Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка облегченных расширяющихся тампонажных растворов для цементирования скважин в криолитозоне

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка облегченных расширяющихся тампонажных растворов для цементирования скважин в криолитозоне"

На правах рукописи УДК 622. 245.42

ГАЗГИРЕЕВ ЮШАА ОРСНАКИЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ОБЛЕГЧЕННЫХ РАСШИРЯЮЩИХСЯ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН В КРИОЛИТОЗОНЕ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2004

Работа выполнена в филиале «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» и Научно исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» ( ГОУ ВПО ТюмГНГУ).

Научный руководитель - к.т.н., доцент Кузнецов В.Г.

Официальные оппоненты: - д.т.н., профессор Клюсов А.А.

Ведущее предприятие: Дочернее федеральное государственное унитарное

Защита состоится 21 июля 2004 года в 16-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212. 273. 01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039 г. Тюмень, ул. Мельникайте 72.

Автореферат разослан «21» июня 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

к.т.н. Шульгина Н.Ю.

предприятие «Западно-Сибирский научно-

исследовательский и проектно-конструкторский институт технологии глубокого разведочного бурения» (ДФГУП ЗапСибБурНИПИ).

д-р техн. наук, профессор

В.П. Овчинников

ОБЩАЯХАРАКТЕРИСТИКАРАБОТЫ

Актуальность проблемы. Большинство крупных разведанных и перспективных месторождений природных углеводородов находятся в районах Крайнего Севера Западной Сибири, которые характеризуются повсеместным распространением мерзлых горных пород (МГП) и наличием пластов с низкими градиентами гидроразрыва, что значительно усложняет сооружение и эксплуатацию скважин. Отмечаются следующие осложнения: кавернообразование, недоподъем тампонажного раствора до устья, негерметичность крепи скважин, смятие обсадных колонн и др.

Недостаточная эффективность технологии крепления скважин в этих условиях обусловливает применение специальных цементов. Прежде всего, это относится к облегченным тампонажным растворам, которые отечественной промышленностью не выпускаются. Применение же облегчающих добавок требует повышенного водосодержания, что приводит к ухудшению физико-механических свойств формирующегося камня, большинство из добавок являются инертными при формировании структуры тампонажного камня.

В связи с этим очевидна необходимость разработки специальных тампонажных композиций для качественного цементирования скважин в криолитозоне.

Цель работы

Повышение качества крепления скважин в сложных условиях криолитозоны путем повышения сопротивляемости крепи давлению обратного промерзания.

Основные задачи исследований

1.Обоснование причин возникновения осложнений при креплении скважин в криолитозоне и анализ способов их предупреждения.

2. Исследование процессов твердения тампонажных растворов при низких температурах окружающей среды.

(•ОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ

механическим свойствам формирующемуся в этих условиях цементному камню.

3. Обоснование и разработка состава облегченного, расширяющегося, гидравлически активного при низких температурах твердения тампонажного материала.

4. Исследование и регулирование технологических и физико-механических свойств раствора и камня на основе разработанного материала.

5. Опытно-промышленные испытания разработанной тампонажной композиции.

Научная новизна

1. Развиты представления о механизме возникновения локальных, осесимметричных сминающих давлений на обсадные колонны в интервалах МГП при обратном промерзании водных суспензий в заколонном пространстве скважин.

2. Научно-обоснованы требования к прочностным свойствам цементного камня, для крепления скважин в криолитозоне.

3. Теоретически обоснована и экспериментально доказана эффективность применения для цементирования обсадных колонн в криолитозоне облегченных расширяющихся тампонажных цементов.

Практическая значимость

1. Осуществлен комплексный подход к оценке надежности крепи арктических скважин.

2. Разработан состав облегченной, расширяющейся тампонажной композиции для цементирования обсадных колонн в сложных горногеологических условиях Крайнего Севера Западной Сибири.

3. Промышленное внедрение разработанной рецептуры облегченного, расширяющегося тампонажного раствора позволило цементировать обсадные колонны в одну ступень до устья скважин и предупредить возникновения межколонных перетоков.

Внедрение результатов в промышленность

Основные результаты проведенных исследований и предлагаемые рекомендации внедрены при строительстве скважин на месторождениях Крайнего Севера Западной Сибири, разбуриваемых буровым предприятием «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» ОАО «Газпром».

Апробация результатов исследований

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических совещаниях филиала «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз», заседаниях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин ГОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», на международных и региональных научно-технических конференциях: междунар. науч. техн. конф., посвященной 40-летию ТюмГНГУ. (Тюмень, 2003); региональной науч. практич. конф. аспирантов и молодых ученых (Тюмень, 2004); региональной науч. техн. конф. ТюмГНГУ. Тюмень, 2004).

Публикации Основные положения диссертационной работы опубликованы в 7 печатных работах.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных литературных источников. Работа изложена на 124 страницах машинописного текста, в том числе содержит 20 таблиц и 19 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель и основные задачи исследований.

В первом разделе дана краткая геокриологическая характеристика основных месторождений Крайнего Севера Западной Сибири. Проведен анализ осложнений, возникающих при строительстве скважин в криолитозоне.

Оценена эффективность применяемой технологии крепления скважин на месторождениях, разбуриваемых буровым предприятием «Тюменбургаз».

Большое внимание к изучению геокриологических условий ЗападноСибирской низменности привлекло открытие на севере этого региона таких крупных газовых и газоконденсатных месторождений как: Медвелсье, Уренгойское, Ямбургское, Харасавэйское, Бованенковское и др.

В пределах Западной Сибири южная граница распространения многолетнемерзлых горных пород доходит до широты 58-59°.

Криолитозона Западно-Сибирской плиты представлена разнообразными в возрастном и генетическом отношении комплексами. Процессы криолитогенеза различных парагенетических комплексов отложений привели к формированию двух основных генетических типов MГП: сингенетического и эпигенетического. Основные закономерности их развития на территории Западной Сибири приведены в работах Баулина В.В., Дубикова Г.И., Трофимова В.Т. и других исследователей.

Месторождения полуострова Ямал характеризуются сплошным распространением MГП мощностью 400-600 м с температурой пород в слое годовых теплооборотов от - 8 °С до - 5 °С. Для месторождений Уренгойской группы характерно несплошное распространение МГП как по площади, так и по глубине. Мощность мерзлой толщи достигает 250-300 м с температурой до - 4 °С. Особенностью месторождений широтного Приобья является наличие реликтовой мерзлоты на глубинах 150-230 м с температурой до минус 1 °С. В геологическом разрезе большинства месторождений имеются проницаемые пласты сеноманских отложений с низким давлением гидроразрыва до 0,0148 МПа/м.

Для успешного цементирования в этих условиях нужны облегченные тампонажные материалы, позволяющие формировать при низких положительных и небольших отрицательных температурах безусадочных камень достаточной прочности.

Научными работами: Белова В.И., Бондарева Э.А., Блинова Б.М., Вуда Д.В., Горского А.Т., Грязнова Г.С., Гудмена М.А., Дубины М.М., Кузнецова В.Г., Марамзина А.В., Мельцера М.С., Медведского Р.И., Прасолова В.А., Стригоцкого СВ., Шохина В.Ф. и других исследователей внесен большой вклад в решение вопросов технологии строительства скважин в районах Крайнего Севера.

Разработке специальных тампонажных цементов для арктических скважин посвящены работы Агзамова Ф.А., Булатова А.И., Данюшевского B.C., Клюсова А.А., Кузнецовой Т.Е., Новохатского Д.Ф., Овчинникова В.П., Рахимбаева Ш.М., Фролова А.А. и др.

Однако, несмотря на большой опыт строительства скважин в криолитозоне проблема качественного их крепления остается актуальной.

В настоящее время на этих месторождениях сооружаются скважины различной конструкции, включающей от двух до четырех обсадных колонн. В соответствии с действующими стандартами, цементирование всех колонн производится прямым одноступенчатым способом. В качестве тампонажного материала используется тампонажный портландцемент в соответствии с ГОСТ 1581-96 различных заводов изготовителей. Иногда применяются опытно-промышленные партии портландцемента класса G фирмы «Дюкерхофф». Приготовление облегченных тампонажных растворов для цементирования верхней части эксплуатационной и промежуточных обсадных колонн осуществляется с использованием облегчающих добавок — бентонитовый глинопорошок, вермикулит, алюмосиликатные микросферы.

Проведенный анализ показал, что основными осложнениями при креплении скважин в криолитозонах Западной Сибири являются: недоподъем тампонажного раствора до устья, негерметичность крепи, деформация обсадных колонн. Например, для Уренгойского месторождения до 50 % скважин имеют межколонные давления, а недоподъем тампонажного раствора до устья наблюдается у 67 % скважин. Приведены промысловые данные о

смятии обсадных колонн в интервале MГП в простаивающих скважинах на месторождениях Крайнего Севера Западной Сибири. Так в большинстве случаев отмечено смятие только эксплуатационной колонны (61 %), реже смятыми оказывались все колонны (22 %), а промежуточные с эксплуатационными (17 %). Полученные результаты послужили основанием постановки задачи выявления их причин.

Показано, что основными причинами недоподъема цемента являются: наличие больших по размерам каверн, образовавшихся в результате растепления МГП, из которых практически невозможно вытеснить при цементировании буровую промывочную или буферную жидкость; поглощения тампонажного раствора в высокопроницаемых пластах; седиментационные процессы в тампонажном растворе, интенсифицирующиеся под влиянием низких положительных и отрицательных температур скважинного пространства.

Наличие межколонного давления объясняется нарушением контакта цемента с обсадными трубами вследствие усадочных деформаций, возникающих при твердении традиционно применяемых тампонажных материалов, а также каналообразованием в цементе в результате миграции жидкости затворения в осевом (к устью) и радиальном (к фронту промерзания) направлении.

В связи с вышеизложенным, целью работы является: повышение качества крепления скважин в сложных условиях криолитозоны путем повышения сопротивляемости крепи давлению обратного промерзания.

Во втором разделе предложена рабочая гипотеза, изложены теоретические предпосылки повышения качества цементирования скважин в интервале залегания мерзлых горных пород. Описаны методы и методики проведения исследований.

Обобщены представления об условиях, величинах и характере возникающих сминающих нагрузках на обсадные трубы в криолитозоне.

Обоснована возможность возникновения внешних локальных, осесимметричных нагрузок в качественно зацементированных скважинах

Проведенный анализ известных способов предупреждения смятия обсадных колонн в криолитозоне показал, что они недостаточно надежны и требуют значительных дополнительных материальных затрат. Показано, что создание оптимально прочной крепи скважин в интервале МГП является наиболее эффективным решением по предупреждению смятия обсадных колонн. При этом непременным условием является качественное цементирование обсадных колонн, обеспечивающее герметичность крепи."

Научно обоснованы требования к свойствам тампонажного раствора и камня, предназначенного для низких положительных и отрицательных температур (таблица 1).

Проведенный анализ облегченных тампонажных материалов, применяемых для цементирования скважин в интервале ММП, показал, что отечественной промышленностью они серийно не производятся, а традиционно применяемые при их приготовлении в промысловых условиях облегчающие добавки (бентонит, вермикулит, перлит и др.) являются инертными по отношению к формированию структуры твердеющего камня.

Рассмотрены особенности твердения тампонажных растворов при низких положительных и отрицательных температурах. Показано, что в этих условиях формирование камня происходит за счет алюминатных составляющих вяжущего.

Уточнена методика расчета крепи скважин на смятие. В отличие от известных методик предложено учитывать с помощью эмпирических коэффициентов ослабляющее действие осевых растягивающих нагрузок в обсадных колоннах. Показано, что снижение сопротивляемости крепи скважин смятию может достигать 15 %.

Используя результаты работ Ю.Е Якубовского., СВ. Якубовской,

Таблица 1- Основные требования к физико-механическим свойствам

тампонажного цемента для крепления скважин в криолитозоне

Наименование показателей Ед. изм. Нормируемый показатель цемента

нормальной плотности облегченный

Коэффициент водоотделения при температуре 0 °С, не более % 2,0 2,0

Сроки схватывания при температуре 0±5 °С: начало не ранее конец не позднее ч-мин 2-00 10-00 2-00 10-00

Предел прочности при изгибе за 48 ч. твердения при температуре 0±5 °С, не менее МПа 2,7 0,7

Модуль упругости тампонажного камня при температуре 0±5 °С, не менее МПа 1000 1000

Усадка тампонажного камня % 0 0

Морозостойкость тампонажного камня Сохранение прочности

Д.С. Герасимова, В.Г. Кузнецова, показано влияние качества сцепления цементного камня с обсадными трубами на напряженно-деформированное состояние крепи скважин при внешней локальной, осесимметричной нагрузке. В случае отсутствия или частичного нарушения контакта происходит смещение смежных поверхностей, что приводит к снижению прочности крепи.

Приведены методы и методики исследований. Исследования физико-механических свойств тампонажных материалов предназначенных для условий МГП осуществлялось с применением стандартных, физико-химических и специальных методов. Стандартные исследования включали определение плотности тампонажных растворов, сроков схватывания, растекаемости, прочностных показателей тампонажного камня и водоотделения. В группу специальных методов исследований входило изучение объемных изменений твердеющего тампонажного раствора и камня, определение упругих характеристик тампонажного камня, коэффициента морозостойкости.

Обработка результатов проводилась на PC с помощью статистической программы «Statistica» v. 6.0 и Microsoft Excel.

Третий раздел работы посвящен теоретическим и экспериментальным исследованиям по разработке облегченного расширяющегося тампонажного раствора для цементирования скважин в условиях низких положительных и отрицательных температур.

Совместно с сотрудниками бурового предприятия «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» и кафедры бурения нефтяных и газовых скважин Тюменского государственного нефтегазового университета разработан облегченный расширяющийся тампонажный раствор. Дано научное обоснование его состава.

Базовым материалом выбран портландцемент ПЦТ-1-50 ГОСТ 1581 - 96.

Анализ облегчающих добавок, применяемых для понижения плотности тампонажных растворов, позволили рекомендовать для этих целей мелкодисперсные алюмосиликатные полые микросферы (АСПМ), которые являются продуктом сгорания топлива в ТЭЦ или других производств. Минералогический состав представлен преимущественно

25,1 %. Влажность находится в пределах (3-8) %. Прочность на разрушение при гидростатическом сжатии до 30 МПа. Алюмосиликатные полые микросферы получают из водной суспензии золы тепловой электростанции. Их производство на предприятиях Уральского региона достигает 2000 тонн в год.

В настоящее время для цементирования скважин на месторождениях Крайнего Севера, разбуриваемых предприятиям «Тюменбургаз», широко применяются тампонажные растворы с добавками мелкодисперсных алюмосиликатных полых микросфер (АСПМ) в количестве 12-15 % (от массы цемента) при В/Т = 0,6-0,7 и стеклянных высокопрочных газонаполненных микросфер (ВМС) в количестве 8-9 % при В/Т=0,65-0,75. Плотность получаемого раствора может быть понижена до 1400 кг/м3, при этом прочность тампонажного камня превышает требования ГОСТ 1581 — 96. Известно, что увеличение водосодержания приводит к понижению седиментационной устойчивости, снижению прочностных свойств формирующегося цементного камня, повышению сроков схватывания. Однако в отличие от других применяемых облегчающих добавок АСПМ является высокодисперсным веществом. В результате этого микросферы способны связывать большее количество молекул воды затворения, что приводит к повышению седиментационной устойчивости тампонажного раствора. Кроме этого они являются центрами кристаллизации в тампонажном растворе, уменьшающие энергетический барьер для осуществления протекания реакций гидратации. Наличие силикатной и алюминатной фаз в АСПМ способствует их участию в формировании структуры цементного камня при пониженных положительных и отрицательных температурах. В результате формируется малопроницаемый цементный камень повышенной прочности.

Важную роль для обеспечения необходимой прочности крепи скважин в криолитозоне оказывает герметичность контакта цемента с обсадными трубами. Для предотвращения усадочных деформаций рекомендовано вводить расширяющую добавку.

Вопросами, связанные с изучением объемных изменений твердеющих растворов при разобщении пластов в скважинах посвящены работы Данюшевского B.C., Каримова Н.Х., Овчинникова В.П., Кузнецова Ю.С., Клюсова А.А. и других исследователей, в которых рекомендуется для

тампонажных растворов применять расширяющие добавки на оксидной основе. Эти добавки создают кристаллизационное давление в результате кристаллизации труднорастворимых гидрооксидов при гидратации. Простая бимолекулярная реакция гидратации оксидов легко управляема, что позволяет регулировать ее скорость, останавливая на нужной стадии твердения. Необходимо, чтобы основная часть расширения происходила после продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство скважин.

Проведенный анализ свойств известных расширяющих добавок к цементам показал, что для низкотемпературных скважин значительно больше подходят добавки на оксидной основе (СаО и MgO). Ввод их в основном осуществляется при получении клинкера. Процессы расширения за счет введения оксида кальция заканчивается через 8-10 часов твердения, за счет оксида магния - от 10 до 48 часов. В зависимости от качества сырья, условий обжига и хранения негашеная известь может содержать различное количество активного СаО.

На основании проведенного анализа решено в качестве расширяющей добавки вводить в облегченный тампонажный раствор негашеную известь -оксид кальция Промышленная негашеная известь не дефицитна,

представляет собой в основном мягкообожженный оксид кальция. Действие расширяющей добавки при твердении тампонажного материала основывается на химическом взаимодействии активного оксида кальция с жидкостью затворения с образованием гидроксида кальция, имеющего больший по сравнению с исходными соединениями объем. Добавка алюмосиликатных микросфер связывает часть Данный процесс протекает на ранних

стадиях твердения и поэтому он способствует расширению твердеющей системы без деструктивных изменений формирующегося тампонажного камня.

Для сокращения сроков схватывания и твердения тампонажный раствор затворяется на 4 % водном растворе хлористого кальция, который широко используется при цементировании низкотемпературных скважин.

Разработка и оптимизация состава облегченного тампонажного раствора проводилась в два этапа.

' На первом этапе исследовано влияние добавок оксида кальция (2,5; 5,0 и 7,5 %) и хлорида кальция (2,0 и 4,0 %) на основные физико-механических параметры тампонажного раствора нормальной плотности (плотность, растекаемость, сроки схватывания раствора, прочность и объемные изменения тампонажного камня) при температуре 20 °С. В результате установлено, что добавки СаО от 2,5 до 7,5 % незначительно влияют на сроки схватывания и прочность цемента; расширение- тампонажного камня после трех суток твердения не превышает 0,19 %. Наилучшие результаты получены при добавлении к тампонажному раствору 4 % хлорида кальция.

На втором этапе исследований определено влияние количества вводимых микросфер (10-15 %) и оксида кальция (8-15 %) на плотность, сроки схватывания тампонажного раствора, прочность и расширение формирующегося из него тампонажного камня. Результаты исследований приведены в таблице 2.

Анализ полученных результатов свидетельствует, что тампонажный раствор при граничных значениях микросфер от 10 до 15 %, СаО от 8,0 до 15 %, водотвердом отношении 0,6-0,7 имеет плотность 1550-1400 кг/м3 и характеризуется значительным расширением формирующегося из него камня.

При этом установлено, что с увеличением добавки извести расширение цементного камня интенсивно возрастает в течение первых трех суток и стабилизируется к седьмым суткам твердения. В этом возрасте цементный камень имеет расширение от 0,15 до 0,35 % при температуре твердения 20 °С и от 0,10 до 0,19 % при температуре твердения минус 2 °С (рисунок 1)..

Особенно значительное расширение цементного камня наблюдается при добавках извести в количестве (8-20) % от массы вяжущего. Однако при увеличении содержания в тампонажном растворе извести более 15 % снижается прочность камня на изгиб, а при ее содержании менее 8 %

Таблица 2 - Оптимальные составы облегченного тампонажного раствора

Свойства тампонажного раствора и камня

Состав тампонажного раствора Плот- Растека- Сроки Прочность Расширение

№ ность емость, схватывания, цементного цементного

кг/м3 м час-мин камня, МПа камня, %

через через

пцт, АСПМ, СаО, 4% начало конец 2 7 14 3 7 14

% % % водный раствор СаС12 сут сут сут сут сут сут

При температуре 20 иС

1 82 10 8 0,6 1540 0,22 4-15 5-50 3,2 4,4 4,8 0,20 0,25 0,25

2 76 10 15 0,6 1500 0,21 3-35 4-40 2,6 3,9 4,4 0,26 0,35 0,35

3 77 15 8 0,7 1420 0,23 4-05 5-50 2,4 3,2 3,8 0,18 0,25 0,25

4 71 15 15 0,7 1410 0,23 4-10 5-10 1,8 2,2 2,8 0,24 0,30 0,30

При температуре -2 иС

1 82 10 8 0,6 1540 0,22 5-45 7-10 1,3 2,8 3,2 0,11 0,14 0,14

2 76 10 15 0,6 1500 0,21 6-30 7-20 1,6 2,5 3,0 0,14 0,16 0,16

3 77 15 8 0,7 1420 0,23 6-15 7-40 1,3 2,1 2,5 0,11 0,14 0,14

4 71 15 15 0,7 1410 0,23 6-40 7-45 1,2 2,2 2,8 0,13 0,15 0,16

о Об1—--1-1-1—■—'—'—1—■—■—■—

2 6 10 14 18 22

Содержание извести, %

0)041—---—I-1-1-!-

2 6 10 14 18 22

Содержание извести, %

Рисунок 1 - Влияние добавки извести на расширение тампонажного камня после 3-х суток твердения при температурах: а)20°С; б)-2°С

уменьшается эффект расширения тампонажного камня. Температура твердения оказывает значительное влияние на сроки схватывания, прочность и величину расширения тампонажного камня. Установлено, что величина водосодержания не оказывает существенного влияния на расширение формируемого из него камня.

В таблице 3 приведены эмпирические зависимости основных параметров облегченного тампонажного раствора.

Таблица 3- Эмпирические зависимости

Параметр Уравнения регрессии Коэффициент корреляции

Плотность П, кг/м3 Л=1771-21МС-3,57 И 0,99

Начало схватывания Т, с при температуре 20 иС: 7М4325 + 150 МС — 150 И 0,98

при температуре - 2 °С: 7М6200 + 240 МС + 300 И 0,97

Конец схватывания Т, с при температуре 20 °С: 7^24150 - 60 МС - 300 И 0,98

при температуре - 2 °С: Г =22061 + 330 МС + 64,28 И 0,98

Прочность при изгибе через 2 суток твердения аи, МПа при температуре 20 иС: ст„=5,49-0,16 МС-0,086 И при температуре - 2 0 С: стн=1,68 - 0,04 МС + 0,014 И 0,99 0,99

Объемная деформация камня через 3 суток при температура 20 иС: К=0,171 - 0.004 МС + 0,0086 И 0,97

твердения V, % при температуре - 2 °С: Г= 0,094 - 0,001МС+ 0,0036 МС 0,97

Примечание: МС- добавка микросфер АСПМ, %; добавка И- извести, %.

Проведены исследования изменения во времени (14 суток) модуля упругости камня, формирующегося из предлагаемого облегченного тампонажного раствора при температурах 20 С и минус 2 °С. Показано, что исследуемый параметр изменяется по логарифмической зависимости (рисунок 2). Минимальное значение исследуемой величины в области граничных условий составляет 8000 МПа, что удовлетворяет требованиям к тампонажным материалам для низкотемпературных скважин.

Дополнительно были проведены испытания, формирующегося облегченного АСПМ тампонажного камня, на морозостойкость. Установлено, что исследуемые образцы тампонажного камня являются морозостойкими (рисунок 3).

Оптимизация состава тампонажной смеси проводилась по двухфакторному плану типа 22. Входными параметрами являлись добавки оксида кальция и микросфер. В качестве выходной функции принят обобщенный параметр оптимизации. Частные параметры оптимизации оценивались по шкале Харрингтона. Обоснование оптимального количественного сочетания компонентов тампонажной смеси осуществлялось по методу Бокса-Уилсона.

В результате предлагается следующий состав облегченного тампонажного расширяющегося цемента, % :

портландцемент (70- 80) %; микросферы (11-15) %; СаО (12-15) %; В\Т 0,6-0,7 (4 % раствор СаС12).

В четвертом разделе обоснованы рекомендации по повышению надежности крепи скважин в криолитозоне. Приведены результаты внедрения предлагаемого облегченного расширяющегося тампонажного раствора в филиале «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» ОАО «Газпром» при цементировании обсадных колонн в интервале залегания мерзлых горных пород. Показано, что доля интервалов сцепления цементного камня с обсадными трубами в интервале МГП возросла на 22 - 45 % по сравнению со скважинами,

Рисунок 2 - Изменение во времени модуля упругости тампонажного камня:

а - температура испытания 20 °С; б - температура испытания - 2 °С.

Рисунок 3- Морозостойкость облегченного АСПМ тампонажного камня с добавками извести

зацементированными обычным портландцементом. Смятий обсадных колонн не зарегистрировано.

ОСНОВАНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализом промыслового материала установлено, что одним из наиболее распространенных и тяжелых по последствиям осложнений в скважинах Крайнего Севера является смятие обсадных колонн в криолитозоне.

2 Научно-обоснованы требования к прочностным свойствам цементного камня, для крепления скважин в криолитозоне. Рекомендуется применять быстротвердеющие тампонажные материалы, обладающие повышенной седиментационной устойчивостью, водо и морозоустойчивые, с модулем упругости формирующегося камня не менее 1000 МПа.

3. Разработана и оптимизирована рецептура расширяющегося облегченного тампонажного раствора для низкотемпературных скважин. В качестве облегчающей добавки предлагаются полые алюмосиликатные микросферы (АСПМ) от И до 15 %. Водосодержание 0,6-0,7, расширяющая добавка- СаО (12-15) %, ускоритель схватывания - 4 % раствор СаСЬ.

4. Исследованы физико-механические свойства облегченного расширяющегося тампонажного раствора в условиях низких положительных и отрицательных температур.

5. Основные выводы и рекомендации внедрены в филиале «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» ОАО «Газпром» при цементировании обсадных колонн скважин в интервале залегания мерзлых горных пород.

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих работах:

1. Газгиреев Ю.О. Практика цементирования скважин на Уренгойском месторождении. «Повышение эффективности работы нефтедобывающего комплекса Ямала путем применения прогрессивных технологий и совершенствования транспортного обслуживания». Материалы конф. г. Салехард, 2002. С 151-154.

2. Кузнецов В.Г., Газгиреев 10.0. Компьютерное проектирование конструкций скважин// Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе. Тр. междунар. науч. техн. конф., посвященной 40-летию ТюмГНГУ.-Тюмень, 2003. С. 115-116.

3. Газгиреев Ю.О., Овчинников В.П., Кузнецов В.Г. Анализ качества крепления скважин месторождений Уренгойской группы //.....- Тюмень, 2004. С. 51.

4. Овчинников В.П., Кузнецов В.Г., Газгиреев Ю.О. Анализ свойств тампонажных материалов для цементирования скважин в криолитозоне группы //.... Тез. региональной науч. техн. конф. - Тюмень, 2004. С. 44.

5. Кузнецов В.Г., Газгиреев Ю.О., Талалаев А.А. Разработка и оптимизация состава облегченной тампонажной смеси для цементирования обсадных колонн в интервале ММП//Тез. региональной науч. практич. конф. -Тюмень, 2004. С. 27.

6. Овчинников В.П., Кузнецов В.Г., Фролов А.А., Газгиреев Ю.О. Облегченный тампонажный цемент для низкотемпературных скважин// Бурение и нефть. - 2004. - № 5. - С. 32-33 .

7. Двойников М.Н., Овчинников В.П., Будько А., Газгиреев Ю.О. Цементирование скважин на Ваньеганском месторождении // Бурение и нефть. -2004.-№5.-С. 18-20.

Соискатель

Ю.О. Газгиреев

«Í1 3 578

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Газгиреев, Юшаа Орснакиевич

Введение

1. Состояние качества крепления скважин в геокриологических условиях Западной Сибири. '

1.1. Краткая геокриологическая характеристика основных нефтегазодобывающих районов. ^

1.2. Особенности крепления скважин на месторождениях Крайнего Севера.

Выводы по разделу 1.

2. Теоретические предпосылки к разработке мероприятий по повышению надежности крепления скважин в криолитозоне.

2.1. Анализ представлений об условиях возникновения и величинах сминающих нагрузок на обсадные трубы в интервале мерзлых горных пород.

2.2. Анализ способ предотвращения смятия обсадных колонн в криолитозоне.

2.3. Анализ свойств тампонажных материалов для низкотемпературных скважин и особенностей их твердения в условиях криолитозоны.

2.4. Исследование напряженно-деформированного состояния крепи скважин в криолитозоне.

2.5. Обоснование основных требований к свойствам тампонажного материала для низкотемпературных скважин.

2.6. Методы и методики исследования физико-механических свойств тампонажных материалов для условий МГП.

Выводы по разделу 2.

3. Разработка и исследование облегченного, расширяющегося тампонажного материала для цементирования скважин в криолитозоне.

3.1. Обоснование выбора компонентов облегченного расширяющегося тампонажного материала для цементирования скважин в криолитозоне.

3.2. Разработка и оптимизация состава облегченного расширяющегося тампонажного раствора для цементирования скважин в криолитозоне.

Выводы по разделу 3.

4. Результаты промышленного внедрения разработанных рекомендаций. *

4.1. Результаты промышленного внедрения облегченных микросферами расширяющихся тампонажных составов. Ю

4.2. Оптимизация конструкции крепи скважин в криолитозоне. Ш

Выводы по разделу 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка облегченных расширяющихся тампонажных растворов для цементирования скважин в криолитозоне"

Актуальность проблемы

Большинство крупных разведанных и перспективных месторождений природных углеводородов находятся в районах Крайнего Севера Западной Сибири, которые характеризуются повсеместным распространением мерзлых горных пород (МГП) и наличием пластов с низкими градиентами гидроразрыва, что значительно усложняет сооружение и эксплуатацию скважин. Отмечаются следующие осложнения: кавернообразование, недоподъем тампонажного раствора до устья, негерметичность крепи скважин, смятие обсадных колонн и Др.

Недостаточная эффективность технологии крепления скважин в этих условиях обусловливает применение специальных цементов. Прежде всего, это относится к облегченным тампонажным растворам, которые отечественной промышленностью не выпускаются. Применение же облегчающих добавок требует повышенного водосодержания, что приводит к ухудшению физико-механических свойств формирующегося камня, большинство из добавок являются инертными при формировании структуры тампонажного камня.

В связи с этим очевидна необходимость разработки специальных тампонажных композиций для качественного цементирования скважин в криолитозоне.

Цель работы

Повышение качества крепления скважин в сложных условиях криолитозоны путем улучшения физико-механических свойств и модификации применяемых тампонажных композиций.

Основные задачи исследований

1 .Обоснование причин возникновения осложнений при креплении скважин в криолитозоне и анализ способов их предупреждения.

2. Исследование процессов твердения тампонажных растворов при низких температурах окружающей среды. Обобщение требований к физикомеханическим свойствам формирующемуся в этих условиях цементному камню.

3. Обоснование и разработка состава облегченного, расширяющегося, гидравлически активного при низких температурах твердения тампонажного материала.

4. Исследование и регулирование технологических и физико-механических свойств раствора и камня на основе разработанного материала.

5. Опытно-промышленные испытания разработанной тампонажной композиции.

Научная новизна

1. Развиты представления о механизме возникновения локальных, осесимметричных сминающих давлений на обсадные колонны в интервалах МГП при обратном промерзании водных суспензий в заколонном пространстве скважин.

2. Научно-обоснованны требования к прочностным свойствам цементного камня, для крепления скважин в криолитозоне.

3. Теоретически обоснована и экспериментально доказана эффективность применения для цементирования обсадных колонн в криолитозоне облегченных расширяющихся тампонажных цементов.

Практическая значимость

1. Осуществлен комплексный подход к оценке надежности крепи арктических скважин.

2. Разработан состав облегченной, расширяющейся тампонажной композиции для цементирования обсадных колонн в сложных горногеологических условиях Крайнего Севера Западной Сибири.

3. Промышленное внедрение разработанной рецептуры облегченного, расширяющегося тампонажного раствора позволило цементировать обсадные колонны в одну ступень до устья скважин и предупредить возникновения межколонных перетоков.

Внедрение результатов в промышленность

Основные результаты проведенных исследований и предлагаемые рекомендации внедрены при строительстве скважин на месторождениях Крайнего Севера Западной Сибири, разбуриваемых буровым предприятием «Тюменбургаз» ДОО «Бургаз» ОАО «Газпром».

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических совещаниях филиала «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз», заседаниях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин ГОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет», на международных и региональных научно-технических конференциях: междунар. науч. техн. конф., посвященной 40-летию ТюмГНГУ. (Тюмень, 2003); региональной науч. практич. конф. аспирантов и молодых ученых (Тюмень, 2004); региональной науч. техн. конф. «.(Тюмень, 2004).

Публикации Основные положения диссертационной работы опубликованы в 7 печатных работах.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Газгиреев, Юшаа Орснакиевич

5. Основные выводы и рекомендации внедрены в филиале «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» ОАО «Газпром» при цементировании обсадных колонн скважин в интервале залегания мерзлых горных пород.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Газгиреев, Юшаа Орснакиевич, Тюмень

1. Кудрявцев В.А., Достовалов В.Н., Романовский Н.Н. Общее мерзлотоведение (геокриология). М.: Изд-во МГУ, 1978. - 464 с.

2. Данилов И.Д. Проблемы развития полярного шельфа Евразии // М.: Вестн. МГУ. Сер.5, География. 1974. № 1. С.22-34.

3. Баду Ю.Б., Макогон Ю.Ф., Андреев О.Ф. и др. Задачи газопромысловой криолитологии // Экспериментальные и теоретические исследования взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами. М: ВНИИГАЗ, 1979.-С. 14-22.

4. Баулин В.В., Белоусова Е.В., Дубиков Г.И. Геокриологические условия Западно-Сибирской низменности М.: Наука, 1967 - 213 с.

5. Острый Г.Б. Геокриологические условия распространения мощной толщи мерзлых пород // Тр. ин-та / ЗапСибНИГНИ. 1968. Вып. 6. Вопросы геологии, бурения и добычи в зоне мерзлых горных пород на месторождениях Западной Сибири. С. 8-31.

6. Трофимов В.Т., Баду Ю.Б., Дубиков Г.И. Криогенное строение и льдистость ММП Западно-Сибирской плиты. М.: Изд-во МГУ, 1980.- 246 с.

7. Ермилов О.М., Дегтярев Б.В., Курчиков А.Р. Сооружение и эксплуатация газовых скважин в районах Крайнего Севера. Теплофизические и геохимические аспекты.- Новосибирск: Изд-во РАН, 2003. 223 с.

8. Грязнов Г.С. Особенности глубокого бурения скважин в районах вечной мерзлоты. -М.: Недра, 1969. 167 с.

9. Грязнов Г.С. Конструкции газовых скважин в районах многолетнемерзлых пород. М.: Недра, 1978. - 136 с.Ю.Медведский Р.И. Строительство и эксплуатация скважин на нефть и газ в вечномерзлых породах. — М.: Недра, 1987. 230 с.

10. Марамзин А.В., Рязанов А.А. Бурение разведочных скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород. М.: Недра, 1971. — 148 с.

11. Стригоцкий С.В. Основы управления качеством строительства скважин в многолетнемерзлых породах. -М.: ВНИИОЭНГ, 1991. 179 с.

12. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Лебедев О.А. Проектирование конструкций скважин. М: Недра, 1979. - 280 с.

13. Горский А.Т., Шевцов В.Д. Цементирование скважин в районах Крайнего Севера Тюменской области // Тр. ин-та / Гипротюменнефтегаз. 1968. Вып.6. С. 122-132.

14. Фролов А.А. Научное обоснование, разработка и внедрение современных технологий разобщения пластов сложнопостроенных газовых месторождений: Дис. . д-ра техн. наук. — Тюмень, 2001. 398 с.

15. Белов В.И. Некоторые особенности бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин в Тюменской области// Тр. ин-та / Гипротюменнефтегаз. 1968. Вып. 1. С. 202-206.

16. Фролов А.А., Белей И.И. Практика цементирования скважин на месторождениях Крайнего СевераИ Изв. Вузов. Нефть и газ. 2000. - № 5. -С. 47-52.

17. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин / Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Овчинников П.В. и др. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 134 с.

18. Вагнер Г.Р. Физико-химия процессов активизации цементных дисперсий. Киев: Наукова думка, 1980. - 200 с.

19. Кузнецов Ю.С. Виброволновая технология, скважинная техника и тампонажные материалы для цементирования скважин в сложных геолого-технических условиях: Автореф. дис. . доктора техн. наук. Уфа, 1987. -56 с.

20. Булатов А.И., Видовский А.Л. Изменение давления и температуры в зацементированном заколонном пространстве скважин// Обзрная информ.: Техника и технология бурения скважин. 1988. Вып. 11. - 60 с.

21. Методика выбора конструкций скважин в зоне мерзлых пород: РД 00158758-207-99. Тюмень: ОАО «Газпром», ООО «ТюменНИИгипрогаз», 1999. 30 с.

22. Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологии подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: Дис. . д-ра техн. наук.- Уфа, 1992. -456 с.

23. Клюсов А.А. Разработка и исследование цементных тампонажных композиций, твердеющих при пониженных температурах: Дис. . д-ра техн. наук. М., 1993.-560 с.

24. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин/ Овчинников П.В., Кузнецов В.Г., Фролов А.А. и др. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 115 с.

25. Goodman М.А. Arctic drilling operations present unique problems, Word oil, 1977. V.185. N 6. P. 95-100.

26. Кузнецов В.Г. Повышение устойчивости крепи скважин в сложных геокриологических условиях: Дис. . канд. техн. наук. Тюмень, 1991. -200 с.

27. Пехович А.И. Основы гидроледотермики. Л.: Энергоатомиздат, 1983.-200 с.

28. Медведский Р.И., Баталов Д.М. Механизм образования ледяных пробок в стволе простаивающих скважин // Научн.-техн. сб. Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень: ЗапсибНИГНИ, 1984. - Вып. 63. - С. 22-24.

29. Шешуков Н.Л., Грязнов Г.С., Фомичев Г.И. Возникновение замкнутых систем в скважинах основная причина смятия обсадных труб в мерзлых породах // Сб. Природный газ Сибири. Тюмень, 1972. № 9. С. 3-7.

30. Wood D.B., Goodman М.А. Permafrost freezeback pressure behavior/ Word oil, 1975. N 27. P. 949-950.

31. Кузнецов В.Г. Давление на крепь скважин при замерзании жидкости в кавернах «Нефть и газ». Известия высших учебных заведений. ТюмГНГУ, Тюмень. № 5, 2000. С. 85-89.

32. А.с. 583286 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ предупреждения смятия обсадных колонн в зоне многолетнемерзлых пород / Е.Е. Фролов, Г.С. Исаев (СССР). Опубл. 1977. Бюл. № 45. Заявл. 0.5 0.6. 1974.

33. А.с. 678180 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ предотвращения смятия колонн при обратном промерзании / Р.И. Медведский, В.М. Стояков (СССР). -Опубл. 1982. Бюл. № 29. Заявл. 21. 03. 1978.

34. А.с. 899868 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ предотвращения смятия обсадных колонн при обратном промерзании в зоне многолетнемерзлых пород / П.Т. Шмыгля, А.М. Культиков, В.М. Стояков (СССР). Опубл. 1982. Бюл. № 3. Заявл. 26. 09. 1980.

35. А.с. 857445 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ предотвращения смятия обсадных колонн в зоне ММП / В.Д. Малеванский, B.C. Смирнов, А.Я. Стрюков (СССР). Опубл. 1981. Бюл. №31. Заявл. 29.12.1979.

36. А.с. 1086126 СССР, МКИ Е 21 В 36/00. Способ предотвращения смятия обсадной колонны в зоне ММП / Н.Л. Шешуков (СССР). Опубл. 1984. Бюл. № 14. Заявл. 28. 07. 1982.

37. А.с. 1033713 СССР, МКИ Е 21 В 36/00. Способ предотвращения смятия обсадной колонны в зоне ММП / В.М. Ентов, А.В. Максимов (СССР). -Опубл. 1983. Бюл. № 29. Заявл. 16. 04. 1982.

38. А.с. 947393 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Устройство для предотвращения смятия обсадных колонн скважин / В.П. Балин, И.А. Усольцев, А.Б. Кряквин (СССР). Опубл. 1982. Бюл. № 28. Заявл. 05.02. 1979.

39. А.с. 717294 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Обсадная колонна / О.Ф. Худяков, О.Ф. Андреев, В.Д. Малеванский (СССР). Опубл. 1980. Бюл. № 7. Заявл. 14.08. 1978.

40. Белов В.И. Промывочные жидкости при бурении в зоне залегания мерзлоты // Тр. ин-та / ЗапсибНИГНИ. 1968. Вып. 6. Проблемы Нефти и газа Тюмени. С. 109-120.

41. Блинов Б.М., Медведский Р.И. Предупреждение смятия колонн в скважинах путем совмещения прямого и обратного способов цементирования // Нефт. хоз-во. 1984. - № 3.- С. 62- 66.

42. Стригоцкий С.В., Лукманов Р.А. Предотвращение смятия обсадных колонн в интервале залегания ММП // Природный газ Сибири. Сб. статей. -Тюмень, 1974. Вып. 7. С. 116-125, ДСП.

43. Хомик М.В., Кашкаров Н.Г., Поршевников Н.Н. Сравнительная оценка промывочных жидкостей для бурения в условиях Крайнего Севера // Бурение скважин на газовых месторождениях Западной Сибири: Сб. Под ред. П.Т. Шмыгля. Тюмень: ЗапсибНИГНИ, 1976. С. 79-82.

44. Истомин В.А., Истомин А.В., Дегтярев Б.В. Влияние длительности теплового воздействия обратного промерзания пород вокруг скважины, пробуренной в криолитозоне // Изв. вузов. Нефть и газ. -1983. № 3. - С. 17-21.

45. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. — М.: Недра, 1981. — 367 с.

46. Дубина М.М., Красовицкий Б.А. Теплообмен и механика взаимодействия трубопроводов и скважин с грунтами. — Новосибирск: Наука, 1983. 130 с.

47. Медведский Р.И., Баталов Д.М. Механизм образования ледяных пробок в стволе простаивающих скважин// Тр. ин-та / ЗапсибНИГНИ. 1984. Вып. 63. Проблемы нефти и газа Тюмени. С. 22-24.

48. Горский А.Т., Баталов Д.М., Швецов В.Д. Применение вермикулитоцементных растворов для цементирования скважин // Тр. ин-та / ЗапсибНИГНИ. 1983. Вып. 66. С. 54-59.

49. Зельцер П.Я. Тампонажный раствор с комплексными химическими добавками для цементирования низкотемпературных скважин // Бурение. -1980. -№3.- С. 20-21.

50. Клюсов А.А., Шаляпин М.М. Тампонажные материалы для крепления низкотемпературных скважин в сложных геологических условиях Крайнего Севера // Нефтегазопромысловая геология, геофизика и бурение. -1984. № 3. -С. 45-47.

51. Тимовский В.П., Тарадыменко Ю.Я., Артамасов Б.А. ЦТН — эффективный тампонажный материал для крепления низкотемпературных скважин / Теория и практика крепления и ремонта скважин. — Краснодар: 1987. -С. 64-67.

52. Трутко В.П., Корнилов А.Е. Тампонажные материалы для арктических районов / Бурение газовых и морских нефтяных скважин. -1982. -№ З.-С. 23-24.

53. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях / Вяхирев В.И., Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П. и др. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1997. - 237 с.

54. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам, изд. 2-е перераб. и доп. М.: Недра, 1984.-373 с.

55. Клюсов В.А. Совершенствование составов тампонажных материалов для повышения качества разобщения пластов в арктических скважинах: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Тюмень, 2000. - 24 с.

56. Тампонажные материалы и химреагенты зарубежных фирм/ Вяхирев В.И., Рудницкий А.В., Рябоконь А.А. и др. М.: ИРЦ Газпром, 1977. -44 с.

57. Мейгус Д. Цементирование в вечной мерзлоте // Симпозиум по тампонажным и строительным цементам для арктических условий. М., 1982.

58. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы. М.: Стройиздат, 1983. -279 с.

59. Подгорнов В.М., Ведищев И.А. Практикум по заканчиванию скважин. Учеб. Пособие для вузов.- М.: Недра, 1985. 256 с.

60. Баталов Д.М. Цементно-бентонитовые растворы для низко -температурных скважин // Тр. ин-та / ЗапСибНИГНИ. 1984. С. 56 62.

61. А.с. 884367 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин/ А.А. Юпосов (СССР).- № 2977437/22 03. Заявлено 25.08.80.

62. Овчинников В.П., Кузнецов В.Г., Сонин В.Н., Кузнецов Р.Ю. Облегченный тампонажный раствор для цементирования скважин в криолитозоне / Тез. докл. Всеросс. науч. технич. конф. Тюмень, 2000. С. 56.

63. Юносов А.А., Батурин В.И., Добрянский В.Г., Кривобородов Ю.Р., Кожемякин П.Г. Техногенный микрокремнезем — эффективная добавка в цемент и композиция на его основе // Обзорная информ. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. -1991,25 с.

64. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990. 406 с.

65. Миронов С.А. Бетоны твердеющие на морозе. М.: Стройиздат, 1974. -265 с.

66. Бутт Ю.М., Батырбаев Г.А. Гидратация клинкерных минералов портландцемента и их смесей с глиной и опокой. — Алма-Ата // Тр. ин-та / Казахский филиал АН СССР. 1961. Т. 3 (5).

67. Миронов С.А., Иванова О.С., Домашевский Н.П. Гидратация цемента и фазовые превращения воды в бетоне с химическими добавками при отрицательных температурах // Тез. докл. Всесоюз. совещания. Уфа, УНИ, 1978.-С. 185-197.

68. Шпынова Л.Г., Саницкий М.А., Островский О.Л. Особенности составов цемента для использования при отрицательных температурах. М.: Цемент, 1980. - № 9. - С. 13-14.

69. РД 00158758-207-99. Методика выбора конструкции скважин в зоне мерзлых пород. — Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 1999. 31 с.

70. Цыбин А.А. Теоретические и экспериментальные исследования прочностных показателей составных крепей нефтяных скважин // Тр. ин-та / ВНИИБТ. 1973. Вып. 31. С. 117-132.

71. Цыбин А.А. Исследование некоторых видов составных крепей для нефтяных скважин // Бурение. 1973. - № 5. - С. 7-10.

72. Кузнецов В.Г., Якубовская С.В., Герасимов Д.С. Напряженно-деформированное состояние крепи скважин при внешней локальной, осесимметричной нагрузке // Изв. вузов. Нефть и газ. 2002. - №6. - С. 31-34.

73. Временная методика расчета составных крепей нефтяных и газовых скважин // Тр. ин-та ВНИИБИ, 1973. Вып. 67. - 26 с.

74. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1979- 560 с.

75. Справочник по сопротивлению материалов / Г.С.Писаренко, А.П.Яковлев, В.В.Матвеев; Под ред. Г.С. Писаренко. — Киев: Наук, думка, 1988. 736 с.

76. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Наука, 1976.- 216 с.

77. Львовский Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул. М.: Высшая школа, 1988. — 367 с.

78. Башкатов Д.Н. Планирование эксперимента в разведочном бурении. — М.: Недра, 1985. 181 с.

79. Требования к свойствам тампонажного раствора-камня для крепления разведочных скважин на нефть и газ в условиях многолетнемерзлых пород Западной Сибири /А.Т. Горский. Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1981. - 16 с.

80. Полозков А.В. Строительство скважин в условиях Крайнего Севера / А.В. Полозков, М.З. Магамедов, В.Н. Никитин // Обзорная информация. Сер.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИГазпром, 1987. -Вып. 5. - 38 с.

81. Юпосов А.А., Лепнев Э.Н., Каргапольцева Л.М. Взаимосвязь прочностных и акустических характеристик цементного камня// Газовая промышленность. М.: Недра, 1987. - № 3. - С. 50-51.

82. Методические указания по испытанию тампонажных материалов в условиях многолетнемерзлых грунтов. -М.: ВНИИГаз, 1982. 81 с.

83. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. М.: АО ВНИИТнефть, 1997. - 194 с.