Поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі

Синтезовано поверхнево-активні речовини на основі олійних культур і побічних продуктів від їх виробництва для використання в технологічних системах з метою підвищення нафтогазовидобутку й капітального ремонту свердловин на родовищах з ускладненими гірничогеологічними умовами. Із використанням синтез...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2019
Автори:	Bodachivska, L. Yu., Verba, A. Yu., Safronov, O. I., Davitadze, D. Z., Papeikin, O. O., Venger, I. O.
Формат:	Стаття
Мова:	Українська
Опубліковано:	V.P. Kukhar Institute of Bioorganic Chemistry and Petrochemistry of the National Academy of Sciences of Ukraine 2019
Теми:	поверхнево-активні речовини емульсії рослинні фосфатиди свердловини
Онлайн доступ:	https://kataliz.org.ua/index.php/journal/article/view/41
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Catalysis and petrochemistry
Завантажити файл:

Репозитарії

Catalysis and petrochemistry

_version_	1872008994910896128
author	Bodachivska, L. Yu. Verba, A. Yu. Safronov, O. I. Davitadze, D. Z. Papeikin, O. O. Venger, I. O.
author_facet	Bodachivska, L. Yu. Verba, A. Yu. Safronov, O. I. Davitadze, D. Z. Papeikin, O. O. Venger, I. O.
author_institution_txt_mv	[ { "author": "L. Yu. Bodachivska", "institution": "Інститут біоорганічної хімії та нафтохімії ім. В.П. Кухаря НАН України, Україна, 02094 Київ, вул. Мурманська, 1" }, { "author": "A. Yu. Verba", "institution": "Інститут біоорганічної хімії та нафтохімії ім. В.П. Кухаря НАН України, Україна, 02094 Київ, вул. Мурманська, 1" }, { "author": "O. I. Safronov", "institution": "Інститут біоорганічної хімії та нафтохімії ім. В.П. Кухаря НАН України, Україна, 02094 Київ, вул. Мурманська, 1" }, { "author": "D. Z. Davitadze", "institution": "Інститут біоорганічної хімії та нафтохімії ім. В.П. Кухаря НАН України, Україна, 02094 Київ, вул. Мурманська, 1" }, { "author": "O. O. Papeikin", "institution": "Інститут біоорганічної хімії та нафтохімії ім. В.П. Кухаря НАН України, Україна, 02094 Київ, вул. Мурманська, 1" }, { "author": "I. O. Venger", "institution": "Інститут біоорганічної хімії та нафтохімії ім. В.П. Кухаря НАН України, Україна, 02094 Київ, вул. Мурманська, 1" } ]
author_sort	Bodachivska, L. Yu.
baseUrl_str	https://kataliz.org.ua/index.php/journal/oai
collection	OJS
datestamp_date	2021-12-10T12:30:42Z
description	Синтезовано поверхнево-активні речовини на основі олійних культур і побічних продуктів від їх виробництва для використання в технологічних системах з метою підвищення нафтогазовидобутку й капітального ремонту свердловин на родовищах з ускладненими гірничогеологічними умовами. Із використанням синтезованих поверхнево-активних речовин у поєднанні з гліцерином і відходами різних виробництв місцевої промисловості (карбонатна крихта, дистилерна рідина, солі, кислоти) розроблено інвертно-емульсійні дисперсні системи з регульованими структурно-реологічними та антикорозійними властивостями, густиною і стійкістю для буріння свердловин, розкриття продуктивних пластів; перфорації свердловин, освоєння продуктивних пластів; глушіння газових, газоконденсатних і нафтових свердловин; усунення проявів і плину газу в свердловинах; обмеження та ліквідації водопроявів; очищення привибійної зони свердловин, інтенсифікації припливу вуглеводневої сировини. Вони випробувані в лабораторних і дослідно-промислових умовах, значна частина з них впроваджена чи апробована на газоконденсатних родовищах. Скоординовані ефективні та економічні дії, які мають сформуватись у державній енергетичній політиці України, сприятимуть розвитку нафтогазодобувних підприємств, а саме: збільшенню видобутку власних нафти і газу; максимальному залученню потенціалу енергозбереження; диверсифікації зовнішніх джерел постачання; наближенню параметрів нафтогазодобувної галузі до норм і стандартів Європейського Союзу.
doi_str_mv	10.15407/kataliz2019.28.001
first_indexed	2026-03-12T15:50:01Z
format	Article
fulltext	Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 1 УДК 541.18.024; 517.972:622.279 © 2019 https://doi.org/10.15407/kataliz2019.28.001 Поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі Л.Ю. Бодачівська, А.Ю. Верба, О.І. Сафронов, Д.З. Давітадзе, О.О. Папейкін, І.О. Венгер Інститут біоорганічної хімії та нафтохімії ім. В.П. Кухаря НАН України, Україна, 02094 Київ, вул. Мурманська, 1; тел.: (044) 559-60-59, е-mail:bodach@ukr.net Синтезовано поверхнево-активні речовини на основі олійних культур і побічних продуктів від їх виробництва для використання в технологічних системах з метою підвищення нафто- газовидобутку й капітального ремонту свердловин на родовищах з ускладненими гірничо- геологічними умовами. Із використанням синтезованих поверхнево-активних речовин у поєднанні з гліцерином і відходами різних виробництв місцевої промисловості (карбонатна крихта, дистилерна рідина, солі, кислоти) розроблено інвертно-емульсійні дисперсні систе- ми з регульованими структурно-реологічними та антикорозійними властивостями, густи- ною і стійкістю для буріння свердловин, розкриття продуктивних пластів; перфорації свер- дловин, освоєння продуктивних пластів; глушіння газових, газоконденсатних і нафтових свердловин; усунення проявів і плину газу в свердловинах; обмеження та ліквідації водоп- роявів; очищення привибійної зони свердловин, інтенсифікації припливу вуглеводневої си- ровини. Вони випробувані в лабораторних і дослідно-промислових умовах, значна частина з них впроваджена чи апробована на газоконденсатних родовищах. Скоординовані ефекти- вні та економічні дії, які мають сформуватись у державній енергетичній політиці України, сприятимуть розвитку нафтогазодобувних підприємств, а саме: збільшенню видобутку вла- сних нафти і газу; максимальному залученню потенціалу енергозбереження; диверсифікації зовнішніх джерел постачання; наближенню параметрів нафтогазодобувної галузі до норм і стандартів Європейського Союзу. Ключові слова: поверхнево-активні речовини, емульсії, рослинні фосфатиди, свердловини Вступ Енергоозброєнність, у тому числі забезпеченність вуглеводневою сировиною, є одним з основних чинни- ків економічного росту і розвитку народного господар- ства будь-якої країни. Газова промисловість України розвивається на базі родовищ Передкарпатської, Дніп- ровсько-Донецької нафтогазових областей, Причорно- морсько-Кримської нафтогазоносної провінції. Спо- живання газу в Україні становить 65–70 млрд м3/рік. Видобуток газу в Україні в 2018 р. становив близько 18,9 млрд м3, що забезпечує потреби країни на 29,9– 32,1 %, решту газу імпортують переважно з Росії й Туркменистану. На 2020 р. заплановано видобути 28 млрд м3 природного газу, з них майже 50 % – за су- часними технологіями із залученням нових інвестицій. Cпираючись на потужний інноваційний та науково- технічний потенціал, Україна спроможна вийти на єв- ропейський рівень розвитку. Інноваційні технології, втілені в конкретну стратегію та дії вчених, спеціаліс- тів, підприємців, здатні підвищити рівень життя людей найшвидше. І навпаки, без розвитку інноваційного по- тенціалу його неможливо зберегти, в такому разі відс- тавання від розвинених країн надалі стане катастрофі- чним. Конкурентоспроможність вітчизняного вироб- ника можуть забезпечити саме інноваційні проекти, тому що вони, як свідчить світовий досвід, дають най- більший прибуток, створюють якісну додаткову вар- тість, нові робочі місця, наповнюють бюджет. Світові лідери – це передусім лідери у сфері інновацій і нових екологічно ефективних наукоємних технологій. Нафтогазодобувна і нафтопереробна галузі – одні з найбільших споживачів, а разом з тим і забрудників довкілля хімічними продуктами впродовж усього лан- цюга видобутку, транспортування, переробки, збері- гання, застосування вуглеводневої сировини. Необхід- ність узгодження цілей їх економічного розвитку, гос- подарської діяльності з екологічними вимогами й об- меженнями, зумовленими погіршенням стану довкіл- ля, виснаженням природних ресурсів, постали перед країною і підприємствами в найгострішій, невідклад- ній формі. Розв’язання цього завдання шляхом пошуку природних екологічно сприятливих продуктів, які б повністю асимілювались біосферою, створенням такої технологічної схеми їх перетворень і застосування, щоб результат інтегральної взаємодії з біосферою об- межувався в кінцевому підсумку легкою і швидкою https://doi.org/10.15407/kataliz2019.28.001 mailto:bodach@ukr.net Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 2 біодеградацією – найактуальніша проблема сучасності. Водночас через складні геолого-технічні умови за- лягання покладів, низьку ефективність технологічних процесів і відсутність належної якості хімічних реаген- тів спеціального призначення серйозно погіршується стан видобувних свердловин як на етапі буріння й за- вершення будівництва, так і в процесі експлуатації. Зростаючий попит на енергоресурси потребує постій- ного проведення величезного обсягу ремонтно- відновлювальних робіт, розконсервації й виведення свердловин з бездіяльного фонду, інтенсифікації прип- ливу вуглеводневої сировини, капітального і поточного ремонту. Застосовувані технологічні системи (перева- жно на водній основі) не відповідають сучасним вимо- гам будівництва та експлуатації свердловин. Через ни- зькі пластовий тиск і проникність колекторів глибока фільтрація значних обʼємів води часто супроводжуєть- ся незворотньою кольматацією порового простору на- вколосвердловинної зони, зниженням продуктивності свердловин [1–3]. Відомі ж дисперсні системи на олій- ній (вуглеводневій) основі потребують високих конце- нтрацій екологічно небезпечних розчинників і поверх- нево-активних речовин (ПАР), підвищення седимента- ційної, агрегативної й термічної стійкості емульсійно- суспензійних систем, захисту внутрішньосвердловин- ного обладнання від корозії [3–8]. Виходячи з концепцій “збалансованого світу” та “сталого розвитку”, для вирішення цих проблем та їх комплексного розв’язання в ІБОНХ ім. В.П. Кухаря НАН України проведено систематичну роботу з пошу- ку доступної відновлюваної біосировини, синтезу на її основі екологічно безпечних ПАР, створенню техноло- гічних систем для ефективної роботи свердловин, інте- нсифікації й підвищення видобутку вуглеводневої си- ровини. Проведено роботу у двох взаємопов’язаних на- прямах. За першим із них, досліджено властивості й встано- влено можливості як безпосереднього використання побічних продуктів очищення олій (фуз, гідрофуз, фо- сфатидний концентрат), так і сполук хімічних перетво- рень олій і фосфатидів з метою отримання багатофун- кціональних ПАР – емульгаторів, стабілізаторів, гід- рофобізаторів, структурувальних агентів, адгезивів, інгібіторів корозії тощо. За другим напрямом, із природних і синтезованих ПАР у поєднанні з гліцерином, відходами різних виро- бництв місцевої промисловості (карбонатна крихта, дистилерна рідина, солі, кислоти) створено й випробу- вано в лабораторних і дослідно-промислових умовах композиційні поверхнево-активні системи (ПАС) різ- ного технологічного призначення. Властивості рослинних фосфатидів і синтез на їх основі багатофункціональних поверхнево- активних речовин Відомо, що суміш рослинних фосфатидів має специфічні фізико-хімічні властивості, які вирізняють їх серед інших відомих ліпідів. Насамперед це стосується їх дифільної будови [9]. Через наявність у молекулах рослинних фосфатидів об’ємної гідрофіль- ної частини, утвореної полярними залишками фосфор- ної кислоти та азотистих основ, фосфоліпіди здатні диспергуватися у воді, тоді як гідрофобні радикали з довгих аліфатичних ланцюгів – залишків вищих наси- чених і ненасичених кислот – додають їм спорідненос- ті до органічних розчинників. У зв’язку з цим як у вуглеводнях, так і у воді всі ви- вчені фосфатиди утворюють колоїдні розчини певного ступеня дисперсності внаслідок набрякання фосфати- дів із формуванням ламелярних мезофаз. При механіч- ній дії, наприклад струшуванні чи перемішуванні, при диспергуванні набряклої маси в надлишку розчинника утворюються замкнені ламели – везикули [10], а за під- вищених їх концентрацій – мультиламелярні везикули з діаметром часточок від 0,1 до 100 мкм. Така пастопо- дібна маса має псевдоізотропну текстуру з олійними борознами. У розбавлених органічних розчинниках фосфолі- піди формують сферичні міцели, а за наявності неве- ликої кількості води – в’язкі гелеподібні системи. З підвищенням концентрації до 5–7 % молекули фосфа- тидів видовжуються й перетворюються на циліндричні агрегати. Доведено [11], що збільшення в’язкості при додаванні води обумовлене не набряканням асоціатів молекул, а їх одновимірним зростанням та утворенням стрижнеподібних міцел, які переплітаються і форму- ють тривимірну сітку, що за реологічними властивос- тями нагадує напіврозбавлені розчини полімерів. Поєднання об’ємних біполярних частин в одній мо- лекулі приводить до концентрування фосфатидів на межі поділу фаз або самоорганізації їх у рідинно- кристалічні мезофази: гідрофуз і фуз утворюють біша- рову ламелярну мезофазу прямого чи зворотного типу, кофос – гексагональну або кубічну і формують ліпос- фероїди, що є комплексами бішарових структур із гло- булярними міцелами [10]. Встановлено [12], що порівняно з очищеними фос- фатидами, наприклад лецитином, гідрофуз, фуз і кофос зв’язують майже вдвічі більше вуглеводневих розчин- ників, що зумовлено утворенням змішаних структур. Характерною особливістю таких систем є здатність до структуроутворення, що відбивається змінами в’язкості й стійкості. Так, при розбавленні водою висо- коконцентрованих емульсій прямого типу, до яких на- лежить гідрофуз, концентрація фосфатидів зменшуєть- ся, структура систем ослаблюється й емульсії перехо- дять у текучий стан [13, 14]. При введенні в емульсію до 15 % індивідуальних вуглеводнів (октан– гексадекан) чи вуглеводневої суміші (дизельне паливо, газовий конденсат) утворюються додаткові емульсійні центри, вуглеводнева фаза солюбілізується потужною гідрофобною порожниною ліпосфероїдів, що супрово- джується інтенсивним зростанням в’язкості. Дослі- дженням електропровідності встановлено, що у цьому Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 3 концентраційному діапазоні емульсійні системи зали- шаються прямими. Подальше збільшення вмісту роз- чинника приводить до обернення фаз та утворення ти- пових інвертних систем, яким властиве закономірне зменшення в’язкості при розбавленні, тобто з підви- щенням концентрації дисперсного середовища. Встановлені закономірності зміни колоїдно- хімічних властивостей фузів і гідрофузів покладено в основу розробленої низки прямих і зворотних емульсій [13–16]. Використання ж для цього фосфатидного кон- центрату (кофосу), що є майже рівною сумішшю три- гліцеридів (залишкова олія) і фосфатидів, економічно невиправдане через високі концентрації (до 78,5 %) [17], а стосовно тривалості проведення робіт може спричинити незворотню кольматацію присвердловин- ної зони продуктивного пласта, особливо за високих температур. Підвищення активності й комплексного поліпшен- ня емульгуючої і стабілізуючої здатності й термостабі- льності за одночасного зниження енергетичних і мате- ріальних витрат добиваються хімічною трансформаці- єю кофосу, зокрема етаноламінами. Отримана складна суміш ПАР, переважно з алкілоламідів і аміноестерів із вмістом активної основи від 63 до 90 %, названа фос- фатидином, справді виявилася ефективною [18, 19]. Проте утворення в процесі синтезу 10–37 % (за масою) нерозчинних у вуглеводнях гідрофільних гліцерину, гліцеролфосфатидів та їхніх амінних солей із неприєм- ним амінним запахом, які не змішуються з основною масою фосфатидину і потрапляють у розряд відходів, зумовило пошук методів його усунення. Виходили з того, що при обробленні кофосу гашеним вапном чи оксидом кальцію (1,5–3,0 %) автори праці [20] доби- лись підвищення агрегативної стійкості інвертних си- стем без необхідності виділення активної частини. Справді, уведення нами в реакційну масу СаО внаслі- док зв’язування залишкової води в кофосі й утворення Са(ОН)2 не лише забезпечило майже кількісне каталі- тичне трансамідування гліцеридів, а й сприяло зв’язуванню фосфатидів з утворенням розчинних в основній масі поверхнево-активних алкілоламідів, ка- льцієвих комплексних солей. Утворена синергічна су- міш сорбувалась на наповнювачах-обважнювачах (СаСО3, BaSО4) і краплях гідрофільної фази (вода, глі- церин), формувала органогелеві захисні шари. Однак із підвищенням температури структура їх ослаблюється і вже за 45 °С через 7–10 діб, а за температури понад 80 °С упродовж доби системи розділяються на окремі фази. Малорозчинні дегідратовані фосфатиди не тільки перестають виконувати стабілізуючу функцію, а й зда- тні істотно погіршувати проникність порового середо- вища привибійної зони в процесі тривалого знахо- дження рідини у сверловині. Цих недоліків вдається уникнути трансамідуванням кофосу етаноламінами за наявності оксиду кальцію як комплексоутворювача, за молярного співвідношення кофос : етаноламін : оксид кальцію = 1 : (2–3) : (0,4–1,0) і температури 90–110 °С протягом 3,0–3,5 год [19, 21]. Уведення в реакційну суміш дрібнодисперсного поро- шку СаО, який утворює з водою гідроксид кальцію, з одного боку, сприяє перебігу лужного гідролізу гліце- ридів і тим самим пришвидшує реакцію, а з іншого − уможливлює переведення гліцеридів фосфорної кис- лоти в кальцієву форму. В свою чергу, це сприяє роз- чиненню гліцерофосфатидів кальцію в основному продукті – алкілоламідах жирних кислот з утворенням стійкого гомогенного продукту жовто-коричневого кольору, названого кальційфосфатидином [21, 22]. Ви- сока поверхнева активність суміші алканоламідів і амі- доестерів сприяє утворенню тонкодисперсних емуль- сій, а підвищена стабільність забезпечує формування кальційгліцерофосфатидами змішаного структурова- ного адсорбційно-сольватного шару, що запобігає коа- лесценції крапель води чи високодисперсних твердих матеріалів – карбонату кальцію, мікрокульок. Подібного практичного результату досягнули кон- денсацією вищих жирних кислот, їхніх метилових ес- терів, олій та кофосу з аліфатичними амінами [23] чи N,N-біс(оксіетил)етилендіаміном [24]. Вперше встано- влено оптимальні умови перетворення олій і фосфати- дів, отримано з високими виходами як окремих алкі- ламідоамінів і амінних солей гліцеролфосфатидів (оле- один), так і однорідної системи гідрофобних хелатних комплексів ПАР (фосфолідин). Доведено, що утво- рення фосфолідину зумовлено системою водневих зв’язків між гідроксидними групами ПАР і гліце- ролфосфатидами. Гідрофільні поліспиртові групи ра- зом із малополярними С–О–С–залишками гліцеридів у вуглеводневому розчині формують міцели незвичайної еліпсоїдної чи циліндричної форми, які надійно екра- новані довгими вуглеводневими ланцюгами насичених і ненасичених кислот. Останні взаємодіють із вуглевод- невою фазою, утворюють сольватований гідрофобний шар. У концентрованих розчинах міцели трансформу- ються у в’язкі високоструктуровані рідинно-кристалічні мезофази з чергуванням прошарків гідрофільної і гід- рофобної (вуглеводневої) фаз, які й визначають їх спе- цифічні властивості як ПАР комплексної дії. Синтезовані на основі рослинної сировини ПАР практично повністю розчиняються або диспергуються в рідких аліфатичних та ароматичних вуглеводнях, легких нафтах, нафтопродуктах, газоліні, газовому конденсаті, мінеральних і рослинних оліях. Вперше встановлено, що вони утворюють незвичайну міцеляр- ну структуру в розчині й гелеподібну структуру в ад- сорбційному шарі, посилюють стабілізуючу дію в ему- льсіях, емульсійно-суспензійних системах, тобто пе- решкоджають коагуляції і флокуляції глобул дисперс- ної фази. Стосовно практичного використання синтезованих біоПАР найважливішими є розроблені важелі керу- вання структурно-реологічними властивостями, густи- ною і стійкістю утворених ними інвертних емульсій у Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 4 широкому діапазоні зміни природи й концентрації ПАР, а також співвідношення фаз вода : вуглеводень [25]. Так, зі збільшенням кількості водної фази віднос- но вуглеводневої реологічні властивості зворотних емульсій змінюються від текучих легкорухливих із регульованою стійкістю до напівтвердих пастоподіб- них систем. Добавленнням співемульгаторів полегшу- ють приготування й підвищують стабільність дисперсій. Порівнянно з відомими нафтохімічними реагентами, наприклад емульталом − сумішшю естерів кислот талової олії і триетаноламіну (ТУ 6-14-1035-85), ЕС-2 − продуктом взаємодії кубових залишків синте- тичних жирних кислот (СЖК) і декстраміну (ТУ 38201351-81), нафтохімом-1 − продуктом конденсації поліетиленполіамінів і кислот легкої талової олії (ТУ 38201463-86), чи нафтенолом − олієрозчинні солі СЖК фракції С8–24 та алкілполіамінів (ТУ 2458-057-17197708- 01), дисперсні системи (емульсії, суспензії) на основі нових ПАР мають високу термічну стабільність, що уможливило їх використання для розроблення техноло- гічних систем, ефективних в ускладнених термобарич- них умовах у процесах нафтогазовидобутку [26–28]. У результаті комплексних досліджень, виявлених при цьому особливостей хімічної будови й колоїдної структури синтезованих ПАР, зміни властивостей дис- персних систем, встановлення важелів їх спрямованого регулювання у поєднанні з математичним моделюван- ням складних технологічних процесів та умов викори- стання, розроблено низку емульсійно-суспензійних систем, прямих і зворотних емульсій із регульованими густиною, стійкістю, структурно-механічними та ін- шими важливими практичними властивостями. Оптимізацію дисперсних систем як за складом ба- гатокомпонентних композицій, так і їх численними властивостями проводили методом математичного моделювання причинно-наслідкових залежностей між багатозначними вхідними (х1, х2,..., хn) і вихідними (у1, у2,..., уm) параметрами. Оптимальну технологічну си- стему за векторним критерієм Y обирали за допомогою агрегованого критерію оптимальності I(X, Y): / max max , T T ν w ν Y w X I(X,Y)   k 1, max( ),T k T k N ν Y /w X    де vT – вектор вагових коефіцієнтів v для покомпонент- ного зважування кількісних характеристик системи; Y k – якісні характеристики k-ї системи; wT – вектор ваго- вих коефіцієнтів w для покомпонентного зважування характеристик якості системи; X k –кількісні характери- стики k-ї системи. Знайдений критерій кількісно оцінює ефективність k-ї системи по всій множині вхідних і вихідних пара- метрів, тобто в усьому діапазоні концентрацій числен- них інгредієнтів технологічних систем. Нижче наведено приклади оптимізованих компози- цій для ефективного розкриття продуктивних пластів, запобігання флюїдопроявам і їх ліквідації, стимулю- вання припливу вуглеводнів, тимчасового закриття, освоєння і консервації свердловин, екологічного моні- торингу, очищення довкілля від техногенних забруд- нень у процесі видобутку, підготовки і транспортуван- ня вуглеводневої сировини. Бурові інвертно-емульсійні дисперсні системи для розкриття продуктивних пластів з аномальним пластовим тиском Поняття “буровий розчин” охоплює всі робочі аге- нти, що їх використовують для руйнування і видалення вибуреної породи зі стовбура свердловини. Застосу- вання наукових знань та інженерних принципів ство- рення бурових розчинів на сучасному етапі полягає в збереженні природних ресурсів, захисті навколишньо- го середовища від забруднень, підвищенні безпеки бу- ріння, зниженні вартості завдяки економії часу і мате- ріалів при успішному завершенні будівництва та об- лаштування кожної свердловини. Проблеми розбурю- вання відкладів із пластовим тиском 0,6–0,2 нормаль- ного гідростатичного і відкладів із високим пластовим тиском (коефіцієнт аномальності 1,5–2,5) привели до пошуку нових матеріалів і створення за їх допомогою технологічних систем, принципово відмінних від іс- нуючих. Для таких умов на противагу глинокарбонатно полімерним розчинам на водній основі, які забезпечу- ють буріння за значної депресії на пласт із фільтрацій- ними втратами промивних рідин у сотні й тисячі кубі- чних метрів, затягуванням освоєння свердловин на багато місяців чи навіть із відсутністю припливу вуг- леводневої сировини [1–3, 5–8, 29], розроблені й за- пропоновані до використання бурові інвертні емуль- сійно-суспензійні системи (БІС), які уможливлюють безаварійне розкриття продуктивних пластів за рівно- важних тисків [30]. Цього добиваються уведенням в інвертні емульсії, приготовлені з використанням фосфатидину, олеодину або фосфолідину, газонаповнених мікрокульок необ- хідної густини. Порожнисті скляні мікрокульки зни- жують густину БІС до 490 кг/м3, а суцільні скляні мік- рокульки – збільшують їх густину до 1700 кг/м3, при- чому густина й реологічні властивості БІС із мікроку- льками легко регулюються [30, 31]. Ці рідини чудово витримують температуру 120–140 °С, високий тиск, агресивні умови, які можуть мати місце у свердловині. На відміну від багатьох відомих інвертних систем за таких температур у фільтраті відсутня вода. БІС − гід- рофобні, тому фільтрат не чинить руйнівної дії на во- дочутливі, нестійкі глинисті й хемогенні відклади, не знижує нафтопроникності колекторів. БІС мають високу агрегативну й седиментаційну стійкість, добрі змазувальні й протиприхватні властиво- сті, чинять антикорозійну захисну дію на внутрішньо- свердловинне устаткування, запобігають набряканню глинистого цементу, сумісні з усіма пластовими флю- їдами. З ними просто і зручно працювати як під час Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 5 приготування, так і в процесі використання, а завдяки сумісності з очисним устаткуванням довго й багатора- зово забезпечувати ефективне розкриття пластів бу- рінням або в подальших операціях завершувати будів- ництво свердловин. Залежно від умов використання БІС поділяють на полегшені інвертні дисперсії (ПІД) із регульованою густиною в діапазоні 490–900 кг/м3 (переважно 600– 800 кг/м3) та обважнені інвертні дисперсії (ОІД) густи- ною 1100–2500 кг/м3 (переважно 1700–2100 кг/м3). Властивості окремих ПІД і ОІД, призначених для буріння свердловин в ускладнених умовах, наведено в табл. 1. Система бурових розчинів на основі скляних мікро- кульок уможливлює розкриття високопроникних про- дуктивних пластів з проникністю до 2,5 мкм2, розкри- тими тріщинами до 3 мм за репресії 15–20 МПа без поглинання і втрати розчинів. Непроникний бар’єр, сформований твердими мікрокульками з гелеподібни- ми адсорбційно-сольватними прошарками і глобулами емульсії вода в олії, повністю виключає можливість диференційних прихватів бурильного інструменту. Полегшені інвертні дисперсії є альтернативою ае- рованим буровим розчинам. На відміну від останніх вони однорідні, нестискувані, стабільні і зручні в робо- ті, забезпечують добру стійкість стовбура свердловини, винесення породи, зниження вібрації, дають змогу бу- рити за тиску, близького до рівноважного, збалансова- ного, а також на депресії. Разом із низькою густиною промивного розчину ПІД проявляють несподівані вла- стивості поліпшувати промивання стовбура свердло- вини під дією тіл, що знижують густину розчину, як скруберів і газоочисників. Для якісного безаварійного розкриття продуктив- них інтервалів в умовах колекторів із високим пласто- вим тиском використовують ОІД, властивості яких добирають керуючись необхідністю створення проти- тиску на вибої свердловини, що на 5–10 % перевищує пластовий тиск. Їхні структурно-реологічні властивості регулюють зміною співвідношення вуглеводневої і водної фаз, а густину – переважно зміною концентрації суцільних мікрокульок із густиною 2200–2400 кг/м3 і твердих тонкодисперсних обважнювачів, переважно карбонату кальцію в системах до 1700 кг/м3 і бариту за необхідності забезпечення вищої густини. Завдяки легкості регулювання густини і структур- но-реологічних властивостей безпосередньо в процесі роботи БІС забезпечують максимальний рівень проти- фонтанної безпеки. Це системи багаторазового вико- ристання. Очищають їх від шламу під час буріння ста- ндартними методами бурові бригади капітального ре- монту свердловин середньої кваліфікації. Для дове- дення властивостей і повторного використання БІС не потрібне спеціальне устаткування й додаткове навчан- ня персоналу. Перфорація свердловин і освоєння продуктивних пластів Перфорація експлуатаційної колони, або вторинне розкриття продуктивного пласта, – найвідповідальні- ший момент у роботі свердловини, оскільки саме воно забезпечує гідродинамічний зв’язок свердловини з продуктивним пластом. Якість розкриття пластів пер- форацією (кумулятивною, кульовою, гідропіскостру- минною) визначається перш за все складом і властиво- стями рідини, якою заповнюють колону, створюваним нею протитиском на пласт, стійкістю до ударних нава- нтажень (70 МН і більше), проникненням у пласт філь- трату, твердої фази і продуктів розкладання перфора- ційного середовища. На родовищах, де в експлуатацію залучені одноча- сно великі продуктивні потужності, з’єднані в один експлуатаційний об’єкт, при використанні глиняних та інших розчинів на водній основі гідродинамічний зв’язок пласта із свердловиною здійснюється тільки по високопровідних каналах, тоді як низькопроникні прошарки залишаються заблокованими водним фільт- ратом із вектором капілярних сил, спрямованих вглиб пластів. Саме цим обґрунтована необхідність і прово- Т а б л и ц я 1 . Технологічні властивості полегшених і обважнених бурових розчинів Густина, кг/м3 Умовна в’язкість, c Фільтрація за АНІ, см3/30 хв Товщина фільтрацій- ної кірки, мм Коефіцієнт тертя фільт- раційної кірки Електро- стабіль- ність, В Статичне напру- ження зсуву 1/10, дПа, через рН Пластична в’язкість, мПа · с Динамічне напружен- ня зсуву, дПа 1 хв. 10 хв. 625 375 1,6 0,5 0,15 190 23,9 26,3 7,45 105 119,7 700 48 1,4 0,5 0,15 210 28,0 30,0 7,60 35 98,0 800 106 1,3 0,8 0,18 280 19,2 19,2 6,95 41 110,0 1150 96 2,0 1,5 0,20 260 38,3 38,3 7,15 49 138,9 1715 233 2,0 2,0 0,25 680 67,0 67,0 6,32 141 199,0 2050 384 4,0 3,5 0,25 340 138,9 138,9 6,24 317 289,3 Примітка: АНІ – Американський нафтовий інститут Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 6 диться масовий перестріл старих інтервалів перфорації в газовому конденсаті, що підвищує насиченість при- свердловинної зони пласта вуглеводневою фазою, знижує поверхневий натяг на межі поділу фаз. Втім, якщо на етапі розроблення покладів із пластовим тис- ком 0,8–1,0 гідростатичного стабілізований газокон- денсат забезпечував зміну дебіту відносно потенційно можливого на 3,2–5,5 % [1, 6, 32–33], то в сучасних умовах низького пластового тиску він виявився мало- ефективним. З урахуванням чинників, які знижують ефектив- ність кумулятивної перфорації, запропоновано два ва- ріанти ефективної перфорації та освоєння свердловин у полегшених системах на вуглеводневій основі [30]. За першим із них, необхідною умовою успішного проведення робіт є очищення стовбура свердловини, резервуарів, маніфольду, засувок та інших елементів циркуляційної системи від решток бурового розчину, використання активних рідин перфорації для очищен- ня каналів фільтрації. Двоступеневе очищення прово- дять 0,2–0,5%-м розчином водоолієрозчинного Твіну- 80 (поліоксіетилен-20-сорбітан моноалеат) у воді, а потім 0,5–2,0%-м розчином олеодину чи фосфолідину в газоконденсаті, які внаслідок змочування та істотного зниження міжфазового натягу на межі поділу з фільт- ратом сприяють його видаленню. При цьому разом із рідиною частково виносяться й тверді кольматанти. Перфорацію проводять у мікроемульсійному роз- чині, який готують на відфільтрованому за допомогою фторопластових фільтрів вуглеводневому розчині ПАР від попереднього промивання циркуляційної системи. Поєднанням високої агрегативної і термічної стабіль- ності мікроемульсії з наднизьким міжфазовим натягом її на межі з пластовим флюїдом (10–1 мкН/м) продук- тивність свердловин збільшено в середньому на 13,5 %. При цьому в післяремонтний період експлуатації продуктивність свердловин не знижується, як це відбу- валося при використанні водорозчинних ПАР. Навпа- ки, робота свердловин стабілізувалась, а в окремих ви- падках – збільшувався дебіт у часі, ймовірно, внаслідок диспергування часточок кольматантів при русі в поро- вому середовищі й поступового їх винесення з пласта на поверхню свердловини. За другим варіантом, за низьких пластових тисків рекомендована технологія проведення перфораційних робіт у полегшених дисперсіях на вуглеводневій осно- ві, приклади яких наведено в табл. 2. Відмінними особливостями запропонованих поле- гшених перфораційних середовищ є:  використання для полегшення інвертних емуль- сій високоміцних (до 180 МПа) газонаповнених мікро- кульок, що регулюють густину ПІД у діапазоні 800– 490 кг/м3;  регульована фільтрація ПІД від 0 до 24 см3/30 хв (у фільтраті тільки вуглеводневе середовище або тон- кодисперсна суспензія);  висока термічна, агрегативна і седиментаційна стійкість. Глушіння газових, газоконденсатних і нафтових свердловин Одним із ключових проблемних питань капітально- го ремонту свердловин є їх надійне та якісне глушіння, тобто попереднє тимчасове припинення роботи сверд- ловин з метою забезпечення безпечного й безаварійно- го виконання робіт. Процес глушіння проводять запов- ненням привибійної зони і стовбура свердловини спе- ціальними технологічними системами (ТС) (блокува- льною, заповнювальною, буферною), тиск загального стовпа яких на 10–15 % перевищує пластовий тиск і тим самим перекриває як витоки газу на поверхню (рух газу в свердловині), так і фільтрацію ТС у продуктив- ний пласт. Запропоновані раніше [1] широковідомі методи і способи закачування в інтервал перфорації свердловин блокувальних складів інвертних суспензій карбонату кальцію, дисперсійним середовищем яких була вугле- Таблиця 2. Технологічні параметри полегшених перфораційних середовищ з різною фільтрацією для розкриття про- дуктивних пластів з пластовим тиском 2,5–6,5 МПа і проникністю 0,1–2,5 мкм2 Густина, кг/м3 Умовна в’язкість, с Фільтрація за АНІ, см3/30 хв Товщина фільтра- ційної кірки, мм Коефіцієнт тертя філь- траційної кірки Електро- стабіль- ність, В СНЗ 1/10, дПа, через рН Пластич- на в’язкість, мПа.с Граничне динамічне напруження зсуву, дПа 25 °С 140 °С 1 хв 10 хв ПІД із низькою фільтрацією за початкової фільтрації за 60 с, що дорівнює нулю 500–900 50–480 0 1–4 0,5–1,5 0,12–0,20 360–930 14,3–14,6 14,3–38,6 7,1–9,2 25–39 14,3–106,9 ПІД із помірною фільтрацією за початкової фільтрації за 60 с, що дорівнює нулю 500–900 40–270 3–15 15–35 0,4–1,1 0,1–0,14 680–1130 13,1–13,4 13,1–16,7 7,0–8,8 18–26 13,9–87,6 ПІД із помірною загальною фільтрацією за початкової фільтрації за 60 с понад 2 мл 500–900 30–160 5–18 20–60 0,4–0,8 0,06–0,10 770–1200 12,0–12,1 12,3–13,4 6,9–9,0 15–21 12,3–48,7 Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 7 воднева фаза, зокрема газовий конденсат, а дисперс- ною фазою – вода або водний розчин солей будь-якої мінералізації, сьогодні вже неприйнятні. Велика густи- на інвертних крейдяних дисперсій (ІКД), недостатні їх структурно-механічні й адгезійні властивості в умовах високопроникних колекторів і низьких пластових тис- ків, властивих більшості розроблюваних покладів і підземним сховищам газу, зумовлюють гідравлічний розрив слабозцементованих пісковиків. Значне погли- нання й глибоке проникнення крейдяної суспензії в продуктивний пласт є причинами значних труднощів післяремонтного освоєння свердловин, необхідності проведення тривалих і дорогих хімічних і фізико- хімічних обробок [34–36]. Спроби блокування порового простору присверд- ловинної зони спеціально розробленим хімічно зши- тим поліакриламідом “Поліпласт” [37] показали, що, незважаючи на зв’язування значної кількості води й об’ємного збільшення часточок полімеру в сотні й ти- сячі разів, він не перекриває порові канали і не виклю- чає фільтрації води в пласт. Незалежно від методу і ступеня зшивання макромолекул на всіх відремонто- ваних свердловинах обʼєм рідин глушіння в 3–6 разів перевищував розрахований для заповнення свердло- вин, а після водоізоляційних робіт тривалість безводної експлуатації не перевищувала 20 діб. Збагачення водо- набрякаючого полімеру гель-фракцією також не дало бажаного результату через складність регулювання співвідношення компонентів. І тільки поєднанням поліпласту з регульованим набряканням з антифіль- траційними рідинами (емульсії, суспензії, емульсійно- суспензійні системи) прямого чи зворотного типу було досягнуто надійне та якісне блокування привибійної зони свердловин (ПЗС) [38, 39]. Емульсії прямого типу готували з висококонцентрованих лужних соапстоків або гідрофузу, зворотнього типу –додаванням у прямі емульсії невеликих кількостей (4,2–9,4 %) чистих ву- глеводневих розчинників (гексан – декан), а в проми- слових умовах – газового конденсату, нафти або ди- зельного палива. Солюбілізація вуглеводнів у гідрофузі з наступним оберненням фаз відбувається у досить вузькому інтервалі концентрацій вуглеводнів, тоді як у разі повторного добавлення води до рухливих ма- лов’язких інвертних систем за концентрації фос- фоліпідів понад 4 % супроводжується лише збільшен- ням в’язкості й переходом у пастоподібний стан. При додаванні до 87 % води, незважаючи на невелику кіль- кість дизельного палива (1,1–4,5 %), система зали- шається оборотною і стійкою, що вкрай важливо в процесах глушіння, суміщених із ремонтно- ізоляційними роботами. Розроблені у відділі поверхнево-активних речовин ІБОНХ ім. В.П. Кухаря НАН України та запропоновані іншими науковцями [40, 41] для умов аномально низь- ких пластових тисків (АНПТ) технології глушіння й освоєння свердловин ґрунтуються на використанні полідисперсних інвертних дисперсій (ІД), що склада- ються з емульсійного розчину й дисперсного напов- нювача у вигляді газонаповнених або суцільних скля- них, алюмосилікатних чи полімерних мікрокульок [42– 45]. ІД забезпечують ефективне блокування порових каналів продуктивного пласта. Через внутрішньопорове блокування часточками мікрокульок із розмірами, меншими за діаметр пор, але більшими за третину їх прохідного перетину, часточки меншого розміру затримуються, а структуровані ему- льсії запобігають фільтрації дисперсійного середовища й погіршенню фільтраційно-ємнісних параметрів на- вколосвердловинної зони продуктивних пластів, що, у свою чергу, зменшує витрати хімічних реагентів, ско- рочує час глушіння та освоєння свердловин, робочий час на капітальний ремонт свердловин загалом. З урахуванням цих завдань, ІД, як і БІС, поділяють на ПІД і ОІД. ПІД призначені для глушіння свердловин у складних геологічних умовах високопроникних ко- лекторів і низького або АНПТ. На сьогодні вони є єди- ною технологічною системою з програмним забезпе- ченням і автоматизованою системою добору інгредієн- тів відповідно до умов приготування й використання, що забезпечує надійне та якісне глушіння свердловин [28, 43, 46]. Для існуючих рідин глушіння ґрунтується на про- никному блокуванні порового простору пісковиків у присвердловинній зоні пласта. Через дефіцит пластової енергії повне деблокування зони проникнення усклад- нено, тому відсутність фільтрації ПІД у пласт – ключо- вий чинник при ремонті свердловин із дефіцитом плас- тової енергії. Разом із цим циркуляція рідини і візуаль- ний контроль рівня ПІД у свердловині забезпечує мак- симальний рівень протифонтанної безпеки ремонтних робіт. Зазначені переваги ПІД підтверджено дослідно- промисловими випробуваннями технології глушіння на сеноманских газових свердловинах Ямбурського газоконденсатного родовища із поточними параметра- ми: пластовий тиск у свердловинах на момент прове- дення ремонтних робіт становив 3–4 МПа, середнь- озважена проникність пісковику по газу – 1,5 мкм2. Усі свердловини успішно заглушені з рівнем рідини на гирлі. При цьому середня тривалість глушіння дорів- нювала 6–8 год. Після закінчення ремонтних робіт све- рдловини освоєні методом компресування протягом 12–18 год. Економічний ефект від упровадження ПІД – від 134 до 270 тис. дол. США на 1 свердловино-ремонт [43]. Для глушіння свердловин підземних сховищ газу (ПСГ) розроблено й випробувано на Олишівському і Богородчанському ПСГ інвертні емульсії та суспензії карбонату кальцію густиною 850–1450 кг/м3. Олійно- жирові концентрати (фуз, гідрофуз) і олеодин, забезпе- чили підвищену стійкість ІД в температурному інтер- валі від -35 °С до +160 °С і регульовані структурно- реологічні властивості. Особливістю цього технологічного процесу є під- Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 8 вищення якості глушіння й полегшення післяремонт- ного освоєння свердловин в умовах високої проникно- сті колекторів і циклічних змін пластового тиску [47]. Результати досягають попереднім промиванням сверд- ловин розчинами ПАР із подальшим блокуванням ін- тервалу перфорації інвертною дисперсією зі змінними розмірами глобул емульсії та (або) кислоторозчинних солей вугільної кислоти за спрямованого регулювання адсорбційних і структурно-реологічних властивостей. Іншою примітною особливістю пропонованих тех- нологічних систем є їх повна сумісність і легкість ре- гулювання густини стовпа рідини залежно від змін пластового тиску. За тиску, близького до гідростатич- ного, використовують інвертну емульсію з густиною 900–1100 кг/м3. У процесі заповнення газового сховища й підви- щення пластового тиску емульсію обважнюють добав- лянням суцільних мікрокульок та (або) кислотороз- чинних карбонатів кальцію чи заліза у формі мінералу сидериту (густина 3700–3900 кг/м3) або змішаного ка- рбонату кальцію і магнію у формі мінералу доломіту (густина 2800–2900 кг/м3). При виснаженні сховища й падінні пластового тис- ку емульсії полегшують добавленням газонаповнених мікрокульок густиною 200–410 кг/м3 і опором до руй- нування 10–30 МПа [48]. На період облаштування й очікування підключення після буріння і перфорації для консервації свердловин розроблено ІМД із використанням фосфатидину, олео- дину чи фосфолідину, які не тільки забезпечують ІД тривалу стабільність й антифільтраційні властивості, запобігаючи тим самим забрудненню продуктивного пласта фільтратом і часточками твердої фази, а й за- хищають труби та устаткування свердловин від корозії, а в період освоєння сприяють очищенню ПЗС від за- лишків бурового розчину [49–51]. Усунення проявів і плину газу в свердловинах Через використання неякісних дисперсних систем і недосконалих технологій буріння, розкриття продук- тивних пластів, освоєння та експлуатації свердловин значна частина з них потребує ремонтних робіт, спря- мованих на усунення міжколонних і заколонних флюї- допроявів, газоплину різної інтенсивності, які часто посилюються форсованим видобутком вуглеводневої сировини і створенням при цьому надмірних робочих депресій. Ці негативні явища посилюються повторною перфорацією потужними кумулятивними зарядами, масованими кислотними обробками, хвильовою дією та іншими методами впливу на пласт у процесі інтен- сифікації припливу вуглеводневої сировини. Основною причиною надходження газу в міжко- лонний простір є незадовільне цементування експлуа- таційних колон, негерметичність пакерів і різьбових з’єднань, великі термобаричні навантаження на екс- плуатаційну колону. На газових і газоконденсатних родовищах газопрояви посилюються процесами, що відбуваються в товщі різних порід. Зокрема, теплий технологічний розчин сприяє відтаванню порід і утво- ренню каналів, якими газ, що виділяється, рухається до поверхні. Негерметичність експлуатаційних колон призводить до інтенсивного газоплину і формування техногенних покладів. Подібні процеси відбуваються і на свердловинах ПСГ, де основним джерелом проявів є вторинні газо- накопичення, які виникають через формування флюїдопровідних каналів у заколонному просторі. Ви- никнення міжколонного тиску – результат міжколон- ної і заколонної міграції газу по негерметичних різьо- вих з’єднаннях. Це зумовлено не стільки поганим кріп- ленням свердловин, скільки специфікою їх циклічної експлуатації, в результаті чого нестаціонарні термоба- ричні процеси видобутку і нагнітання газу неминуче спричинюють деформацію труб і різьових з’єднань, що супроводжується утворенням каналів негерметичності [1, 3, 6, 49–51]. Потенційна небезпека наявності міжколонного тис- ку пов’язана як з безпечною експлуатацією родовищ і ПСГ, так і з екологічними наслідками виходу газу без- посередньо на поверхню у вигляді грифонів або про- никненням за межі технічної колони і насиченням ним водоносних горизонтів. У разі невчасного усунення газопроявів можливий перебіг неконтрольованих про- цесів, які закінчуються порушенням цілісності обсад- них колон, утворенням грифонів, забрудненням пит- них вод, порушенням екологічної рівноваги, тому сво- єчасне виявлення, оцінювання і ліквідація міжколон- них і заколонних тисків мають вкрай важливе значен- ня. Відомо багато технологічних заходів і технічних за- собів, комплексне використання яких дає змогу усуну- ти прояви і плин газу у свердловинах. У вітчизняній і закордонній практиці накопичений значний досвід за- побігання міграції газу [52–54]. Ці заходи включають як удосконалення всіх етапів будівництва й експлуата- ції свердловин, так і розроблення нових технічних за- собів для усунення газопроявів. Вибір їх визначається насамперед місцезнаходженням і розмірами ділянок негерметичності. Ми запропонували технологію ліквідації міжко- лонного газоплину за допомогою ІМД, якими запов- нюють затрубний простір без зупинки роботи свердло- вини [1, 54, 55]. За безпакерної схеми експлуатації використання за- трубного простору для дозування інгібіторів та інших обмежувальних випадках для усунення газопроявів створено нові підходи, які базуються на використанні мікроемульсій та емульсійно-суспезійних систем на органічній основі (гліколі, гліцерин, олієжирові концен- трати) з попередньою гідрофобізацією розгерметизова- ного простору. Технологія реалізується в двох варіантах. За першим із них, після гідрофобізації тампонуван- ня здійснюють малов’язкими дисперсними системами, цілісність і склад яких у затрубному просторі підтри- муються висячою гелевою пробкою з високою коге- Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 9 зійною міцністю, яка забезпечує технологічність ков- заючої заливки і попереджає забруднення і кольмата- цію ПЗС. За другим варіантом, після гідрофобізації прифільт- рову зону заповнюють високов’язкою блокувальною тиксотропною ІД з умовною в’язкістю – не тече і пов- ною відсутністю фільтрації в пластових умовах, а за- трубний простір заповнюють герметизувальною дис- персією під тиском, що дорівнює пластовому, з витри- мкою протягом 2–5 год. Герметизуються газоплинні канали завдяки низь- кому міжфазовому натягу і високій проникній здатнос- ті тампонувального матеріалу на органічній основі, закупорення їх гідрофобізованими часточками твердої фази-каркаса, розміри якої змінюються від 0,1 до 100 мкм, і подальшої структуризації дисперсії. Висока міц- ність і тривалість герметизації обумовлені, на наш пог- ляд, структурованістю дисперсії й міцністю її адгезій- ного контакту з поверхнями як металевих труб, так і порового простору ПЗС. Унаслідок міцелярної сорбції і солюбілізації води з поверхні розгерметизованих по- рових каналів забезпечуються добрий контакт чистої поверхні з ІД, надійна і тривала герметизація газопро- відних ділянок хемосорбованими молекулами й струк- турованою системою з високою когезійною міцністю. Запропоновані герметизувальні дисперсні системи й технологія виконання робіт забезпечують: високу якість і надійність ремонтних робіт із відновлення гер- метичності свердловин; коагуляційну і седиментаційну стабільність герметиків у температурному діапазоні від гирлових до вибійних температур; підвищену морозос- тійкість і збереження рухливості до температури -40 °С; антикорозійний захист труб і устаткування све- рдловини; запобігають забрудненню продуктивного пласта. Обмеження та ліквідація водопроявів Практично немає родовищ, яких би не стосувалася проблема обмеження водоприпливів. На завершальній стадії практично всі свердловини обводнені на 90–99 %, в решті випадків – обводнені свердловини станов- лять половину всього експлуатаційного фонду, причо- му темпи обводнення видобувних свердловин і склад- ність ремонтно-відновних робіт щорічно зростають. Через високу обводненість експлуатація таких сверд- ловин стає нерентабельною й вони активно поповню- ють недіючий фонд. На сьогодні витрати на ремонтно- ізоляційні роботи найобʼємніші серед усіх ремонтних робіт у свердловинах, а ефективність їх залишається однією з найнижчих і в середньому становить 29 % [1]. На основі оцінювання основних напрямків просу- вання пластової води в ПЗС, всебічного аналізу резуль- татів водоізоляційних робіт, встановлення основних чинників, що підвищують їх ефективність, ми з вико- ристанням досвіду інших науковців [56–60] та методів математичного моделювання розробили сучасні водоі- золяційні склади і технологію їх застосування на родо- вищах, що обводнюються [61]. На підставі цих рекомендацій на початковому етапі обводненню запобігають гідрофобізацією і зміною ха- рактеру змочування породи-колектора ПЗС. Унаслідок гідрофобізації капілярний тиск, спрямований у бік не- змочувальної рідини – води, перешкоджає її проник- ненню, тоді як опір фільтрації вуглеводневого диспер- сійного середовища в невеликій за розмірами приви- бійній зоні пласта зменшується, що поліпшує умови припливу нафти, конденсату і газу до свердловини, підвищує ступінь видобутку вуглеводнів. Істотною відмінністю запропонованих нами гідро- фобізувальних композицій від відомих [1–6] є викори- стання високоефективних неіоногенних і катіонактив- них ПАР рослинного походження у формі розбавлених розчинів або інвертних емульсій із підвищеним вміс- том вуглеводневої фази. Технологія гідрофобізації полягає в порційному за- качуванні вуглеводневих емульсій на основі кофосу, олеодину чи фосфолідину в свердловину через задані проміжки часу в режимі неповного глушіння свердло- вини. Після оброблення частково або повністю віднов- люються фільтраційні властивості, збільшується прип- лив вуглеводневої продукції з пласта, у тому числі з низькопроникних прошарків, зменшується обводнення всіх оброблених свердловин. Одним з основних моментів при обробленні приви- бійної зони видобувних свердловин є адаптація гідро- фобізувальних композицій для кожної обраної сверд- ловини. В лабораторних умовах для кернового матері- алу пласта конкретного родовища добирають склад і концентрацію компонентів у гідрофобізувальній ком- позиції і тільки після цього приступають до промисло- вих робіт з приготування технологічних систем і про- ведення ізоляційних робіт. На завершальній стадії розробки покладів із низь- ким поточним пластовим тиском і високою проникніс- тю (до 2 мкм2) окремих прошарків сеноманських пок- ладів, розкритих перфорацією протяжністю в декілька десятків метрів, через значне перевищення гідростати- чного тиску стовпа цементного розчину й протискува- льної рідини над пластовим тиском в процесі прове- дення водоізоляційних робіт традиційним методом установлення цементного моста, відбувається повне або часткове поглинання рідини і цементного розчину. При переведенні свердловини на об’єкт, що знаходить- ся вище, відстань між колишнім і новим інтервалом перфорації варіює від 6–10 м до сотні метрів. Це приз- водить до необхідності багаторазового встановлення цементних мостів, безконтрольного закупорення поро- вих каналів необводненої частини пласта-колектора цементним розчином, істотного зниження продуктив- ності свердловин після освоєння. Запобігають негативним наслідкам і подовжують період безводної експлуатації таких родовищ створен- ням полегшених цементних суспензій (ПЦС) на водно- органічній основі, здатних розширюватись при отвер- дненні. Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 10 Водоізоляційні работи виконують в умовах, що не допускають глушіння свердловин у процесі порційно- го закачування ПЦС. Використання хімічно активних вихідних складів ПАР і поліуретанових полімерних розчинів низької в’язкості, здатних селективно зв’язувати воду або самотверднути в заданому інтерва- лі часу, забезпечує селективність проникнення, глибо- ку фільтрацію в пласт, високу адгезію до породи і пов- ноту тверднення. Технологічність складів, можливість їх застосування в різних гірничо-геологічних умовах, простота виконння водоізоляційних робіт забезпечу- ють їх високу економічну ефективність. В ускладнених умовах, коли обводнення супрово- джується різкою втратою стійкості слабозцементова- них колекторів з утворенням на вибої і в стовбурі свер- дловини пробок із твердих часточок скелета, цементу гірських порід і технологічних рідин, в комлексі пе- редбачено закріплення ПЗС. Суть нової технології закріплення ослаблених коле- кторів полягає в нагнітанні в інтервал продуктивного пласта, утвореного піщано-глинистими мінералами, інвертної мікроемульсійної системи мономерів, які в пластових умовах полімеризуються і скріплюють ко- лектор. Терміни об’ємного тверднення регулюють не- великими добавками ініціаторів у діапазоні часу від 6– 12 год до кількох діб. Це вигідно відрізняє запропоно- вану технологію від відомих, у якій використовують гель силікат натрію [1, 3], що твердне після оброблення водним або водно-спиртовим розчином хлориду каль- цію і метанолу. Поверхнево-активні композиції для очищення привибійних зон свердловин та інтенсифікації при- пливу вуглеводневої сировини Ефективність експлуатації свердловин залежить від повноти використання фонду свердловин (коефіцієнт експлуатації), їх продуктивності (дебіт) та відповіднос- ті поточного дебіту потенційним можливостям розкри- того продуктивного пласта. Обидва чинники безпосе- редньо залежать від стану ПЗС. Незважаючи на розу- міння важливості підвищення фільтраційних властиво- стей порід після буріння, на відміну від нафтовидобув- ної галузі, де приплив вуглеводнів повсюдно інтенси- фікують перед уведенням свердловини в розробку, газодобувні підприємства виконують ці роботи тільки у випадках простоювання чи зупинки свердловин че- рез низький дебіт або ж супутньо з іншими ремонтни- ми заходами. У зв’язку з цим дебіти газових і газокон- денсатних родовищ у 2–6 разів нижчі за потенційно можливі [1–6]. Як зазначалося вище, причиною такого стану насамперед є незадовільна технологія розкриття пластів із використанням полімерглинистих бурових розчинів на водній основі. Останні майже повністю перекривають низькопровідні прошарки пластів, гід- родинамічний зв’язок пласта із свердловиною забезпе- чується тільки по високопроникних каналах. Метою нашої роботи було розроблення поверхнево-активних композицій (ПАК) для декольматації ПЗС і підвищен- ня продуктивності свердловин. У процесі планування виходили з аналізу поперед- ніх робіт [1], згідно з даними яких навіть за значного вмісту карбонатів (понад 20 %) у породах-колекторах використання високоактивних мінеральних кислот (соляної, плавикової, карбамідазотної) та їх сумішей було малорезультативним [1]. Продуктивність зроста- ла від 8 до 17 тис. м3 газу на добу, а успішність не пе- ревищувала 16–37 %. Крім того, в багатьох випадках через руйнування цементного каменю фіксували масо- ве обводнення свердловин і заколонні газопрояви. На нашу думку, такий стан зумовлений як невідпо- відністю активних композицій хімічному складу порід- колекторів та умовам залягання покладів, так і недос- коналістю самого технологічного процесу (необґрун- тованість вибору концентрацій реагентів і рецептури облямівок їх призначенню, порядок закачування робо- чих рідин, час їх витримування тощо), відсутністю до- ступу кислоти до карбонатного матеріалу через блоку- вання його не тільки полімерглинистою кіркою, яка не руйнується соляною кислотою чи повільно розчиня- ється плавиковою кислотою, а й бульбашками вугле- кислого газу, які щільно вкривають поверхню карбона- тів при активній взаємодії. Оскільки, як правило, кис- лотні обробки здійснювали в режимі кислотної ванни, витримування для реагування упродовж 4–6 год чи за поганої приймальності − 10–12 год, призводило до ін- тенсивного розчинення труб, а головне − вторинного закупорення фільтраційних каналів продуктами реакції. Ефективність глинокислотних обробок – беззапере- чна при очищенні колектора від глинистого матеріалу. Для полімерглинистої кірки ефективними декольмата- ційними агентами є сильні окисники, наприклад фтор, які руйнують полімерні плівки і в композиції з кисло- тами забезпечують очисну функцію. Проте наявність солей кальцію призводить у цих випадках до утво- рення нерозчинного фториду кальцію, що є причиною вторинного закупорення. Дисперговані тверді часточки бурового розчину утримують у завислому стані за до- помогою комплексоутворювачів типу органічних кис- лот (лимонна, щавелева) разом із гексаметилентетра- міном. Однак ефективність таких композицій також недостатня. З урахуванням наведених аргументів і попередніх напрацювань [62–65] ми розробили в лабораторних умовах та апробували на газоконденсатних родовищах ПАК, відпрацювали технологію їх застосування [66– 69]. Істотні переваги нових композицій зазначені нижче. 1. Відмова від високоактивних кислот, заміна їх на кислі солі фосфорної й фосфонової кислот, які зв’язують іони кальцію, заліза, алюмінію, інших полі- валентних металів без осадження. 2. Використання оксіетильованих фосфонових або фосфатидних кислот, які крім ефективного зв’язування іонів Са2+, Fe3+, Al3+ у процесі приготування й розчи- нення карбонатів, залізовмісних мінералів (пірит, си- Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 11 дорит, шамозит тощо), мають ще й високу комплексо- утворювальну здатність, що запобігає вторинному утворенню осаду. 3. Застосування ПАР неіонного і катіонного типів як самостійно для очищення присвердловинної зони, стовбура свердловин та обладнання від решток техно- логічних рідин, так і в композиції з кислими солями для поліпшення фільтрації, комплексоутворення, запо- бігання блокуванню пор продуктами реакції, полег- шення їх вилучення з ПЗС. Дослідно-промислові випробування розроблених композицій на численних свердловинах показали най- вищу ефективність серед використовуваних на родо- вищах реагентних обробок. За їх допомогою десятки непрацюючих свердловин переведено в діючий фонд із високими параметрами продуктивності – 476–1438 тис. м3/добу. На сотнях низькопродуктивних свердло- вин дебіти зросли на 19–66 %. При цьому температура підвищилася з 7,5–12,5 до 10,8–14,1 °С, гирлові і ви- бійні тиски – на 1,2–9,4 атм, а депресія знизилася на 0,71–10,5 атм. Успішність очищення ПЗС перевищила 90 %. Така висока ефективність є результатом не тільки добре підібраних рецептур ПАК, а й повязана з прова- дженням низки технологічних прийомів із підтриман- ням динамічного режиму ОПЗ. Найважливішими се- ред них є такі: 1) попереднє помпування й витримування в ПЗС визначеного обʼєму 0,05–1,0%-х розчинів оксіетильо- ваних амідоамінів для розчинення асфальтосмолопа- рафінових та інших органічних відкладів, а також для очищення свердловин від забруднень буровими і там- понажними розчинами; 2) закачування в промиту свердловину ПАК з про- тискуванням її в пласт, забезпечення постійного руху рідини в поровому просторі (свабування) через ежек- тор газом із сусідньої свердловини або цементуваль- ним агрегатом; 3) освоєння й відпрацювання свердловини на смо- лоскип із використанням 0,05–0,1%-го розчину катіон- них ПАР для видалення продуктів реакції без виведен- ня на робочий режим; 4) завершення процесу очищення прокачуванням підігрітих ПАК в органічних розчинниках із протиску- ванням їх газоконденсатом і наступним промиванням ПЗС у режимі репресія ↔ депресія цементувальним агрегатом; 5) освоєння свердловин азотною установкою АГ-8 з повним видаленням продуктів взаємодії і стабілізаці- єю гирлових параметрів. Отже, активні фосфорорганічні ПАК мають ком- плекс позитивних властивостей. Кислі солі руйнують полімерглинисті утворення, поровий і порово- плівковий цемент без порушення при цьому цілісності скелета породи-колектора, а симетричні оксіетильовані залишки ПАР утворюють хелатні комплекси з поліва- лентними металами, запобігають вторинному осад- женню, полегшують вилучення продуктів реакції ра- зом із забрудненнями із свердловини [66–69]. На свердловинах підземних сховищ газу ДК “Укр- трансгаз” (Богородчанське, Червонопартизанське, Олишівське) вперше впроваджено композиції поверх- нево-активних систем і технологію розкольматації ни- ми ПЗС. Помпування й витримування у пласті підігрітого водного чи водно-органічного концентро- ваного розчину неіоногенних ПАР, очищення ПЗС продуванням газом на викид із наступним довідмиван- ням решток диспергованих забруднень водним розчи- ном аніонактивних ПАР низької концентрації в ди- намічному режимі впливу репресія–депресія забезпе- чують підвищення продуктивності свердловин у се- редньому на 12 % [70]. Важливою складовою запропонованих технологій [70] є глибинне імпульсне дренування пласта, що підвищує ефективність розчинення і руйнування коль- матантів, сприяє утриманню продуктів взаємодії ком- плексоутворювачами в колоїдно-завислому стані з періодичним видаленням їх на поверхню. Висновки Підбиваючи підсумки виконаної роботи, слід конс- татувати, що незважаючи на потужний сировинний потенціал в Україні досі не виробляються і не викорис- товуються ПАР з олій. Відсутні навіть прогнозні пока- зники, а ті, що наводяться, не відповідають середньорі- чним темпам приросту ВВП, реальному стану і потре- бам розвитку економіки країни. Існуючі програми (Комплексна державна програма енергозбереження України, Програма державної підтримки розвитку не- традиційних і відновлюваних джерел енергії та малої гідро- і теплоенергетики, Концепція державної енерге- тичної політики України на період до 2020 року) ма- ють декларативний характер, базуються на недостат- ньо обґрунтованих оцінках і прогнозах, не забезпечені належним фінансуванням, технічними та організацій- ними ресурсами, які б відповідали обсягам і складності визначених у них завдань. Через недосконалість меха- нізмів формування й реалізації жодна з них на сьогодні не виконується в запланованому обсязі. Вважаємо, що ми синтезували ПАР на основі олій- них культур та побічних продуктів від їх виробництва для використання в технологічних системах із метою підвищення нафтогазовидобутку й капітального ремо- нту свердловин на родовищах з ускладненими гірничо- геологічними умовами. Використовуючи синтезовані ПАР у поєднанні з гліцерином і відходами різних ви- робництв місцевої промисловості (карбонатна крихта, дистилерна рідина, солі, кислоти), розроблені інвертно- емульсійні дисперсні системи з регульованими струк- турно-реологічними і антикорозійними властивостями, густиною та стійкістю рекомендовані для буріння све- рдловин, розкриття продуктивних пластів; перфорації свердловин і освоєння продуктивних пластів; глушіння газових, газоконденсатних і нафтових свердловин; ус- унення проявів і плину газу в свердловинах; обмежен- Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 12 ня та ліквідація водопроявів; очищення привибійної зони свердловин й інтенсифікації припливу вуглевод- невої сировини, які випробувані в лабораторних і дос- лідно-промислових умовах, а значна частина з них впроваджена чи апробована на газоконденсатних ро- довищах. Створення скоординованих, ефективних та економічних дій, які мають сформуватись в державній енергетичній політиці України, сприяли б розвитку нафтогазовидобувних підприємств, а саме: збільшення видобутку власних нафти та газу; максимальне залу- чення потенціалу енергозбереження; диверсифікація зовнішніх джерел постачання; наближення параметрів нафтогазодобувної галузі до норм і стандартів Євро- пейського Союзу. Література 1. Поп Г.С., Кучеровский В.М., Гереш П.А. Техни- ко-экономический анализ результатов воздействия технологических жидкостей на призабойную зону продуктивных пластов газоконденсатних месторож- дений, Москва, 1995. 2. Качмар Ю.Д., Світлицький В.М., Синюк Б.Б. Яремійчук Р.С., Інтенсифікація припливу вуглеводнів у свердловину, Львів, Книга перша, 2004, Книга друга, 2005. 3. Нифонтов Ю.А., Клещенко И.И. Ремонт нефтя- ных и газовых скважин, справочник в 2 т., Санкт- Петербург, 2005, т. 1, т. 2. 4. Грайфер В.И., Лисовский Н.Н., Котельников В.А., Шарбатова И.Н. Инновационные технологии ЗАО “РИТЭК-Полисил” и АО “РИТЭК”. Нефтяное хозяйство. 2001. (11). 70–73. 5. Шелемей С.В., Захаров А.А., Тарасов С.Б., Бур- мантов А.И. Технология глушения скважин в высоко- проницаемых коллекторах в условиях аномально низ- ких пластовых давлений. НТС “Геология, бурение, раз- работка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений”. 2001. (2). 25–32. 6. Гасумов Р.А. Перспективные технологии освое- ния и ремонта скважин на месторождениях и ПХГ. Материалы научно-практической конференции Зап- Сибгаза, Новый Уренгой, 2003. 40–54. 7. Токунов В.И., Сашин В.З. Технологические жид- кости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин, Москва, 2004. 8. Зиновьев В.В. Строительство и ремонт газовых скважин. Разработка. Внедрение, Москва, 2004. 9. Боковикова Т.Н., Корнена Е.П., Арутюнян М.С. Структура фосфолипидов и механизм их гидратации. Масложиров. пром-сть. 2000. (3). 16–17. 10. Топалы В.П. Исследование дисперсий фосфо- липидов. Mодель дисперсии амфифилов. Биофизика. 2006. (7). 135–156. 11. Хромова Ю.Л. Роль воды и поверхностно- активных веществ в организации полимероподоб- ных мицелл лецитина: автореф. дис. ... канд. хим. наук: 02.00.04. Ин-т химии ДВО РАН. Владивосток, 2003. 23. 12. Поп Г.С., Біленька В.І. Утилізація відходів олійноекстракційних заводів для одержання екологіч- но безпечних дисперсій. Экология и ресурсосбереже- ние. 2002. (5). 24–28. 13. Поп Г.С., Біленька В.І. Склад та колоїдно- хімічні важелі керування властивостями емульсій на основі фосфатидів соняшникової олії. Катализ и нефтехимия. 2000. (5–6). 1–9. 14. Бодачівський Ю.С., Поп Г.С. Синтез органо- сульфанів – поліфункціональних додатків до масти- льних матеріалів. Катализ и нефтехимия. 2017. 26. 12–25. 15. Пат. № 39503, МПК C09K 8/42, Вінярський Р.В., Гаркот В.С., Лилак М.М., Гушул В.В., Манюк С.В., Лігоцький М.В. Розчин для глушіння свердловин. Україна. 15.06.2001. Бюл. № 5. 16. Поп Г.С., Бодачівська Л.Ю., Вечерік Р.Л., Яцків М.П. Інвестиційно, екологічно й економічно приваб- ливі технології використання побічних продуктів від очистки рослинних олій. Сотрудничество для решения проблемы отходов: материалы 1-й Междунар. конф., Харьков, 5–6 февр. 2004. Харьков, 2004, 147–150. 17. Пат. № 81369, МПК C09K 8/02, B01F 17/22, C11D 3/16. Поп Г.С., Вечерік Р.Л., Біленька В.І., Назарчук Н.М. Спосіб одержання емульгатора- стабілізатора інвертних емульсій. Україна. 26.11.2007. Бюл. № 19. 18. Пат. № 52981, МПК C09K 8/42. Поп Г.С., Бо- дачівська Л.Ю., Біленька В.І. Склад для закриття і за- вершення будівництва свердловин. Україна. 15.01.2003. Бюл. № 1. 19. Поп Г.С., Бодачівська Л.Ю., Вечерік Р.Л. По- верхнево-активні речовини та композиційні системи на основі рослинних олій і фосфатидів. Хім. пром-сть України. 2008. (3). 39–42. 20. Пат. № 39503, МПК C09K 8/42. Вінярський Р.В., Гаркот В.С., Лимак Р.В., Гушул В.В., Манюк С.В., Лігоцький М.В. Розчин для глушіння свердловин. Україна. 15.06.2001. Бюл. № 5. 21. Пат. № 80658, МПК C09K 8/02, B01F 17/00. Поп Г.С., Біленька В.І., Вечерік Р.Л., Костів В.В., Назарчук Н.М. Спосіб одержання емульгатора- стабілізатора інвертних емульсій. Україна. 10.10.2007. Бюл. № 16. 22. Пат. № 2320403, МПК B01F 17/14, B01F 17/22, C09K 8/035, B01F 3/08, B01F 17/34. Шабо М.Д., Кухарь В.П., Поп Г.С., Кучеровский В.М. Эмульгатор- стабилизатор инвертных эмульсий и способ получения его активной основы. Российская Федерация. 27.03.2008. Бюл. № 9. 23. Бодачівська Л.Ю. Трансамідування фосфатид- ного концентрату високомолекулярними первинними амінами. Катализ и нефтехимия. 2009. 17. 84–90. 24. Поп Г.С., Бодачівська Л.Ю., Мала Р.І. Тран- самідування жирних кислот та тригліцеридів олій ок- Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 13 сиетильованими етилендіамінами. Катализ и нефте- химия. 2009. 17. 78–83. 25. Поп Г.С., Біленька В.І. Створення поверхнево- активних систем та колоїдно-хімічні важелі керування їх властивостями. Катализ и нефтехимия. 2006. 14. 33–41. 26. Бодачівська Л.Ю. Оптимізація екотехнологіч- них рідин – визначальний фактор якості, ресурсозбе- реження й ефективності технологічних процесів. Енер- гетика. Екологія. Людина, збірник матеріалів міжнар. енергоеколог. конгресу, Київ, 27–28 бер. 2003, Київ, 2003. 86–89. 27. Пат. № 2196224, МПК Е21B 43/22. Гаевой Е.Г., Магадов Р.С., Назаров А.В., Силин М.А., Хлобыстов Д.С., Рудь М.И. Инвертная эмульсия для обработки нефтяных пластов. Российская Федерация. 10.01.2003. 28. Бодачівська Л.Ю. Багатокритеріальна оп- тимізація технологічних систем і процессу підвищення ефективності газовидобутку. Катализ и нефтехимия. 2008. 17. 50–57. 29. Олексюк М.П., Васька І.С., Юрич А.Р. Вибір способу ліквідації флюїдопроявлень. Technology Audit and Production Recerves. 2014. 6-5 (20). 15–17. 30. Поп Г.С. Альтернативні екотехнології і реагенти на основі поновлюваної рослинної сировини. Нафт. і газ. пром-сть України. 2004. (1). 61–64. 31. Поп Г.С., Біленька В.І. Колоїдно-хімічні важелі керування властивостями полегшених інвертних дис- персій. Катализ и нефтехимия. 2007. 15. 112–116. 32. Поп Г.С., Кучеровский В.М. Повышение эффек- тивности вскрытия продуктивных пластов в системах на углеводородной основе. Отечественный и зарубежный опыт в газовой промышленности. Сер.: Геология, буре- ние, разработка и эксплуатация газовых и газоконден- сатных месторождений. 1995. 9–10. 11–19. 33. Гобир І.Б. Особливості проведення ремонтних робіт на нафтогазовидобувних підприємствах. Моде- люв. регіон. економіки. 2012. 2. 352–362. 34. Солодкий В.М., Солодкий М.А., Голуб П.С., Голуб О.Г. Методи та технологія глушіння нафтових, газових і газоконденсатних свердловин на різних ета- пах їх експлуатації із збереженням видобутку. Розвідка та розробка нафт. і газ. родовищ. 2003. 3 (8). 10–12. 35. Козлов Е.Н., Кустышев А.В., Абдуллин Р.С. Особенности глушення скважин на Талаканском нефтегазоконденсатном месторождении. Строитель- ство нефт. и газ. скважин на суше и на море. 2014. 6. 31–34. 36. Катеринчук П.О., Римчук Д.В., Цибулько С.В., Шудрик О.Л. Освоєння, інтенсифікація та ремонт свердловин, навч. посіб. Харків, 2018. 37. Пат. № 2158348, МПК E21B 33/138. Кучеров- ский В.М., Димитров И.Е., Поп Г.С., Зотов А.С., Бай- бурдов Т.А., Ступенькова Л.Л., Хоркин А.А., Галецкий Д.Н. Состав для изменения проницаемости пластов. Российская Федерация. 27.10.2000. 38. Пат. № 2158349. МПК E21B 33/138. Кучеров- ский В.М., Димитров И.Е., Поп Г.С., Байбурдов Т.А., Ступенькова Л.Л., Хоркин А.А. Состав для изменения проницаемости пластов. Российская Федерация. 27.10.2000. 39. Поп Г.С., Кучеровский В.М., Зотов А.С., Бода- чевская Л.Ю. Комплексные технологии восстановле- ния и капитального ремонта газовых и газоконденсат- ных скважин. Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи CITОGIC’2002-KUBAN, материалы 12-го междун. кон- гресса (РФ, Геленджик, 17–21 сент. 2003). Москва, 2003, 12. 486–491. 40. Пат. № 119879. МПК E21B 43/32. Світлицький В.М., Іванків О.О. Спосіб обмеження припливу води у свердловину. Україна. 10.10.2017. Бюл. № 19. 41. Пат. № 114838. МПК E21B 33/13, C09K 8/512. Іванків О.О., Світлицький В.М., Третяк В.О., Вишнев- ський О.І., Хомин В.Б. Розчин для глушіння та ремон- ту свердловин. Україна. 10.08.2017. Бюл. № 15. 42. Поп Г.С., Кучеровский В.М., Зотов А.С., Бода- чевская Л.Ю. Глушение скважин в условиях снижаю- щегося пластового давления на месторождениях За- падной Сибири. Нефтепромысл. дело. 2002. 11. 26–29. 43. Поп Г.С., Кучеровский В.М., Зотов А.С., Бода- чевская Л.Ю. Экотехнологические жидкости для ре- монта скважин на месторождениях с низким пласто- вым давлением. Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи CITОGIC’2002-KUBAN, материалы 12-го междунар. конгресса (РФ, Геленджик, 17–21 сент. 2003). Москва, 2003, 12. 466–472. 44. Поп Г.С., Кучеровский В.М., Зинченко И.А., Зо- тов А.С., Бодачевская Л.Ю. Научные основы создания и опыт использования комплексной технологии глу- шении скважин в условиях низких пластовых давле- ний на Ямбургском ГКМ. Новые высокие технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи CITОGIC’2004-ASTRAKHAN: материалы 14-го междунар. конгресса (РФ, Астрахань. 19–23 сент. 2005). Москва, 2005, 14. 371–382. 45. Гейхман М.Г., Кучеровский В.М., Поп Г.С., Зо- тов А.С., Бебекин В.М., Зинченко И.А. Облегчённые инвертные дисперсии для капитального ремонта сква- жин в условиях низкого пластового давления. Газ. пром-сть. 2006. (5). 66–69. 46. Пат. № 2319539. МПК B01F 17/00, C09K 8/28. Шабо М.Дж., Поп Г.С., Кучеровский В.М., Бодачев- ская Л.Ю. Облегчённая инвертная дисперсия для бу- рения, глушения и ремонта скважин. Российская Фе- дерация. 20.03.2008. Бюл. № 8. 47. Бодачівська Л.Ю., Поп Г.С., Бейко І.В. Оп- тимізація технологічних систем глушіння свердловин в умовах низьких пластових тисків. Пробл. заг. енерге- тики. 2004. 11. 77–82. 48. Пат. № 71385, МПК E21B 43/12, C09K 7/00. Поп Г.С., Бодачівська Л.Ю., Поп В.Г., Марчук Я.С., Вечерік Р.Л., Яцків М.П. Спосіб глушіння свердловин Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 14 в умовах циклічних змін пластових тисків. Україна. 15.11.04. Бюл. № 11. 49. Пат. № 71246. МПК E21B 43/12. Поп Г.С., Бо- дачівська Л.Ю., Поп В.Г., Марчук Я.С., Вечерік Р.Л., Яцків М.П. Спосіб глушіння свердловин в умовах низьких пластових тисків. Україна. 15.11.04. Бюл. № 11. 50. Zheleznyi L., Pop G., Papeykin O., Venger I., Bo- dachivska L. Development of compositions of urea greases on aminoamides of fatty acids. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies. 2017. 3-6 (87). 9–15. 51. Бодачівська Л.Ю., Поп Г.С., Бондаренко О.М. Раціональне природокористування та збереження нав- колишнього середовища підприємствами паливно- енергетичного комплексу України. V Всеукр. з’їзд еко- логів з міжнар. участю: збірник наукових праць, Він- ниця, 23–26 вер. 2015. Вінниця, 2015. 52. Пат. № 112014, МПК С09К 8/584, Е21В 43/22, В01F 3/08, В01F 17/22. Поп Г.С., Бодачівська Л.Ю., Бондаренко О.М., Поган О.В. Інвертна мікроемульсія для підвищення видобутку вуглеводневої сировини. Україна. 11.07.2016. Бюл. № 13. 53. Поп Г.С. Причины возникновения и методы ликвидации газопроявлений в скважинах. Обзор. ин- форм. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и га- зоконденсатных месторождений. 1991. 15. 54. Поп Г.С., Кучеровский В.М., Димитров И.Е. Ликвидация межколонных газопроявлений в скважи- нах. Отечественный и зарубежный опыт в газовой промышлености. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных место- рождений. 1995. 5–6. 8–15. 55. Поп Г.С., Вечерік Р.Л., Хаєцький Ю.Б., Бо- дачівська Л.Ю. Ліквідація техногенних газопроявів у процесі експлуатації родовищ і підземних сховищ при- родного газу. Наук. вісник ІФНТУНГ, спецвип. до міжнар. конф. “Сорок років підземного зберігання газу в Україні”. 2004. 2 (8). 173–175. 56. Пат. № 2160822. МПК E21B 33/138. Кучеров- ский В.М., Акульшин А.А., Поп Г.С., Байбурдов Т.А., Ступенькова Л.Л., Хоркин А.А. Состав для изоляции пластових вод в нефтяних и газових скважинах. Рос- сийская Федерация. 20.12.2000. Бюл. № 35. 57. Пат. № 2001133624, МПК E21B 33/13. Гейхман М.Г., Райкевич А.И., Кучеровский В.М., Поп Г.С., Зо- тов А.С., Ковалев А.Н. Способ изоляции водопритока в скважине. Российская Федерация. 20.08.2003. 58. Пат. № 105603. МПК C09K 8/60, E21B 43/27. Світлицький В.М., Іванків О.О., Третяк В.О., Хомин В.Б. Склад для підвищення продуктивності свердло- вин. Україна. 25.03.2016. Бюл. № 6. 59. Пат. № 74014, МПК E21B 43/27, C09K 8/78. Світлицький В.М., Іванків О.О., Дивоняк Ю.І. Склад для обробки привибійної зони пласта. Україна. 10.10.2012. Бюл. № 19. 60. Пат. № 72062, МПК E21B 47/00, E21B 47/10. Росляков В.О., Кривуля С.В., Коцаба В.І., Третьяков Г.В., Семеняка О.Г., Світлицький В.М., Фесенко Ю.Л., Кутінов С.О., Когут Д.М., Бебко С.О. Спосіб визна- чення місця негерметичності експлуатаційної колони газових та газоконденсатних свердловин. Україна. 10.08.2012. Бюл. № 15. 61. Гейхман М., Кучеровский В., Поп Г. Технология проведения водоизоляционных работ в сеноманских скважинах колтюбинговыми установками М-10. Колтюбинг. Технологическое приложение к журналу “Нефть и Капитал”. 2001. 1. 36–37. 62. Пат. № 114751, МПК E21B 33/13, С09К 8/512. Іванків О.О., Світлицький В.М., Третяк В.О., Вишнев- ський О.І., Хомин В.Б. Спосіб блокування привибійної зони поглинаючих пластів та глушіння свердловин. Україна. 25.07.2017. Бюл. № 14. 63. Пат. № 105984. МПК E21B 43/00, E21B 43/25. Іванків О.О., Світлицький В.М., Третяк В.О., Хомин В.Б. Піноутворюючий склад для видалення рідини з вибою свердловини. Україна. 11.04.2016. Бюл. № 7. 64. Пат. № 78501, МПК F16T 1/00. Кривуля С.В., Саприкін С.О., Сенишин Я.І., Світлицький В.М., Сав- чук М.Т., Шапар І.О., Шимановський Р.В., Коляденко В.А., Шеїна З.В., Рузіна І.М. Пристрій для видалення рідини з внутрішньої порожнини трубопроводу. Україна. 25.03.2013. Бюл. № 6. 65. Пат. № 72082. МПК E21B 43/12. Воловик Л.В., Гнітко А.В., Коцаба В.І., Кривуля С.В., Світлицький В.М., Фесенко Ю.Л., Кутінов С.О., Когуч Д.М., Жмур- ков В.І. Спосіб видалення рідини зі свердловини. Україна. 10.08.2012. Бюл. № 15. 66. Поп Г.С., Кучеровский В., Бодачевская Л.Ю. Комплексные технологии восстановления и капиталь- ного ремонта газовых и газоконденсатных скважин. Газ. пром-сть. 2002. (9). 41–43. 67. Пат. № 2065036. МПК C09K 8/78, E21B 43/27. Гребенников В.Т., Кучеровский В.М., Димитров И.В., Поп Г.С. Способ удаления кольматирующих образова- ний из углеводородсодержащих пластов. Российская Федерация. 10.08.96. Бюл. № 22. 68. Гребенников В.Т., Кучеровский В.М., Поп Г.С. Результаты экспериментальных реагентных обработок скважин Ямбургского газоконденсатного месторожде- ния. Нефт. хоз-во. 1995. (3). 80–81. 69. Поп Г.С., Кучеровський В.М. Поверхнево- активні композиції для очистки Привибійної зони свердловин на Ямбурському газоконденсатному родо- вищі. “Підвищення ефективності використання по- верхнево-активних речовин в нафтогазовидобутку”, матеріали наук.-техн. конф. (Івано-Франківськ, 27–30 бер. 2000). Івано-Франківськ, 2000. 82–85. 70. Пат. № 71386, МПК E21B 43/22. Поп Г.С., Бо- дачівська Л.Ю., Марчук Я.С., Вечерік Р.Л., Яцків М.П. Спосіб підвищення продуктивності й приймальності свердловин. Україна. 15.11.2004. Бюл. № 11. References 1. Pop G.S., Kucherovskij V.M., Geresh P.A. Tehniko- Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 15 ekonomicheskij analiz rezul’tatov vozdejstvija tehnologicheskih zhidkostej na prizabojnuju zonu produktivnyh plastov gazokondensatnih mestorozhdenij. Moskva, 1995. [In Russian]. 2. Kachmar Ju.D., Svitlyc’kyj V.M., Synjuk B.B., Jaremijchuk R.S. Intensyfikacija pryplyvu vuglevodniv u sverdlovynu. L’viv, Knyga persha 2004.; Knyga druga 2005. [In Ukrainian]. 3. Nifontov Ju.A., Kleshhenko I.I. Remont neftjanyh i gazovyh skvazhin (Spravochnik v 2-h tomah). Sankt- Peterburg, 2005. T. 1, T. 2. [In Russian]. 4. Grajfer V.I., Lisovskij N.N., Kotel’nikov V.A., Sharbatova I.N. Innovacionnye tehnologii ZAO “RITJeK- Polisil” i AO “RITJeK”. Neftjanoe hozjajstvo. 2001. (11). 70–73. [In Russian]. 5. Shelemej S.V., Zaharov A.A., Tarasov S.B., Burmantov A.I. Tehnologija glushenija skvazhin v vysokopronicaemyh kollektorah v uslovijah anomal’no nizkih plastovyh davlenij. NTS “Geologija, burenie, razrabotka i jekspluatacija gazovyh i gazokondensatnyh mestorozhdenij”. 2001. 2. 25–32. [In Russian]. 6. Gasumov R.A. Perspektivnye tehnologii osvoenija i remonta skvazhin na mestorozhdenijah i PHG. Materialy nauchno-prakticheskoj konferencii ZapSibgaza. Novyj Urengoj, 2003. 40–54. [In Russian]. 7. Tokunov V.I., Sashin V.Z. Tehnologicheskie zhidkosti i sostavy dlja povyshenija produktivnosti neftjanyh i gazovyh skvazhin. Moskva, 2004. [In Russian]. 8. Zinov’ev V.V. Stroitel’stvo i remont gazovyh skvazhin. Razrabotka. Vnedrenie. Moskva, 2004. [In Russian]. 9. Bokovikova T.N., Kornena E.P., Arutjunjan M.S. Struktura fosfolipidov i mehanizm ih gidratacii. Maslozhirov. prom-st’. 2000. 3. 16–17. [In Russian]. 10. Topaly V.P. Issledovanie dispersij fosfolipidov. Model’ dispersii amfifilov. Biofizika. 2006. 7. 135–156. [In Russian]. 11. Hromova Ju.L. Rol’ vody i poverhnostno-aktivnyh veshhestv v organizacii polimeropodobnyh micell lecitina: avtoref. dis. … kand. him. nauk: 02.00.04. In-t himii DVO RAN. Vladivostok, 2003. 23. [In Russian]. 12. Pop G.S., Bilen’ka V.I. Utylizacija vidhodiv olijnoekstrakcijnyh zavodiv dlja oderzhannja ekologichno bezpechnyh dyspersij. Еkologija i resursosberezhenie. 2002. (5). 24–28. [In Ukrainian]. 13. Pop G.S., Bilen’ka V.I. Sklad ta koloi’dno-himichni vazheli keruvannja vlastyvostjamy emul’sij na osnovi fosfatydiv sonjashnykovoi olii. Kataliz i neftehimija. 2000. (5–6). 1–9. [In Ukrainian]. 14. Bodachivsʹkyy Yu.S., Pop H.S. Syntez orhano- sulʹfaniv – polifunktsionalʹnykh dodatkiv do mastylʹnykh materialiv. Katalyz y neftekhymyya. 2017. 26. 12–25. [In Ukrainian]. 15. Pat. № 39503. MPK C09K 8/42. Vinjars’kyj R.V., Garkot V.S., Lylak M.M., Gushul V.V., Manjuk S.V., Ligoc’kyj M.V. Rozchyn dlja glushinnja sverdlovyn. Ukraina. 15.06.2001. Bjul. № 5. [In Ukrainian]. 16. Pop G.S., Bodachivs’ka L.Ju., Vecherik R.L., Jackiv M.P. Investycijno, ekologichno j ekonomichno pryvablyvi tehnologii vykorystannja pobichnyh produktiv vid ochystky roslynnyh olij. Sotrudnichestvo dlja reshenija problemy othodov: Mater. 1-j Mezhdunar. konf., Har’kov, 5–6 fevr. 2004. Har’kov, 2004. 147–150. [In Ukrainian]. 17. Pat. № 81369. MPK C09K 8/02, B01F 17/22, C11D 3/16. Pop G.S., Vecherik R.L., Bilen’ka V.I., Nazarchuk N.M. Sposib oderzhannja emul’gatora- stabilizatora invertnyh emul’sij. Ukraina. 26.11.2007. Bjul. № 19. [In Ukrainian]. 18. Pat. № 52981. MPK C09K 8/42. Pop G.S., Bodachivs’ka L.Ju., Bilen’ka V.I. Sklad dlja zakryttja i zavershennja budivnyctva sverdlovyn. Ukraina. 15.01.2003. Bjul. № 1. [In Ukrainian]. 19. Pop G.S., Bodachivs’ka L.Ju., Vecherik R.L. Poverhnevo-aktyvni rechovyny ta kompozycijni systemy na osnovi roslynnyh olij i fosfatydiv. Him. prom-st’ Ukrainy. 2008. (3). 39–42. [In Ukrainian]. 20. Pat. № 39503, MPK C09K 8/42. Vinjars’kyj R.V., Garkot V.S., Lymak R.V., Gushul V.V., Manjuk S.V., Ligoc’kyj M.V. Rozchyn dlja glushinnja sverdlovyn. Ukraina. 15.06.2001. Bjul. № 5. [In Ukrainian]. 21. Pat. № 80658, MPK C09K 8/02, B01F 17/00. Pop G.S., Bilen’ka V.I., Vecherik R.L., Kostiv V.V., Nazarchuk N.M. Sposib oderzhannja emul’gatora-stabilizatora invertnyh emul’sij. Ukraina. 10.10.2007. Bjul. № 16. [In Ukrainian]. 22. Pat. № 2320403, MPK B01F 17/14, B01F 17/22, C09K 8/035, B01F 3/08, B01F 17/34. Shabo M.D., Kuhar’ V.P., Pop G.S., Kucherovskyj V.M. Emul’gator- stabylyzator invertnyh emul’syj y sposob poluchenyja ego aktyvnoj osnovy. Rossyjskaja Federacyja. 27.03.2008. Bjul. № 9. [In Russian]. 23. Bodachivs’ka L.Ju. Transamiduvannja fosfatydnogo koncentratu vysokomolekuljarnymy pervynnymy aminamy. Kataliz i neftehimija. 2009. 17. 84–90. [In Ukrainian]. 24. Pop G.S., Bodachivs’ka L.Ju., Mala R.I. Transamiduvannja zhyrnyh kyslot ta tryglicerydiv olij oksyetyl’ovanymy etylendiaminamy. Kataliz ineftehimija. 2009. 17. 78–83. [In Ukrainian]. 25. Pop G.S., Bilen’ka V.I. Stvorennja poverhnevo- aktyvnyh system ta koloidno-himichni vazheli keruvannja ih vlastyvostjamy. Kataliz i neftehimija. 2006. 14. 33–41. [In Ukrainian]. 26. Bodachivs’ka L.Ju. Optymizacija ekotehnologich- nyh ridyn – vyznachal’nyj faktor jakosti, resursozberezhen- nja i efektyvnosti tehnologichnyh procesiv. Energetyka. Ekologija. Ljudyna: zbirnyk materialiv mizhnar. energoekolog. kongresu, Kyiv, 27–28 ber. 2003. Kyiv, 2003. 86–89. [In Ukrainian]. 27. Pat. № 2196224, MPK E21B 43/22. Gaevoj E.G., Magadov R.S., Nazarov A.V., Silin M.A., Hlobystov D.S., Rud’ M.I. Invertnaja emul’sija dlja obrabotki neftjanyh plastov. Rossijskaja Federacija. 10.01.2003. [In Russian]. 28. Bodachivs’ka L.Ju. Bagatokryterial’na optymizacija Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 16 tehnologichnyh system i processu pidvyshhennja efektyvnosti gazovydobutku. Kataliz i neftehimija. 2008. 17. 50–57. [In Ukrainian]. 29. Oleksjuk M.P., Vas’ka I.S., Jurych A.R. Vybir sposobu likvidacii fljuidoprojavlen’. Technology Audit and Production Recerves. 2014. 6-5 (20). 15–17. [In Ukraini- an]. 30. Pop G.S. Al’ternatyvni ekotehnologii i reagenty na osnovi ponovljuvanoi roslynnoi syrovyny. Naft. i gaz. prom-st’ Ukrainy. 2004. (1). 61–64. [In Ukrainian]. 31. Pop G.S., Bilen’ka V.I. Koloidno-himichni vazheli keruvannja vlastyvostjamy polegshenyh invertnyh dyspersij. Kataliz i neftehimija. 2007. 15. 112–116. [In Ukrainian]. 32. Pop G.S., Kucherovskij V.M. Povyshenie jeffektivnosti vskrytija produktivnyh plastov v sistemah na uglevodorodnoj osnove. Otechestvennyj i zarubezhnyj opyt v gazovoj promyshlennosti. Ser. Geologija, burenie, razrabotka i jekspluatacija gazovyh i gazokondensatnyh mestorozhdenij. 1995. 9–10. 11–19. [In Russian]. 33. Gobyr I.B. Osoblyvosti provedennja remontnyh robit na naftogazovydobuvnyh pidpryjemstvah. Modeljuvannja regional’noi ekonomiky. 2012. 2. 352–362. [In Ukrainian]. 34. Solodkyj V.M., Solodkyj M.A., Golub P.S., Golub O.G. Metody ta tehnologija glushinnja naftovyh, gazovyh i gazokondensatnyh sverdlovyn na riznyh etapah ih ekspluatacii iz zberezhennjam vydobutku. Rozvidka ta rozrobka naft. i gaz. rodovyshh. 2003. 3 (8). 10–12. [In Ukrainian]. 35. Kozlov E.N., Kustyshev A.V., Abdullin R.S. Osobennosti glushennja skvazhin na Talakanskom neftegazokondensatnom mestorozhdenii. Stroitel’stvo neft. i gaz. skvazhin na sushe i na more. 2014. 6. 31–34. [In Russian]. 36. Katerynchuk P.O., Rymchuk D.V., Cybul’ko S.V., Shudryk O.L. Osvojennja, intensyfikacija ta remont sverdlovyn, navch. posib. Harkiv, 2018. [In Ukrainian]. 37. Pat. № 2158348. MPK E21B 33/138. Kucherovskij V.M., Dimitrov I.E., Pop G.S., Zotov A.S., Bajburdov T.A., Stupen’kova L.L., Horkin A.A., Galeckij D.N. Sostav dlja izmenenija pronicaemosti plastov. Rossijskaja Federacija. 27.10.2000. [In Russian]. 38. Pat. № 2158349. MPK E21B 33/138. Kucherovskij V.M., Dimitrov I.E., Pop G.S., Bajburdov T.A., Stupen’kova L.L., Horkin A.A. Sostav dlja izmenenija pronicaemosti plastov. Rossijskaja Federacija. 27.10.2000. [In Russian]. 39. Pop G.S., Kucherovskij V.M., Zotov A.S., Bodachevskaja L.Ju. Kompleksnye tehnologii vosstanovlenija i kapital’nogo remonta gazovyh i gazokondensatnyh skvazhin. Novye vysokie tehnologii gazovoj, neftjanoj promyshlennosti, jenergetiki i svjazi CITOGIC’2002-KUBAN: materialy 12-go mezhdun. kongressa (RF, Gelendzhik, 17–21 sent. 2003). Moskva, 2003, 12. 486–491. [In Russian]. 40. Pat. № 119879, MPK E21B 43/32. Svitlyc’kyj V.M., Ivankiv O.O. Sposib obmezhennja pryplyvu vody u sverdlovynu. Ukraina. 10.10.2017. Bjul. № 19. [In Ukrainian]. 41. Pat. № 114838. MPK E21B 33/13, C09K 8/512. Ivankiv O.O., Svitlyc’kyj V.M., Tretjak V.O., Vyshnevs’kyj O.I., Homyn V.B. Rozchyn dlja glushinnja ta remontu sverdlovyn. Ukraina. 10.08.2017. Bjul. № 15. [In Ukrainian]. 42. Pop G.S., Kucherovskij V.M., Zotov A.S., Bodachevskaja L.Ju. Glushenie skvazhin v uslovijah snizhajushhegosja plastovogo davlenija na mestorozhdenijah Zapadnoj Sibiri. Neftepromysl. delo. 2002. 11. 26–29. [In Russian]. 43. Pop G.S., Kucherovskij V.M., Zotov A.S., Bodachevskaja L.Ju. Jekotehnologicheskie zhidkosti dlja remonta skvazhin na mestorozhdenijah s nizkim plastovym davleniem. Novye vysokie tehnologii gazovoj, neftjanoj promyshlennosti, jenergetiki i svjazi CITOGIC’2002- KUBAN, materialy 12-go mezhdunar. kongressa (RF, Gelendzhik, 17–21 sent. 2003). Moskva, 2003, 12. 466– 472. [In Russian]. 44. Pop G.S., Kucherovskij V.M., Zinchenko I.A., Zotov A.S., Bodachevskaja L.Ju. Nauchnye osnovy sozdanija i opyt ispol’zovanija kompleksnoj tehnologii glushenii skvazhin v uslovijah nizkih plastovyh davlenij na Jamburgskom GKM. Novye vysokie tehnologii gazovoj, neftjanoj promyshlennosti, jenergetiki i svjazi CITOGIC’2004-ASTRAKHAN: materialy 14-go mezhd. kongressa (RF, Astrahan’, 19–23 sent. 2005). Moskva, 2005, 14. 371–382. [In Russian]. 45. Gejhman M.G., Kucherovskij V.M., Pop G.S., Zotov A.S., Bebekin V.M., Zinchenko I.A. Oblegchjonnye invertnye dispersii dlja kapital’nogo remonta skvazhin v uslovijah nizkogo plastovogo davlenija. Gaz. prom-st’. 2006. (5). 66–69. [In Russian]. 46. Pat. № 2319539, MPK B01F 17/00, C09K 8/28. Shabo M.Dzh., Pop G.S., Kucherovskij V.M., Boda- chevskaja L.Ju. Oblegchjonnaja invertnaja dispersija dlja burenija, glushenija i remonta skvazhin. Rossijskaja Federacija. 20.03.2008. Bjul. № 8. [In Russian]. 47. Bodachivs’ka L.Ju., Pop G.S., Bejko I.V. Optymizacija tehnologichnyh system glushinnja sverdlovyn v umovah nyz’kyh plastovyh tyskiv. Probl. zag. energetyky. 2004. 11. 77–82. [In Ukrainian]. 48. Pat. № 71385. MPK E21B 43/12, C09K 7/00. Pop G.S., Bodachivs’ka L.Ju., Pop V.G., Marchuk Ja.S., Vecherik R.L., Jackiv M.P. Sposib glushinnja sverdlovyn v umovah cyklichnyh zmin plastovyh tyskiv. Ukraina. 15.11.04. Bjul. № 11. [In Ukrainian]. 49. Pat. № 71246. MPK E21B 43/12. Pop G.S., Bodachivs’ka L.Ju., Pop V.G., Marchuk Ja.S., Vecherik R.L., Jackiv M.P. Sposib glushinnja sverdlovyn v umovah nyz’kyh plastovyh tyskiv. Ukraina. 15.11.04. Bjul. № 11. [In Ukrainian]. 50. Zheleznyi L., Pop G., Papeykin O., Venger I., Bodachivska L. Development of compositions of urea greases on aminoamides of fatty acids. Eastern-European Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 17 Journal of Enterprise Technologies. 2017. 3–6 (87). 9–15. 51. Bodachivs’ka L.Ju., Pop G.S., Bondarenko O.M. Racional’ne pryrodokorystuvannja ta zberezhennja navkolyshn’ogo seredovyshha pidpryjemstvamy palyvno- energetychnogo kompleksu Ukrainy. V Vseukr. z’izd ekologiv z mizhnar. uchastju: zbirnyk nauk. prac’, Vinnycja, 23–26 veresnja 2015. Vynnytsya, 2015. [In Ukrainian]. 52 Pat. №112014. MPK С09К 8/584, Е21В 43/22, В01F 3/08, В01F 17/22. Pop G.S., Bodachivs’ka L.Ju., Bondarenko O.M., Pogan O.V. Invertna mikroemul’sija dlja pidvyshhennja vydobutku vuglevodnevoi syrovyny. Ukraina. 11.07.2016. Bjul. № 13. [In Ukrainian]. 53. Pop G.S. Prichiny vozniknovenija i metody likvidacii gazoprojavlenij v skvazhinah. Obz. inform. Serija: Razrabotka i jekspluatacija gazovyh i gazokondensatnyh mestorozhdenij. 1991. 15. [In Russian]. 54. Pop G.S., Kucherovskij V.M., Dimitrov I.E. Likvidacija mezhkolonnyh gazoprojavlenij v skvazhinah. Otechestvennyj i zarubezhnyj opyt v gazovoj promyshlenosti. Ser. Geologija, burenie, razrabotka i jekspluatacija gazovyh i gazokondensatnyh mestorozhdenij. 1995. 5–6. 8–15. [In Russian]. 55. Pop G.S., Vecherik R.L., Hajec’kyj Ju.B., Bodachivs’ka L.Ju. Likvidacija tehnogennyh gazoprojaviv u procesi ekspluatacii rodovyshh i pidzemnyh shovyshh pryrodnogo gazu. Nauk. visnyk IFNTUNG, specvyp. do mizhnar. konf. “Sorok rokiv pidzemnogo zberigannja gazu v Ukraini”. 2004. 2 (8). 173–175. [In Ukrainian]. 56. Pat. № 2160822, MPK E21B 33/138. Kucherovskij V.M., Akul’shin A.A., Pop G.S., Bajburdov T.A., Stupen’kova L.L., Horkin A.A. Sostav dlja izoljacii plastovih vod v neftjanih i gazovih skvazhinah. Rossijskaja Federacija. 20.12.2000. Bjul. № 35. [In Russian]. 57. Pat. № 2001133624. MPK E21B 33/13. Gejhman M.G., Rajkevich A.I., Kucherovskij V.M., Pop G.S., Zotov A.S., Kovalev A.N. Sposob izoljacii vodopritoka v skva- zhine. Rossijskaja Federacija. 20.08.2003. [In Russian]. 58. Pat. № 105603, MPK C09K 8/60, E21B 43/27. Svitlyc’kyj V.M., Ivankiv O.O., Tretjak V.O., Homyn V.B. Sklad dlja pidvyshhennja produktyvnosti sverdlovyn. Ukraina. 25.03.2016. Bjul. № 6. [In Ukrainian]. 59. Pat. № 74014, MPK E21B 43/27, C09K 8/78. Svitlyc’kyj V.M., Ivankiv O.O., Dyvonjak Ju.I. Sklad dlja obrobky pryvybijnoi zony plasta. Ukraina. 10.10.2012. Bjul. № 19. [In Ukrainian]. 60. Pat. № 72062, MPK E21B 47/00, E21B 47/10. Rosljakov V.O., Kryvulja S.V., Kocaba V.I., Tret’jakov G.V., Semenjaka O.G., Svitlyc’kyj V.M., Fesenko Ju.L., Kutinov S.O., Kogut D.M., Bebko S.O. Sposib vyznachennja miscja negermetychnosti ekspluatacijnoi kolony gazovyh ta gazokondensatnyh sverdlovyny. Ukraina. 10.08.2012. Bjul. № 15. [In Ukrainian]. 61. Gejhman M., Kucherovskij V., Pop G. Tehnologija provedenija vodoizoljacionnyh rabot v senomanskih skvazhinah koltjubingovymi ustanovkami M-10. Koltjubing. Tehnologicheskoe prilozhenie k zhurnalu “Neft’ i Kapital”. 2001. 1. 36–37. [In Russian]. 62. Pat. № 114751. MPK E21B 33/13, S09K 8/512. Ivankiv O.O., Svitlyc’kyj V.M., Tretjak V.O., Vyshnevs’kyj O.I., Homyn V.B. Sposib blokuvannja pryvybijnoi zony poglynajuchyh plastiv ta glushinnja sverdlovyn. Ukraina. 25.07.2017. Bjul. № 14. [In Ukrainian]. 63. Pat. № 105984. MPK E21B 43/00, E21B 43/25. Ivankiv O.O., Svitlyc’kyj V.M., Tretjak V.O., Homyn V.B. Pinoutvorjujuchyj sklad dlja vydalennja ridyny z vyboju sverdlovyny. Ukraina. 11.04.2016. Bjul. № 7. [In Ukrainian]. 64. Pat. № 78501. MPK F16T 1/00. Kryvulja S.V., Saprykin S.O., Senyshyn Ja.I., Svitlyc’kyj V.M., Savchuk M.T., Shapar I.O., Shymanovs’kyj R.V., Koljadenko V.A., Sheina Z.V., Ruzina I.M. Prystrij dlja vydalennja ridyny z vnutrishn’oi porozhnyny truboprovodu. Ukraina. 25.03.2013. Bjul. № 6. [In Ukrainian]. 65. Pat. № 72082. MPK E21B 43/12. Volovyk L.V., Gnitko A.V., Kocaba V.I., Kryvulja S.V., Svitlyc’kyj V.M., Fesenko Ju.L., Kutinov S.O., Koguch D.M., Zhmurkov V.I. Sposib vydalennja ridyny zi sverdlovyny. Ukraina. 10.08.2012. Bjul. № 15. [In Ukrainian]. 66. Pop G.S., Kucherovskij V.S., Bodachevskaja L.Ju. Kompleksnye tehnologii vosstanovlenija i kapital’nogo re- monta gazovyh i gazokondensatnyh skvazhin. Gaz. prom- st’. 2002. (9). 41–43. [In Russian]. 67. Pat. № 2065036. MPK C09K 8/78, E21B 43/27. Grebennikov V.T., Kucherovskij V.M., Dimitrov I.V., Pop G.S. Sposob udalenija kol’matirujushhih obrazovanij iz uglevodorodsoderzhashhih plastov. Rossijskaja Federacija. 10.08.96. Bjul. № 22. [In Russian]. 68. Grebennikov V.T., Kucherovskij V.M., Pop G.S. Rezul’taty jeksperimental’nyh reagentnyh obrabotok skva- zhin Jamburgskogo gazokondensatnogo mestorozhdenija. Neft. hoz-vo. 1995. 3. 80–81. [In Russian]. 69. Pop G.S., Kucherovs’kyj V.M. Poverhnevo-aktyvni kompozycii dlja ochystky Pryvybijnoi zony sverdlovyn na Jamburs’komu gazokondensatnomu rodovyshhi. “Pidvyshhennja efektyvnosti vykorystannja poverhnevo- aktyvnyh rechovyn v naftogazovydobutku”: materialy nauk.-tehn. konf. (Ivano-Frankivs’k, 27–30 ber. 2000). Ivano-Frankivs’k, 2000. 82–85. [In Ukrainian]. 70. Pat. № 71386. MPK E21B 43/22. Pop G.S., Bodachivs’ka L.Ju., Marchuk Ja.S., Vecherik R.L., Jackiv M.P. Sposib pidvyshhennja produktyvnosti j pryjmal’nosti sverdlovyn. Ukraina. 15.11.2004. Bjul. № 11. [In Ukrainian]. Надійшла до редакції 01.04.2019 Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 18 Поверхностно-активные вещества на основе липидной биомассы и их использование в технологических системах для нефтегазодобывающей отрасли Л.Ю. Бодачевская, А.Ю. Верба, О.И. Сафронов, Д.З. Давитадзе, А.А. Папейкин, И.А. Венгер Институт биоорганической химии и нефтехимии им. В.П. Кухаря НАН Украины, Украина, 02094 Киев, ул. Мурманская, 1; тел.: (044) 559-60-59, е-mail:bodach@ukr.net Синтезированы поверхностно-активные вещества на основе масличных культур и побоч- ных продуктов их производства для использования в технологических системах с целью повышения нефтегазодобычи и капитального ремонта скважин на месторождениях с осложненными горно-геологическими условиями. С использованием синтезированных по- верхностно-активных веществ в сочетании с глицерином и отходами различных произ- водств местной промышленности (карбонатная крошка, дистилерная жидкость, соли, кис- лоты) разработаны инвертно-эмульсионные дисперсные системы с регулируемыми струк- турно-реологическими и антикоррозионными свойствами, плотностью и устойчивостью для бурения скважин, вскрытия продуктивных пластов; перфорации скважин, освоения продуктивных пластов; глушения газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин; устра- нения проявлений и утечки газа в скважинах; ограничения и ликвидации водопроявлений; очистки призабойной зоны скважин и интенсификации притока углеводородного сырья. Они испытаны в лабораторных и опытно-промышленных условиях, значительная часть из них внедрена или апробирована на газоконденсатных месторождениях. Скоординирован- ные, эффективные и экономические действия, которые должны сформироваться в государ- ственной энергетической политике Украины, будут способствовать развитию нефтегазодо- бывающих предприятий, а именно: увеличению добычи собственных нефти и газа; макси- мальному привлечению потенциала энергосбережения; диверсификации внешних источ- ников; приближению параметров нефтегазодобывающей отрасли к нормам и стандартам Европейского Союза. Ключевые слова: поверхностно-активные вещества, эмульсии, растительные фосфатиды, скважины mailto:bodach@ukr.net Каталіз та нафтохімія, 2019, № 28 19 Surfactants based on lipoid biomass and their use in technological systems for gas and crude oil production L.Yu. Bodachivska, A.Yu. Verba, O.I. Safronov, D.Z. Davitadze, O.O. Papeikin, I.O. Venger V.P. Kukhar Institute of Bioorganic Chemistry and Petrochemistry of the NAS of Ukraine, 1, Murmanska Str., 02094 Kyiv, Ukraine, Tel.: (044) 559-60-59, е-mail:bodach@ukr.net Surfactants synthesized from vegetable oils and residues of oilseed crops are employed to varied technological systems to improve the level of gas and crude oil production, and for the major crude oil-well reconstruction. These approaches have been tested on deposits with complex mining and geological conditions. The concepts of formation of two-layer structures of phosphatides in water and carbohydrate environments were developed. Synthesized surfactants in combination with glyc- erol and waste from various production facilities in the local industry (carbonate crumb, distiller liquid, salts, acids) were used to develop invert-emulsion disperse systems with adjustable structur- al-rheological and anticorrosion properties, density and stability for wells drilling, productive strata exposing; perforation of wells and development of productive strata; killing of gas, gas condensate and oil wells; elimination of gas show and gas escape in wells; limitation and elimination of water seepage; cleaning of well hollow zone and intensification of inflow of hydrocarbon raw materials. The invert-emulsion disperse systems have been tested in laboratory and experimental industrial conditions, and a significant part of these systems has been introduced or tested on gas condensate fields. Creation of coordinated, effective and economical actions that should be formed in the state energy policy of Ukraine would facilitate the development of oil and gas companies, namely: in- crease of own oil and gas production; maximizing the potential of energy saving; diversification of external sources of supply; approximation of parameters of the oil and gas industry to the norms and standards of the European Union. Keywords: surfactants, emulsions, vegetable phosphatides, wells mailto:bodach@ukr.net
id	oai:katalizorgua:article-41
institution	Catalysis and petrochemistry
keywords_txt_mv	keywords
language	Ukrainian
last_indexed	2026-03-12T15:50:01Z
publishDate	2019
publisher	V.P. Kukhar Institute of Bioorganic Chemistry and Petrochemistry of the National Academy of Sciences of Ukraine
record_format	ojs
resource_txt_mv	katalizorgua/d0/e54b38cc85fe5ad229094df35a1c80d0.pdf
spelling	oai:katalizorgua:article-412021-12-10T12:30:42Z Поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі Surfactants based on lipoid biomass and their use in technological systems for gas and crude oil production Bodachivska, L. Yu. Verba, A. Yu. Safronov, O. I. Davitadze, D. Z. Papeikin, O. O. Venger, I. O. surfactants, emulsions, vegetable phosphatides, wells поверхнево-активні речовини, емульсії, рослинні фосфатиди, свердловини Синтезовано поверхнево-активні речовини на основі олійних культур і побічних продуктів від їх виробництва для використання в технологічних системах з метою підвищення нафтогазовидобутку й капітального ремонту свердловин на родовищах з ускладненими гірничогеологічними умовами. Із використанням синтезованих поверхнево-активних речовин у поєднанні з гліцерином і відходами різних виробництв місцевої промисловості (карбонатна крихта, дистилерна рідина, солі, кислоти) розроблено інвертно-емульсійні дисперсні системи з регульованими структурно-реологічними та антикорозійними властивостями, густиною і стійкістю для буріння свердловин, розкриття продуктивних пластів; перфорації свердловин, освоєння продуктивних пластів; глушіння газових, газоконденсатних і нафтових свердловин; усунення проявів і плину газу в свердловинах; обмеження та ліквідації водопроявів; очищення привибійної зони свердловин, інтенсифікації припливу вуглеводневої сировини. Вони випробувані в лабораторних і дослідно-промислових умовах, значна частина з них впроваджена чи апробована на газоконденсатних родовищах. Скоординовані ефективні та економічні дії, які мають сформуватись у державній енергетичній політиці України, сприятимуть розвитку нафтогазодобувних підприємств, а саме: збільшенню видобутку власних нафти і газу; максимальному залученню потенціалу енергозбереження; диверсифікації зовнішніх джерел постачання; наближенню параметрів нафтогазодобувної галузі до норм і стандартів Європейського Союзу. Surfactants synthesized from vegetable oils and residues of oilseed crops are employed to varied technological systems to improve the level of gas and crude oil production, and for the major crude oil-well reconstruction. These approaches have been tested on deposits with complex mining and geological conditions. The concepts of formation of two-layer structures of phosphatides in water and carbohydrate environments were developed. Synthesized surfactants in combination with glycerol and waste from various production facilities in the local industry (carbonate crumb, distiller liquid, salts, acids) were used to develop invert-emulsion disperse systems with adjustable structural-rheological and anticorrosion properties, density and stability for wells drilling, productive strata exposing; perforation of wells and development of productive strata; killing of gas, gas condensate and oil wells; elimination of gas show and gas escape in wells; limitation and elimination of water seepage; cleaning of well hollow zone and intensification of inflow of hydrocarbon raw materials. The invert-emulsion disperse systems have been tested in laboratory and experimental industrial conditions, and a significant part of these systems has been introduced or tested on gas condensate fields. Creation of coordinated, effective and economical actions that should be formed in the state energy policy of Ukraine would facilitate the development of oil and gas companies, namely: increase of own oil and gas production; maximizing the potential of energy saving; diversification of external sources of supply; approximation of parameters of the oil and gas industry to the norms and standards of the European Union V.P. Kukhar Institute of Bioorganic Chemistry and Petrochemistry of the National Academy of Sciences of Ukraine 2019-12-20 Article Article application/pdf https://kataliz.org.ua/index.php/journal/article/view/41 10.15407/kataliz2019.28.001 Catalysis and petrochemistry; No. 28 (2019): Catalysis and petrochemistry; 1-19 Каталіз та нафтохімія; № 28 (2019): Каталіз та нафтохімія; 1-19 2707-5796 2412-4176 10.15407/kataliz2020.28 uk https://kataliz.org.ua/index.php/journal/article/view/41/31 Copyright (c) 2021 Catalysis and petrochemistry
spellingShingle	поверхнево-активні речовини емульсії рослинні фосфатиди свердловини Bodachivska, L. Yu. Verba, A. Yu. Safronov, O. I. Davitadze, D. Z. Papeikin, O. O. Venger, I. O. Поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі
title	Поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі
title_alt	Surfactants based on lipoid biomass and their use in technological systems for gas and crude oil production
title_full	Поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі
title_fullStr	Поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі
title_full_unstemmed	Поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі
title_short	Поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі
title_sort	поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі
topic	поверхнево-активні речовини емульсії рослинні фосфатиди свердловини
topic_facet	surfactants emulsions vegetable phosphatides wells поверхнево-активні речовини емульсії рослинні фосфатиди свердловини
url	https://kataliz.org.ua/index.php/journal/article/view/41
work_keys_str_mv	AT bodachivskalyu poverhnevoaktivnírečovininaosnovílípídnoíbíomasitaíhvikoristannâvtehnologíčnihsistemahdlânaftogazovidobuvnoígaluzí AT verbaayu poverhnevoaktivnírečovininaosnovílípídnoíbíomasitaíhvikoristannâvtehnologíčnihsistemahdlânaftogazovidobuvnoígaluzí AT safronovoi poverhnevoaktivnírečovininaosnovílípídnoíbíomasitaíhvikoristannâvtehnologíčnihsistemahdlânaftogazovidobuvnoígaluzí AT davitadzedz poverhnevoaktivnírečovininaosnovílípídnoíbíomasitaíhvikoristannâvtehnologíčnihsistemahdlânaftogazovidobuvnoígaluzí AT papeikinoo poverhnevoaktivnírečovininaosnovílípídnoíbíomasitaíhvikoristannâvtehnologíčnihsistemahdlânaftogazovidobuvnoígaluzí AT vengerio poverhnevoaktivnírečovininaosnovílípídnoíbíomasitaíhvikoristannâvtehnologíčnihsistemahdlânaftogazovidobuvnoígaluzí AT bodachivskalyu surfactantsbasedonlipoidbiomassandtheiruseintechnologicalsystemsforgasandcrudeoilproduction AT verbaayu surfactantsbasedonlipoidbiomassandtheiruseintechnologicalsystemsforgasandcrudeoilproduction AT safronovoi surfactantsbasedonlipoidbiomassandtheiruseintechnologicalsystemsforgasandcrudeoilproduction AT davitadzedz surfactantsbasedonlipoidbiomassandtheiruseintechnologicalsystemsforgasandcrudeoilproduction AT papeikinoo surfactantsbasedonlipoidbiomassandtheiruseintechnologicalsystemsforgasandcrudeoilproduction AT vengerio surfactantsbasedonlipoidbiomassandtheiruseintechnologicalsystemsforgasandcrudeoilproduction

Поверхнево-активні речовини на основі ліпідної біомаси та їх використання в технологічних системах для нафтогазовидобувної галузі

Репозитарії

Схожі ресурси