Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и разработка технологий ликвидации рапопроявлений

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологий ликвидации рапопроявлений"

ЕФИМОВ АНДРЕЙ ВИТАЛЬЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ЛИКВИДАЦИИ РАПОПРОЯВЛЕНИЙ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2007

003068472

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «ВолгоУральский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа» (ООО «ВолгоУралНИПИгаз»)

Научный консультант

- кандидат технических наук Горонович Сергей Николаевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Фролов Андрей Андреевич - кандидат технических наук СветашовНиколай Николаевич

Ведущая организация

- Общество с ограниченной

ответственностью «Бургаз» Открытого акционерного общества «Газпром» (ООО «Бургаз» ОАО «Газпром»)

Защита состоится 28 апреля 2007 года в 1600 на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) по адресу: 625039, г. Тюмень, ул 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан 28 марта 2007 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Одним из тяжелых видов осложнений при бурении являются рапопроявления, которые приурочены к хемогенным отложениям.

Во многих регионах проводка скважин сопровождается проявлением высоконапорных рассолов (рапы).

В нефтегазоносных регионах при наличии данного вида осложнений отмечены случаи ликвидации скважин Так в Оренбургской области в 1969 -2000 год по причине рапопроявлений ликвидировано 12 скважин, а выход на массовое строительство скважин на месторождения с наличием рапоносных хемогенных отложений приводил к снижению технико-экономических показателей бурения на 15 -20 %.

Большой проблемой при строительстве скважин являются не только зоны рапопроявления с высокими дебетами, но и скважины, вскрывшие зоны с небольшими дебетами и высокой аномальности пластовых давлений. Так на Оренбургском нефтегазогонденсатном месторождении из 60 скважин вскрывших рапу на 5 отмечены межколонные давления, а на Астраханском газоконденсатном месторождении межколонные давления отмечены в 70 % случаях крепления в условиях рапопроявления.

При этом выполненными исследования установлено, что межколонные давления определялись отсутствием сцепления с колонной и породой, допущенные при цементировании колонн

Причинами все еще низкой эффективности борьбы с рапопроявлениями являются недостаточный уровень систематизации условий осложнения, определяющих выбор технологии проводки скважины, отсутствие достаточно точных методик для инженерных расчетов параметров осложнения и надежных способов изоляции трещинно-кавернозных коллекторов приствольной зоны в условиях АВПД и высокой гидропроводности системы «скважина-пласт».

Цель работы

Повышение эффективности борьбы с рапопроявлениями при строительстве скважин и достижение их надежности как технических

сооружений

Основные задачи исследований

1 Систематизация условий рапопроявления для выбора способа проводки скважины в условиях осложнения

2 Разработка методики определения параметров зоны рапопроявления.

3 Разработка составов и технологий для проведения изоляционных работ.

Научная новизна выполненной работы

1 Предложена классификация условий рапопроявления для выбора способа ликвидации осложнения.

2 Обоснованы методики расчета параметров рапопроявляющего пласта

3. Разработаны и предложены тампонажные составы и технологические жидкости, способы их использования для обеспечения надежности изоляции при сочетании различных горно-геологических условий ликвидации осложнений

Практическая ценность

На основании выполненных теоретических и промысловых исследований разработана Временная инструкция по строительству скважин в условиях рапопроявления на площадях Оренбургской области.

Повышена успешность операций по ликвидации рапопроявлений при бурении 7 скважин 2000 -2006 годах до 90 % что позволило повысить технико-экономические показатели строительства скважин, за рост которых ООО «Оренбургская буровая компания» на областном конкурсе отмечена первым местом по предприятиям ТЭК (ООО «Газпром», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Оренбурггеология»), Экономический эффект по одной скважине от внедрения разработок составил 15 млн. рублей

Апробация работы

Результаты диссертационной работы обсуждались на: научно-практических конференциях молодых специалистов компании ОАО «ТНК-ВР» (Москва, 2004 г., 2005 г.), конкурсе Оренбургской области «Инженер года -2006».

Публикации

По материалам диссертации опубликовано 10 печатных работ, в том числе

в 1-м патенте России.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (92 наименоваий) и 2- приложений Изложена на 152 страницах печатного текста, содержит 16 рисунков, 43 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении отражена актуальность проблемы строительства нефтяных и газовых скважин в условиях рапопроявлений, сформулированы цель и основные задачи исследований.

В первом разделе приведены горно-геологические условия бурения скважин в рапоносных районах Оренбургской области, выполнен анализ технологий борьбы с данным видом осложнений.

Показана роль генезиса рассолов и литологическая приуроченность их залегания в толще хемогенного комплекса пород разреза, природы аномально-высоких давлений, как одного из факторов, определяющих выбор стратегии борьбы с рапопроявлениями при строительстве нефтяных и газовых скважин

Проанализированы гидрогеологическая характеристика зон рапопроявлений, встреченных в нефтегазовых районах Оренбургской области. При этом было установлено, что по условиям образования рассолов при бурении нефтяных и газовых скважин наиболее распространенными являются (98 % случаев) седиментационные рассолы, образование которых обусловлено сохранением или накоплением маточных растворов. Рассолы выщелачивания, приуроченные к кепрочным зонам солевых штоков, были встречены только при бурении в пределах Оренбургского вала, а гидрогеологическая характеристика зон рапопроявлений имеет широкий спектр параметров (рисунки 1,2,3)

Наиболее полно технологии проводки скважин в условиях рапопроявлений приведены в работах P.A. Абдулина, С Н Гороновича, В.З Лубан, H.A. Мариампольского, М.Г. Мухаметова, Л К Мухина, Э.А. Оголохина, К.Ф Пауса, А И. Пенькова, Г.А. Полякова, В.И. Рябченко, О.М. Севастьянова, Б П. Ситкова, P.A. Сумбатова, С 3. Ягудина.

— ■

......: ______________________

■

■ ■

-........- --------------------------—-------—--------—-----------------------—-----------------------------1

£....... —..........™

■ :■

.........'................... _.._....

--------------- ;

■ •- ; .....................................

Й Ш Ш я ' шсз

: ¡"7.1..........._._._.....;..... ......... _■............, ,—,

10 2824 5648 8472 11296 14120 16944 19768 22592 '

2824 5648 8472 11296 14120 16944 19768 22692 25416 <

Дебит, мЗ/еут

Рисунок 1 - Гистограмма частот дсбитов при свободном изливе зон рапопроя ведения на площадях Оренбургского региона

г.. ¿Э:/-¿^^Г^^??

."ТЕ Г 11Т1Й Г '

■ | -да ■ '

'' '

Ь* ■ •

I -

0,0191 0,0205 0,0177 0,0205 0,0219 Градиент давления, МПа/м

Рисунок 2 - Гистограмма частот градиентов пластового давления на площадях Оренбургского регнона

7

45

40

35

О о 30

я

о; 25

ГС

г.

л с 20

£

s 1Ь

о

6 10

5

0

1194 1207

- - ;

гп.

1207 1220

1220

1233

1233 1246 124S 1259 Плотность. кг!ы2

1259 1272

1272 1285

1285 1298

Рисунок 3 - Гистограмма частот плотности рапы на площадях Восточно-Оренбургского региона

Выбор способа борьбы с рапопроявленисм в настоящее время определяется, в основном, двумя параметрами: дебит при свободном фонтанировании и пластовое давление без четкой регламентации других параметров осложнения.

Технологии изоляционных работ на Оренбургском не фтегазо конденсат! юм месторождении, несмотря ¡га их относительную успешность, основывались на использовании тампонажпых цементных растворов без обоснования необходимых объемен, способов достижения условий формирования цементного камня при проведении тампонажа горных пород, коллекторов раны.

Выполненный анализ применяемых тампонажных составов для изоляции зон ралопроявлений и разобщения пластов в хемогенных отложениях показал, что их адгезионные свойства могут служить причинами неудачного цементирования и разобщения пластов. Об этом свидетельствовали результаты газодинамических исследований выполненных по скважинам № 702, 318, 2-Р Оренбургского газо конденсат но го месторождения серии скважин (№ № 64, 91,

95, 120,217,222 и др.) на Астраханском газоконденсатном месторождении.

Одной из причин данного положения явилось сложности достижения адгезии и надежного разобщения пластов при цементировании обсадных колонн в галогенных отложениях в условиях аномально-высоких пластовых давлений

При проведении изоляции зон рапопроявления с высокими дебитами остаются неосвещенными в полной мере способы глушения фонтанирующих скважин при наличии в стволе межпластовых перетоков, а также создания условий формирования изоляционных экранов в трещинно-кавернозных коллекторах при высокой их гидропроводности, что значительно снизило успешность операций

Второй раздел посвящен обоснованию классифицирующих признаков рапопроявления, разработке методик расчета пластовых давлений, в том числе при межпластовых перетоках в стволе скважины, параметров рапопроявляющего пласта, а также предложена классификация условий осложнения для выбора способов проводки скважин и проведения изоляционных работ.

В качестве классификационных признаков для выбора способа бурения и крепления скважины приняты следующие горно-геологические условия и параметры рапопроявляения, определяющие возможность реализации способа проводки осложненной скважины.

1. Дебит рапопроявления при открытом устье - параметр, определяющий возможность и метод ведения буровых работ без изоляции зоны.

2 Давление на устье при его герметизации - параметр, равно как и дебит, определяющий распределение давления по стволу скважины, условия выполнения спуско-подъемных операций и способ ликвидации осложнения.

3. Соотношение градиентов гидроразрыва пород под башмаком спущенной обсадной колонны и максимального внутреннего давления в скважине при герметизации устья - параметр, определяющий возможность контроля перетока рапы и способ ликвидации осложнения.

4. Приемистость скважины при закачке рапы - параметр, определяющий возможность утилизации рапы в проницаемые пласты, в том числе и в зону рапопроявления

5. Количество и состав растворенного газа рапоносного флюида - условия, определяющие требования к обеспечению газовой безопасности

6. Температура в зоне рапопроявления.

7. Плотность рапы и фазовое состояние системы при нормальных условиях.

Анализ технико-экономических показателей проводки скважин в условиях рапопроявлений по площадям Оренбургской области позволяют рекомендовать следующую классификацию условий и параметров рапопроявления для выбора способа бурения и крепления скважин (таблица 1)

Для реализации предложенных способов борьбы с рапопроявлениями было выполнено решение следующих технологических задач- разработка способа исследований и расчета пластового давления зоны рапопроявления при наличии межпластовых перетоков;

- разработка методики расчета определения скважности приствольной зоны для определения объема тампонажного состава;

- разработка методики расчета радиуса изоляционной завесы, определяющего условия обеспечения бокового нагнетания тампонажного состава по высоте раскрытия трещинного коллектора рапы;

- разработка составов технологических жидкостей для компенсации аномально-высоких пластовых давлений зон рапопроявления;

- разработка тампонажных составов для изоляции зон рапопроявления и разобщения пластов при креплении;

- разработка способов проведения изоляции зон рапопроявлений и разобщения пластов.

Успешность операций по изоляции пластов рапы в первую очередь определяется знанием пластовых давления для планирования создания условий при формировании цементного камня при тампонаже коллекторов близким к равновесию гидростатических давлений к пластовым давлениям.

При спуске обсадной колонны в кровлю зоны рапопроявления и отсутствии в не обсаженном разрезе коллекторов пластовое давление в линзе рапы определяется из уравнения

Таблица 1 - Классификация условий и параметров рапопроявления для выбора способа бурения и крепления скважин

Параметры и условия Индекс условий и параметров Величина, соотношение Процесс бурения Процесс крепления

Сочетание условий Способ углубления, утилизации рапы Сочетание условий Способ цементирования колонны при рапопроявлении ОЗЦ

Дебит, м',/ч 1а <15 1а-Па,б-Ша-IVa-Va Свободный излив рапы, вывоз бойлерами 1а-На,б-Ша-1Уа,б -Уа Прямая заливка в одну ступень Герметизация устья

16 15 - 120 I6-IIa-IIIa-IVa-Va Бурение с применением скользящего пакера, утилизация рапы в пласты 1б-Па-Ша-1Уа,б-Уа Цементаж в две ступени' I- прямая до зоны рапы, II- обратная заливка в лоб Герметизация устья

1б-На,б-Ша-1Уа,б-Уа Цементаж в две ступени- I - обратная до зоны рапы; II - прямая в лоб после ОЗЦ I ступ. Герметизация устья

1в > 120 1в-Па,б,в-IIIa,6-IV6-V5 Изоляция зоны рапы - Ступенчатая, с установкой пакера 1ТО>Х-9" Герметизация устья

Давление на устье На Ру<Рк„ lia-la,б СПО без каптажа - - -

Нб Ру>Рк„ Иб-lB-Va СПО с каптажом - - -

Соотношение градиентов давления ОгриСсбНа глубине башмака обсадной колонны Illa вгр > вс 6 IIIa-lB-Va Утилизация рапы в пласты - - -

Шб С,р<Сс6 Изоляция зоны рапы Ступенчатая, с установкой пакера ЯТОХ-Г Герметизация устья

Приемистость, м3/ч-МПа IVa >50 IVa-Ia,6-IIa-IVa-Va Утилизация рапы в пласт - - -

IV6 <50 IV6-I6-IIa-Шб-Va Изоляция зоны рапы - Ступенчатая, с установкой пакера ЯТОХ-9" Герметизация устья

Газовыдеяение в рабочую зону сероводорода и метана Va СГ<ПДК Va-la,б-IIa,6-IIIa-Va Работы при рапопроявлении - - -

V6 СГ>ПДК V6 Изоляция зоны рапы - Ступенчатая, с установкой пакера КТОХ-9" Герметизация устья

Рщ1= Ру + Ю"6 • § ■ рр • Ьр, МПа, (1)

где Ру - давление на устье при герметизации скважины, МПа; g - ускорение свободного падения м/с1; рр - плотность рапы, кг/м3; Ьр - глубина залегания кровли интервала рапопроявления, м

При наличии в стволе скважины межпластовых перетоков методика расчета пластового давления рапы принятая при следующих допущениях и условиях:

1) Давление в стволе скважины на глубине середины принимающих пластов-коллекторов при герметизации устья определяется избыточным устьевым и гидростатическим давлениями

2) Давление в стволе скважины на глубине кровли зоны рапопроявления при исследовании скважины определяется избыточным устьевым, гидростатическим и гидродинамическим давлениями

3) Давление в стволе скважины на глубине кровли зоны рапопроявления при открытом устье скважины определяется гидростатическим и гидродинамическим давлениями

Для получения параметров расчета пластового давления при межпластовом перетоке рапы проводится исследование скважины объеме'

- определение дебита при свободном изливе рапы на устье скважины (я у с);

- определение дебита рапы при частично герметизированном устье и сбросе рапы через отвод в мерную емкость (я уис);

- замера давлений на кровле пласта рапы при герметизированном устье, свободном изливе и исследовании скважины (Рзг, Р3 с, Р3 ис),

- замера давлений на глубине середины интервала принимающих рапу пластов при свободном изливе и при герметизированном устье;

- по данным гидрогеологической проектной информации должно быть принято пластовое давление на середине интервала принимающих пластов (РПЛп)

Расчетный алгоритм предполагает использования следующих уравнений:

1 Изменение дебита на устье скважин при свободном изливе и исследовании скважин

АЧу (с-ис) = Ч у с - Ч у ИС, (2)

где я у с - дебит рапы на устье при свободном изливе; q у ис - дебит рапы при исследовании скважины.

2. Коэффициент удельной приемистости принимающих рапу пластов

С„ — Д% (с-Ис/( Рс П ИС " Рпл п)) (3)

где Рс п ис - давление в стволе на середину поглощающих пластов при исследовании скважины, Рпл п - пластовое давление на середине интервала поглощающих пластов.

3. Дебит межпластового перетока рапы при свободном изливе скважины

Ч ПС - Сп ' (РсПС" Рпл п)> (4)

где Рс п с - давление в стволе на середину поглощающих пластов при свободном изливе

4 Общий дебит рапы при свободном изливе

Чос = Чус + Япс, (5)

где я у с - дебит рапы на устье при свободном изливе, с^ п с — дебит межпластового перетока рапы при свободном изливе

5 Определение коэффициента удельной продуктивности коллектора рапы

Ср=Яос/(Руг-Руис) (6)

или

Ср — (} о с/( Р, -р, с)»

где РуГ - давление на устье при герметизации; Ру ис - давление на устье при исследовании, Р1Г - давление на забое при герметизации устья, Р3 с -давление на забое при свободном изливе.

6. Расчет пластового давления рапы

Рплр =Чсс/Ср + Рас (7)

Данная методика апробирована при бурении разведочных скважин № № 3831, 3805, 3830, 3817 Лебяжинской площади, № 200 Рубежинской площади, № 56 Веселовской площади (таблица 2).

Использование расчетного пластового давления рапы обеспечило успешность проведения изоляции рапопроявления, что подтверждено глубинами встреченных мостов после проведения ОЗЦ (таблица 3)

Таблица 2 - Результаты исследования скважины и расчета пластового давления в зонах рапопроявления

Номер скважины Глубина кровли рапы, м Плотность рапы, кг/м3 Свободный дебит, м3/с Давление на устье при закрытой скважине, МПа Расход рапы при открытом отводе ПВО, м3/с Давление на устье при исследовании, МПа Общий дебит рапы, м3/с Пластовое давление рапы, МПа

3831 1040 1240 0,167 2,4 0,056 0,2 0,274 15,25

56 1150 1250 0,036 2,0 0,012 0,2 0,057 15,92

200 1965 1280 0,043 6,2 0,010 0,2 0,073 30,68

3805 1029 1240 0,031 2,3 0,011 0,2 0,048 14,63

3830 1488 1240 0,034 2,9 0,012 0,2 0,053 20,82

3817 1027 1240 0,011 1,9 0,004 0,2 0,017 14,19

Таблица 3 - Сведения по результатам изоляции зон рапопроявления

Номер Кровля Пластовое Плотность Плотность Глубина

скважины зоны рапы, давление, бурового цементного кровли

м МПа раствора, раствора, цементного

кг/м3 кг/м3 моста, м

3831 1040 15,25 1500 1900 1020

56 1150 15,92 1420 1900 1190

200 1965 30,68 1590 1900 1915

3805 1029 14,63 1450 1900 1019

3830 1488 20,82 1430 1900 1462

3817 1027 14,19 1410 1900 994

Для определения скважности использовано уравнение И И Вахромеева, определяющего связь эквивалентного размера раскрытия трещины и скважности

б = 4,83 • (К„ /т2Л)0'5, (8)

где 5 - эквивалентный размер раскрытия трещины, м, Кп - коэффициент проницаемости пласта, м2; ш- скважность (трещинная пустотность), д е.

Эквивалентный размер трещин определялся по уравнению, полученного совместным решением уравнений притока Дюпюи и Е 3 Рабиновича при

течении по каналу прямоугольного сечения при равенстве расходов

((Кп • 64 к ■ Кк)/(Ьп(11к/гс) • Ь) - 19,191697 ■ (Ь /(2 ■ Ь))"1,76 = 0, (9) где - радиус контура влияния, м; гс — радиус ствола скважины в интервале зоны поглощения, м; Ь - половина величины раскрытия трещины, м.; 11 -толщина пласта

При расчетах Як принимается равным 250 м.

Третий раздел посвящен разработке технологий строительства скважин в условиях рапопроявления в объеме:

- определения способа проведения спуско-подъемных операций;

- углублению скважин в условиях проявления рапы и разобщению пластов спуском обсадной колонны,

- разработке составов буровых растворов, технологических жидкостей и тампонажных составов для углубления скважин, разобщения пластов спуском обсадной колонны;

- изоляции зон рапопроявлений при отсутствии межпластовых перетоков;

- изоляции зон рапопроявлений при межпластовых перетоках.

Разработке технологий разобщении пластов методом спуска обсадной

колонны приняты модели, исключающие создание условий при проведении цементажа колонн замещения цементного раствора рапой или формирования открытой пористости в цементном камне и появления межколонных давлений или межпластовых перетоков.

Для обеспечения успешности тампонажа трещинно-кавернозных коллекторов, представленных ангидритами и доломитами, применительно к задаче изоляции зоны рапы, приняты две основные гидравлические модели нагнетания тампонажных составов, предложенных отечественными исследователями А Я Миловичем и И.И. Вахромеевым При этом технологический процесс изоляции предполагает достижение условий перехода модель донного нагнетания в модель бокового нагнетания при равенстве динамического напряжения сдвига тампонажного раствора эффективным напряжениям на контуре наружного радиуса при равенстве пластового давления рапы гидростатическому давлению на окончание формирования цементного

камня в трещинах.

Радиус экрана призабойной зоны для изоляции трещинного коллектора определяелся в соответствии с задачей Ляме расчета толстых оболочек, величина которого при размещении тампонажного раствора для достижения боковой модели нагнетания должна обеспечивать условие

5эф= 1оцр> его- (10)

где 8эф - эффективные напряжения на контуре наружного радиуса, Па; 10 цр -динамическое напряжение тампонажного раствора, Па; во - касательные напряжения на контуре радиуса размещения тампона в пласте от внутреннего избыточного давления в системе скважина - пласт, Па; сг,-радиальные напряжения на контуре радиуса размещения тампона в пласте от внутреннего избыточного давления, Па.

Решение уравнения (10) позволило определить расчетный радиус изоляционной завесы, обеспечивающий достижения модели бокового нагнетания тампонажного раствора по формуле

Я„= Л, • [2 • ъ ■ Ьпр • ((рцр - Рр)/1оцр) +1]0'5, (II)

где И,, - наружный радиус изоляционной завесы в пласте, м; - радиус ствола скважины, м, % — ускорение свободного падения, м/с2; Ьп р - толщина рапоносного пласта, м; рц, и рр - плотность цементного раствора и рапы, соответственно, кг/м3; т0 цр - динамическое напряжение сдвига цементного раствора, Па

Объем цементного раствора, определяющий условие прекращения донного течения цементного раствора в трещинном коллекторе зоны рапопроявления и достижения бокового заполнения трещины по высоте рапоносного пласта при равенстве гидростатического давления составного столба в стволе скважины пластовому давлению на глубине кровли и рассчитывался по формуле

Уцр = я-11„2-(Ьпр/2)-т,м3 (12)

где Б1„ - наружный радиус изоляционной завесы в пласте, м; Ьп р - толщина рапоносного пласта, м, ш - скважность рапоносного пласта, д.е ;

Нормирование плотности бурового раствора производится из условия достижения равновесия составного столба бурового раствора и цементного раствора, оставляемого в стволе скважины на конец операции (завершение ОЗЦ), определяемого по уравнению

Рш,р= Ю"6 • g ■ (рбр• ЬбР + рЦр • Ицр), МПа, (13)

где g - ускорение свободного падения, м/с2; pep и рир - плотности бурового раствора и цементного раствора, соответственно, кг/м3; h6p и hup - высоты столбов размещения бурового и цементного раствора, соответственно

Примеры успешного использования расчетных методик определения параметров зон рапопроявления и объемов цементных растворов, обеспечивших успешность операций, приведены в таблицах 4, 5.

При планировании операции основная сложность связана с оценкой объемов зон смешения при доведении тампонажных составов до пласта рапы и движения по пласту, поэтому коэффициенты запаса были приняты не менее 1,251,5 от расчетных объемов цементного раствора в зависимости от объемов продавки при их доведении в зоны рапопроявления.

Успешность изоляции зон рапопроявления была обеспечена гидравлическими программами проведения работ, а также составами и свойствами, используемых тампонажных растворов, буровых растворов и технологических жидкостей. При этом общим требованием к буровым, тампонажным растворам и технологическим жидкостям являлось использование соленасыщенных сред для исключения развития кавернозности ствола, увеличения скважности коллектора рапы и обеспечения адгезии тампонажных растворов с хемогенными отложениями разреза

Для достижения сформулированных параметров тампонажных растворов и свойств цементного камня при разобщении пластов в хемогенном комплексе пород в качестве базового цемента выбран сульфатостойкий цемент Сухоложского цементного завода марки ПЦТ-I-G-CC-l по ГОСТ 1581-96, а в качестве добавок - следующие материалы и химические реагенты:

- оксид кальция по ГОСТ 9179-77;

- каустический магнезит по ТУ 2123-012-05-761270-2002;

Таблица 4 — Расчетные параметры зон рапопроявления по скважинам

Номер скважины Дебит рапы, м3/с Перепад давления на зону рапы, МПа Эффективная толщина зоны рапы, м Вязкость рапы, Па - с Коэффициент проницаемости, м2 Эквивалент раскрытия трещины, м Скважность, д е.

3831 0,274 2,91 5 0,00171 3,54 0,00490 0,0075

56 0,057 1,78 4 0,00169 1,60-" 0,00317 0,0077

200 0,073 6,08 3 0,00135 6,18"" 0,00191 0,0080

3805 0,048 2,09 4 0,00166 1,13-" 0,00280 0,0074

3830 0,053 2,65 4 0,00154 9,1 Г12 0,00258 0,0072

3817 0,017 1,70 3 0,00151 6,75-" 0,00194 0,0082

Таблица 5 - Расчетные и фактические объемы цементных растворов при изоляции зон рапопроявления по скважинам

»а Я Я ш Ьй а & о Я Плотность рапы, кг/м3 Плотность цементного раствора, кг/м3 Динамическое напряжение сдвига цементного раствора, Па Радиус перехода течения цемента в трещине, м ¡Расчетный объем цементного раствора, м3 Фактический объем цементного раствора, м3

3831 1240 1900 20 8,53 15,65 21,90

56 1250 1900 20 7,58 12,64 17,70

200 1280 1900 20 8,20 16,68 23,36

3805 1240 1900 20 7,63 12,47 17,50

3830 1240 1900 20 7,63 12,32 17,25

3817 1240 1900 20 6,61 10,46 14,65

- алюмосиликатные полые сферы по ТУ 22-22-37-94;

- хризотил-асбест марки А-5 по ГОСТ 12871-93;

- суперпластификатор С- 3 по ТУ 6 - 14 - 625 - 80;

- Ту1ояа Е29651 на основе гидрооксиэтилцеллюлозы импортного производства,

- хлористый натрий по ГОСТ Р 51574-2000;

- хлористый кальций по ГОСТ 450-77.

В качестве жидкости затворения использовались водопроводная вода и растворы хлористого натрия плотностью 1070, 1120 и 1180 кг/м3

Тампонажные составы, полученные их параметры, и свойства цементного камня, отвечающие сформулированным требованиям для разобщения в интервале хемогенных отложений, показаны на рисунках 4, 5, 6.

Выполненными исследованиями по выбору тампонажного состава было установлено:

- оптимальная область жидкости затворения тампонажного цемента по ЫаС1 находится в области плотностей 1070 - 1120 кг/м3;

- в условиях низких и нормальных температур для расширения цементного камня в пределах до 1,5 % и адгезии с хемогенной породы до 3 МПа в течение первых двух суток твердения необходимо к цементу добавлять СаО в массовой доле до 5 %,

- в условиях умеренных температур для расширения цементного камня в пределах до 1,5 % и адгезии с хемогенной породы до 3 МПа в течение первых двух суток твердения необходимо к цементу добавлять каустический магнезит в массовой доле до 3 %;

- в условиях низких и нормальных температур для расширения цементного камня и адгезии с терригенными породами до 1 МПа при использовании облегченных тампонажных растворов необходимо к цементу добавлять СаО в массовой доле до 5 %.

Результаты выполненных исследований позволили рекомендовать для практических целей разобщения пластов хемогенных отложений и изоляции зон рапопроявлений следующие тампонажные составы (таблица 6).

В качестве буферных жидкостей при проведении изоляционных работ зоны рапопроявления или крепления рекомендованы использование суспензий хризотил-асбеста марки А-5 или А-6 2-3 % концентрации приготовленных на насыщенных рассолах №С1 или рапы.

Рисунок 4 - Влияние добавки СаО на прочность (1) и расширение (2) цементного камня через 2 суток твердения в условиях нормальных температур (цемент ПЦТ-Ю-СС-1 + 2 % СаС12 на растворе №С1 р=1070 кг/м3).

Рисунок 5 - Влияние добавки СаО на прочность (1) и расширение (2) цементного камня через 1 сутки твердения в условиях умеренных температур (цемент ПЦТ-1-0-СС-1 + 0,3 % С-3 + 0,4 % Ту!оза Е29651 на растворе №С1 р=1070 кг/м3).

—•— прочность цементного камня при изгибе, МПа;

—■--прочность сцепления цементного камня с металлом, МПа;

—А— расширение цементного камня, %

Рисунок 6 - Влияние каустического магнезита на свойства цементного камня при твердении в условиях умеренных температур в течение 2 суток.

При решении задач глушения зон рапы рекомендованы высококонцентрированные суспензии баритового утяжелителя плотностью 2550 - 2600 кг/м3 с использованием в качестве среды насыщенных рассолов ЫаС1 или рапы.

Объемы «баритовой пробки» и интервалы их размещения определяются условиями достижения решения конкретных задач обеспечения противодавления на пласт на зону рапы и исключения гидроразрыва пластов в интервалах пластов с низкими градиентами гидроразрыва или индексами поглощения.

Таблица 6 - Рекомендуемые тампонажные составы для разобщения пластов хемогенных отложений и изоляции зон рапопроявлений для нормальных и умеренных температур

Цемент + добавка в мае дол, % Жидкость затворения Водоцементное отношение А В О 3 2 ё м О, I Плотность, кг/м3 Условия испытания 1 Прочность на изгиб, МПа Прочность сцепления с металлом, МПа Расширение + Усадка -%

Температура, °С Давление, МПа

ПЦТ-1-G-CC-l + 5 % СаО + 2 % СаС12 Раствор №С1 р= 1070 кг/м3 0,45 22,5 1890 22 0,1 3,8 2,9 +1,4

ПЦТ-1-G-CC-l + 3 % СаО + 0,3 % С-3 + 0,4 % Tylosa Раствор №С1 р= 1070 кг/м3 0,50 19,5 1810 75 0,1 4,4 3,5 +1,7

ПЦТ-1-G-CC-l + 5 % MgO Раствор ЫаС1 р = 1070 кг/м3 0,45 21,0 1870 75 0,1 6,3 5,5 +0,7

Планирование операции по изоляции рапы включает выполнение следующие мероприятий:

- прием и размещение излившейся на поверхность рапы;

- подготовке системы каптажа при необходимости для извлечения КНБК и принудительный спуск первых свечей компоновки бурильного инструмента при высоких дебитах;

- обеспечение газовой безопасности при наличии токсичных и горючих

газов

Дополнительные сложности в проведении изоляционных работ создаются при наличии низких градиентов гидроразрыва пластов вскрытого разреза.

Для проведения изоляции зоны рапы в этих условиях рекомендованы использование способов изоляции рапы как с применением механического пакера, так и по безпакерной схеме.

При использовании любого выбранного способа изоляции зоны рапопроявления планирование и проведение работ должно обеспечивать на конец операции размещение цементного раствора в пласте рапы и в стволе

скважины выше кровли. При этом гидростатическое давление на глубине кровли зоны рапопроявления должно быть равным пластовому давлению рапы.

При возможности углубления скважины при рапопроявлении разработаны способы крепления в зависимости от условий и параметров рапопроявления, которые включают:

1) прямое цементирование в одну ступень;

2) цементаж в две ступени: I - прямая заливка до зоны рапы, II - обратная заливка в «лоб»;

3) цементаж в две ступени: прямая заливка I - обратная заливка до зоны рапы; II - прямая заливка в «лоб» после ОЗЦI ступени;

4) ступенчатое цементирование с установкой заколонного пакера КГОХ в кровлю зоны рапы.

Все приведенные способы цементирования обсадных промежуточных колонн прошли широкую и успешную апробацию при строительстве эксплуатационных скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

В четвертом разделе приведены результаты опытно-промысловых работ по внедрению разработанных технологий и их технико-экономическая оценка.

В полном объеме выполненные разработки в условиях межпластового перетока были апробированы при бурении разведочных скважин № № 3831, 3805, 3830, 3817 Лебяжинской площади, № 200 Рубежинской площади, № 56 Веселовской площади в Оренбургской области и на скважине № 1 Кочкуровской площади Саратовской области.

Успешно прошли апробацию способы ликвидации рапопроявлений, сопровождающиеся газопроявлением с компонентным составом газа, содержащего метан и сероводород в количествах, определяющих дополнительные требования к газовой безопасности при производстве работ.

Выполненные разработки технологических основ и способов строительства нефтяных и газовых скважин в условиях рапопроявлений в объеме.

- классификации условий рапопроявления для выбора способа ликвидации

осложнения;

- методики расчета пластовых давлений зон рапопроявления;

- методики расчета параметров рапопроявляющего пласта;

- составов буровых растворов, тампонажных растворов и технологических жидкостей для изоляции рапоносных коллекторов;

- технологий разобщения пластов спуском обсадной колонны,

- технологий изоляции зон рапопроявлений

позволили повысить эффективность буровых работ при наличии в разрезах осложнений, связанных с рапопроявлениями.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретически обоснованы и подтверждены в промысловых условиях методики расчета пластовых давлений и параметров рапопроявляющего пласта.

2. Предложена классификация условий рапопроявления для выбора способа ликвидации осложнения.

3. На уровне изобретения (патент 2277574 РФ) разработан способ тампонажа трещиноватых горных пород.

4. Разработаны тампонажные составы для изоляции зон рапопроявлений и разобщения пластов в терригенно-хемогенных отложениях.

5 Предложены технологические жидкости и способы их использования для изоляции зон рапы при сочетании различных горно-геологических условий

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах

1. Степанов В.Н. Ликвидация поглощения буровых растворов с использованием наполнителей/ В.Н. Степанов, С.Н. Горонович, A.B. Ефимов // Бурение и Нефть. - 2005. - № 6. - С 12-14.

2. Степанов В.Н Расчет радиуса изоляционных экранов при ликвидации зон поглощения буровых растворов / В Н Степанов, С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, A.B. Ефимов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2005. - № 6 - С. 29-32

3. Ефимов A.B. Крепление скважин в условиях хемогенных отложений /

A.B. Ефимов, С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 4. - С. 102-104.

4. Ефимов A.B. Расчет пластового давления зон рапопроявления при межпластовых перетоках в стволе скважины / A.B. Ефимов, С.Н Горонович, О Г. Мязин, В.Н. Степанов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -2006. - № 6. - С. 5-9.

5. Степанов В.Н. Расчет параметров зон поглощения буровых расторов /

B.Н. Степанов, С.Н. Горонович, А.В Ефимов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2006. - № 6. - С. 10-12.

6. Горонович С.Н. Расширяющиеся тампонажные составы для условий нормальных и умеренных температур / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин,

B.Н. Степанов, A.B. Ефимов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2006. - № 6. - С. 23-26

7. Горонович С.Н. Технологические аспекты строительства сверхглубоких скважин в условиях хемогенных отложений / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов, A.B. Ефимов, О.Г. Мязин // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 7. - С. 76-79.

8. Ефимов A.B. Технология изоляции зоны рапогазопроявления / A.B. Ефимов, С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов // Бурение и Нефть. - 2006 - № 7/8. - С. 34-35.

9. Степанов В.Н. Повышение индексов поглощений и тампонажа горных пород при бурении скважин / В.Н. Степанов, A.B. Ефимов // Бурение и Нефть. -2006 -№11.-С. 20-22.

10. Пат. 2277574 РФ, МПК С09К 8/467. Способ изоляции зон поглощения /

C.Н Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов, A.B. Ефимов, Н.П. Кобышев, П.В. Овчинников (Россия). - № 2004131406/03; Заявлено 27.10.2004; Опубл 10.06.2006, Бюл.№ 16.

Соискатель

A.B. Ефимов

Подписано в печать 22 03 2007 г. Формат 60x84/16. Бумага финская Печать Riso Уел печ. л 1,4 Тираж 100 Заказ 9.

Отпечатано с готового набора в типографии Издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г.Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ефимов, Андрей Витальевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ОРЕНБУРГСКОГО РЕГИОНА.

1.1 Геологическая характеристика нефтегазового района Оренбургской области.

1.2 Осложнения при бурении скважин.

1.3. Генезис рассолов и геологическое строение терригеннохемогенного комплекса пород основных рапоносных районов.

1.4 Гидрогеологическая характеристика зон рапопроявлений.

1.5 Геолого-гидрогеологические условия надсолевых отложений.'.

1.6 Конструкции скважин при бурении в условиях рапопроявления.

1.7 Анализ технологий борьбы с рапопроявлениями, цели и задачи исследований.

2 ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ ПРОВОДКИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ РАПОПРОЯВЛЕНИЯ, МЕТОДИКИ РАСЧЕТА ПАРАМЕТРОВ ЗОН РАПОПРОЯВЛЕНИЯ

2.1 Обоснование классифицирующих признаков.

2.2 Классификация условий рапопроявления.

2.3 Методики расчета пластовых давлений зон рапопроявления.

2.4 Методики расчета параметров рапопроявляющего пласта.

3 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН И ВЕДЕНИЯ БУРОВЫХ РАБОТ ПРИ РАПОПРОЯВЛЕНИИ

3.1 Определение способа проведения спуско-подъемных операций.

3.2 Углубление скважины, схемы крепления рапоносньрс скважин.

3.3 Разработка составов для изоляции зон рапопроявления.

3.4 Изоляция зон рапопроявления.

3.4.1 Изоляция зон рапопроявления при отсутствии межпластовых перетоков.

3.4.2 Изоляция зон рапопроявления в условиях межпластовых перетоков.

3.5 Буровые растворы при углублении скважины после изоляции зоны рапопроявления.

4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

ВНЕДРЕНИЯ РАЗРАБОТОК В ПРОИЗВОДСТВО

4.1 Результаты промысловой апробации технологий проводки скважин в условиях рапопроявления.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка технологий ликвидации рапопроявлений"

Актуальность проблемы

Одним из тяжелых видов осложнений при бурении скважин в нефтегазоносных провинциях при наличии мощных соленосных толщ являются рапопроявления, сопровождающиеся изливом природных рассолов в широком диапазоне дебитов. Как правило, зоны рапонакопления имеют аномально высокие пластовые давления, достигающие градиентов пластовых давлений до 0,020 МПа/м и более.

Проявления высокоминерализованных вод из соленосных толщ на территории бывшего СССР встречены при бурении скважин в регионах Днепровско-Донецкой впадины (ДДВ) на Украине и в Средней Азии. На территории России данный вид осложнения широко представлен в Прикаспийской впадине (Северный Кавказ, Астраханская, Волгоградская, Саратовская, Оренбургская области), а также в ряде районов Восточной Сибири. За рубежом данный вид осложнения широко отмечен при бурении скважин в Миссисипском бассейне США и ряде других регионов [1 - 5 ].

Термобарические условия зон рапопроявления связаны с глубинами их залегания и температурными градиентами в регионах.

В Средней Азии при глубинах залегания хемогенных отложений до 3000 м температуры рапы на выходе из скважины доходят до 80 - 110° С при градиентах пластового давления, достигающих 0,0235 МПа/м, и дебитах от нескольких десятков до нескольких тысяч кубических метров в сутки. При этом отмеченные плотности фонтанирующих рассолов соответствовали 1250 л

1360 кг/м , что дополнительно приводило к выпадению солей в стволах скважин и значительно, затрудняло работы по ликвидации осложнений.

В Оренбургской области проявления рапы при разбуривании хемогенного комплекса пород встречено более, чем на 170 скважинах, в том числе на 60 скважинах Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. При этом отмеченные максимальные дебиты фонтанирования рапы доходили до л

1000 м /час при градиентах пластового давления 0,0187 МПа/м и температурах близких к нормальным. В ряде случаев излив рапы сопровождается газовыделениями, в том числе сероводорода, в количествах, значительно превышающих предельно-допустимые концентрации в рабочих зонах.

В нефтегазоносных регионах при наличии данного вида осложнений отмечены случаи ликвидации скважин. Так в Оренбургской области с 1969 по 2000 год по причине рапопроявлений ликвидировано 12 глубоких разведочных скважин.

В Средней Азии в этих же годах ликвидировано большинство разведочных скважин.

Большой проблемой при строительстве скважин являются не только зоны рапопроявления с высокими дебитами, но и скважины вскрывшие зоны с небольшими дебитами. При бурении сверхглубоких скважин с большими объемами бурового раствора в циркуляции и его расхода на долив при подъеме бурильного инструмента, встреченные зоны рапопроявления были не отмечены службами геолого-технологического контроля. В результате этого при креплении скважин отмечено появление межколонных давлений, обусловленных формированием открытой пористости в цементном камне при проведении ОЗЦ. Данное положение наиболее типично для Астраханского газоконденсатного месторождения, отмечены подобные явления и на месторождениях Оренбургской области.

В отечественной и зарубежной практике за период 1975-2003 годы выполнено много работ по разработке технологий проводки скважин в условиях хемогенных отложений, в том числе в условиях рапопроявления [6 -11 и др.].

При этом были разработаны методы выделения зон рапроявления с АВПД, буровые растворы, тампонажные составы для повышения качества сцепления цементного камня с солями, устойчивые к магнезиальной агрессии, способы изоляции рапопроявляющих интервалов.

Однако затраты, связанные с изоляцией зон рапопроявления, а также с устранением последствий неудачного разобщения пластов при креплении обсадными колоннами, остаются значительными.

Причинами все еще низкой эффективности борьбы с рапопроявлениями являются недостаточный уровень систематизации условий осложнения, определяющий выбор технологии проводки скважины, отсутствие достаточно точных методик для инженерных расчетов параметров осложнения, отсутствие надежных способов изоляции трещинно-кавернозных коллекторов приствольной зоны в условиях АВПД и высокой гидропроводности системы «скважина-пласт».

Цель работы

Повышение эффективности борьбы с рапопроявлениями при строительстве скважин и достижение их надежности как технических сооружений.

Основные задачи исследований

1. Систематизация условий рапопроявления для выбора способа проводки скважины в условиях осложнения.

2. Разработка методики определения параметров зоны рапопроявления.

3. Разработка составов и технологий для проведения изоляционных работ.

Научная новизна выполненной работы

Предложена классификация условий рапопроявления для выбора способа ликвидации осложнения.

2. Обоснованы методики расчета параметров рапопроявляющего пласта.

3. Разработаны и предложены тампонажные составы и технологические жидкости, способы их использования для обеспечения надежности изоляции при сочетании различных горно-геологических условий ликвидации осложнений.

Практическая ценность

На основании выполненных теоретических и промысловых исследований разработана Временная инструкция по строительству скважин в условиях рапопроявления на площадях Оренбургской области.

Повышена успешность операций по ликвидации рапопроявлений при бурении 7 скважин 2000 -2006 годах до 90 % что позволило повысить технико-экономические показатели строительства скважин, за рост которых ООО «Оренбургская буровая компания» на областном конкурсе отмечена первым местом по предприятиям ТЭК (ООО «Газпром», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Оренбурггеология»). Экономический эффект по одной скважине от внедрения разработок составил 15 млн. рублей.

Автор выражает благодарность своему научному консультанту, канд. тех. наук Гороновичу С.Н., д-ру технических наук, профессору Овчинникову В.П. за ценные замечания, помощь и содействие в выполнении работы. Особая признательность выражается директору ООО «ВолгоУралНИПИгаз» д-ру технических наук, профессору Генделю Г.Л., директору Оренбургского филиала ООО «Бургаз», канд. тех. наук Кобышеву Н.П., а также сотрудникам института за предоставленную возможность и сотрудничество при проведении исследований и промысловой апробации разработок.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Ефимов, Андрей Витальевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Теоретически обоснованы и подтверждены в промысловых условиях методики расчета пластовых давлений и параметров рапопроявляющего пласта.

2. Предложена классификация условий рапопроявления для выбора способа ликвидации осложнения.

3. На уровне изобретения (патент РФ № 2277574) разработан способ тампонажа трещиноватых горных пород.

4. Разработаны тампонажные составы для изоляции в условиях хемогенных отложений.

5. Предложены технологические жидкости и способы их использования для обеспечения надежности разобщения пластов и изоляции рапы при сочетании различных горно-геологических условий ликвидации осложнений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ефимов, Андрей Витальевич, Тюмень

1. Поляков Г.А. Бурение скважин в условиях рапопроявления. /Газовая промышленность, серия: Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИЭгазпром, 1980.

2. Мухаметов М.Г., Севастьянов О.М. Строительство скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении в условиях рапопроявлений. /Газовая прмышленность, серия: Бурение газовых и газоконденсатных скважин. -М.: ВНИИЭгазпром, 1983.

3. Ягудин С.З., Паус К.Ф., Сумбатов P.A., Абдулин P.A. Фонтаны рапы из соленосных отложений и борьба с ними. /Нефтяная промышленность, серия Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ, 1968.

4. Фертель У.Х. Аномальные пластовые давления. М.: Недра, 1980.

5. Свинцицкий С.Б. Прогнозирование зон рапопроявлений в соленосных отложениях./ Обзорная информация. Приложение к журналу «Наука и техника в газовой промышленности». М: ООО ИРЦ «Газпром», 2005.

6. Мухин Л.К., Лубан В.З., Оголохин Э.А. О природе образования залежей рапы и технологии проводки скважин в хемогенных отложениях. /Бурение. РНТС ВНИИОЭНГ. М.: 1974, №11.

7. Нестеренко И.С., Ананьев А.И., Новиков B.C., Бутин А.И. Опыт применения ИБР в условиях водопроявлений и вскрытия пластов с АВПД. /Бурение. РНТС ВНИИОЭНГ. М.: 1977, №11.

8. Михайленко A.A., Терентьев В.Д. Бурение скважины глубиной 5500 м в условиях северного борта Прикаспийской впадины. /ТНТО, ВНИИОЭНГ. -М.: 1977.

9. Ситков Б.П., Горонович С.Н., Мухаметов М.Г. Технология бурения и крепления скважин в условиях рапопоявления на Оренбургском газоконденсатном месторождении. ЭИ, ВНИИЭгазпром, М.: 1980, № 21.

10. Новиков B.C., Ропяной Ю.С., Ферштер A.B. Технология бурения глубоких скважин в Прикаспийской впадине. / РНТС ВНИИОЭНГ. М.: 1976, №3.

11. Рябченко В.И., Мариампольский H.A., Пеньков А.И. Проявления рапы при разбуривании солевых пород. /В. сб. Промывка и цементирование скважин. -М: Недра, 1973.

12. Алиев М.М. и др. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / Алиев М.М., Батанова Г.П., Хачатрян P.O., Ляшенко А.И., Новожилова С.И. Адлер М.Г., Федорова Т.И., Тюрихин A.M., Михайлова H.A. М.: Недра, 1978.

13. Шпильман И.А., Максимов С.П., Воробьёв A.A. и др. Геологическое строение Оренбургского газоконденсатного месторождения и перспективы дальнейших геологоразведочных работ в пределах Яикского свода. М.: Геология нефти и газа, № 7. - 1972.

14. Политыкина М.А. О пластовом строении Оренбургского газоконденсатного месторождении. М.: Геология нефти и газа, № 6. - 1980.

15. Максимов С.П., Ларская Е.С., Хаханова И.Н. О формировании Оренбургского газоконденсатного месторождения. М.: Геология нефти и газа, № 11.- 1979.

16. Eaton В.А. Fracture Graditnt Projection and Its Application in Oilfield Operation. J. Pet. Tech/ Oct, 1969.

17. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986

18. Минералогическая энциклопедия. Под редакцией К. Фрея. Л.: Недра, 1985. с. 29-30; 37-38.

19. Геологический словарь, Т 2 М.: Недра, 1973.

20. Горонович С.Н., Жидков В.А. Научное и проектное обеспечение массового строительства скважин в Прикаспийской нефтегазовой провинции. -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, № 7,2002.

21. Войткевич Г.В., Кокин A.B., Мирошников А.Е., Прохоров В.Г. Справочник по геохимии. М.: Недра, 1990. - 480 с.

22. Зильберман В.И., Черняков A.M. Прогноз и оконтуривание зон АВПД большой мощности для проектирования и в процессе бурения скважин. Бурение газовых и морских нефтяных скважин. М.: РИ, ВНИИЭгазпром. № 4, 1981.

23. Фертель У.Х. Аномальные пластовые давления. М.: Недра, 1980.

24. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). Справочник геофизика. Под ред. Н.Б. Дортмана. М.: Недра. 1976.-с. 527.

25. Токунов В.И., Хейфец И.Б., Неудачина В.И. Опыт разбуривания хемогенных отложений девона в Днепровско-Донецкой впадине с применением известково-битумного раствора. /РНТС. М.: ВНИИОНГ, сер. Бурение, № 4, 1976.

26. Мухин JI.K., Толкунов В.И., Хейфец И.Б. Применение известково-битумного раствора в условиях проявления рапы. М.: Нефтяное хозяйство, 1976, вып.З.

27. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978.

28. Бутт Ю.М., Тимашев В.В. Практикум по химической технологии вяжущих материалов. М.: Высшая школа, 1973.

29. Иванова H.A., Новохатский Д.Ф., Рябова Л.И. Влияние некоторых добавок на коррозионную стойкость тампонажных материалов в условиях магнезиальной агрессии. В сб. «Бур. растворы, крепление скважин и предупреждение осложнений». М.: ВНИИОЭНГ, 1972.

30. Будников В.Ф., Булатов А.И., Макаренко П.П. Проблемы механики бурения и заканчивания скважин. М.: Недра, 1996.

31. Кузнецова Т.В., Кудряшов И.В., Тимашов В.В. Физическая химия вяжущих материалов. М.: Высшая школа, 1989.

32. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. М.: Недра, 1987.-с. 54.

33. Маковей Н. Гидравлика бурения. М.: «Недра», 1986. с. 16-20,460-502.

34. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1974. - с. 295.

35. Альтшуль Ф.Д. и др. Примеры расчетов по гидравлике. М.: "Строиздат", 1977.

36. Вахромеев И.И. Теоретические основы тампонажа горных пород. -М.: Недра, 1968.-с. 294.

37. Блажевич В.А., Умрихина E.H. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974.

38. Хангильдин Г.И. Химический тампонаж скважин. Л.: Гостоппечать,1953.

39. Крылов В.И., Крецул В.В. Применение кольматантов в жидкостях для первичного вскрытия пластов с целью сохранения их коллекторских свойств./Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, № 4,2005.

40. Газовая промышленность. Серия Бурения газовых и газоконденсатных скважин. Выпуск 5. -М.: ВНИИЭгазпром, 1981.

41. Ш.К. Гиматудинов, Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. - с. 309.

42. Первердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта. М.: Недра, 1982.-с. 191.

43. Степанов В.Н., Горонович С.Н., Ефимов A.B. Расчет параметров зон поглощения буровых растворов. /Научно-технический журнал «Защитаокружающей среды в нефтегазовом комплексе». М.: ОАО «ВНИИОНГ», № 6, 2006.-с. 10-12.

44. Мищенко И.Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М.: Недра, 1984.

45. Курбанов Я.М., Хахаев Б.Н., Алиев P.M., Данюшевский B.C. Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин. М.: Недра, 1996.-с. 25-44, 54-55.

46. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. - с. 303.

47. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: -Недра, 1990. с. 67-69, 210-212.

48. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987. - с. 154-161.

49. A.c. СССР. 939729 Е 21 В 3/138. Тампонажный раствор для цементирования газовых и нефтяных скважин и способ его приготовления/ А.П.Тарнавский, П.Ф.Цыцымушкин, С.Н.Горонович и др. (РФ) № 3005456/22 Заявл. 10.10.80 Опубл. 30.06.82. Бюл. 24.

50. Верней И.И. Технология асбоцементных изделий. М.: Высшая школа, 1977.-229 с.

51. Зельдин М.Б. Реологические свойства экструзионных асбоцементных масс.-М.; НРС Асбоцементная промышленность, вып.1., 1983. с. 9.

52. Степанов В.Н., Горонович С.Н., Ефимов A.B. Ликвидация поглощения буровых растворов с использованием наполнителей. М.: ООО «БУРНЕФТЬ», Специализированный журнал «Бурение & Нефть», июнь 2005. с. 12-14.

53. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф. Крепление скважин в Прикаспийской нефтегазовой провинции. //Юбилейный сборник трудов «ВолгоУралНИПИгаз». Оренбург: ИПК «Газпромпечать», 2002. - с. 54-56.

54. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы. М.; Недра, 1987.-с. 216-221.

55. Мамулов Ф.Г., Булатов А.И., Бондарев В.И. Регулирование реологических свойств тампонажный растворов и снижение гидравлических потерь при цементировании скважин. М.; ВНИИОЭНТ, О.И. сер. Бурение,1978.-с. 4-6.

56. X. Тейлор. Химия цемента. -М.: МИР, 1996. с. 266.

57. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.:-Недра, 1990.-е. 160-212.

58. Кривошей A.B. Разработка расширяющихся тампонажный смесей для низких и умеренных температур. Нефтяное хозяйство. 2005. - № 4. - с. 36-37.

59. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.:-Недра, 1990.-е. 160-212.

60. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра,1979.-е. 13-26; 303 310.

61. Пустыльник Е.И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. М.: «Наука», 1968 с. 252-268,288.

62. Игнатов В.И. Организация и проведение эксперимента в бурении. М.: Недра, 1978.-е. 11-39.

63. А. Гордон, Р. Форд Спутник химика. М.: Мир, 1976. с. 512-518.

64. Беляев Н.М. Сопротивление материалов. М.: Физматгиз, 1962. - с. 856.

65. Рябоконь С.А. Утяжелители для буровых растворов и технология их применения. М.: Недра, 1981. - с. 238.

66. Ефимов A.B., Горонович С.Н. Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н. Крепление скважин в условиях хемогенных отложений. М.: Нефтяное хозяйство, № 4,2006 г. - с. 102-104.

67. Минералогическая энциклопедия. /Под редакцией К. Фрея. JL: Недра, 1985.

68. Справочник (кадастр) физических свойств горных пород. Под редакцией Н.В. Мельникова, В.В. Ржевского, М.М. Протодьяконова. М.: Недра, 1975.

69. Марченко Р.Т. Физическая и коллоидная химия. М.: Высшая школа,1965.

70. Глинка H.JI. Общая химия: Учеб. Для вузов. Изд. 30 -е, испр./ - М.: Интеграл - Пресс, 2004 г. - с. 685.

71. Ахметов Н.В. Общая и неорганическая химия. М.: Высшая школа, 2003. - с. 743.

72. Гороновский И.Т., Назаренко Ю.П., Некряч Е.Ф. Краткий справочник по химии. Киев: Наукова думка, 1971.

73. Городнов В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении. -М.: Недра, 1984. с. 228.

74. Антипов В.И. Деформация обсадных колонн под действием неравномерного давления. М.: Недра, 1992. - с. 232.

75. Рабинович Н.Р. Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. М.: Недра, 1989. - с. 270.

76. Войтенко B.C. Управление горным давлением при бурении скважин. -М.: Недра, 1985.-е. 181.

77. Горонович С.Н., Галян Д.А., Кобышев Н.П., Коновалов Е.А. и др. Регулирование ионнообменных процессов при разбуривании терригенно-хемогенного комплекса пород. М.: Газовая промышленность № 10, 2002. - с. 77-78.

78. У.А. Дир, P.A. Хауи, Дж. Зусман. Породообразующие минералы. М.: Мир, 1966.

79. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра, 1984. - с.317.

80. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра, 1979.с. 214.

81. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург.: Летопись, 2005. - с. 662.

82. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.-с. 391.

83. Патент 2277574 РФ. МПК С09К 8/467 (2006.01). Способ изоляции зон поглощений ./Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов A.B. и др. Заявка: от 27.10. 2004, опубл. 10.06.2006, Бюл. № 16.