной корки перемешивают пробу бурового раствора в течение 10 мин на лопастной мешалке при 1000 об/мин. Для формирования использовали фильтр–пресс НТНР OFITE модели 171-01-С, керамические диски 2 дарси (№ 170 – 69). Фильтрационная корка формировалась при 80 °С и давлении 500 psi, в течение 30 мин.
Фильтрационная корка помещалась в герметичную емкость и оставлялась в сушильном шкафу при 80 °С (рис.). В первые сутки каждый час фильтрационная корка визуально проверялась на интенсивность выделения пузырьков углекислого газа. Через 24 часа корку вынимали из сушильного шкафа и проводили тест на наличие мрамора с 10 %-ной соляной кислотой и с 0,05 н раствором йода на наличие остатков крахмала.

Состав «Полипрон» обладает высокой термоустойчивостью, что позволяет применять его на большом количестве нефтегазовых месторождений Российской Федерации.

В ходе проведения эксперимента (табл. 3) определили, что введение буфера позволило снизить интенсивность процесса растворения мрамора путем смещения равновесия от скорости протекания в сторону продуктов реакции. В результате эксперимента была достигнута оптимальная скорость растворения фильтрационной корки и обеспечена отсрочка реакции.
Введение в систему глинопорошка замедляет растворение фильтрационной корки, так как глинистые частицы затрудняют (экранируют) доступ хелатного реагента к частичкам мрамора. Несмотря на небольшой остаток глинистой корки в конце термостатирования, реакция на карбонаты отсутствует. Добавление глинопорошка не влияет на скорость растворения амилозы.
Скорость растворения мрамора зависит от фракционного состава мрамора, срока эксплуатации буровой промывочной жидкости, температуры формирования и наличия глинистых частиц в фильтрационной корке. Качество используемого крахмала в большой степени влияет на эффективность работы энзима. Крахмал может содержать сложные цепи, которые энзим не способен эффективно разрушить. Поэтому окончательные концентрации компонентов уточняются по результатам лабораторной оценки эффективности разрушения корки конкретного бурового раствора, содержащего карбонат кальция и крахмал.

ВЫВОДЫ
Разработанный в лаборатории ООО «НПК «Спецбурматериалы» состав для разрушения фильтрационной корки буровых растворов на водной основе, под торговой маркой «Полипрон» ТУ 2458-049-97457491-2011 показал высокие результаты при проведении лабораторных исследований и способность реализации поставленных перед ним задач. Использование на этапе заканчивания скважины состава «Полипрон» позволяет отказаться от применения сильных кислот и окислителей.


все компоненты состава «Полипрон» производятся на территории Российской Федерации, что обеспечивает его доступность для отечественных недропользователей.

К основным преимуществам данного состава следует отнести следующие:
– оптимально сочетает в себе способность разрушения полимеров и карбонатов, входящих в состав фильтрационной корки;
– совместим с пластовыми флюидами, карбонатными и песчаными коллекторами;
– равномерное протекание реакции разрушения фильтрационной корки;
– время отсрочки реакции составило не менее восьми часов, полное разрушение — за 48 часов;
– состав «Полипрон» обладает высокой термоустойчивостью, что позволяет применять его на большом количестве нефтегазовых месторождений Российской Федерации;
– наличие в составе фильтрационной корки выбуренной породы не препятствует эффективному действию состава «Полипрон»;
– низкая коррозионная активность менее 0,12 мм/год;
– экологически безопасен;
– экономическая эффективность подтверждается минимизацией, в некоторых случаях полным отсутствием антикоррозионных добавок даже при высоких температурах;
– все компоненты состава «Полипрон» производятся на территории Российской Федерации, что обеспечивает его доступность для отечественных недропользователей.

Литература

1. Исследования кольматации внутрискважинных фильтров растворами первичного вскрытия и фильтрационной коркой // Нефть. Газ. Новации. 2018. № 3. С. 25–29.
2. Глущенко В.Н., Силин М.А. Кислотная обработка скважин. Т. 4. М.: Интерконтакт. Наука, 2010. 704 с.
3. Силин М.А. Промысловая химия: уч. пос. / Силин М.А., Магадова Л.А., Толстых Л.И., Давлетшина Л.Ф., Цыганков В.А. М.: Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2016. 350 с.
4. Alotaibi M.B., Nasr-El-Din H.A., Hill A.D., Al Moajil A.M. 2007. An Optimized Method to Remove Filter Cake Formed by Formate Based Drill-in Fluid in Extended Reach Wells. Paper SPE 109754 presented at Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia. 30 october-1 November.
5. Hanssen J.E., Jiang P., Pedersen H.H., Jorgensen J.F. 1999. New Enzyme Process for Downhole Cleanup of Reservoir Drilling Fluid Filtercake. Paper SPE 50709 presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas. 16–19 February.
6. Stanley F.O., Rae P. and Troncoso J.C. 1999. Single Step Enzyme Treatment Enhances Production Capacity on Horizontal Wells. Paper SPE/IADC 52818 presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands.
7. Ameneh Rostami.Thesis «Development of self-destructing filter cake» Submitted to the Office of Graduate Studies of Texas A&M University in partial fulfillment of the requirements for the degree of master of science, August 2010.
8. Al Moajil, A.M. SPE, H.A. Nasr-El-Din «Evaluation of In-Situ Generated Acids for Filter Cleanup-Cake»/ and A.D. Al-Aamri, Saudi Aramco, SPE 107537, 2007.
9. Marten Buijse, Peter de Boer, Brent Breukel, Monic Klos «Organic acids in Carbonate Acidizing» SPE 82211, may 2003.
10. Ralph E. Harris SPE, Cleansorb Ltd., Ian D. McKay SPE, Cleansorb Ltd., Justin M. Mbala, Chevron Oil Congo. Ltd. «Stimulation of a Producing Horizontal Well Using Enzymes that Generate Acid In-Situ -Case History» SPE 68911, 2001.
11 Syed Ali, ChevronTexaco, Atikah bte Ahmad, Phil Rae and Todd Gilmore, BJ Services «An Improved, One-Step Cleanup System for Removing Mud Damage in Horizontal Wells» SPE 86495, 2004.
12. Варфоломеев С.Д. Химическая энзимология: учебник. M.: Издательский центр «Академия», 2005. 480 с.
13. Бирюков В.В. Основы промышленной биотехнологии: уч. пос. М.: «КолосС», 2004. 295 с.
14. Гусева Д.М., Кравцов С.А., Темник С.В. Исследование влияние биополимерного раствора на проницаемость кернов продуктивных пластов и оценка эффективности брейкерных систем // Труды РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. 2017. № 3 (288). С. 58–62.
15. Шлегель Г. Общая микробиология: пер. с нем. M.: Мир. 1987. 567 с.
16. Тюкавкина Н.А., Зурабян С.Э., Бауков Ю.И. Биоорганическая химия. М.: Издательство «ГЭОТАР-Медиа». 2017. 530 с.
17. Борхович С.Ю., Казанкин Д.С. Применение синергических комбинаций комплексонов в нефтегазовой отрасли // Нефть. Газ. Новации. 2014. № 10. С. 34–35.
18. Бейли Дж.Э., Оллис Д.Ф. Основы биохимической инженерии в 2–х частях. М.: Мир. 1989.

References

1. Issledovaniya kol'matatsii vnutriskvazhinnykh fil'trov rastvorami pervichnogo vskrytiya i fil'tratsionnoy korkoy [Research of Downhole Filter Clogging with Drill-In Fluids and a Filter Cake]. Neft'. Gaz. Novatsii [Oil. Gas. Innovations], 2018, no. 3, pр. 25–29. (In Russian).
2. Glushchenko V.N., Silin M.A. Kislotnaya obrabotka skvazhin [Acid Treatment of Wells], vol. 4. Moscow, Interkontakt. Nauka [Intercontact. Science] Publ., 2010, 704 p. (In Russian).
3. Silin M.A., Magadova L.A., Tolstykh L.I., Davletshina L.F., Tsygankov V.A. Promyslovaya khimiya: uchebnoye posobiye [Upstream Chemistry]. Moscow, Rossiyskiy gosudarstvennyy universitet nefti i gaza (NIU) imeni I.M. Gubkina [Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University], 2016,
350 p. (In Russian).
4. Alotaibi, M.B., Nasr-El-Din, H.A., Hill, A.D., Al Moajil, A.M. 2007. An Optimized Method to Remove Filter Cake Formed by Formate Based Drill-in Fluid in Extended Reach Wells. Paper SPE 109754 presented at Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia. 30 october-1 November.
5. Hanssen, J.E., Jiang, P., Pedersen, H.H., Jorgensen J.F. 1999. New Enzyme Process for Downhole Cleanup of Reservoir Drilling Fluid Filtercake. Paper SPE 50709 presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, Houston, Texas. 16-19 February.
6. Stanley, F.O., Rae, P., and Troncoso, J.C. 1999. Single Step Enzyme Treatment Enhances Production Capacity on Horizontal Wells. Paper SPE/IADC 52818 presented at the SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, The Netherlands.
7. Ameneh Rostami /Thesis «Development of self-destructing filter cake» Submitted to the Office of Graduate Studies of Texas A&M University in partial fulfillment of the requirements for the degree
of master of science, August 2010.
8. Al Moajil, A.M. SPE, H.A. Nasr-El-Din «Evaluation of In-Situ Generated Acids for Filter Cleanup-Cake»/ and A.D. Al-Aamri, Saudi Aramco, SPE 107537, 2007.
9. Marten Buijse, Peter de Boer, Brent Breukel, Monic Klos «Organic acids in Carbonate Acidizing» SPE 82211, may 2003.
10. Ralph E. Harris SPE, Cleansorb Ltd., Ian D. McKay SPE, Cleansorb Ltd., Justin M. Mbala, Chevron Oil Congo. Ltd. «Stimulation of a Producing Horizontal Well Using Enzymes that Generate Acid In-Situ -Case History» SPE 68911, 2001.
11. Syed Ali, ChevronTexaco, Atikah bte Ahmad, Phil Rae and Todd Gilmore, BJ Services «An Improved, One-Step Cleanup System for Removing Mud Damage in Horizontal Wells» SPE 86495, 2004.
12. Varfolomeyev S.D. Khimicheskaya enzimologiya: uchebnik [Chemical Enzymology: textbook]. Moscow, Izdatel'skiy tsentr «Akademiya» [Academia Publishing House] Publ., 2005, 480 p. (In Russian).
13. Biryukov V.V. Osnovy promyshlennoy biotekhnologii: uchebnoye posobiye [Basics of Industrial Biotechnology: study guide]. Moscow: ColosS Publ. 2004. 295 p. (In Russian).
14. Guseva D.M., Kravtsov S.A., Temnik S.V. Issledovaniye vliyaniye biopolimernogo rastvora na pronitsayemost' kernov produktivnykh plastov i otsenka effektivnosti breykernykh system [Investigation of Influence of Biopolymer Solutions on the Permeability of Producing Formation Cores and Assessment of Breaker System Efficiency]. Trudy RGU Nefti i gaza (NIU) imeni I.M. Gubkina [Papers of Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)], 2017, no. 3 (288), рр. 58–62. (In Russian).
15. Shlegel' G. Obshchaya mikrobiologiya: per. s nem [General Microbiology: transl. from German]. Moscow, Mir Publ., 1987, 567 p.
16. Tyukavkina N.A., Zurabyan S.E., Baukov Yu.I. Bioorganicheskaya khimiya [Bioorganic Chemistry]. Moscow, GEOTAR-Media Publ., 2017, 530 p. (In Russian).
17. Borkhovich S.YU., Kazankin D.S. Primeneniye sinergicheskikh kombinatsiy kompleksonov v neftegazovoy otrasli [Use of Synergistic Combinations of Complexons in the Oil and Gas Industry]. Neft'. Gaz. Novatsii [Oil. Gas. Innovations], 2014, no. 10,
рр. 34–35. (In Russian).
18. Beyli Dzh.E., Ollis D.F. Osnovy biokhimicheskoy inzhenerii
v 2–kh chastyakh [Fundamentals of Biochemical Engineering,
2 Parts]. Moscow, Mir Publ., 1989.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Курдюков А.В.

    исполняющий обязанности директора лаборатории

    ООО «НПК» Спецбурматериалы»

    Ноздря В.И.

    Ноздря В.И.

    к.г.-м.н., генеральный директор

    ЗАО «НПК «Спецбурматериалы»

    Царьков А.Ю.

    начальник отдела метрологии, стандартизации, технического регулирования и качества

    ООО «Сервисный Центр СБМ»

    Легута М.П.

    менеджер отдела технологий и инжиниринга заканчивания скважин

    ООО «РН — Центр экспертной поддержки и технического развития»

    Сорокин С.А.

    заведующий лабораторией аналитических и технологических исследований при строительстве скважин

    ООО «СамараНИПИнефть»

    Просмотров статьи: 445

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru