Пескопроявление. 1. Пескопроявление в газовых скважинах
 Скачать 75.73 Kb.
|
ВведениеПескопроявление – наиболее распространенная проблема для формирования задачи управления осложнениями на истощенных месторождениях. На нефтяных залежах пескопроявление является причиной, приводящей к значительному количеству подземных и капитальных ремонтов и часто выводящей скважины из эксплуатации. Относительно высокие уровни обводненности продукции скважин способствуют интенсивности пескопроявлений. Вода размывает глинистый цемент на контакте зерен, способствует уменьшению величины сцепления зерен песка и отрицательно влияет на возможность сводообразования частицами песка. Анализ опыта борьбы с пескопроявлениями при эксплуатации нефтяных и газовых скважин в Татарии, Башкирии, Западной Сибири, Краснодарском крае, акваториях Северного моря и других регионах мира показывает, что все методы борьбыможно классифицировать на механические, химические, физико-химические и комбинированные. Большое количество применяемых методов подтверждает, что разработать унифицированные методы для всех месторождений невозможно. Различие геолого-физических свойств продуктивных пластов многих месторождений, режимы эксплуатации скважин, эксплуатационное оборудование и другие факторы требуют постановки специальных исследований для выбора наиболее эффективных методов борьбы с пескопроявлениями. 1. Пескопроявление в газовых скважинахВ настоящее время большое число газовых месторождений вступают в завершающий этап разработки. Данный этап сопровождается множеством проблем, возникающих как при эксплуатации систем внутрипромыслового сбора газа, так и при дальнейшей его транспортировке его конечным потребителям. При отработке основных запасов газа существенно уменьшается давление в продуктивном пласте. Наблюдается подъем газоводяного контакта и обводнение призабойной зоны добывающих скважин конденсационной и пластовой водой. Слабосцементированные пласты увлажняются, и песок с газом начинает поступать в скважину. Вынос песка из пласта в ствол значительно интенсифицируется на поздней стадии разработки месторождения, когда вода сначала вымывает связующие глинистые частицы, а затем выносит песок. Было сделано множество попыток точно объяснить взаимосвязь между прорывом воды и разрушением пласта. Одно из объяснений заключается в том, что обводнение продуктивных пластов вызывает падение капиллярного давления из-за повышенного насыщения смачивающей фазой. Поскольку капиллярное давление удерживает зерна песчаника вместе, прорыв воды способствует выносу песка. По сути, низкая водонасыщенность пласта соответствует капиллярному давлению, высокая водонасыщенность – низкому капиллярному давлению. Другая теория говорит о том, что при прорыве воды через пласт происходит снижение относительной газопроницаемости. Для поддержания уровня добычи скважины увеличивается депрессия на пласт, что инициирует перемещение мелких частиц в пласте. Этому также способствует перераспределение геодинамических нагрузок, обусловленное изменением разности горного и пластового давлений. При значительном пескопроявлении продуктивного пласта песок вместе с потоком газа попадает в скважинное оборудование. Спустя некоторое время песок будет накапливаться в стволе, образуя песчаную пробку. В то же время пробка может не образоваться, если скорость газа в лифтовых трубах будет выше критической, то есть такой, когда скорость восходящего потока в трубках равна скорости падения песчинки под действием силы тяжести. Подъемная сила струи флюида пропорциональна квадрату диаметра песчинки, а скорость падения под действием силы тяжести пропорциональна кубу диаметра песчинки. Расчеты показывают, что в зависимости от вязкости флюида, в котором во взвешенном состоянии находятся песчинки, критический размер песчинки лежит в пределах 0,35–0,15 мм. Песчинки меньшего размера не выпадают в осадок и не образуют пробки в стволе скважины. Если в ствол скважины из ПЗП выносятся более крупные песчинки, то, чтобы не допустить образования песчаной пробки, надо обеспечить скорость подъема газа из скважины, способную вынести песок на поверхность. Однако чем выше скорость подъема (отбора газа из скважины), тем выше депрессия на пласт, что недопустимо вследствие интенсификации разрушения пласта. При скорости газового потока более 10 м/сек. и большом содержании механических примесей наблюдается интенсивный абразивный износ. Преждевременно выходят из строя угловые штуцера, задвижки, насосно-компрессорные трубы и другое промысловое оборудование. Поэтому на месторождениях Крайнего Севера сотни скважин работают с ограничением дебитов и депрессий по причине выноса песка и воды. При ограничении дебита по геолого-технологическим причинам происходит постепенное снижение скорости восходящего потока газа при существующих диаметрах НКТ, наблюдается выпадение и отложение определенной части твердых механических примесей на забое и в стволе скважины. Увеличивается суммарное количество выносимого песка, что приводит к росту песчаной пробки на забое скважины, которая при наличии жидкости постепенно уплотняется и упрочняется. Это приводит к перекрытию перфорационных каналов, НКТ, увеличению депрессии и фильтрационных сопротивлений, дальнейшему снижению продуктивности (при равенстве проницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважин составляет всего 5% дебита скважины газа незасоренной скважины) и в итоге – к остановке (самозадавливанию) скважин. Описанная выше проблема приводит к тому, что самозадавливающиеся скважины выбывают из действующего фонда и простаивают в ожидании ремонта. Основным методом борьбы с песчано-глинистыми пробками является промывка скважин при помощи колтюбинговой установки. На поздней стадии разработки в условиях низких пластовых давлений после неоднократного проведения ремонтов по удалению из скважины песчаных пробок в призабойной зоне образуются каверны, из-за чего ускоряется разрушение призабойной зоны с интенсивным выносом песка в скважину, в результате чего газовые скважины выбывают из действующего фонда. Уменьшение действующего фонда скважин приводит к снижению площади дренирования, что в итоге сказывается на конечном коэффициенте газоотдачи. В связи с этим при эксплуатации газовых скважин с ограничением дебита по геолого-технологическим причинам основной задачей при проведении капитального ремонта является ограничение или полное исключение выноса песка. 2. Методы борьбы с пескопроявлениемРешение проблемы борьбы с выносом песка в ствол скважины связано с необходимостью предотвращения пробкообразования при испытании и эксплуатации скважин, повышения их производительности, уменьшения затрат на капитальный и текущий ремонт. Изучение многолетнего промыслового опыта борьбы с пескопроявлением показало, что наиболее рациональными путями борьбы с выносом песка являются следующие методы, которые можно разделить на две группы: - установка фильтров различной конструкции (проволочные, щелевые, гравийные др.); - закрепление пород в призабойной зоне с использованием различных способов и материалов (тампонажные составы, смолы, химические растворы и т.д.). Следует отметить, что пескопроявление в некоторых случаях может играть и положительную роль в случае эксплуатации маломощных пластов, сложенных из малопроницаемых пород. Вынос песка и частичек разрушенных пород из таких пластов приводит к увеличению проницаемости призабойной зоны и, как следствие, к увеличению дебита скважины. С этой точки зрения методы эксплуатации скважин с пескопроявлением подразделяют на две обширные группы: - эксплуатация скважин с выносом песка на поверхность; - эксплуатация скважин с предотвращением выноса песка из пласта. На рисунке 1 представлены основные методы эксплуатации скважин спескопроявляющими к оллекторами. Методы эксплуатации скважин с пескопроявляющими коллекторами С выносом песка на поверхность Предотвращение выноса песка Химические Физико-химические Механические Композиции для крепления ПЗП Использование цементов со спец. свойствами Коксование нефти в ПЗП Сочетание Физических факторов и хим. реагентов Щелевые, проволочные, сетчатые, штампованные фильтры Гравийные фильтры: На устье На забое Рисунок 1 – Методы эксплуатации скважин с пескопроявляющими коллекторами В таблице 1 представлена матрица применимости каждого из методов в зависимости от условий пескопроявления. При выборе способа борьбы с выносом песка в скважину учитывается ряд факторов. Большое значение имеет конструкция забоя скважин. При заканчивании скважин с открытым забоем, как правило, используются механические или комбинированные способы. Химические методы закрепления песка применяются, в основном, в новых скважинах, где еще не успели образоваться каверны из-за выноса песка. При выборе способа борьбы с выносом песка учитываются температурные ограничения. Для химических методов допускаемые пределы температур составляют 16-175 °С, для механических методов таких ограничений нет, кроме тех случаев, когда при образовании набивок используются нефть или загущенные растворы. Таблица 1 - Матрица критериев применимости методов защиты от песка
К технологическим методам предотвращения пескопроявления в скважинах относятся, прежде всего, регулирование отборов флюидов из скважины. При этом определенное значение имеет вязкость флюида в пластовых условиях. Чем выше вязкость флюида, тем меньший градиент давления может быть критическим, то есть таковым, при котором начинается вынос песка. Газ имеет значительно более низкую вязкость, чем вода или, тем более, тяжелая смолистая нефть. Поэтому газовый пласт, сложенный слабосцементированными песчаниками, может подвергаться более значительным депрессиям, поэтому в процессе разработки газового месторождения по мере отбора газа происходит стягивание контура водоносности или подъем подошвенной воды, благодаря чему вода приближается к эксплуатационной газовой скважине и, в конце концов, поступает на забой. Если песчаник сцементирован глинистым или известковистым материалом, то вода по мере ее отбора из скважины постепенно вымывает этот материал, способствуя разрушению пласта даже при более низких депрессиях, чем первоначально. Для первой группы методов характерным является применение различных технико-технологических решений по обеспечению очистки поступающего в скважину песка в призабойной зоне или предупреждению его негативного воздействия на скважинное оборудование. Более эффективны методы борьбы с пескопроявлением, в основе которых лежит принцип предотвращения выноса песка в скважину. С этой целью применяются химические, физико-химические, механические методы и их комбинации для крепления пород пласта в призабойной зоне скважин. К механическим методам относятся противопесочные фильтры различной конструкции. Это гравийно-намывные, каркасно-гравийные, многослойные сетчатые, гравийно-набивные и др. К физико-химическим относятся методы закрепления коллекторов путем коксования нефти в призабойной зоне, а также сочетание физических и химических методов, например создание проппантного фильтра в призабойной зоне скважины. Химические методы основаны на искусственном закреплении призабойной зоны пласта смолами, цементом с соответствующими наполнителями. С учетом многолетнего опыта борьбы с пескопроявлением в скважинах проблеме уделяется много внимания, но известные методы по тем или иным причинам не дают требуемого результата. 2.1. Механические методы предупреждения пескопроявленийК механическим методам относится установка на забое скважины механических фильтров различной конструкции. Для предотвращения выноса песка из призабойной зоны в качестве противопесочных фильтров применяют следующие: проволочные однослойные и многослойные, металлокерамические и сетчатые. Они изготавливаются из стандартных труб с прорезанными в них отверстиями; с проволочной обмоткой; набивные забойные фильтры, заполняемые песком или другими материалами на поверхности; гравийные набивки из отсортированного песка, образуемые путем заполнения затрубного пространства в интервале залегания продуктивного пласта. Первые три конструкции фильтров обеспечивают задержание уже вынесенного песка, но они быстро разрушаются. Гравийные набивки обеспечивают искусственное закрепление пород в ПЗП. Одним из важнейших факторов считается соотношение между размерами зерен гравия и пластового песка. Оптимальным является соотношение:  (2.1)где  — диаметр гравия;  — диаметр зерен 50%-ной фракции механического состава пластового песка.При меньшем размере гравия снижается проницаемость гравийной набивки в процессе эксплуатации скважины вследствие закупорки пластовым песком, а превышение оптимального соотношения ухудшает пескоудерживающую способность фильтра. Кроме того, гравий постепенно уплотняется, оседает, часть его выносится с продуктивной скважины, поэтому через некоторое время после создания гравийной набивки вынос песка в скважину возобновляется. На проницаемость гравийной набивки влияет, кроме того, форма гравия и однородность его состава: идеальная модель пористости получается при укладке одинаковых сферических зерен кварцевого песка; он должен быть отсортированным, хорошо окатанным, крупнозернистым с необходимым для конкретных условий размером зерен. К сожалению, слабосцементированные породы склонны к обрушению и после очистки скважины от глинистой корки и прокачивания чистой жидкости. Известен способ предотвращения выноса песка из скважин, продуктивный пласт которых закреплен обсадными трубами, включающий закачку в призабойную зону пласта гравийной набивки, очистку ствола и спуск на забой фильтра с прорезными щелевыми отверстиями. Недостатком известного способа является снижение производительности скважины из-за уменьшения ее диаметра при установке щелевого фильтра, кроме того, затруднены ремонтные работы в призабойной зоне, например, очистка фильтра. Известен способ заканчивания скважин, включающий в себя спуск в продуктивную часть пласта перфорированных труб, оборудованных по наружной поверхности фильтром из пористого материала, предварительно пропитанного специальным герметиком. После установки колонн в продуктивной части пласта проницаемость фильтра восстанавливается с помощью кислоты и растворителя. Недостатком данного способа является возможность повреждения или полное разрушение фильтра в процессе спуска колонн, особенно в сильно искривленных скважинах или имеющих горизонтальное окончание, а также уменьшение пропускной способности скважины из-за необходимости применения труб меньшего диаметра, оборудованных наружным фильтром, и невозможность предупреждения обрушения стенок продуктивной части пласта, сложенной неустойчивыми породами. Проведенный анализ применения противопесочных фильтров на месторождениях позволяет сделать вывод о низкой эффективности фильтров по следующим причинам: - отсутствие положительного результата по 80% скважино-операций по установке противопесочных фильтров; - снижение дебита скважин и увеличение потерь давления после установки противопесочных фильтров по большей части скважин; - осложнения при проведении последующих КРС в скважинах с фильтрами; - опасность существенного снижения производительности скважины в результате завала фильтра мехпримесями и заиливания сетки проволочной навивки; - невозможность извлечения фильтра на поверхность с целью его регенерации и промывки забоя; Основным негативным фактором борьбы с пескопроявлением при помощи установки противопесочных фильтров на забое скважин является тот факт, что фильтр не предотвращает разрушение призабойной зоны пласта, а лишь частично удерживает выносимый потоком газа песок. 2.2 Физико-химические методы предупреждения пескопроявлений2.2.1. Коксование нефти в ПЗП При разработке нефтяных месторождений термическими методами одним из перспективных способов борьбы с выносом песка является крепление призабойной зоны способом коксования нефти. Сущность способа крепления коксованием состоит в получении кокса в пласте в качестве вяжущего материала за счет продолжительного окисления в призабойной зоне горячим воздухом. Известно, что термическое разложение нефти завершается образованием твердого углеродистого остатка — кокса. С повышением давления (свыше 1,0 МПа) скорость деструкции не снижается, выход газообразных продуктов распада уменьшается, а количество твердых продуктов реакции увеличивается. При нагнетании горячего воздуха в условиях термического разложения нефти при температуре 260—450°С кислород взаимодействует с компонентами нефти, образуя пары воды, двуокись углерода и низкомолекулярные продукты окисления (эфиры, кислоты, альдегиды). При этом структура и свойства остатка нефти значительно изменяются из-за возрастания количества асфальтенов, которые являются коксообразующим материалом нефти. Этот способ укрепления пластов в скважинах может применяться на ранней стадии эксплуатации месторождений с высокой вязкостью нефти и небольших глубинах залегания пластов. Однако, данный способ требует дополнительных затрат на использование теплового генератора для получения тепла для нагрева закачиваемого воздуха. В целом, этот метод обработки пластов распространен незначительно в связи с усложнением технологии и удорожанием работ. 2.2.2. Применение RCP – проппантов Для скважин с интенсивным пескопроявлением, приводящим к образованию каверн в пласте, была испытана технология крепления на основе малотоннажного гидравлического разрыва пласта (ГРП) с использованием RCP-проппанта массой до 5 т. Суть данной технологии заключается в создании в призабойной зоне хорошо проницаемого для добываемых флюидов экрана за эксплуатационной колонной и в пласте, но препятствующего выносу несцементированного мелкодисперсного песка. С этой целью в призабойную зону скважины производилась закачка RCP-проппанта по дизайну ГРП. RCP-Проппант (Resin Coated Proppant – с англ. покрытый смолой проппант) покрыт фенолформальдегидными смолами. Склеивание начинается при давлении выше 69 атм. При атмосферном давлении сшивание RCP проходит при температуре выше 90°С. При проведении ГРП пласт может остывать до 45°С, что ухудшает склеивание RCP-пропанта. В этом случае в качестве разогревающего состава применяются специальные композиции, которые при смешивании на забое выделяют большое количество теплоты (разогрев до 140°С). Фракция закачиваемого проппанта подбиралась исходя из данных гранулометрического анализа попутно выносимого песка. Поскольку температура пластов ПК в обрабатываемых скважинах ниже 70°С, к закачиваемому RCP-проппанту добавлялись активаторы спекания MS-1, ПКК-1. Недостатками данного метода можно считать сравнительно большой расход проппанта на одну скважино-опрецию, вынос проппанта в скважину, трудность работы с низкотемпературными скважинами, тщательный подбор активаторов. 2.3. Химические методы предупреждения пескопроявленийК химическим методам предупреждения пескопроявлений относится использование методов закрепления призабойной зоны пласта композициями смол и составами, формирующими проницаемый тампонажный камень, играющими роль фильтра. Эти методы позволяют сохранить коллекторские свойства пласта, обеспечивают вторичное вскрытие в щадящем режиме, что способствует предотвращению выноса песка в скважину. 2.3.1. Проницаемые тампонажные составы Исследователями показано, что роль фильтрата может выполнять высокопроницаемый тампонажный камень, образующийся в результате схватывания закачанной в скважину тампонажной смеси. Наибольший интерес представляют смеси портландцементов, как наиболее дешевого и доступного вяжущего. Он нетоксичен, удобен в применении и формирует достаточно прочный камень, сохраняющий свои свойства во времени. Известна тампонажная композиция для крепления призабойной зоны, которая содержит в мас.%: 30-40 цемента, 20-30 песка, 10-15 хлористого натрия, 3-5 фосфомела - отхода преципитатного производства на основе карбоната кальция и водный раствор хлористого натрия - остальное. Известен способ крепления скважины с использованием цементного раствора, включающий последовательное закачивание моющей буферной жидкости, трех порций цементного раствора, отличающийся тем, что в качестве первой и второй порций цементного раствора используют цементный раствор плотностью 1650-1750 кг/м3 с эрозионными свойствами. Недостатками данного способа является чувствительное снижение фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора после обработки, малая успешность проводимых операций, ввиду неконтролируемого времени отверждения и быстрой потери текучести. 2.3.2. Крепление смолами Технология крепления призабойной зоны скважин основана на применении метода тампонирования под давлением с использованием полимерных составов, включающих синтетическую смолу, соответствующий отвердитель и реагенты для повышения прочности и проницаемости закрепленной зоны пласта. Крепление смолами занимает значительную долю среди технологий борьбы с пескопроявлением о чем свидетельствует большое количество патентов, как отечественных так и зарубежных. а) Карбамидные смолы Известен способ крепления призабойной зоны пласта, включающий создание фильтра путем закачки отверждаемого полимерного состава в призабойную зону, в качестве отверждаемого полимерного состава используют водный раствор карбамидной смолы, хлористого аммония и нитрита натрия в следующем соотношении, мас. %: - карбамидная смола – 80% - хлористый аммоний – 1-3% - нитрит натрия – 1-3% - вода – остальное Сущность данного способа состоит в частичном заполнении межзернового пространства закрепляемой породы отверждаемым раствором смолы за счет размазывания ее гидрофобной, продавливающей жидкостью. б) Фенолформальдегидные смолы Известен cостав для крепления призабойной зоны нефтяных и газовых скважин. В своем составе композиция содержит формальдегидную смолу и отвердитель на основе раствора сульфокислоты. Количество отвердителя в составе составляет 7-15%. Результатом применения данной композиции является создание сравнительно прочного фильтра в призабойной зоне пласта (до 4,7 МПа) и приемлемым сохранением ее проницаемости. в) Фурфуриловый спирт Известен cостав для крепления призабойной зоны пласта, включающий кубовые остатки ректификации фурфурилового спирта, концентрированную техническую соляную кислоту и воду, дополнительно содержащую ацетон и 25%-ный водный раствор аммиака в отношении объемных частей, равном 1:1, при следующем соотношении компонентов,% об.: - кубовые остатки ректификации фурфурилового спирта - 57-75 - концентрированная техническая соляная кислота - 8-19 - ацетон - 2-4 - водный раствор аммиака 25%-ной концентрации - 2-4 - вода – остальное г) Полиуретановые полимеры Известен способ борьбы с пескопроявлением в нефтяных и газовых скважинах. Способ заключается в закачке в скважину безводной жидкости, содержащей полиуретановый предполимер и растворитель, закачку воды и отверждение, используют полиуретановый предполимер гидрофобный ППГ, а в качестве растворителя - низший кетон, при их соотношении, мас.%: - полиуретановый предполимер – 5-15% - низший кетон – 85-95% д) Ацентонформальдегидные смолы Известен cпособ крепления призабойной зоны пласта пескопроявляющих скважин. Способ заключается в закачке полимерного состава и соляной кислоты с последующей выдержкой до отверждения полимерного состава. е) Резорцинформальдегидные смолы Известен состав для крепления слабосцементированного продуктивного пласта. Состав представляет из себя смесь компонентов в следующих соотношениях, %масс: - алкилрезорциноформальдегидная или фенолорезорциноформальдегидная смола – 70-80% - параформ – 10-15% - карбонат аммония – 10-15% Результатом применения композиции является создание прочного фильтра (10 МПа). Недостатком является наличие области применения композиции для температуры выше +60◦С. ж) Резолформальдегидные смолы Известен тампонажный материал для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах. В его состав входят: - резолформальдегидная смола – 50% - вода – 35% - соляная кислота – 15% - пенообразователь – для снижения усадки - наполнитель – для увеличения пластичности з) Сланцевые смолы Контарен-2 представляет собой композицию, включающую наполнитель и полимерообразующие компоненты, в качестве которых использованы суммарные сланцевые акрилрезоцины (состав ТС-10) и уротропин. Их взаимодействие при температуре выше 35°С образует полимер, который представляет собой пространственную трехмерную сетку, характеризуемую значительной густотой, высокой механической прочностью и коррозионной устойчивостью. Сетка способна разрушаться с заметной скоростью только под действием концентрированных (выше 10%) растворов едких щелочей. Термостойкость сетки приближается к 200°С. и) Эпоксидные смолы Известен метод и композиция для стабилизации несцементированных коллекторов. Основу данной композиции составляет эпоксидная смола. Из-за ее высокой природной вязкости необходимо разбавление для повышения проникающей способности композиции в призабойную зону пласта. В качестве растворителя обычно применяют метанол. Вязкость такой композиции значительно снижается. В качестве отвердителя используют различные соединения класса аминов. Количество добавляемого отвердителя регулируется в зависимости от условий применения композиции, в частности, характеристик призабойной зоны. Состав композиции: - эпоксидная смола – 50% - метанол – 50% - аминный отвердитель – в зависимости от условий в скважине ЗаключениеПри выборе способа борьбы с выносом песка в скважину учитывается ряд факторов. Большое значение имеет конструкция забоя скважин. При заканчивании скважин с открытым забоем, как правило, используются механические или комбинированные способы. Химические методы закрепления песка применяются, в основном, в новых скважинах, где еще не успели образоваться каверны из-за выноса песка. Учитываются также температурные ограничения. Анализ опыта использования механических методов и средств борьбы с разрушением пласта, основанных на сооружении на забое скважины различных задерживающих устройств и фильтров, показал их недостаточную надежность. Это связано с тем, что сооружение и правильный выбор конструктивных элементов механических фильтров зависит от множества сложных факторов как технического, так и геологического характера и представляет собой достаточно трудоемкий и дорогостоящий процесс. Существенными недостатками фильтров являются: кольматация, недостаточная механическая прочность и ремонтопригодность. Этих недостатков лишены химические способы укрепления призабойной зоны слабосцементированных пластов. Основной задачей укрепления призабойной зоны скважины является повышение ее прочности, при сохранении или незначительном снижении фильтрационно-емкостных свойств коллектора, для обеспечения высокого дебита скважины. Обзор показал, что отечественные и иностранные компании активно применяют химические методы предотвращения выноса песка в скважины, которые основаны на использовании полимерных композиций, смесей цемента с различными наполнителями, полиуретановых полимеров, эпоксидных, фурановых, карбамидных, фенольных и фенолформальдегидных смол, а также их смесей с песком. Список использованной литературыСовременные идеи теоретической геологии / И.И. Абрамович, В.В. Груза, И.Г. Клушин и др. М.: Недра, 1984. - 280 с. Маслов И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин// Серия «Нефтепромысловое дело» М.: 1980. – 64с. Борьба с песком при заканчивании горизонтальных скважин. М., НИИОЭНГ, 1989 (экспресс-инф. Сер. Строительство скважин. Зарубежный опыт), вып. 20, с. 4 RU 2366683 C2 Состав для крепления призабойной зоны нефтяных и газовых скважин. RU 2119041 Состав для укрепления слабосцементированного пористого пласта. https://studbooks.net/563729/geografiya/suschestvuyuschie_metody_borby_peskoproyavleniem_metody_predotvrascheniya_postupleniya_peska_skvazhinu (28.08.19) http://nashuch.ru/oslojneniya-voznikayushie-pri-ekspluatacii-gazovih-skvajin-pes.html?page=3 (28.08.19) СодержаниеВведение 5 1. Пескопроявление в газовых скважинах 6 2. Методы борьбы с пескопроявлением 8 2.1. Механические методы предупреждения пескопроявлений 12 2.2 Физико-химические методы предупреждения пескопроявлений 14 2.3. Химические методы предупреждения пескопроявлений 16 Заключение 21 Список использованной литературы 22 | |||||||||||||||||||||||||||||||