Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей"

На правах рукописи

КОМЛЕВА СВЕТЛАНА ФАРИТОВНА

ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ С ПОНИЖЕННОЙ ВОДООТДАЧЕЙ

Специальность 25.00.15 - «Технология бурения и освоения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа - 2007

003053253

Работа выполнена на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Каримов Назиф Ханипович Научный консультант доктор технических наук, доцент

Кондрашев Олег Федорович. Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Лукманов Рауф Рахимович; кандидат технических наук Рахматуллин Валерий Раифович Ведущая организация: ООО «ПермьНИПИнефть».

Защита состоится 2 марта 2007 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан 30 января 2007 года.

Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Наращивание и стабилизация добычи углеводородного сырья на уровне, обеспечивающем энергетическую безопасность России с минимальными затратами, могут быть достигнуты лишь при значительном повышении качества строительства нефтяных, газовых, газоконденсатных и глубоких разведочных скважин. Наиболее эффективными путями решения данного вопроса являются сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и формирование герметичного и долговечного изоляционного комплекса крепи скважин, надежно разобщающего флюидосодержащие пласты.

Широко распространенные в настоящее время технологии первичного вскрытия и разобщения пластов не во всех случаях обеспечивают необходимую сохранность их коллекторских свойств на этапах заканчивания скважин. Осо-. бенно эта проблема актуальна применительно к цементированию эксплуатационных колонн, когда загрязнение продуктивных пластов происходит фильтратом тампонажных растворов. Все это приводит к дополнительным затратам на восстановление проницаемости пластов и достижение потенциального дебита скважин, к снижению объема добываемой продукции.

Технологические приемы, ограничивающие или предупреждающие контакт цементного раствора с продуктивным пластом оказываются не всегда применимы из-за ограничений по устойчивости коллекторов, различия в пористости и проницаемости пропластков многопластовой залежи или других причин.

Наиболее перспективным направлением предупреждения загрязнения продуктивных пластов при их креплении является снижение водоотдачи тампонажных материалов. К сожалению, многие из применяемых реагентов - понизителей водоотдачи обладают отрицательными побочными эффектами, заключающимися в загущении раствора и ухудшении свойств полученного камня. Эти негативные явления могут усиливаться при смешении химически обработанных промывочных и тампонажных растворов, поскольку применяемые реагенты могут влиять на скорость твердения цементных растворов.

Несмотря на достаточно большой объем исследований в этом направлении, проблема сохранения коллекторских свойств пласта до сих пор не решена, и актуальность ее будет возрастать из-за увеличения доли наклонных и горизонтальных скважин с большим проложением в продуктивной части пласта.

Цель работы

Повышение качества заканчивания скважин на основе применения новых тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

Основные задачи работы

1 Обоснование требований к тампонажным материалам для сохранения коллекторских свойств пласта.

2 Исследование и выявление наиболее эффективных добавок понизителей водоотдачи цементных растворов.

3 Разработка рецептур тампонажных растворов различной плотности с пониженной водоотдачей.

4 Разработка технологии применения тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

5 Опытно-промышленные испытания новых тампонажных материалов и оценка их эффективности.

Научная новизна

1 Установлены неньютоновские и фильтрационные аномалии фильтратов цементных растворов в пористой среде с каналами микроскопических размеров, что может быть использовано для ограничения водоотдачи и прогнозирования загрязнения прискважинной зоны продуктивных пластов.

2 Впервые исследованы структурно-механические свойства фильтрата и его раствора с полимерными реагентами - понизителями водоотдачи в узких зазорах различной величины, результаты которого послужили основой для выбора наиболее приемлемых реагентов для конкретных геолого-техпических условий.

3 Изучен механизм взаимодействия фильтрата тампонажного раствора с породообразующими минералами и полимерным реагентом, исследованы уело-

вия течения фильтрата в порах различной величины и выполнена прогнозная оценка глубины его проникновения в породы различной проницаемости.

Практическая ценность

1 Сформулирован комплекс требований к тампопажным материалам, обеспечивающий сохранение коллекторских свойств пласта при цементировании обсадных колонн.

2 Показана эффективность применения реагента ВПК -402 в качестве добавки понизителя водоотдачи цементных растворов.

3 Разработаны рецептуры тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

4 Разработаны регламенты на крепление скважин тампонажными растворами с добавкой реагента ВПК-402 и проведено внедрение разработок.

Реализация работы в промышленности

1 Разработанные тампонажпые растворы с пониженной водоотдачей на основе реагента ВПК-402 внедрены при креплении газовых скважин на месторождении Амангельды в Южном Казахстане, Карашурском ПХГ (Удмуртия).

2 Разработаны и утверждены нормативные документы на применение тампонажных растворов с пониженной водоотдачей на основе реагента ВПК-402.

Защищаемые положения

1 Обоснование целесообразности применения реагента ВПК-402 для снижения водоотдачи тампонажных растворов.

2 Составы тампонажных растворов с пониженной водоотдачей и технологическими свойствами, удовлетворяющими требованиям ГОСТ.

3 Технология получения и применения тампонажных цементов с пониженной водоотдачей.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

• на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г. Уфа, 1997-2003 гг.;

• Международном научно-техническом семинаре «Проблемы нефтегазовой отрасли», Уфа, 1998;

• Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России», Уфа, 1998;

• 2-м Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем», Уфа, 2000;

• Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса», Тюмень, 2000;

• Международной научно-технической конференции «Современные проблемы геофизики, геологии, освоения, переработки и использования углеводородного сырья», посвященной 20-летию образования Атырауского института нефти и газа, Атырау, 2000;

• III Конгрессе нефтегазопромышленников России, Уфа, 2001;

• VI международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и охраны недр», Томск, 2002;

• научно-практической конференции «Минерально-сырьевая база республики Башкортостан: реальность и перспективы», Уфа, 2002;

• научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин», Пермь, 2004;

• Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», посвященной памяти Мавшотова М.Р., Уфа, 2005;

• Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела», Октябрьский, 2006.

Публикации. Результаты исследований, отражающие основные положения диссертационной работы, изложены в 23 печатных работах, в том числе получен один патент на изобретение.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и рекомендаций. Работа изложена на 203 страницах, вюпо-

чает 39 рисунков, 45 таблиц. Список использованной литературы включает 126 наименований.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя доктора технических наук, профессора Н.Х.Каримова и научного консультанта доктора технических наук, доцента О.Ф.Кондрашева, которым автор глубоко благодарен. Автор считает своим долгом выразить признательность преподавателям и сотрудникам кафедры бурения нефтяных и газовых скважин УГНТУ, сотрудникам отдела крепления скважин ОАО «Азимут» Чезлову A.A., Кононовой Т.Г., Морозову Д.В. и Гази-зову Х.В., оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность проблемы и рассмотрены пути их решения с учетом факторов, влияющих на загрязнение призабойной зоны пласта в процессе цементирования обсадных колонн, дана краткая характеристика работы.

В первой главе дан анализ состояния изученности вопроса, факторов, влияющих на повреждение пласта при работах по заканчивапию скважин.

До 60-70-х годов прошлого столетия вопросам снижения водоотдачи там-понажных растворов уделялось мало внимания. Одним из первых исследований по регулированию водоотдачи тампонажных растворов были работы Мариам-польского H.A., а также работы, проведенные в МИНХ и ГП им. И.М.Губкина Соловьевым Е.М., Шадриным JI.H., Леонидовой А.И. и др. Следует также отметить работы Хангильдина Г.Н. и Клявина P.M., проведенные в БашНИПИ-нефть. Большой объем исследований в этом направлении был также проведен Ланцевицкой С.Л., Данюшевским B.C., Новохатским Д.Ф., Булатовым А.И., Ра-химбаевым Ш.М., Мамаджановым У.Д. и другими исследователями.

Основной задачей на этом этапе было исключение осложнений при цементировании из-за обезвоживания цементного раствора.

Позднее, с усилением требований к качеству вскрытия продуктивных пластов, большее внимание стало уделяться и другим факторам, сопровождающим этот процесс.

Большой вклад в изучение причин снижения добывных возможностей скважины, разработку технологий крепления и материалов для качественного крепления скважин (кроме указанных выше специалистов) внесли Ашрафьян М.О., Гасумов P.A., Зозуля Г.П., Каримов Н.Х., Клюсов А.П., Кук-сов А.К., Курбанов Я.М., Лукманов P.P., Овчинников В.П., Овчинников П.В., Рябоконь С.А., Рябова Л.И., Шарипов А.У., Шерстнев Н.М. и многие др.

Несмотря на большой объем работ в этой области, вопрос предупреждения загрязнения пластов на каждом из этапов строительства скважин и в настоящее время остается актуальным в связи с постоянно изменяющимися во времени пластовыми условиями, увеличением объемов бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин и ужесточением экологических требований.

Анализ ранее выполненных исследований показал, что одним из наиболее сильных факторов, ухудшающих проницаемость коллекторов, является их загрязнение фильтратом цементного раствора. Даже при небольшом перепаде давления при относительно хорошей проницаемости фильтра свободная вода из цементного раствора может полностью отфильтровываться в течение первых нескольких минут. Следствием данных процессов становится ухудшение кол-лекторских свойства пласта, уменьшается отбор флюидов, в разведочных скважинах искажается геологическая информация. Доказательством сказанному может служить и тот факт, что, например, по АНК «Башнефть» скважины, эксплуатационные колонны которых были зацементированы в две ступени, имели больший начальный дебит по сравнению со скважинами, эксплуатационные колонны которых были зацементированы в одну ступень.

На существенное ухудшение фазовой проницаемости по нефти при наличии в пласте фильтрата цементного раствора указывалось и в работах других исследователей. В частности, исследования, проведенные Каримовым Н.Х., Агзамовым Ф.А., Кореняко A.B., на кернах продуктивных пластов Сутормин-

ского месторождения, показали, что после воздействия фильтрата цементного раствора коэффициент восстановления проницаемости кернов не превышал 60%.

Механизм воздействия фильтрата цементного раствора на пласт-коллектор во многом аналогичен воздействию фильтрата промывочных жидкостей. Отличие состоит в том, что фильтрат цементного раствора содержит большое количество Са(ОН)2. Кроме того, вместе с жидкой фазой в пласты, сложенные из трещиноватых и порово-трещиноватых пород, фильтруются продукты гидратации цемента и даже твердая фаза коллоидной степени дисперсности, которые при определенных условиях могут образовать в порах пласта конгломераты, оказывающие дополнительное кольматирующее воздействие.

В то же время применение технологий заканчивания скважин, исключающих контакт цементного раствора с продуктивным пластом, не всегда возможно из-за недостаточной устойчивости коллекторов, их неоднородности, наличия большого числа пропластков и т.д.

В силу этого можно утверждать, что применение реагентов-понизителей водоотдачи цементных растворов является одним из перспективных направлений повышения качества заканчивания скважин. Этому вопросу посвящены работы НПО «Бурение», ТюмНГТУ и других научных организаций.

Разработанные ими тампонажные материалы и реагенты показали высокую эффективность, прошли промышленную апробацию и внедряются в производство. В то же время анализируемую проблему нельзя считать решенной, поскольку многие из применяемых реагентов имеют нежелательные побочные эффекты по отношению к цементным растворам, а также высокую стоимость и др.

Исходя из вышеизложенного, в диссертации сформулированы цель и задачи работы.

Во второй главе обоснованы требования к свойствам реагентов понизителей водоотдачи тампонажных растворов, показан механизм снижения водоот-

дачи, сформулирована рабочая гипотеза, дано обоснование выбора реагентов, приведено описание методик проведения исследований.

Анализ работ, посвященных разработке реагентов- понизителей водоотдачи тампонажных растворов, показывает, что в обобщенном виде требования к ним можно сформулировать следующим образом:

• Обеспечение водоотдачи раствора не более 50 см 3/30 мин.

• Обеспечение седиментационной и суффозионной устойчивости раствора.

• Сохранение подвижности и прокачиваемости тампонажного раствора.

• Отсутствие влияния реагентов на сроки схватывания тампонажного раствора.

• Минимальное влияние на сроки схватывания тампонажного раствора.

• Сохранение прочности цементного камня не ниже, чем по требованию ГОСТ.

• Сохранение безусадочности цементного камня.

• Термостойкость реагентов не ниже термостойкости применяемых тампонажных материалов.

• Минимальное влияние на коллекторские свойства горных пород.

• Минимальная глубина проникновения фильтрата.

• Недефицитность и низкая стоимость материалов.

• Экологическая безопасность применяемых материалов.

Анализируя результаты исследований, выполненных различными исследователями в этой области, и основываясь на результатах теоретических рассуждений, можно полагать, что водоотдача цементных растворов может быть снижена:

• за счет увеличения удельной поверхности цемента;

• ввода в цемент добавок с большей водопотребностью, чем цемент;

• ввода в цементный раствор добавок, связывающих свободную воду затворе-ния;

• ввода в цементный раствор добавок, загущающих жидкость затворения;

• эффективной кольматации фильтра.

Для снижения свободной воды в цементном растворе возможно применение высокодйсперных материалов, например глинопорошка, трепела, опоки и т.п., связывающих воду за счет высокоразвитой поверхности. Данный путь достаточно эффективен, но не всегда применим, поскольку данный технологический прием неизбежно ведет к загущению тампонажного раствора и ухудшению его прокачиваемости, Повышение водосоДержания цементоводных суспензий с целью сохранения подвижности растворов снова повышает водоотдачу и, кроме того, ухудшает физико-механические и изоляционные свойства получаемого камня.

Повышение удельной поверхности тампонажного цемента также снижает водоотдачу раствора по указанному механизму. Например, Каримовым Н.Х. было показано, что водоотдача тампонажных растворов, полученных из цементов, подвергнутых дезинтеграторной обработке, существенно ниже, чем у растворов, приготовленных из необработанных цементов.

Другой путь управления водоотдачей - это загущение жидкой фазы высокомолекулярными добавками. Наиболее сложным при этом является сохранение подвижности раствора. Кроме того, при этом наблюдается замедление процесса твердения растворов и снижение прочности камня. Поэтому часто обработку растворов высокомолекулярными полимерами совмещают с применением пластификаторов. На этом принципе основано получение реагентов комплексного действия, разработанных в НПО «Бурение».

Мы считаем, что для снижения водоотдачи тампонажных растворов необходимо использовать химические реагенты, оказывающие минимальное отрицательное воздействие на свойства раствора и камня на его основе, причем они должны ограничить количество фильтрата, проникающего в пласт, и не должны изменять фазовую проницаемость пласта для нефти.

Анализы и расчеты показывают, что водоотдача тампонажных растворов должна быть минимальной и по возможности близкой по величине к водоотда-

че буровых растворов, на которых вскрывались продуктивные пласты, и не более 40-50 см3/ ЗОмин.

В принципе, возможно получение реагентов, обеспечивающих меньшие показатели фильтрации цементных растворов (10-15 см3/ЗОмин). Однако, как показали расчеты, значительно важнее снизить водоотдачу с 500-700 см3/ЗОмин до 40-50 см3/30мин, поскольку объемы фильтрата, попадающего в пласт при водоотдаче 50 см3 /ЗОмин и 15 см3 /ЗОмин, мало отличаются между собой, а затраты на получение растворов с водоотдачей 15 см3/ЗОмин неизмеримо выше.

Есть еще, по меньшей мере, один аспект проблемы в оценке водоотдачи цементных растворов в лабораторных условиях. Проблема заключается в том, что процесс фильтрации при этом не моделируется, а лишь имитируется. Если в условиях реального пласта процесс фильтрации происходит в пористую среду, где всевозможные эффекты на поверхности раздела «фильтрат-твердое тело», в частности капиллярные явления, играют не последнюю роль, то на традиционных приборах фильтрация происходит через тонкий фильтр. Совершенно очевидно, что отличие в фильтрационных средах не может не влиять на результаты испытаний. Если к тому же учесть, что растворы большинства полимеров при течении в тонких порах и капиллярах, как правило, проявляют аномальные свойства, то перенос результатов испытаний на фильтрационных приборах (фильтр-пресс, ВМ-6 и др.) на пластовые условия становится проблематичным или вообще невозможным. В пользу такого утверждения косвенно говорит и тот факт, что растворы многих реагентов, проявляя ньютоновские свойства при течении в трубах, резко изменяют свои свойства при течении в тонких порах и капиллярах. Поскольку поведение таких систем при течении в пористой среде будут определены, главным образом, соотношением размеров макромолекул полимеров и тонких каналов среды, то один и тот же полимер будет вести себя по-разному в каналах различной раскрытости. Именно на использовании таких аномалий в поведении дисперсных систем и может быть, на наш взгляд, основана разработка одного из способов предотвращения нерегу-

лируемого и глубокого проникновения фильтрата тампонажных растворов в продуктивный пласт.

Идея состоит в научно-обоснованном использовании описанных выше эффектов: реагент - понизитель водоотдачи должен в объемных (макроскопических) условиях (в трубах и затрубном пространстве) отвечать всем требованиям технологии цементирования, а в пористой среде (микроскопических условиях) усиливать неныотоновские аномалии фильтрата и блокировать поровые каналы, снижая тем самым объем фильтрата, проникшего в приствольную область пласта, и, следовательно, степень загрязнения последнего.

При этом принципиально важно, что жидкость затворения не удаляется из тампонажного раствора, а стало быть, он не изменяет своих характеристик и не вызывает осложнений в процессе цементирования.

Степень структурирования зависит от размера пор, заряда поверхности, вида и концентрации полимера, поэтому выбираемые реагенты не будут иметь универсального характера: каждый из них имеет вполне определенную область эффективного применения по размерам пор, составу коллектора, давлению, температуре и т.п.

Естественно, что реагент при этом не должен ухудшать технологических свойств цементного раствора и камня.

Для поиска реагентов, отвечающих указанным требованиям, нами совместно с Кондрашовым О.Ф. по разработанной им методике был оценен «загрязняющий» эффект для некоторых реагентов - потенциальных понизителей водоотдачи. Данная методика была успешно апробирована Кондрашевым О.Ф. при исследовании реагентов - регуляторов свойств буровых растворов, но для реагентов - понизителей водоотдачи тампонажных растворов и их фильтратов подобные исследования проведены нами впервые.

Суть методики состоит в измерении структурно-механических свойств, толщины пристенных (граничных) слоев и гидродинамических параметров жидкости (фильтрата цементного раствора) при температурах, давлениях, скоростях сдвига и узких зазорах, соответствующих параметрам пласта.

В соответствии с положениями физико-химической механики дисперсных систем жидкость на границе раздела приобретает свойства контактирующих фаз, то есть на границе с твердой фазой - породой она должна приобретать твердообразные свойства, формируя пристенные (граничные) слои с аномально высокими структурно-механическими свойствами.

Подобных явлений в пористой среде следует ожидать и от фильтрата там-понажного раствора, представляющего собой смесь органических и неорганических компонентов. Поэтому для направленного регулирования фильтрационных качеств и прогнозирования глубины проникновения фильтратов тампо-нажных растворов в приствольную область показателей фильтрационных свойств, характеризуемых величиной водоотдачи, далеко недостаточно.

Микрореологические (в масштабе пор) исследования полимерных регуляторов фильтрации были проведены на установке, позволяющей выполнять измерения структурно-механических свойств в узком зазоре - плоском капилляре из породообразующего минерала кварца, толщина которого отвечает средним размерам пор нефтенасыщенных коллекторов.

Установлено, что в порах микронной толщины разбавленные водные растворы полимеров проявляют вязкоупругие свойства, не свойственные подобным жидкостям в обычных условиях: динамическая вязкость кратно превышает объемные значения этого параметра, а наличие сдвиговой упругости, характеризующей способность тел к сопротивлению изменения формы, указывает на наличие твердообразной структуры в данных растворах.

При этом нами установлено, что микрореологические параметры плохо коррелируют с объемными: к примеру, Гипан и ВПК-402 имеют весьма посредственные стандартные объемные показатели (таблица 1), в порах же они превосходят по своим свойствам более высокомолекулярные образцы.

По мере уменьшения величины узкого зазора неньютоновские аномалии ВПК-402 заметно усиливаются, и кривая течения приобретает характерный для твердообразного тела вид, количественные характеристики которого (эффективная динамическая вязкость, критические напряжения сдвига) кратно пре-

восходят аналогичные параметры других реагентов. Последнее послужило основанием для выбора этого регулятора фильтрации и его более детального исследования.

ВПК-402 - это водный раствор полидиметилдиаллиламмонийхлорида. Он применяется для интенсификации процесса очистки сточных вод, стабилизации и структурирования почв и в качестве флокулянта.

Таблица 1 - Вязкоупругие свойства растворов в узких зазорах

Полимер Концентрация, % Размер зазора, мкм Эффективная вязкость, мПа'с Модуль сдвига, кПа

ВПК-402 0,2 1,5 59,4 2,83

то же 0,2 6,0 55,2 1,43

-И- 0,5 1,5 53,3 2,59

-//- 0,5 6,0 20,5 1,62

Гипан 0,2 . 1,5 171 0,14

то же 0,2 6,0 101 0,15

-II- 0,5 1,5 15,2 0,27

-II- 0,5 6,0 12,2 0,09

ПАА 0,2 1,5 10,4 0,10

то же 0,2 6,0 10,0 0,06

-II- 0,5 1,5 66,7 0,24

-II- 0,5 6,0 31,0 0,09

КМЦ-600 0,5 1,5 44,2 0,18

то же 0,5 6,0 | 31,8 0,05

Способность реагента ВПК-402 снижать водоотдачу тампонажных растворов выявилась сравнительно недавно, и поэтому ранее он использовался достаточно редко. Реагент негорюч, нетоксичен, отличается стабильностью, хорошо растворим в пресной и минерализованной воде.

Физико-механические свойства цементов, раствора, камня определялись на стандартных приборах согласно ГОСТ 1581-96 и ГОСТ 310.1.96. Водоотдача цементных растворов определялась на фильтр-прессе при давлениях 0,1 и 0,7 МПа, а также оценивалась условная водоотдача по прибору ВМ-6.

Для испытания герметизирующих свойств разработанных тампонажных составов в условиях, приближенных к условиям работы крепи скважин, исполь-

зован экспериментальный стенд, разработанный и изготовленный совместно с Сайд Ибрагимом А.Ф. и Морозовым Д.В.

В третьей главе изложены результаты исследований микрореологических свойств фильтратов тампонажных растворов и их композиций с ВПК-402, анализ его влияния на эксплуатационные свойства тампонажных материалов.

На первом этапе изучались структурно-механические свойства фильтратов цементных растворов с водоцементным отношением (В/Ц) 0,5-2,0 в узких зазорах, размеры которых соответствовали средним размерам пор газового месторождения Амангельды (Казахстан).

Установлено, что вязкость собственно фильтрата без полимерных добавок в этих условиях кратно (в пределах порядка) превышает объемные значения этого параметра, получаемые с помощью ротационной вискозиметрии. Из этого следует, что для объективной оценки фильтрационных качеств цементных растворов необходимы дополнительные исследования в пористой среде или на ее моделях, как это имело место в нашем случае.

Дальнейшие эксперименты показали, что структурно-механические свойства фильтрата сильно и однозначно зависят от величины узкого зазора и водо-цементного отношения: двукратное их уменьшение приводит к резкому росту скорости структурообразования и величины вязкости (до 1000 мПа-с). По мере увеличения размеров узкого зазора структурирующее действие твердого тела -породы снижается, пропорционально уменьшается и различие в консистенции фильтрата: при ВЦ=0,5 вязкость последнего в зазорах 2 и 5 мкм составляет уже соответственно 1052 и 574 мПа-с.

Анализ микрореологических исследований фильтратов цементного раствора показал, что в этих условиях принципиальное значение имеет не только уровень структурно-механических свойств, но и динамика их изменения при молекулярно-поверхностном взаимодействии с породой, определяющая скорость формирования структурно-механического барьера, который препятствует проникновению жидкой фазы раствора в пористую среду. Сопоставление указанных временных характеристик тампонажных и биополимерных безгли-

нистых промывочных жидкостей показало, что в низкопроницаемых пористых средах их фильтраты практически не отличаются по этому критерию. Другими словами, в таких средах полимер практически не влияет на процесс фильтрации.

Введение добавки неоднозначно влияет на структурно-механические свойства фильтрата цементного раствора и их динамику (таблица 2). Табличные данные здесь представлены в безразмерном виде, фактор приведения - эффективная вязкость собственно фильтрата при прочих равных условиях.

Таблица 2 - Зависимость относительной вязкости фильтрата от концентра-

ции полимера, величины узкого зазора

Величина узкого зазора, мкм Относительная вязкость фильтрата с добавками ВПК-402

5% 10%

Время выдержки фильтрата в узком зазоре, ч

0,08 5 10 0,08 5 10

1 1,8 1,4 0,6 1,8 1,5 2,3

2 1,9 3,7 3,5 13 71 67

5 1,3 1,8 2,3 2,6 4,6 6,5

Видно, что в порах малого размера (до 1 мкм) ВПК-402 несколько увеличивает вязкость и снижает скорость структурообразования. Отмеченное связано с известным замедлением адсорбционных процессов при соизмеримости размеров молекул и пор. Уменьшение влияния данного эффекта в более крупных порах, как следует из представленных данных, приводит к кратному возрастанию вязкости фильтрата. Обращает внимание очень сильная динамика вязкости в зазоре 2 мкм, что связано с перекрытием просвета поры граничными слоями толщиной ~ 1 мкм, возникающими на ее стенках и полностью ее кольмати-рующими.

Дальнейшие микрореологические измерения позволили выявить характер течения фильтратов и возникающих в этих условиях надмолекулярных структур. В отсутствие полимерной добавки фильтрат проявляет свойства хрупкой

твердообразной структуры конденсационного типа, прочность которой в узких зазорах до 2 мкм соизмерима с градиентами давления в призабойной зоне. Это подтверждает сделанные выше выводы о высоких антифильтрационных качествах самого фильтрата в малопроницаемых средах.

Введение полимера пластифицирует надмолекулярную структуру, придавая ей более упругие свойства. При концентрации ВГЖ-402 до 10 % кривая течения фильтрата приобретает вид, характерный для вязкоупругих твердообраз-ных структур с разрывом сплошности, что указывает на снижение проникающей способности фильтрата и в более проницаемой пористой среде.

Исходя из проведенных исследований, сделан весьма важный вывод о том, что в низкопроницаемых пористых средах (средний размер пор до 2 мкм и проницаемостью до десятка т!>) тампонажный раствор без всяких полимерных добавок может вполне обеспечивать высокое фильтрационное сопротивление в пластовой системе «фильтрат - пористая среда». В более проницаемых коллекторах глубина проникновения фильтрата эффективно регулируется с помощью реагента ВПК-402.

В результате исследований выявлено, что при использовании ВПК - 402 можно снизить водоотдачу до 45-50 см3/30 мин при концентрации реагента 7%, тогда как водоотдача чистого тампонажного раствора составляла более 300 см3/30 мин.

Растекаемость тампонажного раствора при применении ВПК- 402 сначала снижается до 18 см, но при повышении концентрации более 3 % увеличивается до 22-23 см. При использовании ВПК-402 не требуется применения каких- либо специальных химических реагентов, регулирующих подвижность тампо-нажных растворов.

С увеличением концентрации ВПК-402 водоотделение растворов снижается практически до нуля, хотя при повышении концентрации реагента с 3,0 до 7,0 % водоотделение несколько возрастает, но не превышает 5-7 мл, свидетельствуя о том, что применение ВПК-402 не выводит рассматриваемый показатель за пределы требований ГОСТ.

Так же была проверена прочность цементного камня на изгиб и сжатие после 2 суток твердения и показано, что ВПК - 402 увеличивает прочность цементного камня как на изгиб, так и на сжатие. При содержании реагента 3% прочность на изгиб увеличивается на 26,2%, а на сжатие на 19,7%.

Реагент ВПК-402 совместим с другими реагентами и модифицирующими добавками, используемыми для регулирования других свойств тампокажного раствора и камня, полученных при затворении на пресных и минерализованных жидкостях.

Комплекс проведенных экспериментов показал, что применение реагента ВПК-402 повышает сопротивляемость цементного камня на газопрорыв.

В четвертой главе приведены результаты промышленных испытаний.

Результаты исследований стали основой для промышленного применения тампонажных растворов с пониженной водоотдачей при креплении газовых скважин на месторождении Амангельды в Южном Казахстане и Карашурском ПХГ (Удмуртия). При этом отделом крепления скважин ОАО «Азимут» с на-ншм участием были внесены соответствующие изменения и дополнения в раздел «Крепление скважин» группового технического проекта.

На первом этапе было решено провести предложенный комплекс работ на первой из бурящихся скважин (№110) и по результатам работ принять соответствующее решение. Проведенные исследования позволили подобрать рецептуру цементного раствора (таблица 3), которая была использована при креплении промежуточных колонн еще в13 скважинах данного месторождения.

В качестве жидкости затворения использован 12% раствор №С1.

При креплении эксплуатационной колонны обеспечивалась водоотдача цементных растворов менее 50 см3/30 мин для первой ступени и не более 70 см3/30 мин для второй ступени. Цементирование проводилось тампонажным цементом ПЦТ-1-100 и ПЦГ 1-50 Новотроицкого цементного завода.

Таблица 3 - Состав тампонажного раствора для крепления промежуточных

колонн

№ состава Состав тампонажного раствора, % В/Ц Водоотдача, см3/ 30 мин Д ср> мм Температура испытаний, °С Прочность камня, МПа

Портланд-цемент Расширяющая добавка ВПК-402 Изгиб 2сут/ 7сут Сжатие 2сут/ 7сут

1 95 5 3 0,5 70 210 40 4,32/ 7,09 15,75/ 23,5

Предложенными рецептурами тампонажных растворов на месторождении Амангельды в течение 2003-2005 годов было зацементировано 13 промежуточных колонн и 13 (в две ступени) эксплуатационных колонн.

Все скважины успешно освоены, сданы заказчику и в настоящее время работают как эксплуатационные.

Поскольку для подземных хранилищ газа вообще, и для Карашурского ПХГ в частности важной проблемой является наличие межколонных давлений (МКД) в старом фонде и во вновь вводимых скважинах, то уже в стадии строительства надо быть готовым к тем осложнениям, которые присущи уже существующим ПХГ.

Так как крепление скважин охватывает большой круг вопросов, в решении которых участвовало много специалистов, нами рассматривался только один из аспектов, а именно разработка рецептуры тампонажного раствора. Для крепления обсадных колонн на Карашурском ПХГ одновременно с другими мероприятиями было рекомендовано применение реагента - понизителя водоотдачи ВПК-402.

Результаты исследований были включены в подготовленный специалистами Башкирского УБР и утвержденный в ДООО «Подзембургаз» регламент на крепление скважин на Удмуртском резервирующем комплексе ПХГ, в соответствии с которым должны цементироваться эксплуатационные обсадные колонны.

Основные выводы и рекомендации

1 Реагенты - понизители водоотдачи тампонажных растворов должны в объемных условиях, в затрубном пространстве отвечать всем требованиям технологии цементирования, а в пористой среде усиливать неныотоновские аномалии фильтрата и блокировать поровые каналы, снижая тем самым объем фильтрата в приствольной области и степень загрязнения последней.

2 Впервые по оригинальной методике определены микрореологические свойства фильтратов тампонажных растворов. Установлено, что фильтрат цементного раствора в узких зазорах микронной величины проявляет аномально высокие структурно-механические свойства. В самом начале контактного взаимодействия его вязкость достигает ~100 мПа'с, что кратно превышает объемные значения этого параметра. С уменьшением величины узкого зазора и во-доцементного отношения неньютоновские свойства фильтрата усиливаются.

3 Произведена оценка «загрязняющего» эффекта реагентов - понизителей водоотдачи, и показано, что в высокопроницаемых коллекторах хорошие результаты обеспечивает применение полимерного реагента - понизителя водоотдачи ВПК-402.

4 Реагент ВПК-402 повышает прочность, сопротивляемость на газопрорыв получаемого цементного камня, и он совместим с другими реагентами и модифицирующими добавками, используемыми для регулирования иных свойств тампонажного раствора и камня, затворенных на пресных и минерализованных жидкостях.

5 Внесены изменения в раздел «Крепление ...» группового проекта на строительство скважин на газовом месторождении Амангельды с включением для цементирования промежуточной и эксплуатационной колонн тампонажных растворов с понизителем водоотдачи ВПК-402. Разработанными тампо-нажными растворами на 01.01.2006 года зацементировано 13 промежуточных колонн диаметром 219 мм, спущенных на глубину 1200 м, и 13 эксплуатационных колонн диаметром 140 мм, спущенных на глубину 2200 - 2500 м.

Содержание работы опубликовано в 23 научных трудах, из которых № 1-2 включены в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской федерации в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.

1 Каримов Н.Х., Агзамов Ф.А., Газизов Х.В., Каримов И.Н., Комлева С.Ф. Облегченный тампонажный раствор с улучшенными технологическими свойствами //Известия ВУЗов. Нефть и газ. -1997. -№ 6. - С.45.

2 Агзамов Ф.А., Аль-Сурури Я.М., Комлева С.Ф. Экспериментальная оценка герметичности межколонного пространства газовых скважин //Известия ВУЗов. Нефть и газ. - 2000. - № 5. - С. 58-65.

3 Кузнецов A.B., Комлева С.Ф., Овцин И.О. Анализ методов заканчивания горизонтальных скважин // Материалы научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 1997. - № 48. - С. 19.

4 Измухамбетов Б.С., Газизов Х.В., Каримов И.Н., Комлева С.Ф. Способ получения облегченного тампонажного материала. - Алматы, 1997. - Деп. в КазГо-сИНТИ №6373-Ка97.

5 Каримов Н.Х., Каримов И.Н., Комлева С.Ф. «Дезинтеграторная технология получения тампонажных материалов для СП «Вьетсовпетро» // Проблемы нефтегазовой отрасли: материалы Международного научно-технического семинара. - Уфа, 1998. - С. 20-21.

6 Сакаев P.M., Нургалиев С.Т., Каримов И.Н., Комлева С.Ф. Тампонажные цементы с закупоривающими свойствами // Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело: тез. докл. Международной научно-технической конференции. - Уфа, 1998. - С. 40-41.

7 Каримов Н.Х., Агзамов Ф.А., Мандель А .Я., Комлева С.Ф. Тампонажные цементы и технология их получения и применения для скважин арктических морей // Проблемы нефтегазового комплекса России. Горное дело: тез. докл. Международной научно-технической конференции. - Уфа, 1998. - С. 77.

8 Комлева С.Ф., Каримов И.Н. Способ получения тампонажных материалов с пониженной водоотдачей // Наука и технология углеводородных дисперсных систем: материалы второго международного симпозиума. - Уфа, 2000. - Т.1. -С. 92-93.

9 Каримов И.Н., Комлева С.Ф. Облегченные тампонажные композиции //Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: тез. докл. Всероссийской научно-технической конференции ТюмГНГУ. - Тюмень, 2000.-С. 71.

10 Комлева С.Ф., Каримов И.Н. Тампонажный материал с пониженной водоотдачей //Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: тез. докл. Всероссийской научно-технической конференции ТюмГНГУ. - Тюмень, 2000. - С. 70.

11 Комлева С.Ф., Тимеркаев М.М., Каримов И.Н. Получение облегченных тампонажных материалов // Современные проблемы геофизики, геологии, освоения, переработки и использования углеводородного сырья: материалы 1-й Международной научно-технической конференции, посвященной 20-летию образования Атырауского института нефти и газа: В 2 т. - Атырау, 2000. - Т. 2. -С. 164-167.

12 Сакаев P.M., Мельников В.М., Комлева С.Ф., Каримов И.Н. Разработка со-' ставов расширяющихся тампонажных цементов //Прогрессивные технологии в добыче нефти: сб. науч. тр. - Уфа, 2000. - С. 83-88.

13 Сакаев P.M., Каримов И.Н., Комлева С.Ф. Тампонажные цементы с закупоривающими свойствами // Проблемы нефти и газа: материалы секции Н III Конгресса нефтегазопромышленников России, 23-25 мая 2001г. - Уфа, 2001. -С. 98.

14 Аль-Сурури Я.М., Агзамов Ф.А., Комлева С.Ф. Влияние свойств тампонажных материалов на герметичность межколонного пространства газовых скважин //Научно-технические достижения в газовой промышленности: сб. науч. тр. - Уфа, 2001. - С. 48-58.

15 Агзамов Ф. А., Сайд И.А., Комлева С. Ф., Аль-Самави А. С. Гелеобразую-щие составы для восстановления герметичности заколонного пространства// Проблемы геологии и освоения недр: материалы VI Международного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых им. акад. М.А. Усова. - Томск, 2002.-С. 364-365.

16 Агзамов Ф.А., Комлева С. Ф. О некоторых путях понижения водоотдачи цементных растворов // Минерально-сырьевая база Республики Башкортостан: Реальность и перспективы: материалы научно-практической конференции. -Уфа, 2002. - С. 396-399.

17 Пат. № 2184211 РФ. Облегченный тампонажный раствор /Агзамов Ф.А., Ак-чурин Х.И., Каримов Н.Х., Комлева С.Ф. и др.; заявка № 2000124145/03; заявл. 21.09.2000; опубл. 27.06. 2002; Бюл. № 18.

18 Комлева С.Ф., Иммис М.А., Сакаев P.M. Применение методов рационального планирования экспериментов при исследовании тампонажных растворов: тез. докл. 55-й студенческой научно-практической конференции. - Уфа, 2004.-С. 53.

19 Комлева С.Ф., Каримов И.Н., Хомяков A.C., Мухамедшин М.М. Облегченный тампонажный раствор с пониженной водоотдачей: тез. докл. научно-практической конференции.- Пермь, 2004. - С. 320-321.

20 Комлева С.Ф. Анализ технологий получения тампонажных материалов с пониженной водоотдачей //Повышение качества строительства скважин: материалы международной научно-технической конференции, посвященной памяти Мавлготова М.Р. - Уфа, 2005. - С. 303-306.

21 Петров H.A., Давыдова И.Н., Комлева С.Ф. Уменьшение плотности цементного раствора поверхностно-активными веществами //Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. науч. тр.: в 4 т. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. - Т.2. -С. 97-100.

22 Петров H.A., Давыдова И.Н., Кан A.B., Комлева С.Ф. Изучение свойств фильтратов цементных растворов // Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. науч. тр.: в 4 т. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. - Т.2. - С. 101-102.

23 Петров H.A., Давыдова И.Н., Комлева' С.Ф. Цементный раствор с пониженной водоотдачей // Актуальные проблемы нефтегазового дела: сб. науч. тр.: в 4 т. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. - Т.2. - С. 103-106.

Подписано в печать 23.01.07. Бумага офсетная. Формат 60x80 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л.1. Тираж 100. Заказ 29. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета. Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Комлева, Светлана Фаритовна

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1 Факторы, влияющие на сохранение приствольной зоны продуктивных пластов при строительстве скважин.

1.1.1 Повреждение пласта при первичном вскрытии. И

1.12 Повреждение пласта при цементировании.

1.1.3 Повреждение пласта при вторичном вскрытии пласта.

1.2 Анализ путей снижения загрязненности продуктивных пластов при креплении скважин.

1.2.1 Вскрытие пластов на депрессии.

1.2.2 Применение модульных отсекателей пласта.

1.2.3 Применение управляемой кольматации при вскрытии пласта и при подготовке скважины к спуску и цементированию обсадной колонны.

1.3 Осложнения при цементировании, связанные с фильтрацией цементных растворов.

1.4 Анализ применяемых тампонажных материалов.

1.5 Анализ технологий получения тампонажных материалов с низкой водоотдачей.

1.6 Выводы по главе 1. Определение цели и задач работы.

2 ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧЕЙ ГИПОТЕЗЫ. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ И ОБРАБОТКИ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ.

2.1 Теоретическое рассмотрение процесса водоотдачи и фильтрации цементных растворов.

2.2 Обоснование требований к реагентам для снижения водоотдачи тампонажных материалов.

2.3 Обоснование рабочей гипотезы.

2.4 Методика исследований.

2.4.1 Методика микрореологических исследований полимерных регуляторов фильтрации.

2.4.2 Методика исследований технологических свойств тампонажных растворов.

2.4.3 Методика исследований фильтрационных свойств цементного раствора.

2.4.4 Экспериментальный стенд для оценки герметичности крепи скважины.

2.5 Методика планирования и математическая обработка экспериментальных данных.

2.6 Обоснование и выбор материалов для исследований.

Выводы по главе.

3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ФИЛЬТРАЦИЮ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ.

3.1 Микрореологические свойства фильтратов тампонажных растворов.

3.1.1 Влияние ВПК-402 на микрореологические свойства фильтрата.

3.1.2 Оценка глубины проникновения фильтрата.

3.2 Исследование влияния реагентов - понизителей водоотдачи на свойства тампонажных растворов.

3.2.1. Влияние ВПК-402 на водоотдачу цементного раствора.

3.2.2. Влияние ВПК-402 на подвижность цементного раствора.

3.2.3. Влияние ВПК на седиментационную устойчивость цементного раствора.

3.2.4 Влияние ВПК на прочность цементного камня.

3.3 Влияние ВПК на герметизирующую способность цементного камня.

Выводы по главе 3.

4 АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ И РЕАЛИЗАЦИЯ ЕЕ

В ПРОМЫШЛЕННОСТИ.

4.1 Внедрение разработок на месторождении Амангельды (Казахстан).

4.1.1 Геолого-технические условия газового месторождения Амангельды.

4.1.2 Подбор рецептуры тампонажного раствора для крепления промежуточной колонны.

4.1.3 Цементирование промежуточной колонны (на примере скважины №110).

4.1.4 Подбор рецептуры тампонажного раствора для крепления эксплуатационной колонны.

4.2 Внедрение разработок на Карашурском ПХГ.

Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей"

Наращивание и стабилизация добычи углеводородного сырья на уровне, обеспечивающем энергетическую безопасность России с минимальными затратами, могут быть достигнуты лишь при значительном повышении качества строительства нефтяных, газовых, газоконденсатных и глубоких разведочных скважин. Наиболее эффективными путями решения данного вопроса являются сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов и формирование герметичного и долговечного изоляционного комплекса крепи скважин, надежно разобщающего флюидосодержащие пласты.

Широко распространенные в настоящее время технологии первичного вскрытия и разобщения пластов не во всех случаях обеспечивают необходимую сохранность их коллекторских свойств на этапах заканчивания скважин. Особенно эта проблема актуальна применительно к цементированию эксплуатационных колонн, когда загрязнение продуктивных пластов происходит фильтратом тампонажных растворов. Все это приводит к дополнительным затратам на восстановление проницаемости пластов и достижение потенциального дебита скважин, к снижению объема добываемой продукции.

Технологические приемы, ограничивающие или предупреждающие контакт цементного раствора с продуктивным пластом оказываются не всегда применимы из-за ограничений по устойчивости коллекторов, различия в пористости и проницаемости пропластков многопластовой залежи или других причин.

Наиболее перспективным направлением предупреждения загрязнения продуктивных пластов при их креплении является снижение водоотдачи тампонажных материалов. К сожалению, многие из применяемых реагентов - понизителей водоотдачи обладают отрицательными побочными эффектами, заключающимися в загущении раствора и ухудшении свойств полученного камня. Эти негативные явления могут усиливаться при смешении химически обработанных промывочных и тампонажных растворов, поскольку применяемые реагенты могут влиять на скорость твердения цементных растворов.

Несмотря на достаточно большой объем исследований в этом направлении, проблема сохранения коллекторских свойств пласта до сих пор не решена, и актуальность ее будет возрастать из-за увеличения доли наклонных и горизонтальных скважин с большим проложением в продуктивной части пласта.

Цель работы

Повышение качества заканчивания скважин на основе применения новых тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

Основные задачи работы

1 Обоснование требований к тампонажным материалам для сохранения коллекторских свойств пласта.

2 Исследование и выявление наиболее эффективных добавок понизителей водоотдачи цементных растворов.

3 Разработка рецептур тампонажных растворов различной плотности с пониженной водоотдачей.

4 Разработка технологии применения тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

5 Опытно-промышленные испытания новых тампонажных материалов и оценка их эффективности.

Научная новизна

1 Установлены неньютоновские и фильтрационные аномалии фильтратов цементных растворов в пористой среде с каналами микроскопических размеров, что может быть использовано для ограничения водоотдачи и прогнозирования загрязнения прискважинной зоны продуктивных пластов.

2 Впервые исследованы структурно-механические свойства фильтрата и его раствора с полимерными реагентами - понизителями водоотдачи в узких зазорах различной величины, результаты которого послужили основой для выбора наиболее приемлемых реагентов для конкретных геолого-технических условий.

3 Изучен механизм взаимодействия фильтрата тампонажного раствора с породообразующими минералами и полимерным реагентом, исследованы уеловия течения фильтрата в порах различной величины и выполнена прогнозная оценка глубины его проникновения в породы различной проницаемости.

Практическая ценность

1 Сформулирован комплекс требований к тампонажным материалам, обеспечивающий сохранение коллекторских свойств пласта при цементировании обсадных колонн.

2 Показана эффективность применения реагента ВПК -402 в качестве добавки понизителя водоотдачи цементных растворов.

3 Разработаны рецептуры тампонажных растворов с пониженной водоотдачей.

4 Разработаны регламенты на крепление скважин тампонажными растворами с добавкой реагента ВПК-402 и проведено внедрение разработок.

Реализация работы в промышленности

1 Разработанные тампонажные растворы с пониженной водоотдачей на основе реагента ВПК-402 внедрены при креплении газовых скважин на месторождении Амангельды в Южном Казахстане, Карашурском ПХГ (Удмуртия).

2 Разработаны и утверждены нормативные документы на применение тампонажных растворов с пониженной водоотдачей на основе реагента ВПК-402.

Защищаемые положения

1 Обоснование целесообразности применения реагента ВПК-402 для снижения водоотдачи тампонажных растворов.

2 Составы тампонажных растворов с пониженной водоотдачей и технологическими свойствами, удовлетворяющими требованиям ГОСТ.

3 Технология получения и применения тампонажных цементов с пониженной водоотдачей.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

• на научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ, г. Уфа, 1997-2003 гг.;

• Международном научно-техническом семинаре «Проблемы нефтегазовой отрасли», Уфа, 1998;

• Международной научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России», Уфа, 1998;

• 2-м Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем», Уфа, 2000;

• Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса», Тюмень, 2000;

• Международной научно-технической конференции «Современные проблемы геофизики, геологии, освоения, переработки и использования углеводородного сырья», посвященной 20-летию образования Атырауского института нефти и газа, Атырау, 2000;

• III Конгрессе нефтегазопромышленников России, Уфа, 2001;

• VI международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и охраны недр», Томск, 2002;

• научно-практической конференции «Минерально-сырьевая база республики Башкортостан: реальность и перспективы», Уфа, 2002;

• научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин», Пермь, 2004;

• Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», посвященной памяти Мавлютова М.Р., Уфа, 2005;

• Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы нефтегазового дела», Октябрьский, 2006.

Публикации. Результаты исследований, отражающие основные положения диссертационной работы, изложены в 23 печатных работах, в том числе получен один патент на изобретение.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, выводов и рекомендаций. Работа изложена на 203 страницах, вклю

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Комлева, Светлана Фаритовна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Реагенты - понизители водоотдачи тампонажных растворов должны в объемных условиях, в затрубном пространстве отвечать всем требованиям технологии цементирования, а в пористой среде усиливать неньютоновские аномалии фильтрата и блокировать поровые каналы, снижая тем самым объем фильтрата в приствольной области и степень загрязнения последней.

2. Впервые по оригинальной методике, определены микрореологические свойства фильтратов тампонажных растворов. Установлено, что фильтрат цементного раствора в узких зазорах микронной величины проявляет аномально высокие структурно-механические свойства. В самом начале контактного взаимодействия его вязкость достигает ~100 мПас, что кратно превышает объемные значения этого параметра. С уменьшением величины узкого зазора и В/Ц неньютоновские свойства фильтрата усиливаются.

3. Произведена оценка «загрязняющего» эффекта реагентов - понизителей водоотдачи, и показано, что в высокопроницаемых коллекторах хорошие результаты обеспечивает применение полимерного реагента - понизителя водоотдачи ВПК-402.

4. Реагент ВПК-402 повышает прочность, сопротивляемость на газопрорыв получаемого цементного камня, и он совместим с другими реагентами и модифицирующими добавками, используемыми для регулирования иных свойств тампонажного раствора и камня, затворенных на пресных и минерализованных жидкостях.

5. Внесены изменения в раздел «Крепление .» группового проекта на строительство скважин на газовом месторождении Амангельды с включением для цементирования промежуточной и эксплуатационной колонн тампонажных растворов с понизителем водоотдачи ВПК-402. Разработанными тампо-нажными растворами на 01.01.2006 года зацементировано 13 промежуточных колонн диаметром 219 мм, спущенных на глубину 1200 м, и 13 эксплуатационных колонн диаметром 140 мм, спущенных на глубину 2200 - 2500 м.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Комлева, Светлана Фаритовна, Уфа

1. Жигач К. Ф., Паус К. Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов. Нефтяное хозяйство, 1957, №11, с 11-13.

2. Яненко В.И., Крезуб А.П., Дегтярева J1.H. Применение синтетических ПАВ в качестве добавки к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1987. - (Обзор.информ. Сер. «Бурение»). - 48 с.

3. Мирзаджанзаде А.Х., Ширинзаде С.А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин.-М.:Недра, 1986. 278 с.

4. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в около-скважинных зонах. -М.:Недра, 1987. 152 с.

5. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. -М.: Недра, 1991. 224 с.

6. Мавлютов М.Р., Нигматуллина А.Г. Изучение особенностей поведения кы-новских глин //Тез.докл.сем.-дисск. по пробл.перв. и втор. вскр. пл. при строит, и экспл.верт.накл. и гор.скв. /УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 96-97.

7. Ахметов A.A., Шарипов A.M., Жуковский К.А. Разработка средств и методов борьбы с выносом песка в западносибирском регионе //Тез.докл.сем.-диск. по пробл. перв. и втор. вскр. пл. при строит, и экспл. верт., накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 71-73.

8. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Физико-химическое воздействие буровых растворов на продуктивные пласты //Тез. докл. сем.-диск. по пробл. перв. и втор. вскр. пл. при строит, и экспл. верт., накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 49-53.

9. Андресон Б.А., Гилязов P.M., Гибадуллин Н.З., Кондрашев О.Ф. Физико-химические основы применения безглинистых полисахаридных растворов для заканчивания скважин. Монография, 2004. 250 с.

10. Петров H.A. Совершенствование техники и технологии вскрытия продуктивных пластов применением катионоактивных ПАВ и гидроперфорации. Дисс. к. т. н. Уфа, 2003 - 244 с.

11. Жигач К. Ф., Паус К. Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов. Нефтяное хозяйство, 1957, №11, с 11 - 13.

12. Свалов А. М., Бектимиров Э. М. Исследование глубины проникновения фильтрата бурового раствора при проводке скважины // Нефтяное хозяйство.-№ 2.-1990.-С. 29-31.

13. Шарипов А. У. Научные и технологические основы применения полимерных растворов при бурении и заканчивании глубоких скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1991.-57 с.

14. Барановский В.П., Колесников П.И., Катенев Е.П. и др. Применение новых рецептур буровых и тампонажных растворов при бурении и цементировании скважин в зонах АНПД.//Бурение.- 1974.-№ 9-С. 18-19.

15. Абдрахманов Г.С., Ибатуллин Р.Х. Техника и технология защиты продуктивных пластов от блокирования буровым и цементным растворами //Тез.докл.сем.диск. по пробл.перв. и втор.вскр.пл. при строит, и экспл. верт, накл. и гор. скв./УГНТУ.-Уфа, 1996-С. 33-35.

16. Заканчивание газовых скважин. / У. Д. Мамаджанов, А.К. Рахимов, Т.А. Поляков и др. М.: Недра, 1979. - 392 с.

17. Коморин В. К. Зависимость качества и успешности цементирования от способа приготовления тампонажной суспензии — «Нефтяное хозяйство», 1967, №6, с. 28-31.

18. Кузнецова О.Г. Стабилизация реологических и фильтрационных свойств тампонажных растворов / О.Г. Кузнецова, В.П. Овчинников., H.A. Аксенова, В.Г. Татауров, П.В. Овчинников // Известия высших уч. зав. «Нефть и газ». -Тюмень: ТюмГНГУ. 2001. -№6 -С.32-36.

19. Овчинников В.П. К решению проблемы качественного вскрытия и разобщения пластов / В.П. Овчинников, H.A. Аксенова, В.В. Салтыков, П.В. Овчинников, A.B. Кузнецов // журн. Бурение. М.: Московская буровая компания,2000.- № 3. С.8-10.

20. Петров H.A., Кореняко A.B., Типикин С.Н. и др. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона М.: ВНИИОЭНГ, 1997 - 68 с. (Обзор информ.).

21. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин / М.О.Ашрафьян, Д.Ф. Новохатский, Л.И.Рябова и др.- Краснодар: Изд. «Просвещение-Юг».-2003. 366 с.

22. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Технология заканчивания скважин.- Уфа: 1996.-190с.

23. Поляков В.Н., Колодкин В.А. Технология заканчивания глубоких скважин открытым забоем //Тез. докл. междунар. науч. техн. сем. по пробл. нефтегаз. отр./УГНТУ. Уфа,, 1998.-С. 11-18.

24. Аксенова H.A. Исследование и разработка техники, технологии заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами. Дисс. кандидата технических наук, Тюмень, 2004.

25. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М: Недра. 1990.-408с.

26. Гетлин К. Бурение и Заканчивание скважин. Гостоптехиздат, 1963, 518 с.

27. Potter A.R., Louthan H.J. The application of low water loss cement in squeeze cementing. Oil in Canada, Vol. II, No 12,1959.

28. Potter A.R., Ripley H.J. Low water loss sements for successful cememting. Canadian Oil and Gas Indus. Vol. 14, No 4,1,1961.

29. Петров H.A., Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Ногаев H.A. Катионактив-ные Г1АВ эффективные ингибиторы технологических процессов нефтегазовой промышленности. Под редакцией Ф.А.Агзамова. СПб. 2004.408 с.

30. Гасумов Р. А. Разработка комплекса технологий по заканчиванию и ремонту газовых и газоконденсатных скважин, направленных на сохранение естественной проницаемости продуктивного пласта // Дисс. д-ра техн. наук.- Краснодар, 1999.

31. Нифантов В.И. Научное обоснование процесса вскрытия пластов и освоения скважин с применением гибкого регулирования забойного давления. Автореферат на соискание ученой степени доктора технических наук. Ставрополь, 2002.

32. Вскрытие продуктивных пластов при отрицательном дифференциальном давлении в системе «скважина-пласт» / Р.Г.Салихов, А.П.Пермяков, Н.И.Крысин. Пермь: Печатный салон «Меркурий», 2003. 62 с.

33. Салихов Р.Г. Повышение качества вскрытия продуктивных пластов совершенствованием технологии заканчивания скважин на депрессии. Дисс. канд. тех. наук. Уфа, 2004.

34. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Технология заканчивания скважин.- Уфа: 1996.-190с.

35. Белов В.П. Классификация и экспериментальная оценка кольматирующих свойств промывочных жидкостей и реагентов, применяемых в бурении скважин // Сб. науч. тр. КПТИ. Куйбышев, 1984, С. 8-25.

36. Алекперов В.Т., Никишин В.А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия // Нефт. хоз-во, 1972, №6,С. 21-24.

37. Мавлютов М.Р., Акчурин Х.И., Соломенников C.B., Шайхымежденов Ж.Г. и др. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины. М.Недра, 1997,. 153 с.

38. Ипполитов В.В. Разработка технологий и технических средств для гидродинамической кольматации пластов различной проницаемости. Автореф. . канд. техн. наук. Уфа, 1992. 24 с.

39. Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Поляков В.Н. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин// Нефтяное хозяйство, 1984, №6, С. 7-10.

40. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин.- Уфа: «Tay», 1999.- 408 с.

41. Шамов H.A. Совершенствование технологии и технических средств вибрационной кольматации и декольматации гранулярных коллекторов. Автореф . канд. техн. наук. Уфа, 1993. 24 с.

42. Линевский A.A. Глинизация стенок скважин и определение фильтрации глинистых растворов // Нефт. хоз-во, 1949, №4, С. 6-9.

43. Шадрин Л.Н. Регулирование технологических свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. Москва: Недра, 1969 г.

44. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. О влиянии глинистой корки на водоотдачу цементного раствора // Изв. высших уч. заведений - сер. Нефть и газ - 1963, №12.

45. Хаиров Г.Б. Совершенствование технологии подготовки ствола скважин к тампонированию и регулирование процессов структурообразования тампонажных растворов в период ОЗЦ. Дисс. на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1978.

46. Шарипов А.У., Клявин P.M., Хангильдин Г.Н. Исследование влияния хлористого кальция, добавляемого к цементному раствору, на глинистую корку //Техника и технология бурения нефтяных скважин: Сб.науч.тр. Вып. 36.- Уфа: БашНИПИнефть, 1974.-С. 141-147.

47. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р., Мавлютов М.Р. Совершенствование методов вскрытия и освоения продуктивных пластов //Тез. докл. сем. диск, попробл. перв. и втор.вскр.пл. при строит, и экспл.верт,накл. и гор. скв. /УГНТУ.-Уфа, 1996. -С. 97-99.

48. Мавлютов М.Р., Галиакбаров В.Ф., Санников Р.Х., Оружев А.Р. Технология бурения с управляемой гидродинамической вихревой кольматацией // Нефтяное хозяйство, 1987, №6, С. 10-13.

49. Муфазалов Р.Ш. Повышение эффективности кольматации акустическим воздействием в процессе вскрытия продуктивного пласта. Автореф. . канд. техн. наук. Уфа, 1991.24 с.

50. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам 2-е изд., - М. Недра, 1987.

51. Мчедлов-Петросян О.П. Современные взгляды на процессы твердения цементов. Тр. ин-та Южгипроцемент. Новое в технологии и технике производства цемента. Вып.4 , С. 144-153.

52. Райхель В., Конрад Д. Бетон: В 2-х ч. Ч. 1. Свойства. Проектирование. Испытание. Пер с нем. / Под. Ред. В.Б. Ратинова. М.: Стройиздат, 1979. 111 е., ил.

53. Булатов А.И., Новохатский Д.Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин. М.: Недра. 1975.- 224 с.

54. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. К исследованию фильтрации цементного раствора // Изв. высших уч. заведений - сер. Нефть и газ - 1961, №10.

55. Леонидова А.И., Соловьев Е.И. Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов цемента-тр. МИНХ и ГП, М., 1964, вып.46.

56. Леонидова А.И. К вопросу исследования водоотдачи растворов из тампонажных цементов/ Автореферат канд. дисс., М., 1966.

57. Агзамов Ф.А. Исследование путей повышения эффективности вибровоздействия при креплении скважин. Дисс. на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1974.

58. Булатов А.И., Мариампольский Н.А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов. М. Недра, 1988, 352с.

59. Хангильдин Г.Н. Исследование влияния тонкости помола на тампонажров.-«Нефтяное хозяйство», 1965, № 5, с. 20-25.

60. Гельфман Г.Н., Клявин P.M. К вопросу о водоотдаче цементных растворов // Нефт. х-во 1963, №8, с-26.

61. Исследование тампонажных материалов/ Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина под. ред. B.C. Данюшевского, вып. 162, М., 1982.

62. Каримов Н.Х. , Губкин H.A. Особенности крепления скважин в соленос-ных отложениях. М.: Недра, 1984.-114с.

63. Каримов Н.Х. Разработка составов и технологии применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геолого-технических условиях. Дисс. на соиск. уч. ст. д.т.н., Уфа, У НИ, 1986г.

64. Каримов Н.Х., Запорожец Л.С., Рахматуллин Т.К. «Использование эффектов УДА-технологии для создания специальных тампонажных цементов». УДА-технология. Тезисы докладов II семинара. Таллин, 1983, с. 77.

65. Хусид Л.Б. Разработка метода гидравлической активации цементов и глин при приготовлении тампонажных и промывочных растворов на буровых /на опыте бурения на Крайнем Севере/ Дис. канд. техн. наук. Уфа: Уфимский нефтяной институт. 1974.

66. Хусид Л.Б., Ковалев А.Т. Временная инструкция по гидравлической активации лежалых цементов. Краснодар, изд-во ВНИИКрнефти, 1973.

67. Зельцер П.Я. Технология и технические средства цементирования скважин в спецефических условиях нефтегазовых районов северо-запада СССР/ Дис. докт. техн. наук. Уфа: Уфимский нефтяной институт. 1989.

68. Бережной А.И. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин/ Бережной А.И., Зельцер А.Я., Муха А.Г.//М:. Недра,1976 183 с.

69. Бережной А.И. Цементирование скважин на Щелковском газохранилище и Ефремовском ГКМ с применением кондиционирования тампонажного раствора. В кн.: "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений ", ВНИИгазпром,1968, № 2.

70. Детков В. П., Козодеров В.В., Сабирзянов А. К. Гидравлическая активация тампонажных растворов.- «Нефтяник» 1974, № 9,с. 18-20.

71. Луценко H.A., Обозин О.И. Тампонажные растворы пониженной плотности. М.: Недра. 1972.-144с.

72. Улучшение качества цементирования скважин путем добавки в цементные растворы понизителей водоотдачи и хлористого натрия. М.: ЦНИИТЭнефте-газ.- 1963.- 63 с.

73. Юнусова М.А. Влияние образцов оксиэтилцеллюлозы с различной степенью полимеризации на технологические свойства цементных растворов // Бурение нефтяных и газовых скважин в осложненных условиях. -М.: 1979.-Вып. 7.-С. 80-87.

74. Комплексная методика крепления скважин в осложненных гидрогеологических условиях ГПО Пермнефть. / В.Г.Татауров, Ю.И.Терентьев, В.С.Гребенников.-Пермь.- 1993.-61 с.

75. Временное руководство по технологии приготовления и применения облегченных тампонажных растворов с низкой фильтратоотдачей /Ю.И.Терентьев, Н.К. Нацибулина., В.Г.Татауров и др. Пермь.- 1987.-11 с.

76. РД 39-2-741-82. Инструкция по применению реагента ПВС-ТР для тампонажных растворов /ВНИИКРнефть: Введ. 01.10.82 до 01.01.87. Краснодар.-1982. - 8 с.

77. Тампонажные растворы с добавкой поливинилового спирта. Перцева Г.В., Зубков В.И., Мосиенко В.Г. и др. //Тезисы докл. IV конф. «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». Краснодар. - 37.-С. 101.

78. Иванов А.Г., Окишев H.A., Карпенко И.В. Полимерцементные тампонажные системы с пониженной начальной скоростью фильтрации//Нефт. хоз-во. 1997.-№7.-С. 12-14.7. -С. 12-14.

79. Комплексный реагент стабилизатор и понизитель водоотдачи тампонажных растворов КРТР-75 /В.Е.Ахрименко, О.П.Гень, А.К.Куксов ). // Тезисы докл. IV конф. «Формирование и работа тампонажного камня в скважине». - Краснодар.-1987.-С. 89-90.

80. Комплексные реагенты для обработки тампонажных растворов. // Аш-рафьян М.О., Куксов А.К., Гринько Ю.В., Меденцев В.М. // Нефтяное хозяйство,-1997,-№ 7.- С. 11-12.

81. Рябова Л.И. Получение тампонажных растворов с нулевым водоотделе-нием // Нефтяное хозяйство.- 1996. -№ 7. -С.17-19.

82. Пат. 4482383 США, МКИ С04 В 7/35, НКИ 106/90. Полиамидные добавки для снижения водоотдачи цементных растворов /Маккензи Ли Ф. -№502821; Заявлено 09.06.83; Опубл. 13.11.84.

83. Ахмадеев Р.Г., Данюшевский B.C. «Химия промывочных и тампонажных жидкостей». М.: Недра.-1981.

84. Булатов А.И.Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра.- 1976.-С.248.

85. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы: Уч. пособие для вузов.- М:.Недра.-1987.- 280 с.

86. Шадрин Л.Н.Технология и организация крепления скважин. М.:Недра.-1975.-343 с.

87. Гринько Ю.В. разработка комплексных реагентов-компаундов для цементирования продуктивных пластов / Автореф. дис. канд. техн. наук. Краснодар: НПО «Бурение». 2004.- 24 с.

88. A.c. 1451257 СССР Комплексный реагент для тампонажных растворов

89. Пат.2179231 Россия Комплексный реагент для тампонажных растворов / Куксов А.К., Новохатский Д.Ф., Рябова Л.И. и др.- Опубл. 2002, Б.И.№4.

90. Рябова Л.И Получение тампонажных растворов с нулевым во-доотделением //Нефтяное хозяйство. 1996. -№ 7.-С. 17-19.

91. Рябова Л.И. Облегченные тампонажные растворы с нулевым водоотстоем и технология их приготовления //Тр./ ОАО НПО "Буре ние".-Краснодар.- 2000.- Вып.5 -С.89-96

92. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами. // Ашрафьян М.О., Куксов А.К., Нижник А.Е., Гринько Ю.В., Жадан ЮГ. // "Нефтяное хозяйство", М., Недра, 2002.

93. Патент 2194149, РФ, МГЖ Е21В 33/138 Комплексный реагент для тампонажных растворов. // Ашрафьян М.О., Куксов А.К., Меденцев В.М., Гринько Ю.В., Нижник А.Е., Рябова Л.И.// Опубликован 10.12.2002.

94. Каримов Н.Х., Рахматуллин Т.К., Иванов В.В. Тампонажные материалы с закупоривающими свойствами.- М.: ВИЭМС.- 1992.-43с. ЮЗ.Мамаджанов У.Д. Фильтрация промывочных и цементных растворов. -Ташкент:АН УзССР.- 1964.- 178с.

95. Навроцкий Б.И. Влияние перемешивания на однородность многокомпонентных тампонажных растворов.—«Бурение газовых и газокон-денсатных скважин».- 1974,- № 6.- с. 20—26.

96. Гиматутдинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного пласта и газового пласта. Учебник для вузов. М.: Недра. -1982.-311 с.

97. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов. Ташкент: изд. Фан.- 1976.- с - 160.

98. Жужиков В.А.- Фильтрование. М.:Химия. - 1968.

99. Булатов А.И.Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра,- 1976.-c.248.

100. Ганиев Г.Г., Рахимбаев Ш.М., Обозин О.Н. Опыт повышения седимента-ционной устойчивости тампонажных растворов. Сборник «Промывка и цементирование скважин». М.: Недра.- 1973.

101. Каримов Н.Х. Разработка технологии получения и применения расширяющихся тампонажных материалов. Дисс. на соискание ученой степени д.т.н.- Уфа, 1986.

102. Кравченко И.В., Кузнецова Т.В., Власова М.Т., Юдович Б.Э. Химия и технология специальных цементов М:Стройиздат,-1979.

103. Кравченко И.В. Расширяющийся цемент. - М.:Стройиздат.- 1976.

104. Кривобородова Ю.Р. Сульфатированные тампонажные цементы. Автореферат дисс. дтн. М., МХТУ, 1997.

105. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. М.: Недра, 1985.

106. Виноградов В.Г., Малкин А.Я. Реология полимеров.-М.:Химия, 1977.- 440 с.

107. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах.

108. Физико-химическая механика: избр. Тр.— М.: Наука, 1979. 381с. Ш.Кондрашев О.Ф., Шарипов А.У. Модификация структурно-механических свойств полимеров в пористой среде. М.:Геоинформак, 2000.- 56 с.

109. Урьев Н.Б. Высококонцентрированные дисперсные системы. М.: Химия, 1980.-320 с.

110. Шарипов А. У. Проектирование и регулирование основных показателей бурения глубоких скважин.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995.- 280 с.

111. Уилкинсон У.Л. Неньютоновские жидкости. М.: изд-во Мир, 1964.- 215с.

112. Ферри Д. Вязкоупругие свойства полимеров. Пер. с англ. Под ред. Гуля В.Е. -М.:ИЛ, 1963.-522 с.

113. Адлер Ю.П. Макарова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий / Ю.П. Адлер, Е.В. Маркова, Ю.В.Грановский//.-М.: Наука, 1969.-297с.

114. Липатов Ю.С. Коллоидная химия полимеров. Киев.: Наукова Думка, 1984.340 с.

115. Шарипов А.У., Хафизова Э.Н. Полимерные добавки к тампонажным вяжущим. ЭИ ВНИИОЭНГ, сер. Бурение скважин на суше и на море. 1991, № 9, с. 31-33.