Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Ускорение технического прогресса и экономики Российской Федерации в значительной степени зависит от темпов развития газовой промышленности, являющейся одной из ключевых отраслей топливно-энергетического комплекса страны. Согласно прогнозу, к 2010 г. годовой объем добычи газа в минимальном варианте может составить 780 млрд. м³, а доля газа в топливно-энергетическом балансе страны - около 60%.

Обеспечение роста добычи газа зависит как от сокращения сроков разведки и освоения новых месторождений, так и от более полного использования эксплуатационного фонда скважин месторождений, находящихся в разработке.

Вовлечение в разработку новых месторождений, в том числе со специфическими условиями заканчивания скважин: АВПД, наличие в газе сероводорода (таких в РФ открыто 162), - где цементирование скважин сопровождается осложнениями, требует разработки новых тампонажных материалов и растворов с соответствующими этим условиям свойствами.

Очевиден тот факт, что обеспечение надежного изоляционного комплекса скважин с наличием в продукции сероводорода представляет определенные трудности из-за его чрезвычайно агрессивного влияния как на состояние цементного камня, так и контактирующего с последним металла обсадных труб, с поверхностью которых газ взаимодействует из-за некачественного цементирования или проникновения в результате капиллярно-пористой структуры цементного кольца.

Ассортимент коррозионно-стойких в сероводородных средах цементов и тампонажных растворов невелик, исчерпывается несколькими видами. При этом повышение сероводородостойкости цементного камня путем введения кольматирующих добавок и снижения за счет этого его проницаемости не решает проблемы качественного крепления скважин с обеспечением длительного периода их эксплуатации, поскольку с течением времени цементный камень при действии сероводорода разрушается, и особенно быстро при таком его высоком содержании в газе, как на Астраханском ГКМ (до 25 об.%). В связи с этим актуален вопрос разработки тампонажных материалов с новым химико-минералогическим составом, при твердении которых образуется цементный камень с высокой стойкостью к воздействию агрессивных сероводородных сред.

Применение коррозионно-стойких тампонажных материалов при цементировании скважин в условиях сероводородной агрессии является лишь частью решения проблемы повышения надежности крепи, так как коррозионно-стойкий цементный камень, представленный низкоосновными минералами и имеющий пониженное значение рН поровой жидкости, не обеспечивает устойчивого состояния металлоконструкций при действии сероводорода. Поэтому особую актуальность представляет комплексное решение задачи: получение цементного кольца повышенной коррозионной стойкости и одновременное обеспечение эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии.

В связи с отсутствием методов коррозионных испытаний цементного камня в сероводородных средах с учетом термобарических условий скважин для объективной оценки коррозионной стойкости цементного кольца в реальных скважинах актуальным является вопрос разработки устройств и способов для проведения таких исследований.

Нерешенной остается задача качественного разобщения пластов при строительстве газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ, наиболее распространенным осложнением которого являются заколонные флюидопроявления. Практика показывает, что одной из основных причин этого является применение тампонажных растворов, технологические свойства которых требуют совершенствования. Поэтому модифицирование тампонажных растворов физико-химическими методами, например, обработкой комплексными реагентами с целью придания меньшей водопотребности, получения седиментационно-устойчивых тиксотропных систем с антифильтрационными свойствами, является малозатратным и перспективным направлением.

Учитывая, что важное место в выполнении программы обеспечения роста добычи газа занимают работы по повышению эффективности разработки истощенных месторождений, направленные на максимальное извлечение углеводородного сырья из недр и соответственное увеличение конечного коэффициента газоконденсатоотдачи месторождений, чрезвычайно актуальной является задача повышения качества ремонтных работ газовых и газоконденсатных скважин. Так как большинство месторождений находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся АНПД и обводнением скважин, целесообразным в направлении повышения качества ремонтно-восстановительных работ (РВР) таких скважин является применение технологических жидкостей, в том числе жидкостей глушения, минимально воздействующих на продуктивный пласт и способствующих сохранению его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Поскольку предлагаемая диссертационная работа посвящена решению вышеназванных проблем, ее тема является актуальной и перспективной, а разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных условиях имеет важное народнохозяйственное значение.

Целью работы является повышение качества заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях путем применения тампонажных материалов и технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличение производительности скважин.

В соответствии с поставленной целью необходимо решение следующих основных задач:

1. Изучение влияния технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов.

2. Изучение влияния сероводорода на крепь скважины.

3. Разработка методов коррозионных испытаний.

4. Исследования сероводородостойкости тампонажных цементов.

5. Разработка коррозионно-стойких тампонажных материалов и ингибированных цементных растворов для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии.

6. Разработка комплексных реагентов и тиксотропных тампонажных растворов для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

7. Разработка блокирующих жидкостей с наполнителями для глушения скважин в условиях АНПД.

Методы исследований основаны на анализе и обобщении имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемым проблемам и на результатах собственных экспериментальных, стендовых, промысловых и аналитических исследований с использованием современных приборов и оборудования, в том числе и специально созданного, а также математических методов и моделирования на ЭВМ.

Научная новизна диссертации заключается в том, что на основании обобщения результатов теоретических и экспериментальных исследований разработаны научно обоснованные технические решения, позволяющие достигнуть значительного прогресса в направлении повышения качества заканчивания и ремонта газовых (газоконденсатных) скважин и увеличения их производительности в процессе эксплуатации.

1. Экспериментально подтверждено, что впервые разработанные устройства и методы коррозионных испытаний цементного камня (А.с. СССР 747281, 813201) обеспечивают возможность оценки его активности к взаимодействию с сероводородом и проведение исследований в условиях, близких к скважинным по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды.

2. Физико-химическими методами исследований установлено, что коррозионная стойкость к сероводороду тампонажных материалов на основе никелевого шлака и циклонной пыли-уноса (А.с. СССР 814919, 1187405, 1258031, 1453969, 1595058) обусловлена образованием при их твердении термодинамически устойчивых в кислых средах низкоосновных гидратных минералов.

3. Теоретически обоснована и экспериментально установлена обусловленная химической совместимостью со щелочной средой тампонажных растворов эффективность применения ингибиторов на основе морфолина (А.с. СССР 1347539, 1496356, 1595057) для повышения сероводородостойкости цементного камня и одновременной защиты поверхности обсадных колонн от сероводородной коррозии.

4. Теоретически обосновано и экспериментально подтверждено, что ингибированные тампонажные растворы, включающие вяжущее, ингибитор коррозии и технологические добавки, способствуют созданию надежной крепи скважин в условиях сероводородной агрессии за счет модифицирующего цементные суспензии комплекса ингредиентов с повышением сероводородостойкости цементного кольца и одновременной защиты металла обсадных колонн от коррозии (А.с. СССР 1160773, 1403695, 1466310, 1556160, 1114008, 1193960, 1275887, 1452063, 1469779, 1485625, 1533259).

5. Экспериментально установлено, что модифицирование тампонажных растворов комплексными реагентами (А.с. СССР 1773093, 1839039, 1839040, пат. РФ 2013524, 2033519), сочетающими в себе свойства пластификаторов, понизителей фильтрации и стабилизаторов дисперсных систем, позволит повысить качество заканчивания и ремонта скважин и предотвратить ухудшение ФЕС продуктивных пластов.

6. Экспериментально установлено и практически подтверждено, что тиксотропные тампонажные растворы с антифильтрационными свойствами (пат. РФ 2035585) и способ изоляции притока подошвенных пластовых вод в скважинах с АНПД (пат. РФ 2121569) обеспечивают сохранение естественной проницаемости коллекторов в результате предварительной закачки блокирующего агента перед изоляционной композицией.

7. Теоретически обоснована и экспериментально установлена эффективность совместного применения биополимера Ритизан (шт. Acinetobacter Sp.) с КССБ и полисахаридного комплекса Сараксан-Т (шт. Xanthomonas campestris) - КМК-БУР2 и ПАВ как стабилизаторов биополимерных систем с пониженной плотностью, обусловливающих повышение их блокирующих свойств.

8. Экспериментально определено, что биополимерные жидкости для заканчивания и ремонта скважин на основе полисахаридного комплекса Сараксан-Т - КМК-БУР2 (заявки №2007129739/03 и 2007129740/03 с решением ФГУ ФИПС о выдаче патентов от 04.09.08 г. и 06.10.08 г.) способствуют повышению эффективности проводимых работ с сохранением коллекторских свойств пласта в результате синергетического эффекта их совместного применения, обусловливающего снижение проникновения в призабойную зону за счет улучшения антифильтрационных свойств и структурно-реологических показателей с усилением псевдопластичости.

9. На основании результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований определено, что стабилизация технологических свойств разработанных блокирующих жидкостей (пат. РФ 2152973, 2205943, 2606720, 2245441, 2266394) обусловлена толерантностью их ингредиентов к модифицированным полимерной и щелочной добавками наполнителям растительного происхождения (пат. РФ 2330055), а применение этих блокирующих систем при глушении скважин способствует повышению качества РВР в условиях АНПД с восстановлением дебитов скважин на уровне доремонтных значений за счет совокупности свойств жидкости-носителя и наполнителя, образующих прочный закупоривающий экран с армирующим каркасом, выдерживающий повышенные репрессии и легко удаляемый из пласта при минимальных депрессиях.

Основные защищаемые положения:

1. Методы коррозионных испытаний цементного камня.

2. Результаты исследований коррозионной стойкости цементного камня из различных вяжущих в термобарических условиях скважин.

3. Коррозионно-стойкие тампонажные материалы и ингибированные тампонажные растворы для условий сероводородной агрессии.

4. Комплексные реагенты и тиксотропные тампонажные растворы для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.

5. Блокирующие жидкости с наполнителями для глушения скважин с АНПД.

Практическая значимость работы определяется соответствием направлений исследований составляющих ее частей содержанию научно-технических программ, в т.ч. отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области заканчивания, капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин месторождений и ПХГ.

На основании обобщений проведенных автором теоретических, лабораторных и промысловых исследований разработано 15 руководящих документов (инструкций, рекомендаций, регламентов, стандартов организации) регионального (Восточная Туркмения и др.) и утвержденных ОАО «Газпром» общеотраслевого значения для применения при заканчивании и капитальном ремонте скважин на различных месторождениях и ПХГ.

Результаты проведенных соискателем исследований и разработки, выполненные по теме диссертации, внедрены при строительстве сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ, месторождений Саман-Тепе и Советабад в Восточной Туркмении, использованы при цементировании эксплуатационных колонн Северо-Ставропольского ПХГ, а также при капитальном и текущем ремонтах газовых скважин на месторождениях и ПХГ в условиях АНПД: в ООО «Уренгойгазпром», «Тюментрансгаз», «Ноябрьскгаздобыча», «Ямбурггаздобыча», «Надымгазпром», «Кавказтрансгаз», «Газпром ПХГ».

Разработанные с участием диссертанта методы коррозионных испытаний цементного камня обеспечили проведение исследований при разработке тампонажных цементов организациями-соисполнителями задания ГКНТ и Госплана б. СССР ОЦ.005.11.01 «Создать и освоить в производстве коррозионно-стойкий тампонажный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии», в выполнении которого участвовали: б. СевКавНИИгаз, ВНИИгаз, ВНИИКрнефть, Волго-УралНИПИгаз и ВолгоградНИПИнефть с координирующей ролью СевКавНИИгаза.

Разработка «Способ коррозионных испытаний цементного камня в условиях, имитирующих условия реальных скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода» экспонировалась в павильоне «Газовая промышленность» Всероссийского выставочного центра и удостоена серебряной медали.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Международных, Всероссийских и региональных совещаниях, конференциях и симпозиумах: науч.-практ. конф. «Проблемы и перспективы развития сверхглубокого бурения», Грозный, 1982; ХVII Всесоюзном симпозиуме «Реология бетонных смесей и ее технологические задачи», Юрмала, 1982; П зональной науч.-техн. конф. по проблемам нефтяной и газовой промышленности Северного Кавказа, Ставрополь, 1983; Всесоюзной конф.-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине», пос. Дивноморский Краснодарского кр., 1984; на Ш науч.-практ. конф. «Повышение эффективности научно-исследовательских работ в решении задач газодобывающей отрасли ТССР», Ашхабад, 1984; VI Республ. конф. по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов, ИКХХВ АН УССР, Киев, 1985; VI науч.-практ. конф. «Оптимальные методы разработки сероводородсодержащих месторождений газа», Ашхабад, 1986; IV конф.-дискуссии «Формирование и работа тампонажного камня в скважине», Краснодар, 1987; VIII науч.-практ. конф. «Совершенствование технологии бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях Восточной Туркмении», Ашхабад, 1988; XXVI науч.-техн. конф. СтГТУ, Ставрополь, 1996; I Рег. науч.-техн. конф. «ВУЗовская наука - Северо-Кавказскому региону», СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межрег. науч.-техн. конф. по проблемам газовой промышленности России, СтГТУ, Ставрополь, 1997; Межд. науч.-практ. конф. «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ», Кисловодск, 2003; Межд. науч.-практ. конф. «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин», Кисловодск, 2004; ХIII науч.-практ. конф. МУС «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», ТюменНИИгипрогаз, Тюмень, 2004; Межд. науч.-практ. конф. «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти», Кисловодск, 2005-2008.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 160 печатных работ, в том числе авторских свидетельств на изобретения и патентов РФ - 46.

Объем работы. Диссертация изложена на 329 страницах машинописного текста, включает 62 таблицы и 49 рисунков. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованных источников из 213 наименований и приложения.

Автор выражает глубокую признательность своему научному консультанту доктору технических наук, профессору Р.А. Гасумову, заслуженному деятелю науки РФ, доктору технических наук, профессору К.М. Тагирову, докторам технических наук Р.Е. Шестериковой и Н.Г. Федоровой, доктору физико-математи-ческих наук В.А. Толпаеву, научным сотрудникам И.А. Винниченко и В.В. Палиеву за советы и консультации, благодарность за помощь в проведении экспериментальных исследований и опытно-промышленных испытаний разработок - кандидатам технических наук Ю.И. Петракову, В.Г. Мосиенко, Н.М. Дубову, директору научного центра эксплуатации и ремонта скважин СевКавНИПИгаза М.Н. Пономаренко и его сотрудникам, кандидату сельскохозяйственных наук Н.Н. Чурсину (ООО «Экипаж») за своевременный и качественный выпуск опытных партий наполнителя АПТОН-РС.

Соискатель благодарит сотрудников предприятий ОАО «Газпром», оказавших содействие в проведении опытно-промышленных испытаний и внедрении разработок в производство.

Содержание работы

скважина крепь реагент тампонажный

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель, задачи и методы исследований, обозначены научная новизна и практическая реализация работы, дана ее общая характеристика.

В первой главе проведен анализ влияния технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин на коллекторские свойства продуктивных пластов, сохранение естественной проницаемости которых является одним из основных факторов повышения качества выполняемых работ и увеличения производительности скважин.

Известно, что пористые среды различных типов обладают определенными фильтрационными свойствами. Поэтому на всех стадиях строительства, эксплуатации и ремонта скважин происходит проникновение технологических жидкостей и материалов в поровое пространство продуктивных пластов, приводящее к существенному снижению продуктивности скважин.

В многочисленных работах отечественных и зарубежных ученых: В.Т. Алекперова, В.А. Амияна, М.О. Ашрафьяна, В.П. Белова, А.И. Булатова, А.А. Вольтерса, Дж.Р. Грея, Р.А. Гасумова, Ф.А. Гусейнова, Г.С.Г. Дарли, С.В Зарипова, У.Т. Корли, В.И. Нифантова, А.Х. Мирзаджанзаде, А.А. Мовсумова, Г.Т. Овнатанова, Дж.Г. Паттона, Г.С. Попа, В.Ф. Роджерса, С.А. Рябоконя, А.К. Степанянца, К.М. Тагирова, Н.М. Шерстнева и др. при воздействии рабочих жидкостей на продуктивные пласты в процессе заканчивания и ремонта скважин указываются следующие факторы снижения проницаемости:

кольматация пор пласта частицами твердой фазы рабочей жидкости;

блокирование призабойной зоны пласта (ПЗП) фильтратом рабочей жидкости;

набухание глинистого материала пласта в результате взаимодействия с фильтратом;

образование нерастворимых осадков в призабойной зоне в результате контакта фильтрата с пластовыми флюидами;

образование эмульсий и пен в зоне взаимодействия рабочей жидкости с пористой средой пласта.

В технической литературе (Г.С. Поп) указаны причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП, которые, в зависимости от природы влияния на ФЕС продуктивных пластов, с определенной долей условности могут быть сгруппированы следующим образом: механические загрязнения; физико-литологические; физико-химические; термохимические. Наиболее сложной является группа физико-химических факторов, обусловленная процессами адсорбции, хемосорбции, адгезии, коагуляции, флокуляции и др., происходящими при воздействии на поровую среду ПЗП ингредиентов технологических жидкостей, пластовых флюидов и продуктов их взаимодействия.

В работе рассматривается влияние свойств буровых и тампонажных растворов на качество разобщения пластов и их естественную проницаемость.

Успешное производство цементировочных работ во многом зависит от состояния стенки скважины и свойств промывочной жидкости. Кавернозность ствола, формирование толстых и рыхлых глинистых корок, высокие значения структурно-механических и фильтрационных показателей бурового раствора приводят к оставлению в затрубном пространстве каналов и участков, не заполненных тампонажным материалом, что влечет за собой негерметичность разобщения пластов и может вызвать различного рода осложнения, в частности, перетоки пластовых флюидов и газонефтепроявления.

Показано, что в целях предотвращения осложнений применяемые промывочные жидкости и тампонажные растворы должны обладать рядом специфических свойств, а максимального сохранения естественной проницаемости прискважинной зоны пласта при заканчивании скважин можно достичь путем применения модифицированных буровых и тампонажных растворов и совершенствования ряда технологических мероприятий, предотвращающих попадание в пласт не только их фильтратов, но и самих дисперсных систем (снижение статических и гидродинамических репрессий на пласт, сокращение времени воздействия бурового раствора на пласт, изменение конструкции низа обсадных колонн и т.д.). Этому способствует также применение технологии крепления скважин при вскрытии продуктивных пластов с предварительным их блокированием специальными жидкостями (К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов).

Сохранение естественных ФЕС коллекторов и повышение производительности скважин в процессе капитального ремонта - основные задачи интенсификации добычи газа. В связи с этим от применяемых блокирующих жидкостей при глушении скважин в значительной степени зависит решение этих задач.

Анализом факторов, влияющих на качество заканчивания скважин и проведения в них ремонтных работ, установлено, что с целью сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, помимо разработки дополнительных технологических мероприятий, целесообразным является совершенствование применяемых дисперсных систем путем улучшения их антифильтрационных и структурно-реологических свойств. Перспективным направлением в этом отношении является применение биополимеров, по фильтрационным, структурно-реологическим характеристикам с присущими им псевдопластическими свойствами минимально воздействующими на продуктивный пласт.

Анализ технической литературы показывает, что биополимеры широко применяются при бурении скважин, а их использование для ремонтных работ носит ограниченный характер. На основе опыта глушения скважин биополимерными жидкостями (ООО «ВНИИгаз» - Северо-Ставропольское ПХГ, ОАО «СевКавНИПИгаз» - Комсомольское ГМ, Медвежье ГКМ в Западной Сибири) автором обоснована перспективность применения многокомпонентных биополимерных систем в качестве жидкостей глушения. Их стоимость выше, чем обычных технологических жидкостей, содержащих синтетические полимеры. Однако в силу указанных преимуществ биополимерные системы являются эффективными, и в определенных условиях им нет альтернативы.

Не менее важным фактором повышения качества заканчивания скважин, помимо сохранения коллекторских свойств пласта, является обеспечение надежности крепи скважин, в продукции которых содержится сероводород, вызывающий коррозию цементного камня и обсадных труб.

Во второй главе рассмотрены вопросы разработки методов коррозионных испытаний и результаты исследований цементного камня из различных вяжущих в сероводородсодержащих агрессивных средах.

Большой вклад в изучение физико-химических и механических свойств вяжущих при действии агрессивных сред внесли ученые: С.Н. Алексеев, Ф.А. Агзамов, В.И. Бабушкин, П.П. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Бутт, А.В. Волженский, В.С. Горшков, В.С. Данюшевский, В.Ф. Журавлев, В.А. Кинд, В.М. Кравцов, А.М. Кузнецов, Н.А. Мариампольский, В.М. Москвин, О.П. Мчедлов-Петросян, М.Р. Мавлютов, Д.Ф. Новохатский, С.Д. Окороков, А.А. Пащенко, А.Ф. Полак, В.Б Ратинов, П.А. Ребиндер, Л.И. Рябова, Ш.М. Рахимбаев, Б.Г. Скрамтаев, М.М. Сычев, В.В. Стольников, А.П. Тарнавский, Н.А. Торопов, В.В. Тимашов, С.В. Шестоперов, В.Н. Юнг и др., а также ряд зарубежных исследователей.

В.С. Данюшевским, В.М. Кравцовым, Д.Ф. Новохатским и др., занимающимися изучением процессов коррозии тампонажных цементов, показано, что для таких агрессивных компонентов, как сероводород, разработка химически стойких вяжущих представляет большие трудности.

Пониженное значение рН поровой жидкости коррозионно-стойкого в кислых средах цементного камня уменьшает его защитные свойства. К поверхности колонны сероводород проникает за счет диффузии через цементное кольцо, имеющее капиллярно-пористую структуру. Коррозия поверхности обсадных труб приводит к уменьшению толщины стенки колонны и ее смятию пластовым давлением.

На основании изученных работ были сделаны выводы о том, что применение традиционных тампонажных материалов, в том числе и коррозионно-стойких цементов, не позволяет в полной мере решить задачу длительной безаварийной эксплуатации скважин, содержащих сероводород. Одним из рациональных путей повышения надежности крепи в агрессивных условиях является использование тампонажных составов, содержащих ингибитор коррозии. При цементировании такими тампонажными растворами на поверхности обсадных труб образуется адсорбционная защитная пленка, предохраняемая от механических повреждений сформировавшимся цементным камнем повышенной коррозионной стойкости.

Таким образом, введение ингибитора в тампонажный раствор обеспечивает получение коррозионно-стойкого цементного кольца и защиту контактирующего с ним металла обсадных труб от сероводородной коррозии.

Отсутствие стандартных методов исследований коррозионной стойкости цементного камня в сероводородных средах вызвало необходимость их разработки.

Разработанный с участием автора под руководством канд. техн. наук Ю.И. Петракова экспресс-метод коррозионных испытаний при температурах 20 - 75°С позволяет в течение 7 сут на основе данных химического анализа цементного камня дать оценку реакционной способности (активности) материала к взаимодействию с агрессивной средой и определить возможность применения исследуемого цемента для разобщения сероводородсодержащих пластов.

Процесс диффузии газа в поровое пространство с образованием продуктов коррозии: сульфатной (С_SO3) и сульфидной (C_S) серы подчиняется экспоненциальной зависимости (рис. 2).



Содержание продуктов коррозии по глубине образца цементного камня

Математической обработкой результатов химического анализа цементного камня исследуемых образцов получены уравнения

= ·е^-al,(1)

= ·е^-вl,(2)

где и - коэффициенты, характеризующие активность цементного камня к сероводороду с образованием соответственно сульфатов и сульфидов в первом от струи сероводорода слое цементного камня; а и в-эмпирические коэффициенты; l - расстояние от торца образца до середины анализируемого слоя.

Для оценки стойкости цементного камня к воздействию сероводорода нами также разработана методика и изготовлена установка для проведения коррозионных испытаний при высоких температурах, давлениях и концентрациях агрессивной среды. Основные элементы установки включают автоклав, блоки задания и регулирования температуры и давления и гидропневматический компенсатор давления (рис. 3).

Так как установка предназначается для работы в автоматическом режиме длительное время (до 6 мес.), то предусмотрен ряд блокирующих устройств.

Для получения агрессивной среды требуемой концентрации химреагенты (сульфид натрия и синтетическая винная кислота) в стехиометрическом количестве помещаются в камеру в запарафиненных ампулах. Расплавляясь при повышении температуры, парафин не препятствует реакции образования сероводорода, который, находясь под высоким давлением, полностью растворяется в воде.



А - автоклав; Б - система задания и регулирования температуры; В-компенсатор давления; 1 - камера; 2, 3, 4 - элементы системы задания давления; 5 - стакан; 6 - ртутный затвор; 7 - нейтрализатор сероводорода; 8 - манометр; 9 - электронагревательный элемент.

Схема установки для коррозионных испытаний

Тампонажные материалы являются средством защиты металла обсадных колонн от коррозионного воздействия пластовых флюидов, в постоянном контакте с которыми находится цементное кольцо.

Оценка защитных свойств тампонажного раствора и цементного камня из этого раствора по отношению к металлу производилась по скорости коррозии стали трубного сортамента группы прочности С-75 в вытяжке из цементной суспензии в условиях насыщения последней сероводородом. Для этого использовалась разработанная нами коррозиометрическая установка, принцип действия которой основан на поляризационном методе. Поляризационный способ замера скорости коррозии в сероводородной среде применялся также для сравнительной оценки защитного действия исследуемых растворов с ингибирующими добавками.

Для исследований использовали аминосодержащие ингибиторы сероводородной коррозии: катапин, АНП-2, уротропин, Dodigen и Dodilube (Германия), ВФПМ (высококипящие фракции производства морфолина), а также формальдегид, являющийся сильным бактерицидным средством, подавляющим жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), редуцирующих сероводород.

В целях решения комплексной проблемы повышения надежности крепи скважин (получения коррозионностойкого цементного кольца и защиты обсадных труб), выбор ингибитора производился с учетом ряда требований:

- высокой степени защиты металла в цементном камне при действии сероводородсодержащих агрессивных сред;

- хорошей адсорбции на поверхности гидратных новообразований цементного камня и получения защитной пленки, изолирующей их от влияния изменяющейся по составу поровой жидкости;

- сохранения защитных свойств в термобарических условиях скважин в течение длительного периода времени.

В работе приведены результаты исследований эффективности действия ингибиторов сероводородной коррозии в щелочной среде тампонажных растворов, на основании которых осуществлен выбор ингибитора ВФПМ c наибольшей степенью защиты металла от сероводородной коррозии (Z), равной 85%. Остальные ингибиторы показали Z менее 60%, кроме Dodilube с Z = 65%.

Исследованиями установлено, что для обеспечения высокой степени защиты металла в цементном камне тампонажный раствор должен содержать оптимальное количество ингибитора в жидкой фазе.

Ингибитор ВФПМ, являющийся водорастворимым полиэлектролитом на органической основе, характеризуется наличием полярных групп в макромолекулах, что обусловливает его адсорбцию на поверхности гидратных новообразований цементного камня с уменьшением концентрации в жидкой фазе. При этом ингибитора. Поэтому, чтобы обеспечить требуемую концентрацию ингибитора коррозии в поровой жидкости цементного камня, необходимо учитывать его адсорбцию на поверхности твердой фазы тампонажного раствора.

Величину адсорбции рассчитывали по содержанию ингибитора в жидкой фазе гидратирующихся цементов, для определения которого использовали фотоколориметрический метод анализа.

Результаты исследования ингибированных тампонажных растворов из цементов ПЦТ I-100, ШПЦС-120, ШПЦС-200, НКИ показали, что для получения необходимой концентрации ингибитора в поровой жидкости цементного камня () содержание ВФПМ в воде затворения () при приготовлении растворов следует определять в соответствии с расчетом

, (3)

где А и В-эмпирические коэффициенты; S - удельная поверхность цемента, м²/кг; - плотность ингибитора, кг/м³; К - водоцементное отношение, л/кг.

Эффективность защитного действия ингибитора в тампонажном растворе в значительной степени зависит от совместимости ингибитора ВФПМ с химическими реагентами, используемыми в качестве добавок согласно принятой технологии цементирования.

После проведения исследований широкого спектра реагентов, применяемых в буровой практике, установлено, что для регулирования сроков загустевания ингибированных тампонажных растворов следует применять реагенты: декстрин, СДБ, КМЦ и их комбинации с хромпиком, не ухудшающие эффективности ВФПМ.

В работе приведены результаты исследований активности цементного камня из различных вяжущих к взаимодействию с сероводородом (рис. 4), определены коэффициенты их коррозионной стойкости и влияние сероводородсодержащих агрессивных сред на фазовый состав продуктов твердения цементного камня.

Коэффициенты активности цементного камня из различных вяжущих

Низкая активность цементного камня к сероводороду является одним из необходимых условий при выборе тампонажных материалов для разобщения пластов. Установлено, что наибольшей активностью к сероводороду с образованием сульфатной серы обладают составы на основе ПЦТ I-100 и отхода содового производства ОП-3, а наименьшей - материалы на основе кислых шлаков никелевого

производства НП и НКИ, а также ШПЦС-200. Это объясняется тем, что первые представлены высокоосновными гидратными минералами и включают достаточно оксидов железа, способствующих появлению дополнительного количества сульфат-ионов и протеканию кроме кислотной (сероводородной) еще и сульфатной коррозии, которая за счет объемных изменений (образования эттрингита) в течение 6 мес. испытаний полностью разрушает цементный камень (рис. 5).



слева - после 6 мес. выдерживания в сероводородной среде;

справа - после 6 мес. выдерживания в водопроводной воде (контрольные)

Образцы портландцементного камня (ПЦТ I-100)

Вышеуказанные шлаковые цементы состоят из низкоосновных кристаллогидратов и содержат минимальное количество компонентов, участвующих в окислительно-восстановительных процессах.

Ингибированные ВФПМ тампонажные растворы имеют повышенный коэффициент коррозионной стойкости при испытаниях в условиях, имитирующих условия реальных скважин по температуре, давлению и концентрации агрессивной среды.

Это подтверждено также исследованиями фазового состава цементного камня после воздействия газовой агрессивной среды (t = 75 С, Р_H2S = 1 МПа), проведенными с помощью деривативной термографии, инфракрасной спектроскопии, рентгеноструктурного анализа и электронной микроскопии. На микрофотографиях (рис. 6) видно, что с течением времени в портландцементном камне происходит накопление продуктов коррозии в виде сульфидных и сульфатных соединений (игольчатые кристаллы эттрингита), а поверхность гидратных новообразований ингибированного камня покрыта пленкообразным веществом ВФПМ, предотвращающим их взаимодействие с поровой средой, насыщенной сероводородом.

Результаты исследований основных технологических свойств обработанных химреагентами ингибированных ВФПМ тампонажных растворов-камня из ШПЦС-120 и НКИ приведены в табл. 1. ВФПМ улучшает седиментационную устойчивость растворов, несколько снижает прочность цементного камня с одновременным уменьшением его проницаемости. Добавка буры снижает седиментационную устойчивость растворов и прочность цементного камня, поэтому не рекомендуется для практического применения.

Экспериментально установлено, что с целью повышения качества крепления скважин с повышенными температурами, получения коррозионно-стойкого цементного кольца и обеспечения эффективной защиты поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии цементирование следует производить тампонажными составами с реагентной обработкой, приведенной в табл.

Рекомендуемые тампонажные составы (содержание реагентов в% от массы вяжущего)

Вяжущее	ВФПМ, мас.%	Технологические добавки, мас.%	К6	Z, %
		Декстрин	Хромпик	КМЦ	СДБ
НКИ	0,9 - 1,1	0,30-0,70	-	-	-	0,95	81,5-82,0
НКИ	0,9 - 1,1	-	0,10-0,40	-	0,05-0,20	0,97	82,0-83,0
НКИ	0,9 - 1,1	-	0,05-0,10	0,10-0,20	-	0,96	80,0-81,8
НКИ	0,9 - 1,1	0,15-0,30	0,05-0,15	-	-	0,97	83,7-84,6
ШПЦС-200	0,6 - 0,8	-	0,10-0,50	-	0,05-0,25	0,96	83,0-83,8
ШПЦС-120	0,7 - 0,9	-	0,20-0,50	-	0,10-0,30	0,93	84,0-84,4
ШПЦС-120	0,7 - 0,9	0,20-0,60	-	-	-	0,90	81,7-82,5
ШПЦС-120	0,7 - 0,9	0,10-0,40	0,05-0,20	-	-	0,92	83,2-84,5
ШПЦС-120	0,7 - 0,9	-	0,05-0,15	0,10-0,25	-	0,92	80,4-82,0

Таким образом, по своим характеристикам, установленным экспериментальными исследованиями и опытно-промышленными испытаниями на скважинах Астраханского ГКМ и месторождений Восточной Туркмении, ингибированные тампонажные составы показали преимущества по сравнению с ранее используемыми: цементирование прошло без осложнений с образованием цементного кольца требуемого качества. По результатам АКЦ установлено наличие плотного контакта цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины практически по всему стволу, в то время как при использовании традиционной технологии плотный контакт отмечался лишь участками, составляющими 5 - 10% от глубины скважины.

По разработанным нами стандартам предприятия: «Цементирование 244,5-мм промежуточных колонн на скважинах Астраханского ГКМ» и «Цементирование 177,8-мм эксплуатационных колонн на скважинах Астраханского ГКМ» в 1983-1987 гг. с применением ингибированных ВФПМ тампонажных растворов зацементировано 38 скважин.

Третья глава посвящена разработке коррозионно-стойких тампонажных материалов, цементных растворов и ингибирующих добавок для применения в различных термобарических условиях воздействия агрессивных сероводородных сред.

Тампонажные материалы типа НКИ и НП. На основе кислых шлаков никелевого производства разработаны тампонажные материалы для применения при креплении сероводородсодержащих скважин с температурами от 90 до 250 С и содержанием в газе сероводорода до 25 об.%.

Для применения при температурах 90-160°С разработаны тампонажные цементы типа НКИ-и на основе никелевого шлака, ингибированные при помоле ВФПМ или смесью кубовых остатков производства морфолина и альдегида в объемном соотношении 3:1 - 1:3 в количестве 0,2-2,0% от массы цемента (табл. 3).

Исследованиями установлено, что цементный камень из НКИ-и характеризуется повышенными значениями коэффициентов коррозионной стойкости (0,99 - 1,00) и степени защиты металла (92-97%). Применение портландцементного клинкера и введение ингибиторов, представляющих собой смесь ПАВ, в процессе совместного помола компонентов при изготовлении цементов НКИ-и обусловливает их пониженную водопотребность (В/Ц = 0,35-0,40) ввиду пластифицирующего действия ингибиторов и, как следствие, повышение прочности в 1,2-1,4 раза по сравнению с базовым и снижение газопроницаемости образующегося камня в 2 раза. В сравнении с параметрами тампонажных растворов-камня из НКИ, ингибированного ВФПМ при затворении, пластифицированный ингибитором при помоле цемент НКИ имеет указанные преимущества, обусловленные повышенным коэффициентом размолоспособности сырьевых компонентов и формированием при твердении мелкокристаллической плотноупакованной структуры цементного камня.

Тампонажный материал НП-х для применения в интервале температур 160-250°С на основе никелевого шлака с добавками кварцевого песка, активизатора твердения и нейтрализатора сероводорода позволяет получить цементные растворы с регулируемым применяемыми в буровой практике реагентами временем загустевания. Цементный камень, представленный низкоосновными гидратными минералами с повышенной коррозионной стойкостью, в результате нейтрализующего сероводород действия бихромата калия с образованием кольматирующих поровое пространство продуктов реакций имеет низкую проницаемость.

Основные технологические свойства коррозионно-стойких тампонажных растворов-цементного камня

Ингредиентный состав, мас.%	Технологические свойства тампонажного раствора	Условия испытаний	Технологические свойства цементного камня
	В/Ц	Плотность, кг/м3	Растекаемость, см	Время загустевания, ч-мин	Т, С	Р, МПа	2 сут прочность при изгибе, МПа	Газопроницаемость, 10-3 мкм2	К6 (СН2S =30 г./л)	Z, %
Тампонажные материалы
ПЦКл (15-19,5) + Изв. (3-4) + ВФПМ (2-4) + NaOH (0,5-1) + НШ (ост.)	0,35-0,40	1922- 1960	19,0-21,0	1-40 - 3-15	120	60	6,2-6,7	0,03-0,05	0,96- 0,99	88-92
ПЦКл (8,5-19,5) + Изв. (3-5) + КИД** (0,3-2) + NaOH (0,5-1,5) + НШ (ост.)	0,35-0,40	1922- 1960	18,5-20,0	2-00 - 3-50	120	60	6,4-7,7	0,02-0,06	0,97- 1,00	90-97
НШ (63-71) + КП (24-33) + NaOH (4,88-3,5)) + K2Cr2O7 (0,12-0,5)	0,40-0,45	1790- 1870	18,0-21,0	1-10 - 4-30	160	80	6,1-8,5	0,06-0,18	0,96- 0,98	-
ПЦТ I-100 (30-60) + ЦПУ (40-70)	0,46-0,48	1850- 1870	19,0-20,0	2-50 - 3-30	100- 130	28-43	4,0-7,7	0,44-0,78	0,80- 0,84*	-
ПЦТ I-100 (40-70) + сидеритовая руда - FeCO3 (30-60)	0,35- 0,40	2060- 2140	18,5-19,0	2-30 - 4-15	75- 150	0,1-40	4,8-8,0	0,10-0,15	0,86- 0,92*	-
Ингибированные тампонажные растворы
ПЦТ I-100 (63,9-64,3) + ВФПМ (1,6-1,9) + Na2СО3 (1,9-2,2) + вода (ост.)	0,5	1820- 1830	20,0-21,0	2-30 - 3-30	100	30	8,4-8,9	0,22-0,27	0,86- 0,89	79-85
ПЦТ I-100 (67-69) + ВФПМ (1,7-2,1) + Na2СО3 (2-2,4) + зеленая патока (0,1-0,6) + КМnО4 (0,1-0,3) + вода (ост.)	0,38-0,43	1940- 2020	18,0-19,5	2-10 - 3-40	100	30	7,8-9,1	0,07-0,18	0,88- 0,92	82-88
Способы химической обработки (ингибирующие добавки в% от массы вяжущего)
Шлаковое вяжущее (100) + ПДК (3-4) + ВФПМ (0,5-2)	0,40-0,45	1770- 1930	18,0-21,0	1-45 - 3-15	90- 160	40-80	9,8-17,7	0,05-0,11	0,96 -1,00	88-92
Шлаковое вяжущее (100) + КИД (0,5-2,5): ННК, СДБ, ВФПМ, КОПМ	0,40-0,45	1790- 1940	19,0-20,0	2-05 - 4-00	90- 160	40-80	6,9-13,1	0,03-0,08	0,94 -1,00	90-98

Тампонажные материалы типа НКИ и НП предназначены для цементирования обсадных колонн и установки цементных мостов в скважинах с сероводородсодержащей продукцией. Эти цементы имеют повышенную сероводородостойкость, а их ингибирование обеспечивает защиту обсадных труб от коррозии. В целях повышения качества крепления сероводородсодержащих скважин могут применяться вместо цементов ШПЦС-120, ШПЦС-200 и их аналогов.

Тампонажный материал НКИ на основе кислого никелевого шлака-отхода Побужского никелевого завода Кировоградской обл. выпускался Днепродзержинским цементным заводом УССР. Шлаков, аналогичных никелевому, в России нет, и цемент НКИ в настоящее время в связи с осложнением внешнеэкономических отношений с Украиной не производится.

Тампонажный материал с ЦПУ. Разработан коррозионно-стойкий в сероводородных средах тампонажный материал с кремнеземистой добавкой, в качестве которой используется неутилизируемый отход - циклонная пыль-унос (ЦПУ) производства термоаргиллита с удельной поверхностью 210 -250 м²/кг.

В тампонажной смеси используют вяжущее на основе портландцемента или шлакопесчаных композиций в зависимости от температуры применения.

Автором совместно с сотрудниками б. филиала ВНИИгаза в Туркмении проведены исследования тампонажных смесей с ЦПУ: подбор регуляторов времени загустевания тампонажных растворов, оценка физико-механических свойств раствора-камня, определение его термо- и коррозионной стойкости, а также идентификация фазового состава с использованием методов деривативной термографии и рентгеноструктурного анализа. В результате установлено, что повышение температуры более 100°С улучшает взаимодействие ЦПУ с ПЦТ I-100 с превышением в 1,1-1,9 раза прочности цементного камня из этих тампонажных смесей прочности камня из ШПЦС-120 (табл..

Результаты определения прочности цементного камня в различных температурных условиях твердения

№ п/п	Вид цемента	Предел 2 сут прочности при изгибе, МПа, при температуре твердения
	ШПЦС- -120	Тампонажная смесь, мас.%
			80°С	100°С	120°C	I30°C	I40°С	I60°C	I80°C
		ПЦТ I-100	ЦПУ
1	100	-	-	1,94	2,38	4,47	6,82	9,53	9,72	8,91
2	-	100	-	10,49	11,59	7,88	6,05	4,05	-	-
3	-	80	20	7,52	7,39	6,18	5,83	5,59	4,00	-
4	-	60	40	5,37	7,55	8,38	8,43	8,47	9,13	10,47
5	-	50	50	4,91	6,53	7,28	7,74	8,03	9,46	11,04
6	-	40	60	4,82	6,07	6,71	8,03	9,28	10,56	11,84
7	-	30	70	4,11	4,29	5,37	7,11	10,08	11,55	12,56
8	-	20	80	3,96	4,11	4,91	5,06	5,52	6,71	8,21

Исследованиями установлено, что повышение температуры более 100°С способствует активному взаимодействию гидроксида кальция ПЦТ I-100 с кремнеземом ЦПУ с образованием низкоосновных гидратных минералов. Коэффициент коррозионной стойкости цементного камня повышается до 0,82 при t = 130°С, Р = 43 МПа (содержание в газе сероводорода 5 об.%), а у ШПЦС-120 он равен 0,70-0,72. Это позволяет использовать тампонажную смесь ПЦТ I-100-ЦПУ взамен ШПЦС-120 или другого шлакового цемента при креплении сероводородсодержащих скважин с повышенными и высокими температурами.

Тампонажный материал с сидеритом. Разработанный состав включает портландцемент и утяжеляющую железосодержащую добавку, в качестве которой используется сидеритовая руда. Содержание железа в руде не менее 30%, а диоксида кремния - около 13%.

Процессы взаимодействия ингредиентов данного состава описаны в работе с обоснованием механизма образования железосодержащего гидрокарбоалюмината кальция 3CaO·Al₂O₃·FeCO₃·12H₂O и низкоосновных гидросиликатов кальция, способствующих повышению прочности и коррозионной стойкости цементного камня в сероводородных средах. Ограниченное содержание диоксида кремния в сидеритовой руде делает нецелесообразным применение тампонажного материала при температурах выше 150°C.

При необходимости время загустевания тампонажных растворов может регулироваться реагентами, применяемыми в практике бурения (ССБ с хромпиком, декстрином и т.д.), которые вводят в жидкость затворения. Количества этих добавок устанавливаются подобранной в соответствии с геолого-техническими условиями скважин рецептурой в каждом конкретном случае и не оказывают отрицательного влияния на коррозионную стойкость цементного камня.

Тампонажный материал позволяет получить раствор с плотностью 2060-2140 кг/м³, с достаточной прочностью и сероводородостойкостью цементного камня при концентрации H₂S до 5 об.% и рекомендуется для применения при температурах 75-150°С (табл. 3).

Цементные растворы для условий сероводородной агрессии и способы их получения. Недостаточная эффективность ингибирующего действия ВФПМ в портландцементных растворах в сравнении со шлаковыми послужила основанием для их совершенствования в плане повышения сероводородостойкости. Разработаны портландцементные растворы с улучшенными технологическими показателями, содержащие ингибитор и дополнительно нейтрализатор сероводорода, образующие при твердении коррозионно-стойкий цементный камень (табл. 3).

Механизм взаимодействия ингредиентов тампонажного раствора из портландцемента, ингибитора ВФПМ и карбоната натрия, а также раствора, помимо указанных реагентов, дополнительно содержащего отход производства глюкозы - зеленую патоку и перманганат калия, рассмотрен в диссертации. Показано, что повышение прочности цементного камня при температурах до 100°С происходит за счет появления его новых фазовых составляющих, пластифицирующего действия зеленой патоки, а коррозионная стойкость увеличивается в результате совместной работы ингибитора ВФПМ и нейтрализатора сероводорода перманганата калия. Сопряженная адсорбция продуктов взаимодействия моносахаридов зеленой патоки с полиаминоэфирами и полигликолями ВФПМ на поверхности металла и новообразований цементного камня способствует значительному снижению скорости коррозии поверхности обсадных труб и повышению степени их защиты до 85-88%. Коэффициент коррозионной стойкости цементного камня при испытании в течение 6 мес. в среде сероводорода с концентрацией 30 г./л и температуре 100 С повышается до 0,89-0,92 (табл. 3).

Разработанный способ приготовления тампонажного раствора на основе шлаковых цементов обеспечивает повышение сероводородостойкости и снижение газопроницаемости цементного камня. Тампонажный раствор готовят путем последовательного растворения в воде плава дикарбоновых кислот (ПДК) и ВФПМ, затем затворяют шлаковое вяжущее при В/Ц 0,4-0,45. Компонентный состав приведен в табл. 3.

При обработке тампонажных растворов ПДК и ВФПМ в жидкой фазе растворов образуются продукты взаимодействия этих добавок - высокомолекулярные полиэфиры, имеющие длинную цепь и разветвленную структуру. Образующиеся продукты менее подвержены деструктивным изменениям, чем полигликоли ВФПМ, взаимодействующие с сероводородом и несколько снижающие за счет этого свои защитные функции при высоких температурах.

Описание взаимодействия ингредиентов, а также процессов образования кольматантов порового пространства цементного камня приведено в работе. Сероводородостойкость цементного камня при обработке этими реагентами повышается до единицы, а его защитные свойства - до 92%. Тампонажные растворы могут применяться при температурах 90-160°С в высокоагрессивных средах с концентрацией сероводорода до 30 г./л (табл. 3).

Разработанный способ химической обработки тампонажных растворов, обеспечивающий повышение прочности и коррозионной стойкости цементного камня при 90-160 єС, а также степени защиты металла обсадных труб до 90-98% при высоком содержании в пластовом флюиде сероводорода (до 30 г./л), в том числе образующегося сульфатвосстанавливающими бактериями (СВБ), предусматривает обработку тампонажного раствора из шлаковых вяжущих комплексом реагентов, включающим нитрит-нитрат кальция, СДБ, ВФПМ и кубовые остатки производства метионина (КОПМ) (табл. 3).

Результаты исследований влияния комплексного реагента на основные свойства цементного камня с механизмом взаимодействия ингредиентов и оценкой противобактериальной эффективности реагента приведены в диссертации, где показано, что биоцидное действие комплексного реагента обусловлено, в основном, эффективностью КОПМ.

Используемые для повышения коррозионной стойкости цементного камня и его защитных свойств реагенты, описанные в данной главе, являются отходами химических производств. Выпуск опытных партий этих реагентов-ингибиторов осуществлен в соответствии с техническими условиями и результатами токсиколого-гигиенической экспертизы. Реагенты относятся к малоопасным веществам (4 класс) за исключением плава дикарбоновых кислот (ПДК), относящегося к 3 классу опасности. Однако, в связи с невысоким содержанием этой добавки и других применяемых реагентов в тампонажных растворах, учитывая их адсорбцию на поверхности твердой фазы цементных дисперсий и модификацию при химическом взаимодействии ингредиентов, использование вышеприведенных добавок следует считать экологически безопасным.

Пятая глава посвящена разработке комплексных реагентов и тампонажных растворов для повышения качества разобщения пластов при заканчивании и ремонте скважин.