Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование аэрированных суспензий применительно к цементированию скважин в условиях АНПД

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование аэрированных суспензий применительно к цементированию скважин в условиях АНПД"

На правах рукописи

ХИСМАТУЛИН АНТОН РАШИТС

г ИССЛЕДОВАНИЕ АЭРИРОВАННЫХ СУСПЕНЗИЙ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД

Специальность 25.00 15 -«Технология бурения и освоения скважин»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар 2006

003067959

Работа выполнена в Уральском государственном горном университете

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Ошкордин Олег Владимирович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Новохатский Дмитрий Федорович

кандидат технических наук Тимовский Виктор Петрович

Ведущее предприятие

ОАО «РосНИПИтермнефть»

Защита состоится 25 января 2007 г. в 13 часов на заседании диссертационного совета Д 222 019.01 при ОАО НПО «Бурение» по адресу: 350063, Краснодар, ул. Мира, д 34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Бурение»

Автореферат разослан 28 ноября 2006 г

Ученый секретарь

диссертационного совета, д т.н.

Л.И. Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Эффективным способом защиты недр и окружающей среды от обводнения месторождений чуждыми водами, биологического заражения подземных питьевых и минеральных вод, предохранения прорыва флюидов на поверхность, - является надежное первичное цементирование обсадных колонн, качественное разобщение горизонтов От качества выполнения данного этапа в поисково-разведочных скважинах зависит оценка перспективности новой площади, а в эксплуатационных - дебит и долговечность крепи Исправление дефектов в изоляции далеко не всегда возможно, а современные методы водоизоляции притоков в скважины кольматирующими, гидрофобизирующими, отверждающи-ми составами малоэффективны, дороги и нередко дают отрицательный эффект - снижение отдачи ожидаемой продукции

К числу сложных и не решенных проблем крепления скважин относится разработка тампонажных суспензий, которые бы максимально замещали буровой раствор при цементировании обсадных колонн, не нарушали циркуляции растворов, кольматиро-вали слабые пласты, интервалы возможных поглощений, а при гидратации вяжущего создавали плотные контакты в затрубном пространстве. Крайне сложна проблема цементирования скважин, в разрезе которых залегают мощные толщи многолетнемерз-лых пород Здесь необходимы тампонажные растворы с минимальным тепловыделением, низким коэффициентом теплопроводности и эластичностью камня Актуальной задачей, направленной на решение этой проблемы, является разработка тампонажных суспензий с высокой седиментационной устойчивостью и кольматационным эффектом

Целью работы являются исследования по определению механизма аэрации тампонажных суспензий, нахождению характера изменения плотности аэрированного раствора от давления, выяснению роли физико-химических поверхностных явлений при образовании аэрированного камня

Задачи исследований, определяющие структуру работы

1. Исследовать механизм эффекта аэрации многофазной системы. Оценить растворимость газовой фазы в жидкости и рассчитать степень ее сжимаемости. Рассмотреть факторы, обусловливающие эффективность применения аэрированных тампонаж-ных растворов.

2. Исследовать пористость аэрированного тампонажного камня, определить размеры газовых пузырьков при высоких давлениях и температуре и выявить характер их распределения по сечению. Оценить давление пленки Др за счет сил поверхностного натяжения на границе жидкости и газового пузырька в зависимости от его диаметра

3. Рассчитать изменение плотности аэрированного тампонажного раствора в зависимости от давления с учетом сжимаемости и растворимости газовой фазы

4 Разработать рекомендации для наиболее полного замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, основываясь на аналитическом описании процесса вытеснения бурового раствора из скважины со сложной конфигурацией ствола

5. Определить оптимальный состав тампонажной смеси при использовании аэрации с учетом целесообразности ввода в портландцемент кремнеорганических и полимерных соединений

6 Разработать оптимальную схему цементирования скважин аэрированными суспензиями в условиях АНПД (в том числе при наличии ММП)

Научная новизна

1. Определен механизм эффекта аэрации Он заключается в способности газовых пузырьков кольматировать (закупоривать) места поглощения раствора в процессе цементирования скважин и обеспечивать расширение системы при твердении цементного камня.

2. Получено распределение пор аэрированного камня по их размерам и определено значение давления Ар поверхностного натяжения на границе жидкости и газового пузырька

3. Рассчитана плотность аэрированного тампонажного раствора в зависимости от давления с учетом растворимости и сжимаемости газовой фазы Показана необходимость нахождения ве-

личины сопротивления каркаса цементного раствора, в котором заключены мельчайшие пузырьки воздуха под давлением

4. Получено выражение угловой скорости твердой частицы в потоке аэрированной эрозионной буферной жидкости, согласно которому для усиления поступательного движения суспензии в застойной зоне необходимо вводить в движущийся поток крупные и тяжелые частицы (например, песка размером 0,4-1,2 мм)

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Разработан состав тампонажного раствора, обеспечивающий высокую эффективность применения аэрации и надежность первичного цементирования скважин

2. Разработана оптимальная технология цементирования скважин с использованием аэрации в сложных геолого-технических условиях.

3. Технологические и технические разработки апробированы на 11 скважинах ОАО «НК «Роснефть-Краснодарнефтегаз». Суммарный экономический эффект составил более 1,5 млн руб

Апробация работы

Основные положения диссертации докладывались на Международной конференции, посвященной проблемам освоения и добычи трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей, проходившей в г. Анапе в 2003 г.

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 9 печатных работах. Среди них семь статей в центральных отраслевых научно-технических журналах, две статьи в сборнике материалов Международной конференции.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 153 с машинописного текста, содержит 16 рисунков, 21 таблицу Состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, приложения (протокол технического совета). Список использованных источников включает 135 наименований.

Работа выполнена в Уральском государственном горном университете в содружестве с исследователями НПО «Бурение», специалистами тампонажных организаций, работниками лабора-

торий цементных и глинистых растворов производственных объединений. Всем им автор выражает искреннюю благодарность

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дано обоснование актуальности темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследования Первая глава посвящена анализу причин преждевременной обводненности нефтяных и газовых скважин. Приведены геолого-технические и эксплуатационные условия проходки, цементирования и эксплуатации скважин.

Обеспечение качественной крепи возможно при использовании расширяющихся тампонажных композиций с минимальным водоотделением, низкими водотвердыми отношениями ММП накладывают дополнительные требования к тампонажным суспензиям - пониженное выделение тепла при твердении и низкая теплопроводность камня.

Основными видами осложнений при цементировании обсадных колонн являются недоподъемы тампонажных растворов до необходимых отметок, образование межпластовых перетоков и межколонных проявлений флюидов. Показано, что с низкой степенью замещения бурового раствора тампонажным в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах связаны самые распространенные и серьезные аварии- оставление цементных стаканов; разрывы пластов и недоподъемы тампонажных растворов до проектных отметок; разрывы и смятия обсадных колонн из-за отсутствия цементного кольца, поглощения тампонажных растворов Все это приводит к увеличению продолжительности освоения объекта, а иногда и к потере скважины

Значительный вклад в разработку месторождений нефти и газа в условиях аномально низких пластовых давлений внесли О К Ангелопуло, М О. Ашрафьян, В.И. Вяхирев, А.Н Гноевых, Г.С Грязнов, А А. Клюсов, А.Т. Кошелев, А К. Куксов, В Т. Лукьянов, Б А. Никитин, Д Ф Новохатский, В П. Овчинников, Ю М Проселков, А В Рудницкий, А.А Рябоконь, С А Рябоконь, A.A. Фролов и др Однако с каждым годом усложняются условия бурения, крепления и эксплуатации При освоении новых место-

рождений, истощенных площадей требуются современные подходы к решению проблем

Положительные результаты были получены при цементировании в условиях АНПД с применением полых микросфер, однако окончательно решить проблему не удалось В нашей стране и за рубежом многие исследователи отдают предпочтение аэрированным суспензиям, в которых пузырьки воздуха способны кольматировать места поглощений и расширяться при гидратации вяжущего

Большой вклад в теорию гидролиза и гидратации клинкерных соединений внесли Н В Белов, П П Будников, А И Булатов, Ю.М Бутт, В П Ваганов, А А. Гайворонский, Н С Дон, Н X Каримов, Р.М Клявин, Ф.М. Ли, Д Ф. Новохатский, Ф.Д Овча-ренко, А Ф. Полак, Ш.М Рахимбаев, П.А Ребиндер, Л И. Рябова, В И. Рябченко, В.В Тимашов, А В Черненко, и многие другие

Влияние водорастворимых полимеров на стойкость порт-ландцементного камня без кремнеземистых добавок изучено недостаточно. Серьезным фактором низкого качества разобщения продуктивных горизонтов являются процессы накопления Са(ОН)2 при гидратации С38, трещинообразования и усадки камня Существующий и широко распространенный подход к качеству крепления скважин, основанный на создании в призабой-ной зоне и затрубном пространстве прочного цементного камня, устарел. Важно получить вязкоупругие и пластичные свойства тампонажного материала, обеспечивающие релаксацию напряжений В этом случае наиболее эффективным, надежным и экономичным является применение аэрированных суспензий. В то же время они мало изучены Отсутствуют единые взгляды на механизм эффекта аэрации, нет объяснений значительного расхождения теоретических и экспериментальных кривых зависимости плотности аэрированного цементного раствора от забойного давления Недостаточно изучено взаимодействие газовых пузырьков с твердой фазой и жидкостью Эффект ликвидации поглощений приписывается снижению плотности суспензии за счет ввода газовой фазы Низкая растекаемость раствора, присущая явлению тиксотропии, принимается за отрицательное свойство. Недостаточно исследован флотационный эффект Мало внимания уделя-

ется проблеме устойчивости суспензии, ее гомогенности - главному параметру, от которого зависит качество раствора/камня Имеются противоречивые сведения и о растворимости газа (воздуха) в суспензии.

Используя результаты научных и промысловых исследований А В Амияна, В.Г. Багдасарова, В П. Деткова, С.С Джанги-рова, В.И Крылова, Б Б Кудряшова, А Е. Козловского, С С Ку-тателадзе, Е.Г Леонова, М.Р. Мавлютова, Л.В Макарова, А О Межлумова, Р А. Муклимова, В.И. Мусимова, В.М. Плотникова, Г.С. Рудометова, Н И Слюсарева, М А. Стыриковича, Е В Ше-берстова, Р.И. Шищенко, A.A. Яковлева и др, нами проведены экспериментальные и теоретические исследования, позволившие уточнить поведение аэрированного тампонажного раствора от момента приготовления до превращения его в камень

На основе анализа причин преждевременного обводнения скважин, работы тампонажного камня, промыслового материала по креплению и эксплуатации скважин, работающих в сложных геолого-технических условиях, определены задачи исследований.

Достоверность экспериментальных данных подтверждалась путем обработки полученных величин методами математической статистики. При большом числе наблюдений (зоны смешения, измерение плотности суспензий, камней и т п.) находилось средневзвешенное значение и среднеквадратичное отклонение.

Во второй главе приведены исследования процесса вытеснения бурового раствора при цементировании скважин, которые позволяют сделать вывод о целесообразности использования аэрированных систем в качестве буферных жидкостей при цементировании скважин в условиях АНПД

Известно, что загрязнение тампонажного раствора промывочной жидкостью приводит к снижению структурных и физико-механических свойств цементного кольца. При этом снижается прочность камня, увеличивается газопроницаемость, возрастает усадка, падает сила сцепления с металлом труб и стенками скважины. Однако общие закономерности в изменении реологических свойств при смешении жидкостей не обнаружены. В одних случаях, как показывают наблюдения, тампонажный раствор загущается при малых дозировках бурового раствора, в других, на-

оборот, при значительно больших концентрациях. Это зависит от многих факторов природы и количества химических реагентов в исходных жидкостях, активности вяжущего и его минералогического и химического состава, реологических показателей тампо-нажного и бурового растворов, температуры, давления, рН сред и других условий

Поэтому необходимо следует вывод, для определения номинального объема разделителя перед цементированием любой обсадной колонны следует проводить лабораторную проверку на загустевание бурового раствора с тампонажным во всем процентном диапазоне, а также отдельно каждой суспензии с буферной жидкостью.

Расчет обоснованных норм объема закачки буферной жидкости осложняется множеством факторов Объем буферной жидкости зависит от длины цементируемого участка, диаметра и ка-вернозности ствола скважины, разности плотностей растворов, модуля гидравлического разрыва пластов и др Практически в настоящее время в качестве буфера при цементировании направлений и кондукторов закачивают 3 м3 воды, при цементировании технических колонн - 4-6 м3 и эксплуатационных при глубине спуска 2500-3000 м - 6-10 м3 Величины зон смешения не учитываются.

Теоретический и практический интерес представляют оценки консистенции образующихся смесей в нисходящем и восходящем потоках К сожалению, турбулентный режим не дает возможности визуально наблюдать течение и выделять объемы зон смешения Поэтому все опыты проводились только при структурном режиме, который не соответствует реальным сква-жинным условиям при работе буферных жидкостей Однако и при таком режиме результаты наблюдений (таблица) выявляют значительный суммарный объем зон смешения и указывают на низкую эффективность использования некоторых жидкостей в качестве разделителя.

Солярка и нефть полностью смешались с буровым и тампонажным растворами По всей 6-м длине установки нефтяная пленка прочно покрыла внутреннюю поверхность «скважины» Поэтому величину зоны смешения визуально определить не уда-

лось Из сливного крана на выходе были получены порции образовавшейся смеси в виде комков и сгустков. Очевидно, что нефть не следует рекомендовать в качестве буферной жидкости.

Зоны смешения

Нисходящий Восходящий Суммар-

Буферная поток, % поток, % ная

жидкость БР+БЖ БЖ+ТР БР+БЖ БЖ+ТР зона сме-

шения, %

Буровой раствор р;= 1150. 1180 кг/м 3

1 Вода 5 30 12 15 62

2 Вода+полимер (КМЦ, окзил,

гипан, ПВС) 5 30 6 13 54

3. Вода+НТФ 6 30 9 10 55

4 Вода+сульфанол 8 12 10 12 42

5 Вода+МБП-С 5 20 10 15 50

6 Глинистый раствор 5 15 5 10 35

7 Солярка 15 35 25 25 100

8 Аэрированная эрозионная

жидкость 4 5 5 8 22

Буровой раствор р/ = 1850 2100 кг/м 5

9 Аэрированная эрозионная

утяжеленная жидкость 10 5 8 10 33

Примечание Условные обозначения БР - буровой раствор, БЖ - буферная жидкость,

ТР - тампонажный раствор

Смазывающие добавки в буровом растворе и жидкостях для первичного вскрытия продуктивных пластов (полиалкиленглико-левая композиция), отлагаясь в глинистой корке, не позволяют получить плотные контакты со стенками скважины Нефтяная пленка, отложенная на поверхности глинистой корки, усугубляет проблему. Для ее эрозии требуется приложить значительные касательные напряжения, связанные с капиллярностью пленки по мере ее утолщения. Согласно закону Лапласа, капиллярное давление АР будет тем больше, чем выше коэффициент поверхностного натяжения а, меньше толщина нефтяной пленки И и краевой угол#: АР = -2а соьв/И.

Ввод ПАВ изменяет гидродинамические свойства поверхности раздела. Капиллярное давление при этом снижается за счет

образования градиента концентрации Однако без механических усилий нефтяную пленку не удается ликвидировать. Опыты наглядно подтвердили, что введенные в буферную суспензию частицы песка произвольно перемещаются в пристеночную область и механически «сдирают» нефтяную пленку.

Сделана попытка аналитического описания процесса вытеснения бурового раствора из каверны горизонтальной скважины аэрированной эрозионной буферной суспензией. Анализ полученных математических выражений подтвердил, что для получения вытесняющей жидкости с высокой энергией разрушения застойных зон необходимо вводить в движущийся поток крупные и тяжелые твердые частицы (песок, гематит) На наш взгляд, расширение поля скоростей пены, попавшей в каверну, связано, помимо превышения вязкости пены над буровым раствором, с расширением газовой фазы по мере подъема с забоя, работой твердых частиц, находящихся в потоке пены, в результате чего происходит «выбивание» тиксотропной жидкости из застойных зон

В третьей главе приведены теоретические и экспериментальные исследования механизма аэрации тампонажных суспензий. Установлено, что пузырьки воздуха придают тампонажной суспензии «ложную» вязкость За счет поверхностных явлений воздушные пузырьки удерживают твердые частицы в суспензии, образуя устойчивую систему с высокой тиксотропией

На рис 1 приведены консистограммы, иллюстрирующие роль газовой фазы в тиксотропии Приготовленный 3-компонент-ный аэрированный раствор легко стронулся (кривая 1) при начальной условной вязкости ц = 2,5 УЕК. После 30 мин измерения КЦ-3 отключили на 30 мин Столь длительная выдержка суспензии в статике с начальной растекаемостью Б = 12 см (до поднятия р с 480 до 1260 кг/м3 при Р = 30 МПа) не привела к заметному увеличению ц. Через 80 мин опыта снова остановили перемешивание на 10 мин. Консистенция почти не изменилась Только через 2 ч аэрированный раствор начал загустевать Тот же состав неаэрированного раствора (кривая 2) увеличил консистенцию в 2 раза Когда исключили из состава песок 25% и бентонит 3%, то цементный раствор р =1900 кг/м3 с И = 24 см после второго отключения консистометра не удалось стронуть (кривая 3)

£ О 20 40 60 80 100 120

Врем«, мин

Рис. 1. Консистограммы: 1 - аэрированный трехкомпонентный тампонажный раствор; 2 - тот же состав неаэрированный;

3 — чистый цементный раствор

Благодаря тиксотропному состоянию аэрированный тампо-нажный раствор не отделяет воду затвОрения: водоотдача и водо-отстой значительно снижаются. Излишняя вода при оптимальном В/С = 0,45-0,50, широком диапазоне /> — 800-1560 кг/м"5, в зависимости от давления в скважине, используется на образование гид-ратных оболочек. Последние, в свою очередь, придают суспензии смазывающий эффект, низкую структурную вязкость при движении и восстановлении циркуляции.

Эффективность аэрированных тампонажных суспензий зависит от их устойчивости и однородности, это непременное условие для получения эластичного вязкоупругого тампонажного кольца. Особенности аэрированных систем можно выявить при изучении пористости сформировавшегося камня. Многочисленные визуальные наблюдения в процессе формирования аэрированного тампонажного камня в атмосферных условиях и электронно-микроскопические исследования образцов, затвердевших при разных давлениях и температуре, указывают на шаровую форму пор. На рис. 2 приведено распределение пор в аэрированном камне но размерам, полученное на поромере «Карло-Ерба-Струментазионе». Закономерности распределения числа пор по

их размерам уловить не удалось Анализ показывает, что пузырьков крупнее 1 мкм очень мало, при этом число пор быстро растет и достигает максимума при диаметре 8 = 0,02 мкм По показаниям поромера число пор обрывается при радиусе г - 31,46 А

30 25 20 го 15

I 10

5 5 0 -5 -10

Диаметр пор, мкм

Рис. 2. Распределение пор в аэрированном камне по их размерам

Капиллярное давление при min г = 37,46 Ä, поверхностном натяжении на границе воздуха с жидкостью а = 65 дин/см определяется по известной формуле

АР = 4<т/<5 = 4 65/(37,46 2 \<У*)дин1сл? =3,47 \07Па=М,1МПа Полученное давление превышает гидростатическое в период гидратации цемента Поэтому можно рекомендовать при цементировании скважин после получения сигнала «стоп» герметизировать устье После изоляции затрубного пространства по мере снижения гидростатического давления в процессе гидратации цемента начнется процесс расширения суспензии за счет давления пленки пузырьков воздуха. Выравнивание давления в кольцевом зазоре приведет к сжатию тампонажного раствора в приустьевом интервале и некоторому снижению плотности в призабойной зоне Одновременно расширение уплотнит контакты тампонажного раствора/камня с обсадной колонной и стенками скважины - глинистой коркой, горными породами

Теоретические расчеты и экспериментальные исследования подтверждаются промысловыми наблюдениями

Визуальные наблюдения при цементировании подтвердили превышение давления пузырьков воздуха над гидростатическим давлением столба аэрированного тампонажного раствора средней плотности 1300 кг/м3. Однородный, самоизливающийся с равномерной скоростью из скважины поток свидетельствовал о высокой устойчивости системы. Отсутствие текучести указывало на чрезвычайно высокую тиксотропию. Не было замечено и разделения фаз Таким образом, доминирующим фактором в механизме кольматации мест поглощений в стволе скважины является не снижение плотности суспензии за счет ввода в нее газа (воздуха), а капиллярные явления, происходящие на границах раздела жидкости и газа.

Центральное место в исследованиях занимает вопрос о сжимаемости многофазной системы. Использование уравнения состояния реального газа в суспензии с твердой фазой показывает, что степень сжимаемости газовой фазы <р-\-р„/рг {ро^Р2~ плотности газовой фазы соответственно на поверхности и на глубине) стремится к единице уже на первых десятках и сотнях метров (при Р = 100 атм <р = 0,99). Расчетная плотность камня р = Рц!(КГЕ) при том же давлении достигает максимума 1680 кг/м3 (рис 3, кривая 2)

К аналогичным результатам приводят расчеты по формулам р = (р,+/?р2)/(1 + /?) и р = (0,17704/#)/00~3 + 4,9650/Р). Здесь и выше Р - давление на глубине; у. - масса киломоля воздуха; Т — 273,2 К - нормальная температура, К — универсальная газовая постоянная, 2- коэффициент сжимаемости; р\ — плотность раствора, /3 -степень аэрации; g — гравитационное ускорение

Прослеживается общая закономерность- при повышении давления до 5 МПа, что соответствует глубине скважины 400-450 м в условиях АНПД, происходит интенсивное сжатие газовой фазы, степень сжимаемости доходит до 0,814-0,816 Плотность раствора-камня поднимается по теоретическим расчетам от 475 до 1670 кг/м3, а по экспериментальным - с 480 до 910 кг/м3 (кривая 1) Далее, с повышением давления, плотность раствора теоре-

тически приближается к исходной - 1800 кг/м3 Эффект аэрации исчезает Экспериментальные данные такой вывод не подтверждают. Постепенный рост плотности также наблюдается, но остаточного воздуха в порах вполне достаточно для обеспечения необходимого эффекта

2000 1750 3 1500

U «

I 1250 1 л

о 1000

х н о с

С 750 500 250

0 10 20 30 40

Давление, МПа

Рис 3 Зависимость плотности аэрированного тампонажного камня от давления твердения раствора 1 - экспериментальная кривая, 2 - теоретическая

Для теоретического описания экспериментальной зависимости плотности аэрированной суспензии от давления, температуры, глубины нужно кроме приведенных уравнений учесть сопротивление каркаса раствора, в котором находится пузырек газа под давлением.

В четвертой главе представлены технологические и технические решения при цементировании скважин.

Подбор состава тампонажной суспензии оказывает существенное влияние на эффективность применения аэрации За счет

ввода добавок можно повысить устойчивость многофазной системы, а также улучшить характеристики раствора и камня

Известно, что с выделением Са(ОН)г при гидратации СзБ в процессе твердения портландцемента связывают деструкцию тампонажного камня. Поглощение свободной извести с образованием низкоосновных гидросисликатов кальция возможно при вводе минеральных добавок (бентонита, высокодисперсных окислов кремния, кварцевого песка) В условиях АНПД эффективнее применять минерал цеолит. Так, добавка цеолита до 40% вместо песка способствует снижению плотности раствора с 1830 до 1720 кг/м3 при В/С = 0,50-0,52. При аэрации составов с добавкой цеолита, обладающего свойствами молекулярных сит и селективных ионообменников, газовые пузырьки быстрее адсорбируются на поверхности твердых частиц Кратность пены при этом выше, чем при аэрации 4-компонентных смесей (цемент, песок, бентонит, бутоксиаэросил) Высокая устойчивость достигается при меньших дозах ПАВ.

Для образования устойчивой многофазной системы необходимо диспергировать частицы твердой фазы, раздробить пузырьки воздуха и предотвратить их слипание, введя потребное количество поверхностно-активного вещества. Кроме того, нужно наиболее полно использовать в системе структурообразующие свойства вяжущего, повысив его активность. Последнее особенно важно в условиях, когда свойства цемента не соответствуют нормам ГОСТ. Стендовые испытания подтвердили высокую эффективность гидравлической активации, которая основана на использовании кинетической энергии турбулентный струй, выходящих с большой скоростью из сопел, направленных друг против друга Проходя через активатор, частицы цемента, песка, бентонита разрушаются (диспергируют), происходит дробление пузырьков в присутствии ПАВ

Значительная часть месторождений, характеризующихся аномально низкими пластовыми давлениями пород, находится в районах Крайнего Севера. Наличие в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП) предъявляет дополнительные требования к технологии цементирования скважин аэрированными суспензиями. Физико-химическая механика позволяет отказаться от примене-

ния реагента ускорителя сроков схватывания СаС12, значительно увеличивающего тепловой эффект Для этого необходимо использовать механическую активацию Приготовленный тампо-нажный раствор закачивается в осреднительную емкость или мерники цементировочных агрегатов и находится в статических условиях в течение 60 80 мин при температуре окружающей среды Затем производится разрушение образовавшейся загустевшей структуры до получения однородной консистенции перемешиванием (5 . 10 мин) насосами цементировочных агрегатов или вибраторами Такая технология позволяет разрушить дефектную коагуляционную структуру, образующуюся к концу первой стадии структурообразования. За счет этого снижается тепловыделение в скважине и улучшаются свойства раствора К примеру, на рис. 4 показано изменение свойств цементно-песча-ного раствора с В/С = 0,4 от времени перемешивания в консистометре КЦ-5. Загустевание активированного раствора (кривая 2) без применения ускорителя сроков схватывания произошло быстрее, более низкие показатели консистенции указывают на повышение подвижности раствора Механическая активация также положительно влияет на водоотдачу и седиментационную устойчивость растворов

Т], УБК -

40

20

0 20 40 60 80 100 мин

Рис 4 Изменение консистенции тампонажного раствора от времени I перемешивания в консистометре КЦ-5: 1 - при постоянном перемешивании, 2 - после 60 мин выдержки в статических условиях

В работе приведена усовершенствованная схема размещения и обвязки технических средств по реализации гидравлического и механического методов активации при цементировании обсадных колонн в зонах многолетнемерзлых пород и АНПД. Согласно ей тампонажная смесь после выдержки аэрируется воздухом от компрессора и прокачивается через гидроактиватор для получения гомогенной многофазной дисперсной системы.

Режим работы цементировочной техники определяется исходя из гидродинамической нагрузки на пласты. Ориентироваться рекомендуется на расход бурового раствора при промывке скважины после спуска обсадной колонны. Например, при глубине скважины 3000 м колонну промывают с Q = 25-28 л/с С таким же расходом следует закачивать аэрированную эрозионную буферную жидкость, а также без остановки следом закачивать тампонажный раствор (рис. 5)

Р, МПа Q, л/с

8-

4 -

О

0 20 40 60 80 100 мин

Рис 5 Изменение расхода О жидкостей и давления Р от времени 1 цементирования обсадной колонны

Давление при этом плавно снижается Однако газовая фаза в нисходящем потоке не дает образовываться вакууму, т к при остановке процесса для отворота стопорных винтов на цементировочной головке самопроизвольного движения раствора не происходит. Через 70 мин. после подачи в скважину всего объема тампонажного раствора и отворота двух стопорных винтов (30-60

с) закачивается продавочная жидкость с постепенным увеличением расхода от 10-12 до 40 л/с. Последние 1-1,5 м3 продавки желательно закачивать одним ЦА в течение 5-10 мин до получения момента «стоп» Постепенный рост давления будет указывать на нормальное течение процесса

В пятой главе описана реализация технологических и технических разработок при цементировании скважин Приведены материалы для передачи к внедрению технологии и технических средств ОАО «Краснодарнефтегаз» Приведен расчет экономической эффективности предложенных разработок. В течение 20052006 гг на 11 скважинах ОАО «НК «Роснефть-Краснодарнефте-газ» были успешно апробированы предложенные технологии и технические средства Экономический эффект в целом составляет более 1,5 млн руб , на одну скважину - от 150 до 230 тыс в зависимости от условий

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Эффект аэрации при ликвидации зон поглощения в процессе цементирования скважин обусловлен не пониженной плотностью аэрированных суспензий, а способностью адсорбированных пузырьков газа кольматировать (закупоривать) очаги нарушения целостности горных пород

Эффект аэрации в период твердения цементного камня заключается в уплотнении его контактов с горными породами и стенками скважины за счет расширения пузырьков газа при снижении давления в процессе гидратации цемента

Важнейшим условием эффективности применения аэрированных суспензий является устойчивость и однородность системы, которая зависит от образования и сохранения в потоке мельчайших пузырьков газа, раздробленных в присутствии ПАВ при приготовлении смеси

2 Кольматация пор происходит за счет того, что пузырьки газа, попадая в зону поглощающего пласта с низким давлением и адсорбируясь на поверхности горной породы, расширяются и образуют массивный блок, препятствующий движению жидкости в пласт.

3. Лабораторные и теоретические исследования пористости аэрированного камня подтвердили промысловые наблюдения, что в период гидратации цемента за счет сил поверхностного натяжения на границе жидкости и газового пузырька развивается давление, превышающее гидростатическое, и происходит расширение системы.

4. Расчет плотности аэрированного тампонажного раствора подтвердил, что для теоретического описания поведения газовой фазы в потоке вязкопластичной жидкости и формирующемся камне необходимо учесть сопротивление каркаса цементного раствора, в котором заключены пузырьки воздуха под давлением

5 Аэрация тампонажного раствора, придавая суспензии тиксотропные свойства, повышает ее седиментационную устойчивость. Сформированный камень обладает высокой деформа-тивной способностью и способен выдерживать высокие нагрузки, развивающиеся при циклических воздействиях перфорации, гидравлического разрыва пластов и температуры

6 Анализ процесса замещения бурового раствора тампо-нажным в затрубном пространстве скважины показал, что аэрированная эрозионная буферная жидкость является наиболее эффективной среди известных вытесняющей суспензией

7 Ввод кремнеорганических соединений способен предотвратить деструкцию цементного камня, связанную с накоплением свободной извести в процессе гидратации Об этом свидетельствует рост поздней прочности цементно-песчаных и цементно-це-олитовых камней, а также интенсивность поглощения извести из раствора высокодисперсными окислами кремния

8 Разработанная технологическая схема и обвязка тампо-нажной техники учитывает особенности цементирования скважин в условиях отрицательных и низких положительных температур. Механическое воздействие на тампонажную суспензию в конце первой стадии структурообразования позволяет исключить применение хлористого кальция, негативно воздействующего на ММП, снизить тепловыделение в затрубном пространстве при гидратации цемента, улучшить структурно-механические и реологические показатели суспензии и камня

9 Для получения гомогенной, устойчивой и эффективной аэрированной системы необходимо включать в схему обвязки тампонажной техники гидравлические активаторы Экспериментальные исследования гидравлической и механической активации свидетельствуют о повышении качественных характеристик активированного раствора и камня

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Детков В П , Хисматулин А Р Цементирование эксплуатационных колонн в сложных условиях // Стр-во нефт и газ скв. на суше и на море - 2002. - № 12. - С 21-26

2. Детков В.П , Хисматулин А Р Влияние буферной жидкости на качество крепления скважин // Стр-во нефт и газ скв на суше и на море. - 2003. - № 3. - С 33-39

3 Детков В.П , Хисматулин А Р. Физико-химическая механика - основа для разработки технологии цементирования скважин в условиях Крайнего Севера // Стр-во нефт и газ скв на суше и на море. - 2003 - №7 - С 31-37.

4 Хисматулин А Р Основные причины обводненности скважин на ранних стадиях эксплуатации // Материалы 4-й Международной конференции Кн «Освоение и добыча трудноизвле-каемых и высоковязких нефтей» Изд-во «Эдви», Краснодар, 2004, с. 544-547

5. Детков В П., Хисматулин А Р Применение аэрированных суспензий при цементировании скважин И Нефтяное хозяйство -2003 -№ 9 - С 36-40

6 Хисматулин А Р Изменение плотности и гидростатического давления аэрированного раствора // Сб докладов 4-й Международной конференции. Кн. «Освоение и добыча трудноизвле-каемых и высоковязких нефтей» Изд-во «Эдви», Краснодар, 2004,с 547-550

7 Хисматулин А Р, Детков В П Механизм эффекта аэрации тампонажных суспензий // Стр-во нефт и газ скв на суше и на море - 2004 - № 11 - С 29-34

8 Хисматулин А Р., Детков В П. К вопросу об обводненности скважин Н Нефтепромысловое дело -2005 -№ 1 -С 47-53.

9. Детков В П, Хисматулин А Р Оценка давления сил поверхностного натяжения в аэрированном тампонажном растворе // Стр-во нефт и газ скв на суше и на море. - 2005 - № 5 - С 28-32

ХИСМАТУЛИН Антон Рашитович

ИССЛЕДОВАНИЕ АЭРИРОВАННЫХ СУСПЕНЗИЙ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К ЦЕМЕНТИРОВАНИЮ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ АНПД

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 16 11 2006 г. Формат 60х841/16 Усл. печ л 1,39. Бумага Maestro Печать трафаретная Тираж 100 экз Заказ № 6238

Тираж изготовлен в типографии ООО «Просвещение-Юг»

с оригинал-макета заказчика 350059 г Краснодар, ул Селезнева, 2 Тел/факс 239-68-31

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Хисматулин, Антон Рашитович

Введение.

1. Анализ причин обводненности нефтяных и газовых скважин.

1.1. Геолого-технические и эксплуатационные особенности цементирования скважин в сложных условиях.

1.2. Анализ работ по разобщению пластов в условиях АНПД.

Цель работы.

Задачи исследований.

2. Исследование процесса вытеснения бурового раствора при цементировании скважин.

2.1. Характеристика вытесняемой и вытесняющей жидкостей.

2.2. Исследования контактных зон вытесняющей и вытесняемой суспензий с буферной жидкостью.

2.3. Аналитическое представление эффективности аэрированной буферной жидкости.

2.4. Расчет необходимого объема буферной жидкости.

3. Теоретические и экспериментальные исследования механизма аэрации тампонажных суспензий.

3.1. Оценка давления за счет сил поверхностного натяжения аэрированного раствора.

3.2. Расчет плотности и степени сжимаемости аэрированного тампо-нажного раствора с учетом температуры и давления.

3.3. Экспериментальные исследования состояния газовой фазы в аэрированной суспензии.

4. Технологические и технические решения при цементировании скважин.

4.1. Обоснование разработки состава тампонажной суспензии.

4.2. Гомогенизация тампонажных суспензий.

4.3. Разработка технологии цементирования обсадных колонн в условиях ММП.

4.4. Технологические особенности применения аэрированных тампонажных суспензий.

5. Реализация технологических и технических разработок при цементировании скважин и оценка экономической эффективности

5.1. Передача разработок буровым организациям Краснодарского края и Сибири.

5.2. Оценка экономической эффективности.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование аэрированных суспензий применительно к цементированию скважин в условиях АНПД"

В последние годы при вторичном вскрытии пластов нередко поступает обводненная продукция, а межколонные проявления и межпластовые перетоки стали привычным явлением. Обводненность по месторождениям Ханты-Мансийского автономного округа приблизилась к 90%. Высокая и постоянно увеличивающаяся обводненность отмечена на нефтегазовых месторождениях Краснодарского и Ставропольского краев.

Многочисленные публикации свидетельствуют о прорыве сторонних вод в начальные периоды эксплуатации скважин по причине низкого качества цементирования обсадных колонн.

Проблема замещения бурового раствора тампонажным при цементировании давно привлекала внимание многих исследователей, как в нашей стране, так и за рубежом, и остается актуальной и в настоящее время.

Серьезной причиной низкого качества разобщения продуктивных горил> зонтов является применение чистых портландцементов. Согласно стехиометрии - представления о количественных соотношениях между массами веществ, вступающих в химическую реакцию, основанного на законах Авогад-ро, Гей-Люссака, кратных отношений, сохранения массы, эквивалентов, - в результате реакции гидратации из трехкальциевого силиката выделяется гидрооксид кальция Са(ОН)2 по уравнению:

3Ca0-Si02 + ЗН20 = Са(ОН)2 + Ca0Si02 -2Н20

Образование этого вещества до 23% в массиве неминуемо влечет за собой снижение механической прочности цементного кольца вплоть до его разрушения. Становится очевидным, что флюиды беспрепятственно могут перетекать между пластами.

Основными видами осложнений при креплении скважины на месторождениях Крайнего Севера являются поглощения тампонажных растворов, недоподъемы их до требуемых высот. Особенно проблематично цементирование скважин с высокой льдистостью многолетнемерзлых пород (ММП), большим набором кривизны и отклонением от вертикали, низкопроницаемыми коллекторами. При паротепловом воздействии, выделении тепла при твердении цемента горные породы растепляются, обваливаются в околоствольной зоне, что приводит к потере устойчивости крепи, проявлениям газа и трудно ликвидируемым авариям в случаях нарушений целостности обсадных колонн.

Решение этих проблем диссертант видит в использовании законов физико-химической механики дисперсных систем, поверхностных явлений, последних достижений в области физико-химии цементов, аналитико-математических исследований.

Анализ многочисленных публикаций отечественных и зарубежных исследователей по аэрированным суспензиям для бурения, цементирования и эксплуатации скважин позволяет отметить их высокую эффективность, надежность и экономичность. В то же время аэрированные суспензии для цементирования скважин мало изучены. До сих пор отсутствуют единые взгляды на механизм эффекта аэрации, нет объяснений значительного расхождения теоретических и экспериментальных кривых зависимости плотности аэрированного цементного раствора от давления. Недостаточно изучено взаимодействие газовых пузырьков с твердой фазой и жидкостью. Эффект ликвидации поглощений приписывается снижению плотности суспензии за счет ввода газовой фазы. Низкая растекаемость, обусловленная тиксотроп-ными свойствами, оценивается отрицательно. Недостаточно исследован флотационный эффект. Существует проблема получения гомогенных систем, устойчивость которых обеспечивала бы высокое качество раствора и камня. Имеются противоречивые сведения и о растворимости газа (воздуха) в суспензии.

Проблеме повышения качества крепи при строительстве скважин посвящены исследования Аветисова А.Г., Ангелопуло O.K., Ашрафьяна М.О., Булатова А.И., Вартумяна Г.Т., Вяхирева В.И., Гайворонского А.А., Гноевых

А.Н., Грязнова Г.С., Деткова В.П., Дона B.C., Клюсова А.А., Кошелева А.Т., 4

Крылова В.И., Куксова А.К., Лукьянова В.Т., Новохатского Д.Ф., Овчинникова В.П., Рахимбаева Ш.М., Рябовой Л.И., Рябоконя С.А., Фролова А.А., Шищенко Р.И., и др. Благодаря достижениям многих ученых в этой области имеются значительные успехи.

В развитие теории твердения вяжущих веществ большой вклад внесли ученые Белов Н.В., Будников П.П., Дибров Г.Д., Ли Ф.М., Полак А.Ф., Ре-биндер П.А., Рябченко В.И., Тимашев В.В., и др. Благодаря работам Ребин-дера П.А., Овчаренко Ф.Д., Гранковского И.Г., Вагнер Г.Р., Круглицкого Н.Н., Рябовой Л.И., - появилась возможность получения тампонажных материалов с заданными свойствами и решения технологических задач для условий Крайнего Севера. Значительный вклад в теорию разрушения и вытеснения пластических масс из скважин внесли Мительман Б.И. и Гусман A.M.

В своих исследованиях диссертант использовал фундаментальные труды Coy С., Фортье А., Левича В.Г. в области механики суспензии и физико-химической гидродинамики, Кутателадзе С.С., Стыриковича М.А. - в области гидродинамики газожидкостных систем. Большой вклад в теорию и практику аэрированных суспензий внесли Амиян А.В., Гукасов Н.А., Детков В.П., Куксов А.К., Леонов Е.Г., Макаров Л.В., Межлумов А.О., Плотников В.М.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Хисматулин, Антон Рашитович

6. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Эффект аэрации при ликвидации зон поглощения в процессе цементирования скважин обусловлен не пониженной плотностью аэрированных суспензий, а способностью адсорбированных пузырьков газа кольматировать (закупоривать) очаги нарушения целостности горных пород.

Эффект аэрации в период твердения цементного камня заключается в уплотнении его контактов с горными породами и стенками скважины за счет расширения пузырьков газа при снижении давления в процессе гидратации цемента.

Важнейшим условием эффективности применения аэрированных суспензий является устойчивость и однородность системы, которая зависит от образования и сохранения в потоке мельчайших пузырьков газа, раздробленных в присутствии ПАВ при приготовлении смеси.

2. Кольматация пор происходит за счет того, что пузырьки газа, попадая в зону поглощающего пласта с низким давлением и адсорбируясь на поверхности горной породы, расширяются и образуют массивный блок, препятствующий движению жидкости в пласт.

3. Лабораторные и теоретические исследования пористости аэрированного камня подтвердили промысловые наблюдения, что в период гидратации цемента за счет сил поверхностного натяжения на границе жидкости и газового пузырька развивается давление, превышающее гидростатическое, и происходит расширение системы.

4. Расчет плотности аэрированного тампонажного раствора подтвердил, что для теоретического описания поведения газовой фазы в потоке вяз-копластичной жидкости и формирующемся камне необходимо учесть сопротивление каркаса цементного раствора, в котором заключены пузырьки воздуха под давлением.

5. Аэрация тампонажного раствора, придавая суспензии тиксотропные свойства, повышает ее седиментационную устойчивость. Сформированный камень обладает высокой деформативной способностью и способен выдерживать высокие нагрузки, развивающиеся при циклических воздействиях перфорации, гидравлического разрыва пластов и температуры.

6. Анализ процесса замещения бурового раствора тампонажным в за-трубном пространстве скважины показал, что аэрированная эрозионная буферная жидкость является наиболее эффективной среди известных вытесняющей суспензией.

7. Ввод кремнеорганических соединений способен предотвратить деструкцию цементного камня, связанную с накоплением свободной извести в процессе гидратации. Об этом свидетельствует рост поздней прочности це-ментно-песчаных и цементно-цеолитовых камней, а также интенсивность поглощения извести из раствора высокодисперсными окислами кремния.

8. Разработанная технологическая схема и обвязка тампонажной техники учитывает особенности цементирования скважин в условиях отрицательных и низких положительных температур. Механическое воздействие на тампонажную суспензию в конце первой стадии структурообразования позволяет исключить применение хлористого кальция, негативно воздействующего на ММП, снизить тепловыделение в затрубном пространстве при гидратации цемента, улучшить структурно-механические и реологические показатели суспензии и камня.

9. Для получения гомогенной, устойчивой и эффективной аэрированной системы необходимо включать в схему обвязки тампонажной техники гидравлические активаторы. Экспериментальные исследования гидравлической и механической активации свидетельствуют о повышении качественных характеристик активированного раствора и камня.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хисматулин, Антон Рашитович, Ектеринбург

1. Абрамович Г.Н. Теория турбулентных струй//М.: Физматгиз, I960, 715 с.

2. АкуновВИ Струйные мельницы //М.: Готехиздат, 2 изд., 1967.

3. Архангельский В А. Движение газированных нефтей в системе скважина пласт //М: Изд-во АН СССР, 1958, 92 с.

4. Ашрафьян М.О Технология разобщения пластов в осложненных условиях //М., Недра, 1989.

5. Бартов А.В., Тимовский В П. Быстротвердеющий низкотемпературный тампо-нажный цемент // Гипотезы, поиск, прогнозы // Сб научных трудов СКО Рос. инженер акад Краснодар-1998.-№4.-с 89-92

6. Басарыгин Ю.М, Булатов А.И, Проселков ЮМ. Заканчивание скважин // М• Недра, 2000

7. Басарыгин Ю.М, Булатов А.И., Проселков Ю М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин // М.: Недра, 2000.

8. Богдасаров В Г. Теория, расчет и практика эргазлифта // М.: Гостоптехиздат, 1947, 243 с.

9. Будников П.П., Рояк С.М, Дмитриев А.М К вопросу о составе вяжущего, твердеющего при высоких температурах и давлениях//ДАН СССР. -1961. -№ 2. -т 137.

10. Булатов А.И. Цементирование глубоких скважин. М.: Недра, 1964.

11. БуттЮ.М., Тимашев В.В Портландцемент -М.: Стройиздат, 1974.

12. Буферные жидкости в цементировании скважин / В.П. Детков, В В Затлукал, Н.Г. Коваленко, Л.В. Макаров // Татарское книжное издательство, 1975 -122 с

13. Ваганов В.Г. Экспериментальное изучение физико-химических закономерностей формирования кристаллизационных контактов при срастании отдельных кристаллов // Автореф. кандид. дисс. М, 1975.

14. Василенко И.Р., Баишев АБ, Спицын ВЮ. Технологш повышения надежности крепи эксплуатационных колонн //Бурение и нефть 2003. -№ 1

15. Винарский М.С., Гончаренко НМ. Применение аэрированных жидкостей при бурении скважин в поглощающих горизонтах//М.: Недра, 1969, 121 с.

16. Воздвиженский Б.И., Чучелин Л Д. Влияние воды как разделительной жидкости на замещение в скважине глинистого раствора тампонажным // Известия ВУЗов, сер. «Геология и разведка», 1972, № 11.

17. Гайворонский А А Крепление нефтяных и газовых скважин в США. М.: Гос-топтехиздат, 1962

18. Гайдуков Д Т. Применение буферной жидкости при цементировании скважин II НТС, сер. «Бурение», 1969, № 9, с. 15-21.

19. Гейман МА., Мусинов В.И. Турбинное бурение на аэрированной промывочной жидкости //М.: Недра, 1965 280 с.

20. Гельфман МА., Клявин P.M. К вопросу о водоотдаче цементных растворов // Нефтяное хозяйство. -1963 -№ 8.

21. Гноевых А Н Повышение надежности технологических процессов и качества заканчивания скважин: Автореф. дисс. на соиск. уч степ доктора технических наук. -М, 2000.

22. Грайфер В.И., Лысенко В Д. Газовое заводнение радикальное средство значительного увеличения нефтеотдачи пластов / Нефтепромысловое дело -2003. -№ 7.

23. Гранковский И.Г. Образование и структурные превращения цементных минералов//Материалы конференции. -Л.: Гипроцемент, 1971.

24. Грязное Г.С. Цементирование нефтяных и газовых скважин в многолетнемерз-лых породах//Газовая промышленность -1965. -№ 7.

25. Данюшевский B.C., Алиев В.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987.

26. Двойников М., Овчинников В, Будько А., Газгиреев Ю. Цементирование скважин на Варьеганском месторождении Бурение и нефть. 2004, май, с 18-20

27. Детков В П. Аэрированные суспензии для цементирования скважин // М.: Недра,1991.

28. Детков В.И Цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1978, 247 с.

29. Детков В П., Козодеров В.В, Сабирзянов А.К. Гидравлический способ улучшения вяжущих свойств тампонажного цемента // НТС, М.: ВНИИОЭНГ, сер. Бурение, 1974, №5, с. 14-16.

30. Детков В П., Макаров JI.B. О применении аэрированных цементных растворов при креплении скважин на нефть и газ. НТС, сер «Нефть и газ Тюмени», вып. 15, 1972, с. 21-26.

31. Детков В.П., Макаров JI В. Пути упрочнения контакта цементного камня с глинистыми породами, слагающими стенки скважин / РНТС, сер. «Бурение», 1968, вып 12, с 18-22.

32. Детков В П., Сабирзянов А.К Применение аэрированных тампонажных суспензий для цементирования скважин // Нефтяное хозяйство. 1978. -№ 5.

33. Джунаиди Э., Джунаиди Г., Аббас Р., Малик БЗ Волокна в цементе образуют сетевую структуру, которая помогает в борьбе с поглощениями World Oil, № 6, 2003.

34. Долгов С.В. Разработка методов проведения ремонтных работ и освоение скважин с использованием пен и газообразных агентов. Дисс. докт техн. наук. Ставрополь, 2002.

35. Дон ВС., Титков Н.И., Гайворонский А А. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах М: Недра, 1973.

36. Зайцев Г.С, Толстолыткин И П., Мухарлямова Н.В, Сутормин С.Е. Особенности разработки нефтяных месторождений Ханты-Мансийского автономного округа на современном этапе // Нефтяное хозяйство. 2003. - №9.- С. 48-51.

37. Значение температурного фактора в твердении цемента с минеральными добавками / Мчедлов-Петросян О.П., Ольгинский А.Г., УгинчусДА. и др.//Цемент -1969. -Кз 8.

38. Ильин Г А., Соловьев ЕМ, Воздвиженский В. В Влияние минеральных добавок на реологические свойства цементных растворов// Нефтяное хозяйство -1970. -№ 9.

39. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. РД 39-00147001-7672000.

40. Использование дисперсных газонаполненных полимерных материалов для цементирования скважин. Нефтяное хозяйство, 1971, № 10, с. 31-33. Авт: А.И Бережной, BJ1. Назаренко, EJ1. Рысовский, В.П. Детков.

41. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных растворов для цементирования скважин в криолитозоне: Автореф. дис. на соиск уч степ канд. техн. наук. Газгиреев Ю.О. Тюменский государственный нефтегазовый университет, Тюмень, 2004, с. 22.

42. Исследование и разработка составов тампонажных растворов с добавкой природных цеолитов. Вагнер Г.Р., Детков В.П., Круглицкий Н.Н., Овчаренко Ф.Д., Прийма Е.И., Тарасевич Ю.И. //Бурение. -1979. № 2.

43. Исследование процессов коагуляции бурового раствора в скважине. Журавлев Г.И., Горбунов А.Н., Камилов О.Р., Сигаватов JI.A., Земцова ГН. Сб Строительство газовых и газоконденсатных скважин. М„ Изд-во ВНИИгаз, 1997, с. 9-13.

44. Катенев Е П. Крепление скважин при высоких температурах и давлениях. М.: Недра, 1966.

45. Котляков Н.Н, Глинер ЭБ, Смирнов ММ Уравнения в частных производных математической физики//М.: «Высшая школа», 1970.

46. Кремнеземистые активные добавки для тампонажных цементов / Белей ИИ, Щербич Н.Е., Коновалов Е.А., Ноздря В.И, Саморуков ДВ, Соколович А.В // Бурение и нефть. 2004. - Март. - С. 12-14.

47. Куксов А.К. Повышение качества крепления скважин //Диссерт в виде научного доклада на соискание уч. степени доктора техн наук. Краснодар. - 1995.

48. Курбанов Я.М., Хахаев Б.Н., Ангелопуло O.K. Актуальные проблемы создания крепи глубоких и сверхглубоких скважин. ФГУП НПЦ «Недра», г. Ярославль, ГУНГ им ИМ Губкина, Москва НТЖ «Нефтегазовые технологии» стр 6-9.

49. Кутателадзе С.С., Стырикович МА. Гидродинамика газожидкостных систем // М: Госэнергоиздат, 1958

50. Ландау Л Д., Лившиц Е.М. Механика сплошных сред // М., Изд-во технико-теоретической литературы, 1954, 795 с.

51. Левич В Г. Физико-химическая гидродинамика//М.: Изд-во АН СССР, 1952.

52. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. Влияние давления и температуры на водоотдачу цементных растворов Известия ВУЗ, № 3, 1963.

53. Леонов ЕГ., Исаев В.И Гидроаэромеханика в бурении. Учебник для ВУЗов//М: Недра, 1987, 304 с.

54. Ли Ф.М. Химия цемента и бетона (пер. с англ)//М: Госстойиздат, 1961.

55. Лысенков ЕА , Паукер JI.B, Смирнов В И., Аносов Э.В Резервы экономии материальных и энергетических затрат при эксплуатации обводняющихся нефтяных залежей //Нефтяное хозяйство. 2003. -№ 9. - С. 55-58.

56. Любимова Т.Ю., Кудрявцева Н.Л, Мелентьева Г.Г. Кинетика образования и свойства кристаллизационных структур, возникающих при твердении цементов в присутствии тонкоизмельченного кварца //ДАН СССР. -1972 №2.

57. Макаров Л.В Промывочные жидкости в колонковом бурении//М: Недра, 1965 -180 с.

58. Маккрей А. У., Коле Ф. У. Технология бурения нефтяных и газовых сквжин. Перевод с англ. Наука, М., 1963.

59. Мачинский ЕК, Зобе В Ю„ Волошко Г.Н. О деформационной способности тампонажных растворов, затвердевших при повышенной температуре // Тр СевКавНИИ. -1967. вып 1.

60. Межлумов А.О Использование аэрированной жидкости при проводке скважин // М.: Недра, 1976, с. 143.

61. Мельников В.М, Сакоев P.M. Влияние качества крепления скважин на эффективность гидроразрыва пластов Сб трудов Оренб. нефт. акцион. комп «ОНАКО», № 3, 2001, с. 332-333.

62. Мильштейн В М Цементирование буровых скважин ОАО НПО «Бурение», ти-погр. «Просвещение Юг».

63. Мировой рекорд перфорирования Что происходит в нефтяной и газовой промышленности//Нефть мира 2003. -№ 3. - С. 5.

64. Мительман Б И., Гусман А.М Гидромеханическое и эрозионное бурение // Сер. «Бурение». -М: ВНИИОЭНГ, 1971.

65. Мосиенко В.Г., Гасумов Р.А., Нерсесов С.В., Климанов А В. Расширяющийся там-понажный цемент Сборник научных трудов СевКавНИПИгаза, 2002, №37, с. 203-207.

66. Муклимов Р.А., Мавлютов М.Р. Расчет циркуляционной системы при бурении с очисткой забоя скважины аэрированной жидкостью//Нефть и газ, 1965, №4, с. 10-13

67. Назаретов М.Б, Мушин А.З. Изоляция обводненных пластов в нефтяных скважинах // Нефтепромысловое дело -1969. -№ 4. С. 5-9.

68. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде (справочное пособие) // М. Недра, 1991, 171с.

69. Ничипоренко С.П. Физико-химическая механика и технология строительной керамики -Киев, НауковаДумка, 1969.

70. Новохатский Д Ф., Жадан Ю.Г. Повышение качества крепления боковых стволов//Сб. науч. трудов ОАО «НПО «Бурение»- Краснодар, 2003. - Вып 10 - с. 53-57.

71. Новохатский Д.Ф., Паринов П.Ф. Исследование динамической прочности тампонажного камня // Формирование и работа тампонаэ/сного камня в скважине. Тезисы докл. ксовещ (14-18мая 1984 г.) Краснодар, 1984, с. 37-38.

72. Орешкин Д В., Белоусов Г. А. Коррозия стеклянных микросфер в цементном камне / Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. ~ 2002. № 12.

73. Орешкин Д.В, Янкевич В.Ф., Первушин Г.Н. Проблемы крепления стенок при строительстве нефтяных и газовых скважин // Стр-во нефт. и газ. скв. на суше и на море. -2002. № 7-С. 43-46.

74. Особенности освоения запасов нефти каменноугольной залежи Возейского месторождения / Муляк В.В., Чертенков MB, Зазирный Д.В, Ладин П.А. и др. // Нефтяное хозяйство. 2003. - №9.- С. 60.

75. Пащенко А. А., Сербии В П. Армирование цементного камня минеральным волокном.- Киев: КИСИ, 1970.

76. Полозков А. В. Методика расчета оттаивания многолетнемерзлых пород на буровой площадке с учетом термического сопротивления отсыпки // Стр-во нефт. и газ скв. на суше и на море. 2002. -№ 1.- С. 7-11.

77. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К, Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин // Уфа, «ТАУ», 1999, 408 с.

78. Пористость аэрированного цементного камня / Тезисы докладов VI Всесоюзной конференции по поверхностно-активным веществам и сырью для их производства // г. Волгодонск, 1984. Детков В.П., Вахрушев Л.П., Линчевский Ф.В, Маташкин В.И.

79. Применение вспененных растворов низкой плотности. Монтман Р., Саттон Д, Хармс У., Моди Б Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1984, № 8, с. 9-19.

80. Применение для крепления скважин аэрированных тампонажных растворов с добавлением ПАВ и стабилизаторов / В А. Амиян, С.С. Джангиров, В И. Крылов, НА Сидоров // Обзорная информация Сер Бурение -1978 - ВНИИОЭНГ.

81. Проблема обеспечения промышленной и экологической безопасности при строительстве и эксплуатации нефтегазовых скважин. Г. Калмыков, А. Росляков, П. Суслов, В. Раевский. Бурение и нефть, сент, 2004.

82. Расширяющийся тампонажный материал. Пат 216026 Россия МПК7 Е21 B33/138 ОАО Удмуртнефть Богомольский Е.И, Каменщикова Ф.А., Борисов А.И, Малюгин В.М., Черных Н.Л., Соколов В С. № 2000123406/03, заяв 11.09.200; опубл. 27.06.2001.

83. Ребиндер П.А. Физико-химическая механика М.: Знание, 1958.

84. Ребиндер П.А., Поспелова К А. Вступительная статья к книге В. Клейтона «Эмульсии». М.-Л., ИЛ, 1950, с 1-3.

85. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей Изд 3 Л.: Химия. 1982. 952 с.

86. Рябоконь С.А. Основные направления буровых работ в Восточной Сибири // Нефт. хоз-во №6 - 2005, с. 66-71.

87. Рябоконь С.А., Бартов А.В, Нижник А.Е. Технические средства и технология, обеспечивающие сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при цементировании скважин// Сб. науч. трудов ОАО «НПО «Бурение» Краснодар, - 2001. -Вып 6. - с. 56-66.

88. Саталкин А.В, Солнцева В А, Попова О. С. Цементно-полимерные бетоны -J1.: Стройиздат, 1971.

89. Седов JI.K Механика сплошной среды т. П/-М.: «Наука», 1970

90. Слюсарев Н.И. Выносные свойства пены. // В кн.: Вопросы промывки и крепления скважин и охрана окружающей среды. Л., ВИТР, 1988, с. 34-40.

91. Слюсарев Н.И, Козловский А.Е, Лоскутов Ю.Н Технология и техника бурения геологоразведочных скважин с промывкой пеной//СПб: Недра, 1996,179 с.

92. Coy С. Гидродинамика многофазных систем// М.: «Мир», 1971.

93. Технология цементирования скважин аэрированными суспензиями РД 39-21232-84. Краснодар, ВНИШРнефть, 1985. Авт: В П. Детков, В И. Петреску, В Л. Богданов, В.М. Шенбергер и др.

94. Титков Н.И., Назаров И.В. Применение обсадных труб со смоло-песчаным покрытием// Нефтяное хозяйство. -1969. -№ 1.-С. 61-63.

95. Урьев Н.Б, Михайлов Н.В. Коллоидный цементный клей и его применение в строительстве. М.: Госстройиздат, 1967.

96. Физико-химическая механика почв, грунтов и строительных материалов // Сб. тр. Всесоюзной конфер. Ташкент. ФАН, 1966.

97. Физико-химические основы гидратационного твердения вяжущих веществ. Доклад на Шестом Международном конгрессе по химии цементов М.: ВНИИЭСМ, 1974. Авт. Ребиндер П.А., Сегалова Е Е., Амелина Е А и др.

98. Фортье А. Механика суспензий//М.: Мир, 1971, 167 с.

99. Фролов А.А. Совершенствование технических средств и технологий для цементирования газовых скважин Крайнего Севера Тюмень: Изд-во ТюмГНГУ, 2000.

100. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами. М.О. Ашрафьян, Ю.В. Гринько, А.Е. Нижник, ЮГ. Жадан // Нефтяное хозяйство. 2002. -№3.

101. Цыцымушкин П.Ф., Горонович С.Н., Хайрулин С.Р., Цыцымушкин А.П. Тампо-нажный пеноцементный состав: Пат 2186308 Россш МПК7 Е 221 В 33/138 ООО «Вол-го-Урал. н -и. и прокт. ин-т нефти и газа», № 2000, 109409/03 заявл. 14.04.2000, опубл. 27.11.2001.

102. Что происходит в нефтяной промышленности World Oil, № 3, 2003, с. 5.

103. Шарипов А.У., Хафизова Э.Н Обожженная глина как компонент тампонажных растворов// Стр-во нефт и газ. скв на суше и на море 2001. -№ 8.-С. 22-24

104. Шепелев И. И, Твердохлебов В П., Фомова НА. Повышение эффективности процесса разрушения нефтяных и водомасляных эмульсий // Нефтепереработка и нефтехимия -2001.-No 8.

105. Шмалько Н.М. Исследование адгезии цементного камня с поверхностью обсадных колонн//Краснодар, Просвещение, 1998, 214 с.

106. Щавелев H.J1., Лушпеева О.А., Лосева Н.Т., Рябцев А.Г, Денисов В С. Облегченный тампонажный состав. Пат. 2204691, Россия, МПК7 Е21 B33/138 № 20021 05076/03; заявл. 21.02.2001, опубл. 20.05.2003.

107. Экспериментальные и промышленные испытания по созданию прочного контакта в системе цементное кольцо обсадная труба - РНТС, сер. Бурение, вып 7, 1972, с 15-19. Авт. В.П. Детков, НТ. Печенкин, XЖ Узбекгалиев, Л.В Макаров

108. David R.Davies, Jan J.Martog, James SCobbett "Foamed cement a cement with many applications ". Presented at the Middle - East Oil Technical Conference of the Society of Petroleum Engineers held in Manama, Bahrain, March 9-12, 1981.

109. Faul R„ Reddy В., Griffith. Next generation cementing systems to control shallow water flow. OTCpaper 11977, presented at the Offshore Technology Conference, Houston, May, 14, 2000.

110. Fleckenstein, W. W., A W Eustes III and M. G. Miller, "Burst-induced stresses in cemented wellbores", SPE Drilling and Completion, June 2001.

111. Handbook of Chemistry and Physics/ Ed 33. Ed In cheaf Ch D. Hodgman / Chemical Rubber Publishing Co /Cleveland. Ohio. USA, 1952, 2894p.

112. Ocnbing P.R., Sifferman T.R. Flare design . are cirrent methods too conservative -«Hydrocarbon Processing», 1985, n. 5, p 124-129.

113. Onan L High temperature, fluid induced casing collapse. Internal Halliburton laboratory report CCM B008-94, Nov, 16, 1996.

114. Ostroor G. W., Walker W.A. Improved compositions cementing wells with extreme temperatures. J. Petrol Technology, vol. 13, № 13,1961.

115. Patchen F.D.,Burdyn R.F., Dunlap T.R. Water in oil emulsion cements. Petrol technology, vol. 11, Ns 10, X, 1959.

116. Poettmann F.H., Beegman W.E. Density of drilling muds reduced by air injection World Oil 8, V, 141, № 2,1955.

117. R. Crook, D. Kulakofsky, J. Griffith. Tailor light weight slurry designs to well conditions and production plans World Oil Magazine, №10, 2003.

118. Ravi, К., M. Bosma and 0. Gastebled, "Improve the economics of oil and gas wells by reducing the risk of cement failure", SPE paper 74497, presented at the 1ADC/SPE Drilling Conference, Dallas, Texas, Feb. 26 28, 2002.

119. Ravi, К., M. Bosma and 0. Gastebled, "Safe and economic gas wells through cement design for life of the well," SPE paper 74700, presented at the SPE Gas Technology Symposium, Calgary, Alberta, Canada, April 30 May 2, 2002.

120. Tragesser Art, Porker P.N. Using improved technology to obtain better cement jobs on deep, not liners-J. «Petrol Technol.» 1972. -№ 2.-p 24-31.