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

Существенный вклад в совершенствование технологии крепления скважин внесли исследования ученых: А.Г. Аветисова, М.О. Ашрафьяна, М.Г. Бернадинера, А.И. Булатова, М.С. Винарского, А.А. Гайворонского, Р.А. Гасумова, В.С. Данюшевского, Л.Б. Измайлова, А.К. Куксова, В.Д. Малеванского, У.Д. Мамаджанова, Н.А. Мариампольского, А.Х. Мирзаджанзаде, Д.Ф. Новохатского, О.Н. Обозина, Г.Т. Овнатанова, А.Ф. Озеренко, Л.И. Орлова, Ш.М. Рахимбаева, В.Ф. Роджерса, М.К. Сеид-Рза, И.А. Сибирко, В.Т. Суркова и др. Их работами подтверждено, что тампонажный раствор под действием перепада давления при спуске обсадной колонны и цементировании скважин может проникать в продуктивный пласт, в результате чего его жидкая фаза отфильтровывается в породы, а частицы твердой кольматируют поровое пространство коллектора. В таком состоянии коллектор становится малопроницаемым для флюидов.

Разнообразие факторов геологического, физико-химического и технико-технологического характера определяет необходимость совершенствования свойств тампонажных систем в целях повышения качества разобщения пластов. В соответствии с целью к цементным растворам предъявляются два основных требования: повышенная изолирующая способность в результате исключения образования в них флюидопроводящих каналов, обеспечения адгезии к стенкам скважины и колонны и минимальная водоотдача для снижения кольматирующего действия на продуктивные пласты (М.О. Ашрафьян, А.К. Куксов, Ю.В. Гринько и др.).

В ОАО «НПО «Бурение» разработаны комплексные реагенты-компаунды КРК-75 (100) для обработки тампонажных растворов, применяемых при температурах 50-120 єС. Эти реагенты включают регуляторы сроков схватывания, понизители водоотдачи, пластификаторы и др., что обеспечивает возможность одновременного регулирования основных параметров тампонажного раствора. При подготовке к цементированию исключается многоступенчатость обработки тампонажного раствора, сокращаются сроки приготовления жидкости затворения.

Отличаясь вышеуказанными преимуществами, КРК-75 (100) имеют температуру применения до 120 єС, что недостаточно для скважин с высокими температурами.

Нами разработаны реагенты комплексного действия с температурами применения от 30 до 180 єС, использование которых для регулирования технологических показателей тампонажных растворов уменьшает влияние последних на коллекторские свойства продуктивных пластов, позволяет предотвратить образование флюидопроводящих каналов и способствует повышению качества сцепления цементного кольца со стенками скважины и обсадными колоннами.

Исследованиями установлено, что с помощью однокомпонентных добавок в тампонажный раствор трудно добиться одновременного снижения его водоотдачи и повышения тиксотропии. Исходя из этого возникла необходимость проведения исследований влияния гипана с добавками солей одно- и поливалентных металлов на структурно-механические свойства раствора-камня из ПЦТ I-100. В результате разработан комплексный реагент «гипан-отход производства себациновой кислоты (ОСК) - сульфат железа», состав которого и основные свойства тампонажных растворов приведены в табл. 5.

Тампонажный раствор с этим реагентом по сравнению с базовым имеет следующие преимущества: его водоцементное отношение может быть снижено до 0,4 при сохранении требуемой растекаемости по конусу АзНИИ; водоотдача снижается в 9-35 раз; коэффициент тиксотропии увеличивается в 1,6-3,4 раза, а двухсуточная прочность камня при изгибе - до 1,3 раз; изменением содержания ингредиентов время загустевания растворов при температуре 75°С и давлении 20 МПа регулируется в пределах 1,3-6,3 ч.

Как подтверждено применением комплексного реагента «гипан-ОСК-сульфат железа» при цементировании эксплуатационных колонн в скважинах Северо-Ставропольского ПХГ, по данным АКЦ на 30% улучшилось качество цементирования скважин (сцепление камня с колонной) по сравнению с базовым вариантом, заколонных флюидопроявлений не наблюдалось.

На основании проведенных исследований влияния фосфоновых комплексонов (ОЭДФ, НТФ, ДПФ-1, ДПФ-1Н и др.) на технологические свойства тампонажных растворов установлено, что по показателям водоотдачи и пластифицирующему эффекту наиболее целесообразно применение комплексона ДПФ-1Н, представляющего собой тетранатриевую соль 2-окси - 1,3 - пропилендиаминтетра-метиленфосфоновой кислоты.

Исследованиями установлена целесообразность совместного применения ДПФ-1Н и гипана, в результате чего разработаны комплексные реагенты для получения седиментационно-устойчивых тиксотропных тампонажных растворов с низкой водоотдачей:

- гипан-ДПФ-1Н-триэтаноламин - для растворов из ПЦТ I-100 с температурой применения 75-100°С;

- гипан-ДПФ-1Н-гидроксид натрия - для растворов из шлаковых цементов типа ШПЦС-120 (200) и их аналогов с температурой применения 120-180°С.

Добавка реагента а тампонажные растворы из ПЦТ I-100 составляет 3,3-5,3% от массы цемента, а в растворы из шлаковых вяжущих - 3,6-5% от их массы (табл. 5).

Тампонажный раствор из ПЦТ I-100 с этим реагентом по сравнению с базовым имеет следующие преимущества: его водоцементное отношение может быть снижено до 0,38-0,35 при сохранении требуемой растекаемости по конусу АзНИИ; водоотдача снижается в 14-20 раз; коэффициент тиксотропии увеличивается в 1,6-2 раза, а двухсуточная прочность камня при изгибе - в 1,2-1,5 раза; время загустевания растворов при температуре 75°С и давлении 30 МПа регулируется в пределах 1,3-2,7 ч; увеличивается адгезия цементного камня к металлу.

При обработке реагентом гипан-ДПФ-1Н-гидроксид натрия тампонажных растворов из шлаковых вяжущих типа ШПЦС их водоотдача снижается в среднем до 18-20 раз; коэффициент тиксотропии увеличивается в 3-3,5 раза; время загустевания растворов из ШПЦС-120 при температуре 120°С и давлении 40 МПа регулируется в пределах 3-4 ч, а ШПЦС-200 - 2,3-3 ч; в результате образования при взаимодействии гипана и ДПФ-1Н высокомолекулярных соединений сложной разветвленной структуры с высокой сорбционной способностью на поверхности новообразований цементного камня его двухсуточная прочность несколько снижается.

Определено, что тампонажные растворы с комплексными реагентами «гипан-ДПФ-1Н-щелочная добавка» обладают тиксотропными свойствами, что важно в целях предотвращения миграции газа и образования в растворе-камне флюидопроводящих каналов. Петли гистерезиса (рис. 7) показывают, что при снижении скоростей сдвига тампонажных растворов измеренные значения напряжения сдвига в каждой соответствующей точке реограмм ниже таковых при замерах с повышением скоростей сдвига, т.е. напряжение в определенный момент времени зависит не только от скорости деформации, но и от предшествующего деформированного состояния, что характерно для тиксотропных дисперсных систем. По площади петли гистерезиса можно судить о тиксотропности раствора.

Петли гистерезиса тиксотропных тампонажных растворов

Комплексный реагент для тампонажного раствора из портландцемента на основе полимера акрилового ряда (ПАР), натриевых солей продукта конденсации органических кислот с альдегидом (НСКА) и кремнийорганического компонента (КОРК) позволяет получить цементный камень с повышенной изолирующей способностью за счет снижения водоотдачи до 18-25 см³/30 мин и контракции при гидратации до 0,3-0,8%, повышения коэффициента тиксотропии до 3,4-4,2 и снижения газопроницаемости в 100 и более раз образующегося при твердении камня. В работе описан механизм взаимодействия ингредиентов с обоснованием влияния на основные свойства раствора-камня.

Проведены исследования по оценке влияния хромсодержащих соединений на способность гипана изменять реологические свойства тампонажных растворов. Установлено, что обработка гипана бихроматом калия (натрия) - хромпиком - существенно отличается от его обработки феррохромлигносульфонатом (ФХЛС).

На основании проведенных исследований разработан комплексный реагент для тампонажных растворов из портландцементов и шлаковых вяжущих, включающий гипан, ФХЛС и омыленные кислоты шерстного жира (ОКШЖ), являющиеся отходом производства ланолина. В табл. 5 приведен состав реагента и основные свойства тампонажных растворов.

При введении этого реагента тампонажные растворы приобретают тиксотропные (рис. 8) и антифильтрационные свойства, а в результате кольматации порового пространства продуктами взаимодействия поливалентных катионов тампонахного раствора с ОКШЖ цементный камень имеет низкую проницаемость.



Кинетика образования тиксотропной структуры тампонажных растворов

Из рис. 8 следует, что в портландцементном растворе образование коагуляционной структуры происходит более интенсивно, чем в тампонажном растворе из ШПЦС-120, что обусловлено, в основном, различным минералогическим составом этих цементов и влиянием на них применяемых добавок.

Разработан пластификатор портландцементных тампонажных растворов, содержащий КССБ и поливиниловый спирт (ПВС), при следующем соотношении компонентов, мас.%: КССБ 50-86; ПВС 14-50, обеспечивающий снижение водоцементного отношения до 0,4, водоотдачи в 14-22 раза, повышение коэффициента тиксотропии в 2-3,6 раза, а при твердении - образование цементного камня с двухсуточной прочностью при 75°С и давлении 30 МПа, превышающей прочность камня базового образца в 1,6-2 раза, и повышенными изоляционными свойствами. Температура применения реагента - до 100°С.

Для применения в условиях нормальных температур (30-50°С) КССБ как сильный замедлитель сроков схватывания тампонажных растворов может быть заменен на реагент С-3. При этом синергетический эффект совместного применения ПВС и С-3 в части замедления сроков загустевания тампонажных растворов, обусловленный взаимодействием компонентов, как в случае использования КССБ с ПВС, не наблюдается.

Все тампонажные растворы с комплексными реагентами являются седиментационо-устойчивыми дисперсными системами, водоотделение до 3 мл имеют лишь некоторые составы на основе шлаковых вяжущих.

Тампонирующие составы для изоляции водопритоков. Из неселективных методов изоляции водопритоков в настоящее время наиболее часто применяется способ установки в скважинах цементных мостов. При этом важным условием, как и любых изоляционных работ, за исключением полной изоляции продуктивного горизонта, является избирательная закупорка обводненных интервалов.

При проведении работ по изоляции подошвенных вод основной целью является отсечение водоносной части пласта от продуктивного горизонта. Для этого требуется применение специальных тампонирующих материалов, которые могли бы создать в среде пластовых вод прочный низкопроницаемый цементный мост, обеспечив сохранение дебитов скважины в послеремонтный период эксплуатации.

Известно, что для получения качественного изоляционного моста необходимо обеспечить получение безусадочного цементного камня низкой проницаемости и высокой прочности. Получить такой цементный камень можно за счет снижения водопотребности и водоотдачи тампонажного раствора путем введения пластифицирующих добавок и понизителей водоотдачи.

Исследованиями установлено, что введение в тампонажный раствор пластификатора Дофен в количестве до 2% от массы цемента позволяет снизить В/Ц до 0,35. Однако водоотдача при этом снижается незначительно. Дополнительное введение в тампонажный раствор 0,5-1,0% ПВС от массы цемента обеспечивает снижение водоотдачи тампонажного раствора с 246 до 6-7 см³/30 мин. При этом растекаемость тампонажного раствора находится в пределах 20 см, а его плотность составляет 1920-1960 кг/м³. Благодаря пониженному водосодержанию тампонажного раствора прочность цементного камня с этими добавками на 20% выше, а газопроницаемость в 1,5-2,0 раза ниже, чем без добавок. Время загустевания регулируется реагентами, применяемыми в буровой практике. Полученный цементный камень с низкой проницаемостью является безусадочным и обеспечивает высокую изолирующую способность моста. При установке моста в целях исключения разбавления тампонажной суспензии водой или другими рабочими растворами предусматривается применение разделительных жидкостей или пробок.

Аналогом Дофена, выпускаемого ранее в Украине, является пластификатор С-3 российского производства.

Проведены исследования влияния комплексного реагента ПВС-С-3 на основные свойства тампонажных растворов из ПЦТ I-G-СС-1.

Регулируя соотношение ингредиентов, водоотдачу можно снизить до 10 см³/30 мин. При этом водоотдача не обработанного реагентом раствора составляет 107 см³/30 мин.

Следовательно, для установки изоляционного моста в скважине может быть рекомендован тампонажный раствор с добавками до 2 мас.% пластификатора на основе нафталинсульфокислоты (Дофен, С-3 и др.) и ПВС в количестве 0,5-1,0% от массы цемента.

Тампонажные растворы с ПВС-С-3 применялись при проведении ремонтно-изоляционных работ в газовых и газоконденсатных скважинах на месторождениях Западной Сибири, в скважинах ПХГ Самарской обл. с положительным результатом: производительность скважин после ремонта увеличилась.

Тампонажный раствор для изоляции притоков посторонних вод. Прорывы посторонних вод, расположенных как ниже подошвы, так и выше кровли продуктивного пласта, опасны для залежи. Происходят они в результате негерметичности цементного кольца за обсадной колонной как в процессе освоения, так и по истечении некоторого периода эксплуатации скважин. Посторонние воды изолируют цементированием скважины под давлением с целью уплотнения цементного кольца. При этом качество изоляции зависит от проникающей способности или подвижности (напряжения сдвига) цементного раствора, в особенности при малом радиусе водопроводящих каналов, а также от показателей водоотдачи, тиксотропии и седиментационной устойчивости.

Поскольку одной из причин неудачных операций при исправительном цементировании является нарушение адгезионных связей цементного камня с породой и колонной, а иногда и разрыв пласта, обусловленные высокими развиваемыми давлениями при закачивании цементных растворов в зоны устранения дефектов, требованием, предъявляемым к тампонажному материалу, предусмотрено обеспечение пониженных сопротивлений при прокачке. Такому требованию отвечает разработанный нами тиксотропный тампонажный раствор с низким значением динамического напряжения сдвига (_о) на основе отхода производства себациновой кислоты (ОСК), катионактивного вещества на основе алкилимидозолинов (КАИЗ) и радиализованного -излучением полиакриламида (РПАА).

Тампонажный раствор имеет следующие технологические показатели: плотность 1700-1740 кг/м³, растекаемость 18-20 см; водоотдача 14-23 см³/30 мин, _о = 5-10 дПа, тиксотропия 2,2-3,7, водоотделение 0-0,5 мл, в то время как не обработанный химреагентами портландцемент с В/Ц 0,5 характеризуется следующими значениями показателей в порядке их перечисления - 1840 кг/м³, 22 см, 212 см³/30 мин, 293 дПа, 1,5 и 6,8 мл соответственно.

В работе приведен механизм взаимодействия ингредиентов с обоснованием их влияния на параметры растворов и цементного камня.

Технология изоляции подошвенных водопритоков с предварительным блокированием продуктивного пласта. С целью сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта нами разработана новая технология ремонтно-изоляционных работ, включающая предварительную закачку буферной жидкости (дизтопливо, газоконденсат или др.), блокирование продуктивного горизонта не загрязняющей пласт пенообразующей жидкостью с наполнителем и изоляцию водоносного пласта тиксотропным тампонажным раствором с низкой водоотдачей (рис. 9).

Схема обвязки скважины при проведении ремонтно-изоляционных работ в условиях АНПД

Последовательность проведения ремонтно-изоляционных работ описана в диссертации.

Применение буферной жидкости и блокирующего агента с определенными значениями вязкостей, удовлетворяющих условиям: _{буф пл} (_пл - вязкость пластовой воды) и _бл > _пл, а также определяемой расчетом разницы давлений продавки агентов способствует тому, что газоносный пласт блокируется специальной жидкостью, а водоносный горизонт изолируется тампонажным раствором. При этом сохраняются коллекторские свойства продуктивного пласта и обеспечивается надежная изоляция притока подошвенной воды в условиях АНПД.

Технология нашла широкое применение при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах с АНПД на месторождениях Западной Сибири.

Шестая глава посвящена разработке технологических жидкостей для глушения скважин в условиях АНПД, в том числе содержащих наполнители растительного происхождения.

Анализом технической и патентной литературы установлено, что с целью сохранения коллекторских свойств пласта глушение скважин следует производить жидкостями с минимальными проникновением в призабойную зону и воздействием на ФЕС пласта.

К таким жидкостям относятся биополимерные системы, широко применяемые в настоящее время при вскрытии продуктивных пластов, но пока ограниченно используемые в ремонте скважин.

Для глушения скважин в условиях АНПД нами разработаны составы биополимерных блокирующих жидкостей (БПБЖ) на основе биополимера Сараксан-Т.

В связи с расширением объема работ на месторождениях Западной Сибири и Крайнего Севера рецептуры БПБЖ разработаны в двух вариантах (летнем и зимнем), включая возможность применения без замерзания в жестких климатических условиях при температурах до минус 40 С.

Структурно-реологические показатели и антифильтрационные свойства БПБЖ обусловлены синергетическим эффектом взаимодействия Сараксан-Т и Полицелл КМК-БУР2, имеющих различную структуру и кислотно-основные свойства, а также их взаимодействием с другими ингредиентами биополимерных систем с образованием сложных высокомолекулярных соединений (ВМС), способствующих снижению проникновения в пласт в результате увеличения фильтрационных сопротивлений в пористых средах.

В диссертации приведены результаты исследования структурно-реологичес-ких свойств БПБЖ-Л (летний вариант) плотностью 600800 кг/м³ и БПБЖ-М (зимний вариант) плотностью 632990 кг/м³ с построением реограмм. Определено, что реологическое поведение данных биополимерных систем описывается степенной моделью Оствальда-де Ваале, а низкие значения коэффициента нелинейности характеризуют их высокую псевдопластичность, что в совокупности с высокими антифильтрационными свойствами позволяет использовать разработанные биополимерные жидкости и для вскрытия продуктивных пластов при заканчивании скважин.

Проведенные исследования на кернах проницаемостью 0,3-0,5 мкм² свидетельствуют о достаточно высокой степени восстановления их проницаемости (78-96%) после воздействия разработанных составов БПБЖ с репрессией 0,7 МПа. Причем деблокирование кернов происходит при незначительных обратных давлениях (до 0,1 МПа) и их дополнительной обработки (например, кислотной или растворами ПАВ) для восстановления проницаемости не требуется.

Увеличение репрессии до 5-6 МПа при продавке БПБЖ в керн приводит к повышению давления деблокирования до 1-1,2 МПа с необходимостью применения деструкторов для восстановления проницаемости кернов, что не всегда преемлемо в скважинах с АНПД и рыхлыми слабосцементированными пластами на истощенных месторождениях. Это указывает на необходимость применения в осложненных условиях блокирующих систем другого качественного состава.

На основании результатов анализа способов глушения скважин месторождений и ПХГ ОАО «Газпром» и проведенных нами экспериментальных исследований установлено, что для глушения скважин с АНПД в целях сохранения ФЕС коллекторов в процессе капитального ремонта наиболее целесообразно применение пеноэмульсий с наполнителями растительного происхождения в качестве блокирующих жидкостей.

С учетом изложенных в диссертации требований к наполнителям в блокирующие жидкости нами разработаны реагенты-наполнители: травяная мука (ТМ) из отходов сельскохозяйственного производства; Целлотон-РС и АПТОН-РС на основе торфа, модифицированного полимерной и щелочной добавками.

При разработке торфяных наполнителей установлено, что их качество зависит от типа применяемого торфа (верховой, переходный, низинный), степени его разложения и влажности, а блокирующая способность пеноэмульсий - от содержания наполнителя в ее составе.

Исследования показывают, что пеноэмульсия с торфощелочным наполнителем (ТЩН) на основе торфа верхового типа имеет лучшую блокирующую (закупоривающую) способность, чем на основе торфа переходного типа (рис. 10).

При исследовании блокирующей способности пеноэмульсий с ТЩН, приготовленным из сосногорского торфа верхового типа различной влажности, установлено, что применение торфа с влажностью более 25% приводит к снижению давления прорыва пенного экрана.

Зависимость блокирующей способности пеноэмульсий с ТЩН от содержания наполнителя и типа используемого торфа

Из рис. 11 следует, что для обеспечения давления блокирования в пределах 2025 МПа содержание торфа с влажностью более 25% должно быть увеличено с 2,7-3,5% (у менее влажного торфа) до 4-5%.

Характеристики разработанных нами наполнителей описаны в диссертации, где также приведены результаты исследований блокирующих жидкостей (БЖ) с различными наполнителями, в т.ч. с древесными опилками, древесной корой и Полицелл-Ф (разработан В.В. Романовым) для оценки возможности их применения в пеноэмульсиях на основе незамерзающей пенообразующей жидкости (НПОЖ) следующего состава, об.%: 25%-ный раствор КССБ - 20; дизтопливо (газоконденсат) - 20; раствор СаСl₂ плотностью 1180-1200 кг/м³ - 60.

Зависимость блокирующей способности пеноэмульсий с ТЩН из торфа различной влажности от количества наполнителя

Характер изменения фильтрационных свойств пеноэмульсий с наполнителями (рис. 12) показывает, что наименьшей фильтрации подвержены БЖ с торфяными наполнителями (АПТОН-РС, Целлотон-РС, Полицелл-Ф) и ТМ.



Фильтрация пеноэмульсий с различными наполнителями

В результате проведенных исследований физико-химических и технологических свойств пеноэмульсий на основе незамерзающей пенообразующей жидкости (НПОЖ) вышеприведенного состава с растительными наполнителями разработаны рецептуры технологических жидкостей для глушения скважин в условиях АНПД. Ингредиентный состав, основные свойства и обоснование механизма взаимодействия компонентов приведены в диссертации.

Пеноэмульсия с ТЩН, содержащая кубовый остаток производства фурфурилового спирта (КОФС), имеет кратность 1,2-1,6, устойчивость 86400-129600 с/см³, давление прорыва блокирующего экрана 11,5-21 МПа, давление деблокирования 0,1-0,5 МПа, коэффициент восстановления проницаемости искусственного керна 0,92-0,96.

Пеноэмльсия с биополимером Ритизан (шт. Acinetobacter Sp.) и наполнителем - торфом, содержащая в качестве лигносульфоната ЛСТП или КССБ, имеет кратность 2,5-3,2, устойчивость 86400-115200 с/см³, давление прорыва блокирующего экрана 11,5-17,5 МПа, давление деблокирования 0,15-0,2 МПа, коэффициент восстановления проницаемости искусственного керна 0,96-0,98.

Ритизан обладает заметной поверхностной активностью и эмульгирующими свойствами. Это способствует повышению кратности, улучшению структурно-реологических показателей пеноэмульсии и снижению ее фильтрации, что в совокупности со свойствами торфяного наполнителя придает системе высокую блокирующую способность.

Пеноэмульсия с наполнителем травяная мука (ТМ) имеет кратность 2,6-3,4, стабильность фазового состава 93-96%, давление прорыва блокирующего экрана 7,5-13,5 МПа, давление деблокирования 0,16-0,3 МПа, коэффициент восстановления проницаемости искусственного керна 0,94-0,97.

Проведенными исследованиями и опытно-промышленными испытаниями при глушении скважин Северо-Ставропольского ПХГ установлено, что применение пеноэмульсий с травяной мукой с низкими фильтрационными свойствами (см. рис. 13) снижает вероятность взаимодействия фильтрата с породой продуктивного пласта и предотвращает ухудшение его первоначальных ФЕС. До 3-7 сут сокращаются сроки освоения скважин и их выхода на доремонтный режим эксплуатации.

Исследованиями установлено, что оценка фильтрационных свойств пенных систем должна проводиться по коэффициенту фильтрации К_ф с учетом их кратности К и исходного объема пенообразующей жидкости V_нпож с использованием формулы для его расчета:

(4)

где V_пэ и V_ф - объемы пеноэмульсии (см³) и полученного из нее фильтрата (см³/30 мин) соответственно.

Определено, что для обеспечения высоких технологических показателей жидкостей глушения с наполнителем технология их приготовления должна осуществляться с учетом химического состава входящих в него ингредиентов с целью адаптации применяемого наполнителя к составу жидкости-носителя.

Инвертные эмульсии с наполнителем АПТОН-РС. Опыт эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений свидетельствует о том, что при глушении и проведении ремонтных работ в скважинах, продуктивные пласты которых содержат большое количество глинистого материала, технологическими жидкостями (ТЖ) на водной основе ФЕС пластов постепенно ухудшаются. Это ведет к увеличению объёма работ по декольматации призабойной зоны.

Минимально воздействующими на пласт являются системы на углеводородной основе, в частности, инвертные эмульсии (ИЭ), которые находят всё более широкое применение благодаря способности сохранять естественные ФЕС продуктивных пластов.

На основании проведенных исследований нами разработана рецептура ИЭ с наполнителем АПТОН-РС, которая может быть представлена как эмульсионно-суспензионная система, обеспечивающая получение стабильной ТЖ с повышенным блокирующим эффектом и низким давлением деблокирования пласта.

Для практического применения рекомендуется ИЭ, состоящая из углеводородной жидкости, раствора СаСl₂ плотностью 1200 кг/м³ и эмульгатора-эмультала при следующем соотношении компонентов, об.%: раствор СаСl₂ (с =1200 кг/м³) 70-75; дизтопливо (газоконденсат) 20-27; эмультал 3,0-4,5; наполнитель АПТОН-РС 710 мас.% от объёма ИЭ в зависимости от геолого-технических условий скважины и проницаемости продуктивного пласта, блокируемого на время проведения ремонтных работ.

Результаты стендовых испытаний блокирующих свойств ИЭ с наполнителем АПТОН-РС, приведенные в табл. 6, показывают, что приготовление стабильных во времени ТЖ с наполнителем АПТОН-РС с повышенными антифильтрационными и закупоривающими свойствами для временного блокирования продуктивного пласта следует осуществлять с увеличенным до 3-4 мас.% (от объема ИЭ) содержанием эмультала с учетом его адсорбции реагентом АПТОН-РС. Использование ИЭ состава 1 без наполнителя, ранее применяемого УИРС ООО «Надымгазпром» для блокирования пластов при глушении, допускается только в качестве рабочей ТЖ для ведения ремонтных работ.

Результаты определения основных свойств и коэффициента восстановления проницаемости песчаных кернов после воздействия инвертных эмульсий с АПТОН-РС

Состав ИЭ, об.% (содержание АПТОН-РС - в мас.% от объёма ИЭ)	Показатели основных свойств ИЭ с наполнителем	Давление, МПа	Проницаемость, мкм2	Квосст. пр., %
	с, кг/м3	Ф30 мин, мл	СНС1/10, дПа	ЭС, В	Рблок	Робр	начальная	конеч-ная
1. 70 р-р СаCl2 + 28 ДТ + 2 эмультал + 1 БГ	1085	6,0 (2,4)*	19/24 УВ-88с	95	испытания не проводились, т.к. ИЭ легко фильтруется при Д Р = 10 МПа
2. 70 р-р СаCl2 + 28 ДТ + 2 эмультал + 1 БГ + 10 АПТОН-РС	1145	1,8 (1,1)*	43/77	95	7,8	0,10	2,00	1,14	57,0
Состав ИЭ, об.% (содержание АПТОН-РС - в мас.% от объёма ИЭ)	Показатели основных свойств ИЭ с наполнителем	Давление, МПа	Проницаемость, мкм2	Квосст. пр., %
	с, кг/м3	Ф30 мин, мл	СНС1/10, дПа	ЭС, В	Рблок	Робр	начальная	конеч-ная
3. 70 р-р СаCl2 + 28 ДТ + 2 эмультал + 2 БГ	1083	5,4 (2,1)*	29/34 УВ-148с	80	испытания не проводились, т.к. ИЭ легко фильтруется при Д Р = 10 МПа
4. 70 р-р СаCl2 + 28 ДТ + 2 эмультал + 2 БГ +10 АПТОН-РС	1150	0,8 (1,0)*	68/91	80	4,0 0,7	0,15 0,03	2,29 2,28	2,22 2,19	96,9 96,1
5. 70 р-р СаCl2 + 27 ДТ + 3 эмультал + 7 АПТОН-РС	1077	0,8 (0)*	120/120	200	9,0 0,7	0,50 0,04	2,20 2,40	2,20 2,33	100,0 97,1
6. 69 р-р СаCl2 + 26,6 ДТ + 4,4 эмультал + 10 АПТОН-РС	1106	0,8 (0)*	330/335	260	9,6 0,7	0,35 0,05	2,05 2,39	1,91 2,33	93,2 97,5
Примечания. ДТ - дизтопливо; БГ - бентонитовая глина; ЭС - электростабильность, В (вольт); * - приведен% отделения ДТ от объема ИЭ за 1 сут (расслоение фаз).

С участием соискателя разработаны «Рекомендации по применению органоминерального реагента АПТОН-РС в качестве наполнителя жидкостей глушения», в которых помимо составов технологических жидкостей с АПТОН-РС (пеноэмульсий, инвертных эмульсий и полимергликолевого раствора) приведены технологии их приготовления и применения при ремонте скважин с АНПД на месторождениях Крайнего Севера.

На выпуск опытных партий наполнителя разработаны ТУ 0392-801-00158770-2006 «Органоминеральный реагент «АПТОН-РС». Технические условия», Р Газпром «Рекомендации на производство и применение органоминерального реагента при проведении ремонтных работ в газовых и газоконденсатных скважинах», получено санитарно-эпидемиологическое заключение, подтверждающее экологическую безопасность его применения.

Инвертные эмульсии с наполнителем АПТОН-РС использовались в качестве блокирующей жидкости для глушения скважин на Медвежьем ГКМ, а пеноэмульсии с этим наполнителем применялись для блокирования коллекторов при глушении скважин на Вынгапуровском и Комсомольском ГМ. Применение этих блокирующих жидкостей позволило сократить сроки освоения скважин после ремонта до 2-3 сут с восстановлением их дебитов и получить дополнительный объем углеводородной продукции.

Заключение

В результате проведенных теоретических, экспериментальных и промысловых исследований и научного обобщения полученных данных в области заканчивания и ремонта скважин решена важная для отрасли и экономики России проблема повышения объемов добычи газа, имеющая большое народнохозяйственное значение.

На основании результатов аналитических исследований состояния вопросов заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях (сероводородная агрессия, АВПД, АНПД) разработаны и нашли практическое применение тампонажные материалы и технологические жидкости с улучшенными физико-механическими и структурно-реологическими свойствами, что способствует повышению качества заканчивания и ремонта скважин с сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов и увеличению их производительности.

Разработаны научно обоснованные положения, обуславливающие комплексный подход к оценке состояния крепи скважин (цементного кольца и металла обсадных труб), реализованные при создании новых методов коррозионных испытаний, разработке новых сероводородостойких цементов и ингибирующих добавок в тампонажные растворы, одновременно повышающих термодинамическую устойчивость металла и новообразований цементного камня к воздействию сероводорода. Научно обоснована с описанием механизма взаимодействия ингредиентов разработка новых технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в осложненных горно-геологических условиях.

1. Аналитическими исследованиями установлено, что одной из основных причин потери продуктивности скважин является необоснованный подход к применению технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин. Использование технологических жидкостей без учета их физико-химических характеристик и геолого-физических особенностей коллекторов приводит к ухудшению ФЕС последних, резкому снижению производительности скважин.

2. Разработаны методы коррозионных испытаний, в т.ч. в условиях, приближенных к условиям скважин по температуре, давлению и концентрации сероводорода, позволяющие реально оценить свойства цементного камня с позиций его устойчивости к воздействию сероводородных агрессивных сред.

Изучен механизм сероводородной коррозии цементного камня из различных вяжущих. Экспресс-методом установлены коэффициенты активности тампонажных цементов к взаимодействию с сероводородом, определены коэффициенты коррозионной стойкости цементного камня в условиях, имитирующих термобарические условия скважин.

3. На основании экспериментальных исследований и опытно-промышленных испытаний разработаны коррозионно-стойкие цементы (НКИ-и, НП-и, ПЦТ I-100 + ЦПУ, ПЦТ I-100 + сидеритовая руда) и ингибированные тампонажные растворы, применение которых при цементировании сероводородсодержащих скважин повышает надежность их крепи.

При твердении ингибированных тампонажных растворов образуется цементное кольцо повышенной коррозионной стойкости, обеспечивающее эффективную защиту внешней поверхности обсадных труб от сероводородной коррозии.

4. Определено, что высокие защитные свойства в тампонажных растворах сохраняют водорастворимые ингибиторы пленочного типа на основе морфолина, обладающие термостойкостью, хорошей сорбционной способностью и химической совместимостью со щелочной средой поровой жидкости цементного камня. В наибольшей степени этим требованиям отвечает ингибитор ВФПМ.

5. Выявлено, что для обеспечения высокой степени защиты металла концентрация ингибитора ВФПМ в поровой жидкости цементного камня должна быть не менее 0,7%. С учетом адсорбции ингибитора на поверхности гидратных новообразований его содержание в воде затворения для различных типов цементов находится в пределах 1,3 - 2,2%.

6. Для цементирования скважин с содержанием сероводорода в флюиде пласта 6ч25% при повышенных и высоких температурах следует применять тампонажные материалы на шлаковой основе (ШПЦС-120 и ШПЦС-200), смеси ПЦТ I-100 + ЦПУ, ПЦТ I-100 + сидеритовая руда с 0,6ч1,1% ингибитора ВФПМ или его аналогов от массы цемента, а также ингибированные при изготовлении цементы НКИ.

Для регулирования технологических свойств ингибированных тампонажных растворов рекомендуется использовать химические реагенты и их комбинации, не ухудшающие эффективности действия ингибиторов (мас.%): декстрин (0,10 - 0,70); хромпик (0,05 - 0,50); СДБ (0,10 - 0,30); КМЦ (0,10 - 0,25).

Для крепления малосернистых скважин с умеренными температурами может использоваться портландцемент с разработанными комплексными ингибирующими добавками на основе морфолина.

7. Разработаны составы ингибированных тампонажных растворов и комплексные ингибиторы для применения в различных термобарических условиях, применение которых повышает качество крепления сероводородсодержащих скважин.

Разработанные коррозионно-стойкие цементы и ингибированные тампонажные растворы внедрены при креплении сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ, месторождений Саман-Тепе и Советабад в Восточной Туркмении.

8. Подтверждено, что качество разобщения пластов определяется как комплексом технологических мероприятий в процессе цементирования, так и физико-химическими свойствами применяемых буровых и тампонажных растворов. Несоответствие указанных факторов горно-геологическим условиям приводит к осложнениям, негативно влияющим на создание качественной крепи скважин.

9. Для регулирования свойств цементных растворов физико-химическими методами разработаны комплексные реагенты, использование которых позволяет снизить водоотдачу, повысить седиментационную устойчивость и тиксотропию тампонажных растворов, повысить прочность и снизить газопроницаемость цементного камня. Применены при цементировании скважин Северо-Ставропольского ПХГ.

10. С целью изоляции водопритоков разработаны и внедрены составы тампонажных растворов для установки изоляционных мостов в газовых и газоконденсатных скважинах, в т.ч. в условиях АНПД. Применение комплексных реагентов в тампонажных растворах обусловливает их низкую фильтрацию и седиментацию, повышенную тиксотропию, снижение пористости, получение плотного малопроницаемого конгломерата цементного камня, обеспечивающего прочный контакт с ограничивающими поверхностями металла обсадных труб и горной породы.

11. Установлено, что после ремонтно-изоляционных работ по существующей технологии происходит снижение дебита скважин на 50-60% от доремонтного. Разработаны и внедрены на месторождениях Западной Сибири тампонажные растворы с комплексным реагентом и новая технология изоляции подошвенных водопритоков в условиях АНПД газовых скважин с предварительным блокированием продуктивного горизонта, позволяющая сохранить его коллекторские свойства и повысить производительность скважин.

12. На основе полисахаридного комплекса Сараксан-Т-КМК БУР2 разработаны биополимерные жидкости пониженной плотности с псевдопластическими и антифильтрационными свойствами для глушения скважин в условиях АНПД, способствующие сохранению проницаемости коллекторов.

Получены кривые течения (реограммы) и уравнения, описывающие реологическое поведение разработанных биополимерных систем степенной моделью Оствальда-де Ваале. Высокая псевдопластичность биополимерных жидкостей расширяет область их применения: эти системы могут использоваться для вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин в осложненных условиях, в том числе горизонтальных и наклонно-направленных, а также бурения боковых стволов и освоения скважин.

13. В результате проведенного анализа применения жидкостей глушения при проведении РВР в скважинах с АНПД предприятий ОАО «Газпром» установлена целесообразность использования волокнистых материалов, в т.ч. растительного происхождения, в качестве наполнителей блокирующих жидкостей, что обеспечивает сохранение ФЕС продуктивных пластов.

14. Разработаны наполнители: из отходов сельскохозяйственного производства - травяная мука; из модифицированного щелочной и полимерной добавками торфа - Целлотон-РС, АПТОН-РС, а также жидкости глушения с этими наполнителями - пеноэмульсии на основе незамерзающей пенообразующей жидкости и инвертные системы с высокими антифильтрационными, структурно-реологичес-кими, блокирующими свойствами и низким давлением деблокирования пласта, применение которых при глушении скважин в условиях АНПД способствует сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов и повышению производительности скважин.

15. Определено, что для обеспечения высоких технологических показателей блокирующих жидкостей с наполнителями технология их приготовления должна осуществляться с учетом химического состава входящих в наполнитель ингредиентов с целью его адаптации к составу жидкости-носителя.

Рекомендованы технологии приготовления блокирующих жидкостей на основе пеноэмульсий с наполнителями из модифицированного торфа различного состава и травяной муки.

16. Опытно-промышленные испытания и внедрение разработок, направленных на повышение качества заканчивания и ремонта скважин, проведены на скважинах б. ПО «Астраханьгазпром», «Туркменгазпром», ООО «Уренгойгазпром», «Тюментрансгаз», «Ноябрьскгаздобыча», «Ямбурггаздобыча», «Надымгазпром», «Кавказтрансгаз», «Газпром ПХГ». Экономический эффект при этом составил 555,9 млн. рублей.

Основное содержание диссертационной работы

1. Перейма А.А. Цемент тампонажный сероводородостойкий НКИ и НП // РНТС. Сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин. - М.: ВНИИЭгазпром, 1982. - Вып. 6. - С. 23-24.

2. Экспресс-метод оценки активности тампонажных материалов к сероводороду / Ю.И. Петраков, А.А. Перейма, В.И. Зубков и др. // Нефтяное хозяйство. - 1983. - №4. - С. 67-68.

3. Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях / Ю.И. Петраков, А.А. Перейма, Г.Д. Дибров и др. // Нефтяное хозяйство. - 1984. - №1. - С. 18-21.

4. Применение коррозионностойких тампонажных растворов для крепления скважин с сероводродосодержащей продукцией / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, Л.А. Крепкая, В.Ф. Волошин // Тез. докл. VI Республ. конфер. по физико-химии, технологии получения и применения промывочных жидкостей, дисперсных систем и тампонажных растворов. - Киев: ИКХХВ АН УССР, 1985. - С. 106-107.

5. Перейма А.А., Петраков Ю.И. Влияние добавок химреагентов на защитные свойства ингибированных тампонажных растворов // Экспр.-инф. Сер. Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - Вып. 9. - С. 14-17.

6. Петраков Ю.И., Перейма А.А., Заручаев Г.И. Совершенствование крепления скважин на Астраханском ГКМ // Газовая промышленность. - 1985. - №9. - С. 26.

7. Коррозионная стойкость цементного камня в сероводородных средах / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, С.Б. Трусов и др. // Нефтяное хозяйство. - 1986. - №3. - С. 29-32.

8. Применение ингибированных тампонажных растворов / А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. // Газовая промышленность. - 1986. - №12. - С. 38-39.

9. Петраков Ю.И., Перейма А.А. Повышение надежности крепления скважин в условиях сероводородной агрессии // Газовая промышленность. - 1987. - №6 - С. 14-16.

10. Перейма А.А., Петраков Ю.И., Перцева Л.В. Ингибированный тампонажный раствор // Тез. докл. VIII научн-практ. конф. «Совершенствование технологии бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях Восточной Туркмении». - Ашхабад: ТуркменНИИНТИ, 1988. - С. 29-30.

11. Перейма А.А., Петраков Ю.И. Пути предотвращения сероводородной коррозии в целях повышения надежности и долговечности скважин // Обз. инф. Сер. Коррозия и защита сооружений в газовой промышленности. - М.: ВНИИЭгазпром, 1988. - Вып. 3. - 19 с.

12. Перейма А.А. Тампонажные смеси на основе отходов производства // Газовая промышленность. - 1988. - №12 - С. 30-31.

13. Экономическая оценка применения ингибированных тампонажных растворов для крепления сероводородсодержащих скважин Астраханского ГКМ / В.Т. Онищенко, А.А. Перейма, Ю.И. Петраков, В.П. Бронникова // Производственный и научно-технический опыт, рекомендуемый для внедрения в газовой промышленности: Информ. сб. - М.: ВНИИЭгазпром, 1989. - Вып. 1. - С. 67-70.

14. Перейма А.А., Бакуменко В.С. Тампонажный материал на базе отхода строи-тельного производства // Экспр.-инф. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 1. - С. 28-31.

15. Перейма А.А. Применение ингибированных тампонажных растворов для крепления скважин месторождений Восточной Туркмении // Экспр.-инф. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 2. - С. 12-15.

16. Перейма А.А., Петраков Ю.И., Перцева Л.В. Совершенствование цементирования скважин месторождения Саман-Тепе // Эспр.-инф. Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 3. - С. 15-17.

17. Тампонажный раствор для цементирования скважин в условиях воздействия агрессивных сред / А.А. Перейма, Л.В. Перцева, В.Ф. Волошин и др. // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности: Информ сб. - М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - Вып. 3. - С. 37-38.

18. Перейма А.А. Тампонажный раствор для крепления сероводородсодержащих скважин // Газовая промышленность. - 1991. - №7. - С. 23-24.

19. Технология и составы для устранения межколонных газопроявлений / К.М. Тагиров, В.И. Ильяев, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. - 1991. - №11. - С. 24-25.

20. Контроль технического состояния скважин ПХГ / С.В. Долгов, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. - 1997. - №3. - С. 57-59.

21. Тампонирующий материал для ремонтно-изоляционных работ / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. - 1998. - №1. - С. 40-41.

22. Крепление скважин при вскрытии продуктивных пластов / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. - 1998. - №10. - С. 42-44.

23. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, А.А. Перейма и др. // Газовая промышленность. - 1999. - №8. - С. 50-51.

24. Изоляция притока подошвенных вод с предварительным блокированием продуктивного пласта / Р.А. Гасумов, В.З. Минликаев, А.А. Перейма и др. // Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсатных месторождений и ПХГ: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2000. - Вып. 32. - С. 117-121.

25. Гасумов Р.А., Перейма А.А. Повышение качества крепления скважин // Газовая промышленность. - 2001. - №5. - С. 44-46.

26. Перейма А.А., Гасумов Р.А. Повышение качества разобщения пластов методами физико-химического модифицирования тампонажных растворов // Проблемы капитального ремонта скважин, эксплуатации ПХГ и экологии: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2002. - Вып. 36 - С. 135-140.

27. Перейма А.А., Черкасова В.Е. Влияние фракционного состава наполнителей на технологические свойства пеноэмульсий // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. - Вып. 39. - С. 54-59.

28. Перейма А.А., Черкасова В.Е., Гасумов Р.Р. Применение жидкостей глушения с наполнителями при проведении ремонтно-восстановительных работ // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. тез. докл. межд. науч.-практ. конф. (22-26 сент., г. Кисловодск). - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2003. - С. 13-15.

29. Перейма А.А., Черкасова В.Е., Тукаева Г.Ф. К вопросу оценки фильтрационных свойств пеноэмульсий с растительными наполнителями // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаз. - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. - Вып. 41. - С. 159-168.

30. Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е. Совершенствование рецептур промывочных жидкостей для бурения скважин в мерзлых породах // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Сб. докл. межд. науч.-практ. конф. (11-15 сент., г. Кисловодск). - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2006. - С. 32-38.

31. К вопросу организации промышленного производства реагента-наполнителя технологических жидкостей для ремонта скважин / А.А. Перейма, С.А. Акопов, М.Н. Пономаренко и др. // Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти: Сб. докл. межд. науч.-практ. конф. (11-15 сент., г. Кисловодск). - Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2006. - С. 104-113.

32. Опыт применения жидкостей глушения с наполнителями при проведении ремонтных работ в скважинах с АНПД / А.А. Перейма, Р.А. Гасумов, В.Е. Черкасова и др. // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Спец. сб. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - №1. - С. 37-42.

33. Оценка закупоривающих свойств наполнителей для жидкостей временного блокирования пласта при ремонте скважин с АНПД / А.А. Перейма, Р.А. Гасумов, В.Е. Черкасова и др. // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Спец. сб. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2007. - №4. - С. 17-24.

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

35. Гасумов Р.А., Перейма А.А. Жидкости глушения и технология их применения при ремонте скважин с низким пластовым давлением // Обз. инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 152 с.

36. Перейма А.А., Гасумов Р.А., Черкасова В.Е. Технологические жидкости на биополимерной основе для бурения и ремонта скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - №3 - С. 35-39.

37. Технологические жидкости для освоения скважин с АВПД / А.А. Перейма, Н.М. Дубов, В.Е. Черкасова и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2008. - №3 - С. 40-44.

38. Пеноэмульсии с наполнителями растительного происхождения для ремонтно-восстановительных работ в скважинах с АНПД / А.А. Перейма, В.А. Суковицын, В.Е. Черкасова и др. // Газовая промышленность. - 2008. - №4. - С. 66-67.

39. Перейма А.А. Коррозионностойкий тампонажный материал для крепления скважин в условиях сероводородной агрессии // Газовая промышленность. - 2008. - №5. - С. 80-82.

40. Оценка применения биополимера Ритизан для бурения и ремонта скважин /А.А. Перейма, Н.Ю. Игнатенко, В.Е. Черкасова и др. // Газовая промышленность. - 2008. - №9. - С. 75-77.

41. Перейма А.А. Вязкоупругие растворы для изоляции поглощающих пластов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №4.

42. А.с. 747281 CCCP, МКИ² G 01 №17/00. Устройство для коррозионных испытаний / Ю.И. Петраков, А.И. Ниценко, А.А. Перейма и др. - Бюл. №14, ч. 3, 1999.