Исследование и разработка технологий строительства и ремонта газовых скважин

Басов, Сергей Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и разработка технологий строительства и ремонта газовых скважин
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка технологий строительства и ремонта газовых скважин"

003464861

На пранах рукописи

БАСОВ СЕРГЕИ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА И РЕМОНТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (на примере Ссверо-Ставропольского подземного хранилища газа)

Специальность 25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации па соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2009

003464861

Работа выполнена в ООО «Газпром Г1ХГ» Ставропольское управление авари-ийно-восстановительмых работ и капитального ремонта скважин

Научный консультант: - кандидат технических наук

Игнатьев В.Н.

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Ипполитов В.В.

кандидат технических наук Мнацакапов А.В.

Ведущая организация: - Тюменский филиал института «СургутНИПИнефть»

Защита состоится 22 апреля 2009 года в 12.00 часов на заседании диссертационного совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: г. Москва, 119991, ул. Бардина, д.4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке НЦ НВМТ РАН по адресу: г. Москва, 119991, ул. Бардина, д.4.

Автореферат разослан марта 2009г.

Ученый секретарь диссертационного совета д-р техн. наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Бесперебойное газоснабжение основных промышленных регионов России в настоящее период невозможно без наличия подземных хранилищ газа, в связи с сезонностью его потребления. Крупнейшее в мире Ссверо-Ставропольское ПХГ, созданное в истощенном газовом пласте, регулирует сезонную неравномерность поставок, обеспечивает газоснабжение потребителей Южного федерального округа, республик Закавказья, Украины и надежность экспортных поставок. Основными проблемами эксплуатации газовых скважин ПХГ является обеспечение герметичности их заколонного пространства в течение всего периода их использования.

Исследования последних лет и научно-технические достижения в области строительства и эксплуатации скважин показывают, что перспективным направлением работ по повышению темпов и уровня добычи нефти и газа являются разработки, связанные с сохранением природных коллекторских свойств нефтегазовых пластов, формированием герметичной крепи и совершенствованием конструкций забоя скважин, как основных элементов гсолого-тсхничеекой системы «скважина - углеводородная.залежь», технические и гидродинамические характеристики которых создают оптимальные условия эксплуатации скважин на различных стадиях разработки нефтегазовых месторождений.

Большой вклад в развитие, разработку и совершенствование методов за-каичивания скважин внесли работы институтов Лзшшсфгехим им. М.М.Азизбекова, БашНИПИнефть, ВМИИБТ, ВНИИнефть, ВНИИКрнефть. ВолгоградНИПИнефть, ИФИПГ, ГАНГ им. И.М. Губкина, СибПИИШЪ Гат-11И11Ипсфть, У ГИТУ, ГГИТУ и др.

Несмотря па это, ряд важных в научном и прикладном отношении вопросов заканчппания и ремонта скважин требуют дальнейшего развития и совершенствования па основе накопленною опыта, современных научных и технических достижений.

Анализ современного состояния работ по заканчиванию скважин, как переходного этапа от строительства горного сооружения к ею длительной эксплуатации, приводит к выводу, ч то для дальнейшего повышения качественных и технико-экономических показателей необходимо совершенствование известных и разработка новых технологий по контролю и регулированию технического состояния ствола - герметичности и гидромеханической прочности стенок скважины в интервалах проницаемых и неустойчивых горных пород, а также восстановлению фильтровой части забоя газовых скважин ПХГ.

Эффективность эксплуатации скважин во многом зависит от конструкции забоя. На большинстве ПХГ скважины эксплуатируются гидродинамически несовершенной конструкцией забоя. Снижая потенциальный дебит скважин в прямом и обратном направлении, такие конструкции забоя осложняют производство работ но ограничению водопритоков и снижают эффективность ре-монтно-восстаповитсльных работ. Главными техническими факторами здесь становятся: нсгерметичность элементов составной крепи в зоне и за пределами

интервала продуктивных пластов, деформация и частичное разрушение обсадных труб, а промысловыми факторами - прорыв жидкости к фильтру скважин (пластовых или закачиваемых), заколонные межпластовые перетоки и др.

В результате этого обостряются проблемы с утечками газа, с загрязнением призабойпой и приствольной зон проницаемых пластов. Решению некоторых из перечисленных проблем и посвящена данная работа.

Цель работы: Обеспечение бесперебойной и безаварийной работы газовых скважин ПХГ путем создания герметичного заколонного пространства, ремонта и восстановления фильтра скважин.

Основные задачи исследований

1. Выявление основных факторов, приводящих к разгерметизации заколонного пространства и загрязнению фильтра скважин в результате суффозии продуктивных горизонтов при эксплуатации ПХГ.

2. Анализ основных технологических проблем заканчивапия скважин в аномальных геолого-промысловых условиях.

3. Обоснование технологий заканчивапия скважин открытым или комбинированным забоем, заполненным проницаемым тампопажным камнем.

4. Усовершенствование технологии восстановления фильтровой части забоя.

5. Промысловые испытания предложенных технологий, разработка нормативной документации.

Научная новизна работы

1. Научно обоснованы и классифицированы основные факторы, приводящие к суффозии песка из продуктивных пластов ПХГ.

2. Теоретически обоснована и экспериментально подтверждена возможность создания в продуктивном горизонте фильтра из проницаемого цементного камня с заданными параметрами. Объяснен механизм и химизм процесса его формирования.

3. Предложена научно обоснованная методика оценки эффективности фильтра из проницаемого цементного камня с учетом обеспечения максимального дебита газовой скважины.

Практическая ценность н реализации работы , .. 1. Разработана рецептура тампонажной композиции и технология формирования проницаемого тампонажного камня с заранее заданными параметрами в скважинах с открытым забоем с учетом термобарических условий продуктивного пласта.

2. Разработана конструкция забоя и технология работ в неустойчивых коллекторах тампопажным раствором с предложенной рецептурой, проведены промысловые испытания.

Полученные разработки прошли практическую апробацию па Севсро-Ставропольском ПХГ".

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались на: научно-технических советах ООО «Газпром ПХГ» (2006-2009гг.); на

научно-практической конференции «Эиергоэффсктивность. Проблемы и решения» в рамках 8-го Всероссийского энергетического форума (г. Уфа, И1 П")1\ 2008г.); на конференции «Путь инноваций и новые технологии п газовой промышленности» (Москва, ВПИИГЛЗ, 2008 г.); па 5-ой Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин» в рамках «Лшировских чтений» (Самара, Самарский ГГУ, 2008).

Публикации. Всего опубликовано 9 работ, в том числе 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Структура п объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендации, списка использованных источников (205 наименований) и 3 приложений. Изложена на 186 страницах машинописного текста, содержит 28 таблиц, 25 рисунков.

СОДЕРЖА!!ИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована необходимость обеспечения герметичного зако-лонпого пространства и ремонта фильтра скважин для бесперебойной и безаварийной работы газовых скважин НХГ, обоснована актуальность темы, поставлена цель и определены основные задачи исследовании, выделены научная новизна и практическая ценность проведенных исследовании.

В первом ртделе изучены основные факторы, приводящие к межпластовым н заколонным перетокам.

Рассмотрены и сформулированы причины возникновения ф.чюидопрово-дяшпх каналов в процессе строительства и эксплуатации скважин, которые, п спою очередь можно разделил. па связанные с:

1) гсолою-географическнмн условиями залегания горных пород;

2) технологическими мероприятиями;

3) физико-химическими процессами, сопровождающими крепление скважины.

Качественное цементирование эксплуатационных колонн и долговременное разобщение водопефтегазонасыщенных пластов при креплении является одной из ['.тайных и сложных технических проблем строительства скважин. Успешное решение этой ключевой проблемы и создание оптимальных условий для длительной эксплуатации скважин, охраны недр и окружающей среды осложняется геологическим строением углеводородных залежей, низкой эффективностью применяемых технологи!") цементирования обсадных колонн, режимами эксплуатации скважин Г1ХГ.

Гсолого-тс.хпические условия эксплуатации и ремонта скважин на ПХГ и изученные в работе физико-механические свойства пластов Северо-Стапропольского ПХГ позволяют заключить, что современный уровень качества работ по формированию герметичной крепи в аномальных гсолого-техппчеекпх условиях не создает необходимых условий для эффективной эксплуатации скважин и. тем более, для оптимизации режимов работы скважин

11ХГ. Нарушение герметичности заколонного пространства скважин в интервале продуктивных отложений уже на этапе их заканчивания и дренирования каналов фильтрации жидкости в процессе эксплуатации при одновременном росте градиента давления между газо- и водопасыщеппыми пластами, создают непреодолимые трудности по восстановлению герметичности крепи и эффективному производству 0113, МУН, РИР и т.д. Причем решающее влияние па геоло-го-тсхнические условия эксплуатации скважин оказывает нарушение герметичности заколонного пространства из-за низких тампонажно-технических свойств портландцемента и его модификаций. Характер и степень влияния этих факторов па условия эксплуатации скважин в работе рассмотрены детально.

Другим фактором, осложняющим производство и снижающим показатели ремонтно-изоляционных работ является сама составная крепь (обсадная колонна + цементный камень за колонной), которая, перекрывая обсадной колонной поверхность водопасыщенпых пластов, не позволяет- определить их фильтрационные характеристики прямыми гидродинамическими методами, рассчитать параметры технологического процесса для проведения селективной изоляции водопасыщенпых пород.

Сложные гидродинамические и технические условия проведения водо-изоляциопных работ обусловили разработку и развитие физико-химических методов ограничения водогазопритоко» в газовые скважины. Однако следует заметить, что все методы физико-химического ограничения водопритоков имеют один общий недостаток - механизм их взаимодействия с проницаемой средой и пластовым флюидом не контролируется, а сам процесс снижения проницаемости обрабатываемого пласта не поддается эффективному управлению. С позиций системного подхода первостепенной задачей РИР является недопущение поступления пластовой воды в скважину. Успешное решение этой ключевой промысловой задачи сведет к минимуму обводненность добываемой продукции, вероятность возникновения межиластовых и заколоппых перетоков пластовых и технологических жидкостей.

Другая проблема заключается в борьбе с возможными последствиями разрушения коллекторов и суффозии продуктивного горизонта.

Разрушение елабосцемептировапных коллекторов может происходить вследствие растворения и выноса цементирующего материала и проявления капиллярных сил в результате большого притока пластовой воды. В работе подробно рассмотрены некоторые аспекты механизма разрушения глинистых минералов, которые цементируют основу газоносного коллектора - кварцевый песчаник. Основываясь па приведенном механизме гидратации и диспергирования цементирующих газоносный песчаник глинистых минералов, а также действии капиллярных сил, можно утверждать, что эти процессы могут быть

определяющими и разрушении продуктивных коллекторов при поступлении воды.

Разрушение призабойной зоны происходи!' также в результате завышенной величины [радиста давления на стенки скважины и скорости фильтрации флюида. Величина скорости фильтрации определяются расстоянием рассматриваемой точки поля от оси скважины. При больших значениях дебитом растягивающие усилия приводят к разрушению забоя и выносу частичек породы из скважины (или скоплению их на забое). Очевидно, чем выше дебит скважины, тем больше перепад давления па забое скважины и радиус возмущенной зоны и выше напряжения в газоносных горизонтах. При достижении критических растягивающих напряжений, превышающих пределы упругости пород, возможно разрушение пород с последующим выносом песка и ствол скнажипы.

Прочность пород на сжатие понижается и несколько раз при воздействии на продуктивный коллектор немиперализоваппым фильтратом промывочной жидкости. Поставлен вопрос о необходимости вскрытия продуктивных отложений безводными растворами па неф тяной основе.

Одним из основных факторов пескопроявлепий, образования песчаных пробок является несоответствие выбора конструкции забоев скважин. Существующие способы перфорации обсадной колонны приводят к разрушению цементного камня, причем в значительном удалении от нроперфорированпых участков и это доказывают результаты известных опытов, проведённых как н лабораторных, так и в скважинах условиях. При перфорации внутри колонны, в интервале перфорации образуются мощные гидравлические удары (280 МПа п более). Причем мгновенное действие зшх ударов приводит не только к разрушению цементного камня, по и к разрушению обсадной колонны. Образование продольных трещин в колонне, нарушение целостности цементного камня, нарушение плотности контакта цемешпый камень - порода, цемен тный камень -обсадная колонна приводят к выносу песка и образованию несчаных пробок.

Кроме того, при освоении скважин, как правило, выполняются стимулирующие обработки призабойной зоны продуктивных горизонтов проведением солянокислотных обработок (СКО), имплознонного воздействия и т.п. Характерной особенностью этих операций является создание высоких избыточных давлений па призабойпую зону продуктивных пластов - депрессий и репрессий. Депрессии при этом достигают 15-20 МПа, а репрессии 30-50 МПа. воздействие столь высоких гидродинамических нагрузок на элементы крепи н фильтр' скважины - один из главных факторов нарушения герметичности разобщения пластов в заколоппом пространстве, возникновение заколоипых и межпластовых перетоков пластовых флюидов, прорыва подошвенных вод к забою скважины, обводняющих добываемую продукцию, и вынос песка.

Во втором разделе рассмотрены технологические проблемы заканчика-

иия скважин и аномальных геолого-промысловых условиях на основании анализа технологий крепления ствола скважин в интервалах залегания неустойчивых коллекторов, а также механических, физико-химических и химических методов предупреждения псскопроявлспий.

Решение проблемы борьбы с выносом песка в ствол скважины связано с необходимостью предотвращения пробкообразовамия при испытании и эксплуатации скважин, повышения их производительности, уменьшения затрат на капитальный и текущий ремонт скважин. Изучение промыслового опыта показывает, что в настоящее время наиболее рациональными путями борьбы с выносом песка являются создание новых конструкций забоев скважин и способов вторичного вскрытия продуктивных пластов. Основные методы эксплуатации скважин с пескопроявляющими коллекторами представлены на рисунке 1.

К механическим методам относятся противопесочные фильтры различной конструкции. Это грамшпо-намывпые, каркасногравийпые, многослойные сетчатые, гравийпо-набивные и другие фильтры. Положительный опыт внедрения новых технологических процессов заканчивапия скважин, основанных па бес-нерфорагорных способах вскрытия продуктивных пластов, показал, что, придавая новые конструктивные функции обсадной колонне в интервале продуктивного разреза, безусловно, можно достичь более лучших, показателей разработки продуктивных пластов и выработки остаточных запасов. Актуальным по нашему мнению являются бсспсрфораторные способы вскрытия с одновременным применением проницаемых составов для крепления пескопроявляющих пластов, обеспечивающих вторичное вскрытие в щадящем режиме и предотвращающих вынос песка.

• К физико-химическим относятся методы закрепления коллекторов путем коксования нефти в призабойпой зоне, а также сочетание физических (температура, перепады давления и т.д.) и химических (химреагенты и продукты реакции) методов. Из известных экспериментов, проведенных в лабораторных условиях, можно сделать вывод: слабосцсмептированные коллекторы нефтяных месторождений можно с успехом крепить путем коксования, насыщающих их высоковязких нефтей, при этом оптимальная температура коксования 205— 215°С. Этот способ будет ближайшим резервом, предупреждающим вынос песка из пласта, не только на этапе геологоразведочных работ, но и при эксплуатации скважин, при вводе месторождений в разработку. Однако его применение требует разработки забойного теплового г енератора.

Известен способ, когда в качестве наполнителя используется гранулированный полиэтилен, и после наполнения осуществляют нагрев полиэтилена теплоносителем до 130-140°С. В результате между частицами песка и гранулированного полиэтилена происходит спайка и получается прочный, высокопроницаемый барьер в прифильтропой части пласта. При этом скорость нисходящего

Методы эксплуатации скважин с пескопроявляющими коллекторами

С выносом песка из скважины на поверхность

Предотвращение выноса песка

: Механические

Химические

7.................Г

Составы дли закрепления ПЗП

Использование

цементов со спец. свойствами фильтров

Коксование нефти в ПЗП

Физико-хииические

Сочетание физических (Р. 1..) и химических (реагенты) факторов

Использование фильтров

Щелевые (проволочные.

сетчатые, штампованные)

Гравийные

Создаваемые на устье

Создаваемые на забое (намывные)

Рисунок! - Методы эксплуатации еккажин с нсскопрошьшншшмп кол.текшрамп

потока должна быть не менее чем в 1,5-1,8 раза больше скорости вснлывания зерен полиэтилена и осаждения песка в воде (нефти). 'Го сеть данный состав способен в покое расслаиваться на три фазы. Образующийся фильтр имеет разную проницаемость по высоте.

В целом, физико-химический метод обработки слабоснементиронанных пластов распространен незначительно в связи с усложнением технологии работ.

Химические методы основаны на искусственном закреплении нризабой-ной зоны пласта (ПЗП) смолами, цементом, с соответствующими наполнителями, пластмассами и т.д., формирующими проницаемый тампонажпый камень, выполняющими роль фильтра. Эти методы позволяют сохранить коллекторскис свойства пласта, обеспечивают вторичное вскрытие в щадящем режиме, чем способствуют предотвращению выноса песка в скважину. Для создания за колонной в интервалах залегания продуктивных пластов проницаемых искусственных фильтров непосредственно в процессе первичного цементирования скважины используются цементно-песчапые, цементно-нолимерпые, материалы па основе смол, песчано-солевые, смоло-солевыс и другие смеси, например с добавками нефти или пористого наполнителя, после затвердевания которого получается пористый и прочный камень. Для закрепления песков в мировой практике используют фепольные, фураповые и эпоксидные смолы.

Проведенный анализ способов предотвращения пескопроявлений показал, что успешность работ по креплению прискважипной зоны в условиях сла-босцементироваипых коллекторов остается низкой и составляет 30-40%. Причиной этого является несовершенство предлагаемых способов заканчивали» скважин,

Также в работе проведено обоснование требуемой величины проницаемости фильтра. Производительность скважины, как показано ранее, определяется как проницаемостью самого продуктивного пласта, так и проницаемостью приствольной зоны пласта. Поэтому в целях обеспечения максимально возможного дебита скважины необходимо не только правильно подобрать размер проходных отверстий фильтра, но и иметь их в достаточном количестве.

Приствольная зона пласта по существующей технологии закаичивания скважин представлена перфорационным участком низа обсадной колонны и цементным камнем-фильтром, находящимся против продуктивного пласта. Их общая проницаемость и будет определять производительность скважины.

Рассмотрим приток реального газа к несовершенной газовой скважине (рисунок 2).

Продуктивный газовый пласт с проницаемостью Кг вскрывает газовая скважина обсадной колонной с перфорационными отверстиями 4, расположенными против продуктивного пласта. Между обсадной колонной и стенкой скважины размещается проницаемый цементный камень-фильтр с проницаемостью

К]. Несовершенство газовой скважины определяется такими показателями, как коэффициентом несовершенства но степени вскрытия продуктивного пласта скважиной, коэффициентом несовершенства по характеру вскрытия. Несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта определяется технологическими особенностями низа обсадной колонны (радиус и число отверстий по высоте интервала перфорации). Несовершенства скважины по степени вскрытия пласта определяется интервалом вскрытия продуктивного пласта скважиной.

В зоне I приток газа к стволу скважины радиальный и описывается уравнением:

''I - р; = В&2 (1)

где

Л,=а;(|Л+С,) (2)

2 - цементный камснь-фнльтр, 3 - стенка скважины, 5 - кровля продуктивного пласта; 6 - подошва продуктивного пласта

Несовершенная газовая скважина радиусом гс с цементным фильтром радиусом г„ вскрывает газовый пласт толщиной Ь па величину Ь.

=6,'(—-—+ С2) (3)

гщ

= (4)

С] и С2- коэффициенты несовершенства скважины по характеру вскрытия пласта;

Л и В - коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины; Г'ц - давление на цементный камень, Па; Рс-забойное давление, Па; <3 - дебит газа при Ратм и Тсг, м3/сут; 2 - коэффициент сверхсжимаемости газа; Ц - коэффициент динамической вязкости газа при Рпл и Тпл, сП; К| - проницаемость фильтра, Д; Ь — величина вскрытия пласта скважиной, м; Рст - плотность газа при Ратм и Тст, кг/м3; 1 - коэффициент макрошсроховатосги цементного фильтра. Коэффициенты С] и С2 можно оценить по формулам:

С,=Ь/(пт0) С2=Ь2/(Зп2-,о2) (6)

где. Го - радиус полусферы (отверстия), п - число отверстий; Ь - высота интервала перфорации.

В зоне II имеем приток к несовершенной скважине радиусом гц. Уравнение притока можно выразить аналогично, уравнением:

= (7)

где

Л2 = 0;(1п^+С\) (8)

В, =6"(----—+ С.) (9)

* л,

- {пК2-1,-Тсш) " 2л !И -7',

С3 и С^ - коэффициенты несовершенства скважины по степени вскрытия продуктивного пласта.

Коэффициенты Сз и С4 определяют по формулам:

С, = 1||тЛ + -~-1п£ С =Х (¡2)

И I, гс Л

7 6 „

гдеЛ = - относительное вскрытие пласта скважинои;

(5 = 1,6(1-/?);

— г

гг=-~ - относительный радиус скважины.

Суммируя получаем уравнение для при тока в целом к скважине радиусом

|"с:

Р'.-Г^ЛА + ЛЮ+Щ+В^1 (13)

Полученное уравнение позволяет определить зависимость дебита скважины 01 проницаемости фильтра (радиуса отверстий и их количества), от параметров цементного камня-фильтра (радиуса, проницаемости, высоты).

Расчет зависимости влияния проницаемости приствольного участка проводился по специально разработанной программе.

Таким образом, эффективность применения тампонажнмх материалов для крепления иризабойпой зоны скважин должна оцениваться с учетом требований сохранения оптимальных дебитов скважин в течении длительного периода эксплуатации, сокращения объема ремонтных работ и увеличения среднегодового дебита скважин, исключая разрушение продуктивного пласта и интенсивного выноса песка, предупреждения загрязнения окружающей среды.

Выполнение этих требований возможно при использовании такого там-понажного материала, который после доставки его в заколонпос пространство превращается в достаточно прочный фильтр с проницаемостью, равной проницаемости продуктивного пласта или превышающей её.

Основной задачей исследования ставится получение проницаемого цементного камня-фильтра, не требующего проведения трудоемких операций по его формированию при заканчивании скважин в условиях залегания пескопро-яиляющих пластов с низкими и средними ФЕС и не снижающего дсбиг скважины.

Третий раздел посвящен исследованию и разработке технологий закачивания скважин открытым или комбинированным забоем, заполненным проницаемым тамгюнажпым камнем. В рамках этого исследования: обоснована технология закачивания скважин открытым забоем; изложены теоретические предпосылки разработки проницаемого цементного камня-фильтра с учетом

влияния на формирование его структуры водоцсментного отношения, температуры и давления.

Широкому внедрению в производство гидродинамически совершенных скважин препятствует ряд факторов: мпогопдастовость и сложпопостроеппость разрабатываемых залежей, большие этажи газонефтенасыщепности, неустойчивость коллекторов, природная и техногенная аномальность геолого-промысловых условий эксплуатации скважин на различных стадиях разработки месторождений.

Анализ геолого-технических условий эксплуатации скважин, применяемых технических средств и технологий предотвращения выноса песка в сква-

жину, позволил сформулировать требования к проницаемому камню-фильтру:

- проницаемость цементного камня фильтра должна соответствовать проницаемости продуктивного пласта;

- прочность цементного камня должна быть выше прочности породы, слагающей продуктивный пласт;

- технология создания цементного фильтра на забое должна быть проста и экономически оправдана, не требовать дополнительных технологических мероприятий на его создание;

- состав материала должен быть экологически безопасным.

Исходя из этого, предлагается в состав тампонажпого раствора на основе портландцемента вводить газообразующую добавку, способную при наличии перепада давления вызывать раздвижку элементов слабой структуры по наиболее слабым местам и выходя из твердеющего тампонажпого раствора образовывать сеть взаимосвязанных каналов, повышая тем самым проницаемость формирующегося цементного камня при увеличенном водоцементном отношении и наличии крупнодисперсных наполнителей в частности песок и керамзит.

В качестве газообразующей добавки многими исследователями предлагалось использование алюминиевой пудры, крупки и стружки, однако их применение сопровождается преждевременным выделением газа и ранними сроками схватывания тампонажпого раствора. Использование в качестве газообразующей добавки карбоната аммония, разрушающегося при температуре, позволяет регулировать сроки формирования проницаемого цементного камня.

При введении в тампонажный раствор карбоната аммония выделение газа происходит только при температуре порядка 60°С. Разложение добавки согласно химическому уравнению:

(ЫН,)2СОз = 2 N113?+ С02 Т+ 1120

Создание температуры на забое для обеспечения разложения карбоната аммония предлагается за счет использования в технологии заканчинапия скважины обсадной колонны, составленной из труб с заглушками из киелоторас-творнмого металла.

Кислоторастворимый металл, применяемый для заглушек, должен удовлетворять следующим требованиям:

- хорошо растворяться в технической соляной или грязевой кислоте;

- обладать высокой удельной прочностью, хорошей обрабатываемостью и способностью воспринимать ударные нагрузки;

- обладать достаточной химической стойкостью в технологических жидкостях (буровой раствор, пластовая вода и др.).

Анализ металлов по химической активности показывает, что вышеуказанным требованиям больше всего отвечают магний и его сплавы, отличающиеся низкой плотпостыо, хорошей обрабатываемостью резанием и способностью воспринимать ударные нагрузки. Температура плавления 650-700°С. Преимуществом магниевых сплавов является высокая удельная прочность. Предел прочности отдельных сплавов достигает 35-40 кг/см2 при плотности менее 2 г/см".

Для изготовления, заглушек выбран магниевый сплав MJI2 и MJI3 с минимальным содержанием алюминия, а в качестве кислоты техническая соляная кислота. Поскольку металлы, расположенные в химическом ряду напряжений между магнием и водородом, вытесняют водород из растворов кислот, процесс их взаимодействия является экзотермическим, т.е. протекают с выделением энергии.

Mg + 21 1С1= MgCI2 + Н2 - 445,5 кДж/моль

На конечную температуру (тепловыделение в результате реакции) и скорость протекания реакции оказывает влияние концентрация исходных веществ и начальная температура реакции (температура окружающей среды).

Наибольшее влияние на структуру норового пространства цементного камня оказывает водоцементное отношение. Чем больше начальное водоце-мептпос отношение, тем больше толщина водной прослойки, окружающей цементное зерно. Вода затворення в тампонажпом растворе образует систему взаимосвязанных капиллярных пор, беспорядочно расположенных по всему объему цементного камня.

Суммарная пористость (П) тамнонажпого камня на любой стадии твердения может бы ть выражена

П_В 0.24-0-// t 0.24.Q ^ ()4)

Р. Р. 4А, где: В - количество -жидкости затворения (воды); Ц - количество цемента; Q — степень гидратации; р0- плотность воды

Поскольку р„ = 1000 кг/м3, то

П ~ ¡3-0.18 -Q -Ц (15)

Как видно, суммарная пористость цементного камня снижается с уменьшением количества первоначально взятой жидкости затворсния и возрастанием степени гидратации. При этом снижается и капиллярная пористость.

Необходимое количество жидкости затворения, когда капиллярная пористость отсутствует, можно определить следующим образом.

Объем воды, вступившей в химическую реакцию (химически связанной) _ 0.24С)-У,,-/),,

А»

(16)

V -Я

Объем исходного цемента « — _ ' > где рц - плотность цемента.

' у.

Объем твердой фазы продуктов гидратации

Утг = + (17)

где V =-\' - доля уменьшения объема химически связанной воды за 4 1

счет контракции.

Тогда: V,, (18)

А, А, Р.

Так как объем гелевых пор составляет около 30 % от объема, занимаемого продуктами гидратации, то справедливы соотношения:

——— = 0.3 и у„=-У„, (19)

Ут.г. + V- 7

где V в - объем гелевых пор, занимаемый водой.

Тогда суммарный объем, занимаемый продуктами гидратации, составит: Ч„ + (20)

Усредненная плотность продуктов гидратации составляет 2160 кг/м3, плотность цемента 3100 кг/м''. Увеличение объема продуктов гидратации по

сравнению с объемом исходного цемента составит -— = 2.2. Увеличение объе-

V,,

ма продуктов гидратации приводит к изменению капиллярной пористости цементного камня но времени.

На любой стадии твердения справедливо соотношение:

А, 1 А, Г»

где V/ с - объем свободной воды.

Условию отсутствия капиллярных пор соответствует с 0.

Отсюда из выражения (21) требуемое нодоцемснтное отношение для выполнения данного условия можно представить в виде:

и -У-'ЧоОб'-1 (22)

И Ц Л, Р.

Подставив в выражение (22) знамения плотностей воды и цемента для условия полной гидратации имеем: В/Ц <0,4.

На практике, в целях обеспечения прокачиваемости тампопажпого раствора по затрубпому пространству, как правило, водоцемсптпое отношение принимают 0.45 - 0.55. Поэтому, можно считать, ч то даже при полной гидратации, которая в зависимости от температурных условий достигается в течение нескольких десятков лет, в цементном камне всегда имеются капиллярные связанные между собой поры.

Изложенное показывает, что для увеличения пористост и цементного камня В/Ц отношение должно быть более 0.4.

Проведены экспериментальные исследования но влиянию водоцемептпо-го отношения на формирование проницаемости цементного камня (по керосину). Установлено, что увеличение количества воды в тампонажном растворе от 40 до 80 % приводит к увеличению проницаемости образцов двухсуточного твердения, сформированных при нормальной температуре и давлении от 0,0015 до 0,0075 мД. Такое увеличение проницаемости цементного камня объясняется расклинивающим эффектом воды при увеличении количества воды затворения. Известно, что при увеличении В/Ц до 0,8 - 0,9 в камне образуется гслевидная фаза гидросиликатов, гидроалюминатов и гидроферритов кальция, которая преобладает над кристаллической фазой.

Анализируя приведенные результаты исследований, можно считать, что флюид, поступающий из пласта (либо за счет возникновения депрессии на пласт, либо по другим причинам), вытесняет жидкую фазу из капиллярных пор, выдавливая се в проницаемые пласты. Вследствие этого, по мерс затвердевания раствора, в плас товых условиях газ будет заполнять образующиеся поры и из-за нехватки воды гидратация резко замедлится, способствуя формированию проницаемой структуры цементного камня.

Также было проведено исследование влияния температуры и давления па формирование структуры цемент ного камня

На рисунке 3 показано изменение проницаемости сформированного цементного камня при различи),IX температурах в течение 12, 24, 48, 96 часов. На проницаемость портлапдцемеитпых образцов первостепенное влияние оказыва-

ет т^шоратура. С ее ростом проницаемость Цементного камня увеличивается. Это с нянино с реакциями л ере кристаллизации. При повышении температуры растворимость кремнезема увеличивается и в результате происходит образование из высокоосновных кристаллогидратов низкоосповпых. Такие фазовые переходы вызывают изменение размеров кристаллов, а, следовательно, и рас стоя» пня между ними, что и затвердевшем камне приводит к образованию пор и микротрещии. Давление при пониженных температурах способствует понижению проницаемости образцов, при высоких температурах, либо не оказывает влияния или несколько повышает ее.

Рисунок 3 - Изменение проницаемости портландцеиентного камня при различных температурах в течении

Ушв. . . . 12 ЧаСОВ

24 часов 48 часов 46 часов

Было проведено исследование проницаемости чистого цементного камня мри фильтрации через пего газа и разные сроки твердения. Наибольший интерес с целыо создания проницаемого камня-фильтра в приведе.....ах в работе известных экспериментах (К.В. Щербина и Баталова Д.М.) представляют сформированные образцы I -суточного срока твердения (рисунок 4), поскольку в них

возможно образование фильтрационных канаЩВ, Возникновение их обусловлено множеством факторов. По предстаил бйинм многих исследователей (to ранней стадии твердения наиболее вероятны раздвижка элементов структуры по наиболее слабым участкам. Этому способствует щишчие значительного количества жидкой несвязанной фазы, способной перемещаться в норовом пространстве образовавшейся структуры.

500 ■

1(1 2(1 .10 40 50 m 70

Время фильтрации воздуха, мин

[ lcjxj¡Ll;i ;in rvu'i Ii LP 40 MI Ihm 3 ¡C¡H"C1;| дннл:' ■m- 20 К' 11.im t l^y: .iiv JV'II'.:^' Ml tU'.tv..m/. Д'ли.'.счик 10 Ml Ц\/м

Рисунок 4 - Иимсисние объёмен в зависимости от врсмОДн фильтрации вотдухя через образец цементного камни I-суточного твердения

Ii образце З-суточною твердения каналы образуются в меньшей степени и возникают они при более высоких перепадах давления. В образце 7-суточного срока твердения фильтрационные каналы и цементном камне образуются п очень незначительном количестве, и образец становится сшбонропицаемым для газа.

Результат!.] исследований влияния газообразу Гущей добавки на свойства бездобавочпоп) там поп южного раствора позволили оценить возможности формирования проницаемой структуры с газообразующими добавками: алюминиевой пудрой, алюминиевым порошком и карбонатом аммония в скважин-ных ус-тошик. Для «роаедеиин зкспершлсмлод kcíioüi.towükcm нортдандаемет тамнопажпый ]1ЦТ 1-50 ГОСТ 1581-%.

Сравнительная характеристика тамномажных составов и камня с использованием выше предлагаемых газообразу ющич добавок представлена в таблице. Их анализ позволяет сделать следующие выводы;

- газообразующие добавки на основе алюминия обеспечивают высокую проницаемость цементного камня лишь при нормальных условиях;

- процесс их приготовления характеризуется интенсивным газообразованием;

- применение карбоната аммония в качестве газообразующей добавки позволяет получить проницаемый цементный камень, как при нормальных условиях твердения, так и при повышенной температуре и давлении.

Таблица - Результаты сравнительных испытании влияния газообразующих добавок на фнзнко-мсханнческис свойства тампонажиого раствора и цементного камня

Состав смеси, мас.% Условия твердения Проч- i

№ пцт 1-50 Al пудра AI крупка Плот- ность на из- Проницае-

(NM4)2COJ Т, °С Р, МПа ность, кг/м3 гиб (2 суток), МПа мость, мД

1 100 - - - 20 0,1 1860 5,9 0,005

2 100 20 15 1860 5,9 0,002

3 100 - - - 60 15 1860 Г 6,2 0,0012

4 92 8 - - 20 0,1 1350 0,6 95

5 92 8 - - 60 15 1350 1,0 0,05

6 92 - 8 - 20 0,1 1620 1,7 Н 470

7 92 - 8 - 60 15 1620 2,8 0,003

8 90 - - 10 20 0,1 1810 0,7 0,8

9 90 - - 10 20 15 1810 0,8 0,77

ю* • 90 - - 10 20 0,1 1810 0,7 1,0

11 90 - - 10 60 0,1 1810 1.6 1.2

12* 90 - - 10 60 0,1 1810 1,6 1,5 Í

13 90 - - 10 Г 60 15 1810 1,8 1,15

14* 90 - - 10 60 15 1810 1,8 1,42

♦Примечание испытания на проницаемость проводились iipn темнерату£С_60°С

- повышенная проницаемость цементного камня (0,8 мД) по сравнению с чистым цементом (0,005 мД), при нормальной температуре окружающей среды, объясняется началом протекания реакции разложения карбоната аммония уже в начале приготовления раствора из-за повышения температуры цемента при его гидратации (35°С). Об этом свидетельствует и наличие запаха аммиака в процессе перемешивания-тампонажного раствора.

- увеличение проницаемости цементного камня сформированного при повышенной температуре и давлении, при фильтрации керосина через цементный камень объясняется разложением гидрокарбоната кальция образовавшегося

при взаимодействии углекислого газа со свободной известью получившийся в процессе гидратации цемента.

В работе представлены результаты исследований но изучению влияния различной концентрации карбоната аммония на свойства тампонажного раствора и формирующегося камня, результаты матсматико-статистического анализа. Подробно изучен химизм происходящих процессов.

Также проведены исследования влияния пропапта и керамзитного песка (2-5 мм) и керамзита молотого (фракция d-0,63 мм) па проницаемость цементного камня с добавкой карбоната аммония для увеличения проницаемости цементного камня. Результаты проведенных эксперимен тов показали, что использование в составе тампонажпой смеси крупнодисперспых и пористых наполнителей позволяет значительно повысить проницаемость цементного камня.

Кроме того исследовано влияния карбоната аммония на выбранную по результатам предыдущих исследований тамиопажпую смесь (керамзит, песок, ПЦТ).

На первом этапе проводились установочные эксперименты для определения зависимости скорости протекания реакции и тепловыделения (максимальная конечная температура в результате реакции) от температуры окружающей среды (начальная температура) и количества магния. Начальная температура протекания реакции составляла 30-40 °С, что соответствует температуре на забое. Исходя из результатов эксперимента, можно сделан, вывод, что максимальное увеличение температуры происходит с увеличением количества магния (в эксперименте до 1,5 г) в первые минуты реакции. Второй этап включал проведение экспериментов по определению времени протекания реакции и температуры на забое на установке, позволяющей создан, условия, приближенные к пластовым (1 = 30-40 °С, Р = 10 М11а).

Исследовалось также влияние 24 % соляной кислоты на растворимость магния. Результаты показали также эффективность использования кислоты данной концентрации для начальной температуры 40 °С. На рисунке 5 представлена графическая зависимость максимальной температуры и продолжительности времени тепловыделения от концентрации магния и соляной кислоты, а также начальной температур],!, соответствующей температуре па забое. Время воздействия соляной кислоты определяется временем растворения заглушек и необходимым временем для разложения карбоната аммония.

Проведенные эксперименты по определению проницаемости цементного камня на тестере реакции пород 6100 показали, что фильтрация керосина при температуре 60 °С приводит к росту проницаемости в течение 60 мин, а сверх этого времени рост проницаемости незначителен. То есть, можно предположить, что разрушение карбоната аммония происходит' в первый чае возденет-

вия, дальнейшее увеличение проницаемости связано с вытеснением несвязанной воды и нефти, находящихся в порах цементного камня. Поэтому, исходя из этих условий (растворения магния и разложения карбоната аммония) определено время воздействия - 90 минут.

-о-1 -.:--2 —«—3 ■-'5--4 -х—5 6

Рисунок 5— Зависимость продолжительности тепловыделения н максимальной температуры ог концентрации магния, соляной кислоты и начальной температуры

1 1,0%, НС 1-27 %, Т„а.,-30 °С

2 - - 1,0 %, НС 1 -27 %, Т„а„ - 40 °С

3 - - 1,2 %, НС 1 -27 %, Т„ач - 30 °С

4 - 1,2 %, НС 1 -27 %, Тма„ - 40 °С

5-1^-1,2 %, НС 1-24 %, Т11а„ - 30 °С

6 - Ме - 1,2 %, НС 1 -24 %, Т,ш., - 40 °С

Результаты выполненных экспериментов позволили предложить количество заглушек и концентрацию соляной кислоты для фильтра диаметром 168 и 146 мм.

Таким образом, представленные в данном разделе результаты экспериментальных испытаний подтверждают выдвинутые ранее теоретические предположения и доказывают возможность создания проницаемого цементного камня-фильтра па забое. Рекомендуемый тампонажный состав: ПЦТ- 20%, песок - 40%, керамзит (0,63 мм) - 40 %, карбонат аммония - 6 %, нефть 1,6% от смеси 1УЦ 0,75-0,8 цементного камня. Проницаемостью составит 70 мД.

В четвертом разделе приведены технологии ремонта, и восстановления фильтровой части забоя, в т.ч. технико-технологический комплекс по произ-

водству водоизоляциопных работ с изменением конструкции фильтра эксплуатационных скважин, технологические жидкости и тампонажнме растворы, методы расчета технологических параметров процесса изоляции проницаемых пород.

Нами предложен технико-технологический комплекс но производству во-доизоляцнопных работ с изменением конструкции фильтра из закрытого кре-пыо в открытый. В работе подробно изложены подготовительные, вспомогательные и основные взаимосвязанные, последовательно проводимые техпико-технологическне этапы работ, необходимые технические и технологические средства, режимы временной и долговременной изоляции пластов при обработке ствола гидромониторными струями.

Разработанные-технологические схемы водонзоляции пластов эксплуатационных скважин позволяют проводин, эти операции во всех геолого-техничсских условиях, встречающихся па практике - нижних, подошвенных, верхних и промежуточных вод, обводняющих добываемую продукцию, а также промытых зон, в результате чего формируется единая система изоляции и надежного разобщения проницаемых пластов. Кроме того, обработка кавернозных участков ствола в интервалах водонзолирующих перемычек гидромониторными струями цементных растворов обеспечивают эффективную очистку каверн от заполняющих материалов и перекрытие их цементным мостом.

Успешность большинства технологических операций, проводимых в скважине, во многом связана с соответствием типа и свойств промывочных жидкостей и тампопажных растворов геолого-техническим условиям проводимых работ. В этой связи к ним предъявляется ряд общих и специальных технологических требований при реализации разработанного метода. Поскольку основными операциями при реконструкции фильтра скважины являются фрезерование обсадной колонны, разрушение цементного кольца и временная изоляция нефтенасыщенпых пластов, а работы проводятся а условиях дифференциации пластовых давлений между водо- и пефтепасыщеппыми пластами, применяемые промывочные жидкости кроме основных должны отвечать следующим специальным требованиям:

возможность регулирования плотности в пределах, достаточных для поддержания гидростатического давления па кровлю водонасьицсипого пласта близкого к пластовому;

обладать физико-химическими свойствами избирательного воздействия на приекважнпную зону углсводородо- и водонасыщеппых пластов при изменяющихся гидродинамических давлениях в скважине;

структурно-механические свойства раствора при гидромониторном воздействии па проницаемые стенки скважины должны обеспечивать формирование в приствольной зоне гидроизолирующего экрана, значительно снижающего

или исключающего гидродинамическое взаимодействие пласта и скважины при проведении различных операций (кроме специальных, например восстановление гидравлической связи пласта и скважины). Как показал анализ, чтим требованиям наиболее полно отвечают полимерные и полимерглипистые промывочные жидкости с малым содержанием (до 6%) твердой фазы. В работе представлены рецептуры полимерных и полимерглинистых промывочных жидкостей, удовлетворяющих специальным требованиям технологии и техники реконструкции фильтра эксплуатационных скважин. При их применении реализуется ряд важных технологических эффектов:

1. Селективность воздействия па проницаемость углеводородо- и водопа-емщепных пород приствольной зоны. Полимерный раствор фильтруется в во-доиасыщеппый пласт при меньшей забойной репрессии в больших объемах и па большую глубину, чем в углсводородопасыщенный пласт. Это обеспечивает частичную или полную изоляцию водоносных пластов и сохраняет природные коллскторскис свойства продуктивных.

2. Характер фильтрации раствора, приводит к формированию в приствольной зоне закупоривающего экрана с повышенной концентрацией полимера, а на стенках скважины - тонкой и плотной глинополимерной корки. Эти физико-химические процессы приводят к повышению герметичности ствола и эффективному нарушению гидравлической связи пластов и скважины.

3. Сильно выраженная зависимость вязкости от скорости сдвига и характер структурообразования улучшают очистку забоя и ствола скважины, обеспечивают необходимую удерживающую способность раствора в статических условиях.

Рецептуры большинства полимерных и полимерглинистых промывочных жидкостей просты и включают бентонит, полимер двойного действия или два полимера, один из которых контролирует реологические и фильтрационные свойства, а второй - селективную флокуляцию.

Для производства изоляционных работ нагнетанием тампонажпых смесей в нризабойиую зону пластов и гидромониторной обработки прискважип-пой поверхности используются традиционные материалы - тамнонажные цементы, глнпоиорошок, полимеры и химреагенты - регуляторы свойств тампонажпых растворов. На основе этих материалов приготавливаются различные композиции тампонажпых растворов и смесей. При изоляции высокоприемистых пластов наиболее широко применяются цементные смеси с регулируемыми сроками схватывания и твердения, а также высокоструктурироваппые глинистые и полимерглиниетые насты и насты - пробки.

Конкретные технологические свойства тампонажпых растворов и требуемый объем, режимы обработки прискважинпон и призабойпой зон водона-сыщеппых пластов устанавливаются расчетными методами, в которых учиты-

вается влияние па процесс изоляции фильтрационных характеристик проницаемых пород.

Отдельно рассмотрены технологии крепления призаиойиой зоны скважины тампонажным материалом формирующим проницаемый цементный камень-фильтр. В том числе: конструкции забоя при заканчивании скважин в слабо сцементированных пластах-коллекторах; технология крепления продуктивного пласта проницаемым тампонажным составом с карбонатом аммония; техника и технология заканчивать скважин с использованием цементного камня фильтра для предотвращения выноса песка в скважину.

Имеются следующие способы закапчивания скважин в слабосцемептиро-ванпых коллекторах. В неоднородном по фракционному составу пласте-коллекторе с глубиной залегания 1000 м при определенных условиях —отсутствии близкорасположенных напорных пластов, газовой шапки или подошвенных вод, необходимости создания депрессии на пласт, меньшей, чем прочность проницаемого материала, и отсутствии необходимости прогрева проницаемого материала - применяют конструкцию забоя, схема которой приведена на рисунке 6.

Рисунок 6 - Конструкции забоя при заканчивлшш скважин в слабо сцементированных пластах - коллекторах:

1 - эксплуатационная колонна; 2 - цементное кольцо; 3 - расширенная часть ствола скважины с проницаемым материалом; 4 - перфорированная потайная колонна: 5 - поверхность искусственного фильтра; 6 - потайная колонна с перфорационными отверстиями.

Суть технологии крепления продуктивного пласта проницаемым тампонажным составом с карбонатом аммония сводится к следующему:

По окончании процесса бурения осуществляется спуск эксплуатационной колонны, обсадные трубы которой, располагающиеся в интервале продуктивного пласта заранее проперфорированы. В отверстиях установлены магниевые заглушки. Число отверстий выбирается из расчета повышения забойной темпера-

туры до требуемой для разложения карбоната аммония, но не менее числа отверстий, обеспечивающих максимально-возможную производительность скважины (устанавливается из опыта эксплуатации месторождения или расчетным методом). Процесс цементирования осуществляется практически без изменения существующей технологии прямого одноступенчатого способа цементирования, за исключением лишь того, что в состав закачиваемого тамионажного раствора включена последняя порция (в объеме равном объему затрубиого пространства против продуктивного пласта) предлагаемого состава (карбонат аммония - 6%, ГЩТ-20%, керамзит - 40% , песок 40%, нефть 1,6 % мл (от состава

смеси), В/Ц 0,75-0,8. Последняя порция тампонажного раствора, которая будет

размещена ниже продуктивного пласта должна быть представлена бездобавочпым тампонажным раствором с пониженным водосодержанием (В/Т не более 0,4), особенно при наличии подошвенных под, в целях предупреждения преждевременного обводнения. По окончании цементирования скважина выдерживается в течении времени требуемого для затвердевания тамионажного раствора. Таким образом, при взаимодействии водного раствора соляной кислоты с материалом заглушек произойдет их растворение. Температура окружающей среды в результате процесса взаимодействия увеличится. В формирующейся структуре цементного камня карбонат аммония разлагается с выделением углекислого газа и аммиака, что способствует протеканию дальнейших процессов, связанных с формированием пористой структуры цементного камня. Образующийся в результате реакции взаимодействия соляной кислоты и магния водород вызывает повышение давления в скважине. Для обеспечения притока газа из пласта и образования проницаемой структуры в цементном камне необходимо создать депрессию.

Осуществляют обвязку устья скважины устьевой арматурой и по колонне ПКТ закачивают техническую соляную кислоту 27%-пой концентрации в объеме равном объему колонны в интервале от забоя до кровли продуктивного пласта. В течение 90 минут магниевые заглушки полностью растворяются в соляной кислоте. Газообразующая добавка в составе тамионажного состава разрушается. Выделившийся в результате реакции магния и соляной кислоты водород, приводит к росту давления на скважине, которое необходимо стравливать по мере роста до гидростатического. Через 90-120 минут при установлении давления в скважине равного гидростатическом)' необходимо снижать давление (создавать депрессию) 0,5-0,6МПа, но не более 1МГ1а, для предотвращения разрушения цементного камня за колонной, так как его прочность еще незначительна. Затем скважину промывают для предотвращения коррозионного воздействия соляной кислоты на трубы и цементный камень. До рН на устье не выше 7.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании проведенного геолого-промыслового анализа неустойчивых коллекторов Сеиеро-Ставропольского ПХГ выявлены основные факторы разрушения коллекторов и выноса песка при эксплуатации скважин в режиме отбора и закачки, проведена их классификация и рекомендовано применение цементного камня-фильтра для конкретных условий.

2. Разработана методика по оценке влияния коэффициента несовершенства по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта на продуктивность скважины для обеспечения максимально возможного дебита скважины с учетом проницаемости цементного камня-фильтра и продуктивного пласта.

3. Доказана эффективность применения карбоната аммония I! качестве газообразующей добавки для формирования проницаемой структуры цементного камня, объяснен механизм и химизм ее формирования.

4. Предложены конструкции забоя при закапчииапии скважины открытым или комбинированным забоем заполнением призабойпой зоны продуктивного пласта проницаемым цементным фильтром. Экспериментально подтверждена ее эффек гипность.

5. Усовершенствована технология восстановления фильтровой части забоя с переводом скважины из «несовершенной» в «совершенную» по способу вскрытия.

6. Проведенные промысловые испытания показали перспективность разработанных мероприятий при строительстве и ремонте скважин ПХГ.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Басов С.Д. К вопросу влияния проницаемости искусственного фильтра па дебит скважины /Басов С.А., Игнатьев В.П., Султанов Д.Р. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на морс» М.:ВНИИОЭНГ, 12/2008, стр 30-32.

2. Басов С.А. Экспериментальные исследования по созданию проницаемого фильтра на основе портландцемента /Басов С.А., Игнатьев В.Н., Султанов Д.Р. // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море» М.:ВНИИОЭН, 12/2008, стр 26-29.

3. Басов С.А. Водоизоляционпые работы с изменением конструкции фильтра скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) / Басов С.А., Игнатьев 13.11., Султанов Д.Р. //НТЖ «Бурение и нефть». М.:ВНИИОЭ11Г, 10/2008, стр 30-32.

4. Басов С.А. Перспективы применения колтюбинговой техники для ремонта скважин ООО "Кавказтрансгаз" / Басов С.А., Игнатьев В.П., Султанов Д.Р. // Материалы 8-го Всероссийского энергетического форума, науч.-практ.конф. «Энергоэффективность. Проблемы и решения» 23 окт. 2008., г. Уфа: ИПТЭР, - С. 46-47.

5. Басов С.А. Расширение сиекгра колтюбинговых технологий, как метол повышения эффективности ремонта скважин / Басов С.А., Игнатьев В.П., Султанов Д.Р. // Материалы 8-го Всероссийского энергетического форума, иауч.-практ.конф. «Энергоэффективность. Проблемы и решения» 23 окт. 2008., г. Уфа: ИГ1ТЭР, - С. 43-45.

6. Басов С.А. Системный подход к заканчиванию скважин с применением нелинейно-волновых, технологий / Султанов Д.Р., Басов С.А., Игнатьев В.I I. // Материалы конференции «Путь инноваций и новые технологии в газовой промышленности» 15-16 окт. 2008, М.: ВНИИГАЗ. - стр 34-36.

7. Басов С.А. Экспериментальные исследования по влиянию газообразующей добавки па формирование проницаемого цементного камня / Басов С.А,, Игнатьев D.H., Султанов Д.Р. // «Ашировские чтения». 5-я Междунар. науч.-практ. копф. «Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин». Материалы конференции, октябрь 2008, г. Самара: Самарский государственный технический университет.//03/2009, сгр 28-30.

8. Басов С.А. Нетрадиционный подход к заканчинанию скважин на основе волновых технологий / Басов С.А., Гаииев С.Р., Кузнецов Р.Ю., Султанов Д.Р. // // «Ашировские чтения». 5-я Междунар. науч.-практ. копф. «Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин». Материалы конференции, октябрь 2008, г. Самара: Самарский государственный технический университет. // 03/2009, стр 14-16.

9. Басов С.А. Строительство скважин многофункционального назначения / Басов С.А., Игнатьев A.B., Кузнецов Р.Ю.. Султанов Д.Р. //// «Ашировские чтения». 5-я Междунар. науч.-практ. копф. «Повышение нефтеотдачи пластов и капитальный ремонт скважин». Материалы конференции, октябрь 2008, г. Самара: Самарский государственный технический университет. // 03/2009, ар 22-23.

Отпечатано н авторской редакции

Подписано н печать 16.03.2004 г. Формат60x84 1/16 Усл. нем. л. - 1,8 Уч.- изд. л, - 1,2 Бумага офсетная. Печать офсетная. Заказ №126 Тираж 100 эк). ГОУ НПО «Сеперо-Кашшским государственный технический университет» 355028, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2

' Издательство Ссвсро-Кавкаккого государственного технического университета От печатано в т ипографии СевКавГТУ

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Басов, Сергей Александрович

СОДЕРЖАНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОСНОВНЫЕ ФАКТОРЫ МЕЖПЛАСТОВЫХ И ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ, СУФФОЗИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ В РЕЖИМЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПХГ.

1.1 Анализ результатов исследований по предупреждению перетоков пластовых флюидов по заколонному пространству.

1.2 Качество разобщения пластов продуктивной толщи при креплении скважин.

1.3 Геолого-технические условия эксплуатации и ремонта скважин на Северо-Ставропольском ПХГ.

1.4 Основные факторы и возможные последствия разрушения коллекторов и суффозия продуктивного горизонта.

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН В АНОМАЛЬНЫХ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ ПХГ.

2.1 Анализ технологии крепления ствола скважин в интервалах залегания неустойчивых коллекторов при заканчивании скважин.

2.2 Механические методы предупреждения пескопроявлений.

2.3 Анализ физико-химических методов предупреждения пескопроявлений

2.4 Анализ химических методов предупреждения пескопроявлений.

2.4.1 Составы для крепления ПЗП пескопроявляющих скважин на основе смол.

2.4.2 Анализ проницаемых тампонажных составов для крепления пескопроявляющих продуктивных пластов.

2.5 Обоснование требуемой величины проницаемости фильтра.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН ОТКРЫТЫМ ИЛИ КОМБИНИРОВАННЫМ ЗАБОЕМ, ЗАПОЛНЕННЫМ ПРОНИЦАЕМЫМ ТАМПОНАЖНЫМ КАМНЕМ.

3.1 Обоснование технологий закачивания скважин открытым забоем

3.2 Теоретические предпосылки разработки проницаемого цементного камня- фильтра.

3.2.1 Исследование влияния водоцементного отношения на формирование структуры цементного камня

3.2.2 Исследование влияния температуры и давления на формирование структуры цементного камня.

3.2.3 Исследование проницаемости чистого цементного камня при фильтрации через него газа в разные сроки твердения

3.2.4 Результаты экспериментальных исследований по влиянию газообразующей добавки на формирование проницаемого цементного камня-фильтра.

3.2.5 Результаты исследований влияния газообразующей добавки на свойства бездобавочного тампонажного раствора.

3.2.6 Исследование влияния пропанта и керамзита (2-5 мм) на проницаемость цементного камня.

3.2.7 Исследование влияния керамзита (d-0,63 мм) на формирование 130 проницаемого цементного камня.

3.2.8 Исследование влияния карбоната аммония на тампонажную смесь (керамзит, песок, ПЦТ).

3.2.9 Исследование процесса тепловыделения при разрушении ки-слоторастворимых заглушек.

4 ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА И ВОССТАНОВЛЕНИЯ ФИЛЬТРОВОЙ ЧАСТИ ЗАБОЯ.

4.1 Технико-технологический комплекс по производству водоизоляцион-ных работ с изменением конструкции фильтра эксплуатационных скважин.

4.2 Технологические жидкости и тампонажные растворы.

4.3 Методы расчета технологических параметров процесса изоляции проницаемых пород.

4.3.1 Изоляция проницаемых пород нагнетанием тампонажных смесей

4.3.2 Технологические параметры процесса гидромониторной изоляции проницаемых стенок скважины.

4.4 Технология крепления призабойной зоны скважины тампонажным материалом формирующего проницаемый цементный камень-фильтр

4.4.1 Конструкции забоя при заканчивании скважин в слабо сцементированных пластах-коллекторах.

4.4.2 Технология крепления продуктивного пласта проницаемым тампонажным составом с карбонатом аммония.

4.4.3 Техника и технология заканчивания скважин с использованием цементного камня фильтра для предотвращения выноса песка в скважину.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка технологий строительства и ремонта газовых скважин"

Бесперебойное газоснабжение основных промышленных регионов России в настоящее период невозможно без наличия подземных хранилищ газа, в связи с сезонностью его потребления. Крупнейшее в мире Северо-Ставропольское ПХГ созданное в истощенном газовом пласте регулирует сезонную неравномерность поставок, обеспечивает газоснабжение потребителей Южного федерального округа, республик Закавказья, Украины и надежность экспортных поставок. Основными проблемами эксплуатации газовых скважин ПХГ является обеспечение герметичности их заколонного пространства в течение всего периода их использования.

Исследования последних лет и научно-технические достижения в области строительства и эксплуатации скважин показывают, что перспективным направлением работ по повышению темпов и уровня добычи нефти и газа являются разработки, связанные с сохранением природных коллекторских свойств нефтегазовых пластов, формированием герметичной крепи и совершенствованием конструкций забоя скважин, как основных элементов геолого-технической системы «скважина - углеводородная залежь», технические и гидродинамические характеристики которых создают оптимальные условия эксплуатации скважин на различных стадиях разработки нефтегазовых месторождений.

Большой вклад в развитие, разработку и совершенствование методов за-канчивания скважин внесли работы институтов Азиннефтехим им. М.М.Азизбекова, БашНИПИнефть, ВНИИБТ, ВНИИнефть, ВНИИКрнефть, ВолгоградНИПИнефть, ИФИНГ, ГАНГ им. И.М. Губкина, СибНИИНП, Тат-НИПИнефть, УГНТУ, ТГНТУ и др.

Несмотря на это, ряд важных в научном и прикладном отношении вопросов заканчивания и ремонта скважин требуют дальнейшего развития и совершенствования на основе накопленного опыта, современных научных и технических достижений.

Анализ современного состояния работ по заканчиванию скважин, как переходного этапа от строительства горного сооружения к его длительной эксплуатации, приводит к выводу, что для дальнейшего повышения качественных и технико-экономических показателей необходимо совершенствование известных и разработка новых технологий по контролю и регулированию технического состояния ствола - герметичности и гидромеханической прочности стенок скважины в интервалах проницаемых и неустойчивых горных пород, а также восстановлению фильтровой части забоя газовых скважин ПХГ.

Одно из крупнейших газовых месторождений Европейской части России - Северо-Ставропольское, расположено в пределах Изобильненского района Ставропольского края. Месторождение открыто в 1950 г., а в декабре 1956 г. введено в промышленную разработку. Данное месторождение является многопластовым. Газовые залежи приурочены к чокракскому (средний миоцен), ха-думскому (олигоцен) горизонту и горизонту зеленая свита (эоцен). В настоящее время это месторождение закончено разработкой, а в хадумском горизонте и горизонте зеленая свита создаются подземные хранилища газа.

Эффективность эксплуатации скважин во многом зависит от конструкции забоя. На большинстве ПХГ скважины эксплуатируются гидродинамически несовершенной конструкцией забоя. Снижая потенциальный дебит скважин в прямом и обратном направлении, такие конструкции забоя осложняют производство работ по ограничению водопритоков и снижают эффективность ре-монтно-восстановительных работ. Главными техническими факторами здесь становятся: негерметичность элементов составной крепи в зоне и за пределами интервала продуктивных пластов, деформация и частичное разрушение обсадных труб, а промысловыми факторами - прорыв жидкости к фильтру скважин (пластовых или закачиваемых), заколонные межпластовые перетоки и др.

В результате чего есть проблемы с утечками газа, с загрязнением приза-бойной и приствольной зон. Решению некоторых из перечисленных проблем и посвящена данная работа.

2. Анализ основных технологических проблем заканчивания скважин в аномальных геолого-промысловых условиях.

3. Обоснование технологий заканчивания скважин открытым или комбинированным забоем, заполненным проницаемым тампонажным камнем.

4. Усовершенствование технологии восстановления фильтровой части забоя.

5. Промысловые испытания предложенных технологий, разработка нормативной документации.

Научная новизна работы

Практическая ценность и реализация работы

1. Разработана рецептура тампонажной композиции и технология формирования проницаемого тампонажного камня с заранее заданными параметрами в скважинах с открытым забоем с учетом термобарических условий продуктивного пласта.

2. Разработана конструкция забоя и технология работ в неустойчивых коллекторах разработанным тампонажным раствором, проведены промысловые испытания.

Полученные разработки прошли практическую апробацию на Северо— Ставропольском ПХГ

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Басов, Сергей Александрович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании проведенного геолого-промыслового анализа неустойчивых коллекторов Северо-Ставропольского ПХГ выявлены основные факторы разрушения коллекторов и выноса песка при эксплуатации скважин в режиме отбора и закачки, проведена их классификация и рекомендовано применение цементного камня-фильтра для конкретных условий.

3. Доказана эффективность применения карбоната аммония в качестве газообразующей добавки для формирования проницаемой структуры цементного камня, объяснен механизм и химизм ее формирования.

4. Предложены конструкции забоя при заканчивании скважины открытым или комбинированным забоем заполнением призабойной зоны продуктивного пласта проницаемым цементным фильтром. Экспериментально подтверждена ее эффективность.

5. Усовершенствована технология восстановления фильтровой части забоя с переводом скважины из «несовершенной в «совершенную» по способу вскрытия.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Басов, Сергей Александрович, Москва

1. Вершинин Ю.Н., Возмитель В.М., Кошелев А.Т. и др.Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сиби-ри.ОИ.М., Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. ВНИИОЭНГ, 1992,- 68 с.

2. А. С. Трофимов, С. И. Грачев, В. А. Беляев. Оценка влияния осадкообразую-щих систем на разработку пласта К®! ЕРШОВОГО месторождения на основе трас-серных исследований. Тез.докл. науч.-практ. конф.

3. Кондратюк А. Т. Повышение эффективности выработки запасов углеводородов из сложнопостроенных месторождений типа Талинского. / .Автореф. .д-ра техн. наук. -М. 1997. 47 с.

4. Поддубный Ю.А., Соркин А .Я., Кан В.А., Сидоров И.А. Оценка эффективности обработок призабойной зоны обводненных скважин.// НТЖ Строительство скважин на суше и на море.- С. 11-14.

5. Крылов В. И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М.: Недра, 1987. -304 с.

6. Шерстнев Н. М., Расизаде Я. М., Ширинзаде С. А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. -М.: Недра, 1979. 304 с.

7. Белов В.Н., Карпов В.М., Шевалдин И.Е. Особенности бурения нефтяных и газовых скважин в Тюменской области. М., Недра, 1966, 97 с.

8. Булатов А.И., Сидоров H.A. Осложнения при креплении глубоких скважин.-М.:Недра, 1968. -204 с.

9. Технология бурения глубоких скважин /Под редакцией М.Р.Мавлютова, М.,Недра,1982 .

10. Кузнецов Ю.С. Виброволновая технология, скважинная техника и тампонаж-ные материалы для цементирования скважин в сложных геолого-технических условиях: Диссерт. на соискание ученой степени д-ра техн. наук.- Уфа, УНИД987, 360 с.

11. Булатов А.И., Куксов А.К., Бабаян Э.В. Предупреждение и ликвидация газо-нефтепроявлений при бурении.-М.:ВНИИОЭНГ, 1987.

12. Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении.М.,Недра,1988,- 250 с.

13. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных услови-ях.М.: Недра, 1989,-228 с.

14. Ясов В.Г., Мислюк М.А. Осложнения в бурении. Справочное пособие. М., Недра, 1991,-334 с.

15. Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологий подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях:Дис. на соиск. степени докт. техн. наук. -Уфа, 1992. -609 с.

16. Крылов Д.А. Влияние проницаемых пород на контакт цементного камня с обсадными трубами // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море,- М.: ВНИИОЭНГ, 1993,- № 5,-С. 12-14.

17. Крылов Д.А. Некоторые причины неплотного контакта цементного камня собсадными трубами. НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М„ ВНИИОЭНГ, 1993, №5- С.14-16.

18. Ковязин Н.И. Разработка технологии и технических средств акустической обработки тампонажного раствора в период ОЗЦ с целью повышения качества разобщения пластов. Автореферат дис. на соискание ученой степени канд.техн.наук, Тюмень, 1995.-200 с.

19. Мищенко В.И. Гидравлические методы повышения качества изоляции пластов при цементировании скважин./ ЭИ. Сер.Бурение., М.: ВНИИОЭНГ, 1982, вып.6,-28 с.

20. Морхедж А. А. Исследование перемещения флюидов из призабойной зоны пласта в твердеющий тампонажный раствор. Автореф. .канд.техн. наук. -М.1991. 24 с.

21. Булатов А.И., Мариампольскии H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.М., Недра 1988,-224с.

22. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990. -409с.

23. Кравцов В.М. Тампонажные материалы для крепления скважин в сложных геолого технических условиях Автореф. дис. .д-ра техн. наук. -Уфа, 1984, -47 с.

24. Поляков В.Н. Технология изоляции пластов тампонажными растворами и струйной кольматацией в процессе бурения скважин. -Дис. на соиск. степени докт. техн. наук. -Уфа, 1989.-374 с.

25. Лукманов P.P. Технологические основы и разработки по качественному за-канчиванию скважин в сложных и изменяющихся геолого технических условиях : Автореф. дис. .д-ра техн. наук. - Уфа, 1997. - 48 с.

26. Способ ступенчатого цементирования скважин. Пат.2038462 Россия, МКИ6 Е 21 В 33/14 / Еременко В.В. и др.- № 4946728/03; Заявл. 17.6.91; Опубл. 27.6.95; Бюл. .№ 18

27. Способ тампонирования скважины: A.c. 1698422,СНГ, МКИ5 Е 21 В 33/13 Асфандияров Р.Т. и др.БашНИПИнефть, № 4609702/03; Заявл.20.9.89; Опубл. 15.12.91 Бюл. .№46

28. Способ цементирования скважин A.c. 1659630 Россия, МКИ5 Е 21 в 33/14 / Негомедзянов В.Р.- № 4683867/03; Заявл. 28.4.89; Опубл. 30.6.91

29. Вяхирев В.И., Овчинников В.П.,Кузнецов Ю.С. Повышение качества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождении севера Тюменской области. -М.ИРЦ Газпром, 1993.-42с.

30. Каримов Н.Х. Разработка составов и технология применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях:Автореф. дис. на соиск. ст.д-ра техн. наук. -Уфа, 1986.-49 с.

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

32. Технология бурения с управляемой гидродинамической вихревой кольмата-цией / М.Р.Мавлютов, В.Ф.Галиакбаров, Р.Х.Санников, А.Р.Оружев // Нефтяное хозяйство, 1987, №6.

33. Воздействие на твердые частицы бурового раствора при кольматации стенок скважины./ Мавлютов М.Р., Акчурин Х.И., Соломенников С.В., Туровский Н.П. и др. М.: Недра, 1997,-123 с.

34. Шарипов А.У., Лукманов P.P., Поляков В.Н. Селективная изоляция пластовых вод при вскрытии продуктивного горизонта. // Нефтяное хозяйство, 1980, №1, с 22 26.

35. Горонович С.Н. Физико химические методы обеспечения совместимости интервалов бурения и заканчивания скважин в аномальных горно - геологических условиях // Дис. .канд. техн. наук., Уфа, 1987. ДСП.

36. Мавлютов М.Р., Полканова A.B., Нигматуллина А.Г., Горонович С.Н. и др. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении // ОИ. Сер. Техника, технология и организация геологоразведочных работ. М.: ВИЭМС, 1990. 27 с.

37. Валеева H.A. Полимерсолевые растворы с управляемыми кольматирующими свойствами для вскрытия продуктивных песчаников. Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук.- Уфа 1988,-105с. ДСП

38. Жидкость для предварительной промывки заколонного пространства при цементировании скважин Well preflush fluid: Пат. 5082499 США, МКИ5 С 04 В 7/21 / Shen Jian-Chyun; Union Oil Co. of California.- № 458074; Заявл.28.12.89; Опубл. 21.1.92; НКИ 106/735

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

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

41. Разработка газоконденсатных месторождений с большим этажом газоносности / Рассохин Г.В., Рейтенбах Г.Р., Трегуб H.H. и др. М.: Недра, 1984, с208.

42. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах /Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. -М.: Недра, 1987. -190с

43. Измайлов Л.Б., Булатов А.И. Крепление нефтяных и газовых скважин, М., «Недра», 1976. 199с.

44. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Гостоптехиздат, 1963, 517с.

45. Дон Н.С., Титков Н.И., Гайворонский A.A. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах. М.: Недра, 1973. 272с.

46. Мирзаджанзаде А.Х., Махмудов М.Н., Самедов Т.А. Элементы механики разобщения пластов. Баку: Азернешр, 1976. 211с.

47. Сьюмен Дж.О., Снайдер Р.Э. Причины некачественного первичного цементирования // Нефть, газ и нефтехимия, 1982. № 12.-С.11-16.

48. Повышение герметичности контактных зон цементного кольца /И.Г.Юсупов, А.А.Голышкина, И.С.Катеев // Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1980.35с.

49. Изменение давления и температуры в зацементированном заколонном пространстве скважин / А.И. Булатов, A.JI. Видовский // Обзор, информ. Сер. Техника и технология бурения скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. Вып.11. - 59с

50. Гельфман Т.Н., Клявин P.M. К вопросу о водоотдачи цементных растворов //НТЖ. Нефтяное хозяйство, 1963. № 8. - С.14-16.

51. Гельфман Г.Н., Клявин P.M. Влияние водоотдачи на процесс формирования цементного камня и качество цементирования // Крепление и разобщение пластов. М.: Недра, 1964.- С. 64-72.

52. Амиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян A.A. Повышение нефтегазоотдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения // Обз.информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1977 - 80с.

53. Юсупов И.Г. Крепление нефтяных скважин органо-минеральными композиционными материалами: Дисс. . д-ратехн.наук- Уфа, 1984.-405с.

54. Загиров М.М. Повышение эксплуатационной надежности скважин // Обзор, информ. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, М.:ВНИИОЭНГ, 1983, 24с.

55. Сутягин В.В. Снижение проницаемости межпластовой изоляции в скважинах. М.: Недра, 1989.-264с.

56. Поляков В.Н. Требования, предъявляемые к герметичности и прочности ствола при заканчивании скважин месторождений Башкирии // НТЖ. Нефтяное хозяйство. 1983. № 5. С. 27-28.

57. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в сложных гидродинамических условиях /В.А.Блажевич, В.А. Стрижнев //Обзор информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. Вып.12. 55с.

58. Клещенко И.И., Григорьев A.B., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации скважин. -М.: ОАО «Издательство» Недра, 1998. 267с.

59. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. Учебник для вузов. М., Недра, 1983, 510с.

60. Лысенко В.Д. О межпластовых перетоках через скважины первого эксплуатационного ряда при увеличении их забойного давления // Тр. ТатНИПИнефть», М.: Недра, 1964. -Вып.6. С.230-237.

61. Литвинов A.A., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин. М., «Недра», 1994, 136с.

62. Блажевич В.А., Фахреев И.А., Глазков A.A. Исследования притока и поглощения жидкости по мощности пласта. М., «Недра», 1969, 136с.

63. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. М., «Недра». 1975, 175с.

64. Поляков В.Н., Колокольцев В.А., Расторгуев М.А. Исследование нестационарных гидродинамических процессов при спуске инструмента в ствол скважины, сообщающийся с проницаемым пластом // Бурение: Реф. науч.-техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1972, № 10,- С 8-13.

65. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкции забоев скважин. Тюмень: Издательство «Вектор Бук». 1998,212с.

66. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин /В.Н. Поляков, М.Р. Мавлютов, A.A. Алексеев, В.А. Колодкин. Уфа: Китап, 1998. -192с.

67. Грим P.E. Минералогия и практическое использование глин. -М.: Мир, 1967. -510с.

68. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. -М.: Недра, 1972. -С.17-96.

69. Новиков B.C. Оценка устойчивости глинистых пород при бурении скважин // Нефт. хоз-во. -М.: Недра, 1996. -№10. -С. 18-20.

70. Городнов В.Д. Роль состава катионообменного комплекса глин в их устойчивости / В.Д. Городнов, A.A. Русаев // Дисперсные системы в бурении. Киев: Наукова Думка, 1977. -С. 91-93.

71. Злочевская Р.И. О взаимодействии глин с растворами электролитов в процессе их набухания / Р.И. Злочевская, В.И. Дивисилова // Связанная вода в дисперсных системах. -М.: МГУ, 1972. -С.43-65.

72. Зубарев В.Г. Исследование проникновения фильтрата прмывочных жидкостей в глинистые породы / В.Г. Зубарев, Б.В. Байдюк // Экспресс-информ. -М.: ВНИИЭГазпром, 1973. -№4.

73. Кистер Э.Г. О набухании глин / Нефтяное хозяйство. -М.:Недра, 1947.12.

74. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей. М.: Недра, 1967.

75. Шантарин В.Д. Физико-химия дисперсных систем / В.Д. Шантарин, B.C. Войтенко. -М.: Недра, 1990.-С. 14-34.

76. Демичев С.С. Выбор продуктивного объекта и метода предупреждения при испытании скважин / Совершенствование физико-химических методов интенсификации притоков при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири // Тр-Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991. -117с.

77. Цытович H.A. Механика грунтов. -М.: Высшая школа, 1973. -280с.

78. Рыжов A.M. Определение прочности и деформативности грунтов в строительстве. -Киев: «Будивельник», 1976. -134с.

79. Мелик-Асланов J1.C. Исследование некоторых вопросов вскрытия мезозойских отложений Азербайджана // JT.C. Мелик-Асланов, O.A. Сидоров, М.Д. Насиров // Труды АзНИИДН, вып. XXII, Баку: Азгосиздат, 1972. -С.385-392.

80. Шахназаров A.A. О движении песка в системе скважина-пласт при эксплуатации слабосцементированных нефтяных коллекторов / Труды УкрНИИПНД, вып. V-VI. -М.: Недра, 1970.-С103-114.

81. Зотов Г.А., Динков A.B., Черных В.А. Эксплуатация скважин в неустойчивых коллекторах. -М.: Недра, 1987. -172 с.

82. Stein N. Determine properties of friable formation sands // World Oil. 1988, III. -Vol. 206. -N3. P.33-37.

83. Ягофаров A.K. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири / Ягофаров А.К., Курамшин P.M., С.С. Демичев. -Тюмень: Изд-во фирма «Слово», 2000. -224с.

84. Еганянц Р.П., Танченко Г.Г., Буримов Ю.Г. Бурение скважин в песчаных породах третичного возраста с регулированием дифференциального давления // Бурение. Реф. научн.-техн.сб. М: ВНИИОЭНГ, 1977, № 6. С.6-8.

85. Колесников H.A., Волонсевич С.А., Сафронов В.А. О влиянии отрицательного дифференциального давления на эффективность разрушения пород // НТЖ. Нефтяное хозяйство, 1983. № 6. - С. 12-14.

86. Регулирование перепада давления в зоне разрушения породы при бурении нефтяных и газовых скважин / Штур В.Б., Мавлютов М.Р., Филимонов Н.М., Абдул-лин P.A. // Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - вып.20. - 43с.

87. Колесников H.A., Рахимов А.К., Брыков A.A., Булатов A.A. Процессы разрушения горных пород и резервы повышения скорости бурения. Ташкент: Фан, 1989. 188с.

88. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчивания скважин на продуктивность // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - № 5.

89. Зильберман В.И., Дегтев Н.И. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин // НТЖ. Нефтяное хозяйство, 1988, № 12.

90. Мамедов A.A. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения. М., «Недра», 1974.

91. Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. 2-е изд., перераб. - Уфа: КИТАП, 1999. - 304с.

92. Гошовский C.B., Абдуладзе A.M., Клибанец В.А. Совершенство-вание способов вскрытия нефтегазоносных пластов // Обзор, информ. Сер Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1983. Вып. 13 (52). - 24с.

93. И.Н. Гайворонский, A.A. Мордвинов. Гидродинамическое совершенство скважин // Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М: ВНИИОЭНГ , 1983. -вып. 1(50). 36 с.

94. Мирзаджанзаде А.Х. Гидравлика псевдосжиженного слоя в вопросе эксплуатации пробкообразующих скважин / А.Х. Мирзаджанзаде, С.С. Алескеров, С.М. Алиев и др. // Нефть и газ, 1967. -№1. -С. 22-25.

95. Якубов Б.М. Обработка экспериментальных данных по псевдосжижению зернистого материала вязкопластичной средой / Б.М. Якубов, P.M. Хасаев // Нефть и газ, 1968.-№8.- С.28-31.

96. Алибеков Б.И. Гидравлические методы защиты глубинных насосов / Б.И. Алибеков, A.M. Пирвердян, О.В. Чубанов.-М.: Недра, 1972. -226с.

97. Мирзаджанзаде А.Х. Методическое руководство по эксплуатации скважин при интенсивном пескопроявлении и откачке неньютоновских жидкостей. -Уфа, 1977. -182 с.

98. Съюмен Д. Спрвочник по контролю и борьбе с пескопроявлениями в скважинах / Д. Съюмен, Р. Элис, Р. Снайдер // Пер. с англ.и ред. Цайгера М.А. -М.: Недра, 1986.-176с.

99. Гаврилко В.М. Фильтры буровых скважин / В.М. Гаврилко, B.C. Алексеев. -М.: Недра, 1976. -345с.

100. Володько И.Ф. Гравийные фильтры буровых скважин. -М.: Гос. изд-во по строительству и архитектуре, 1952. -247с.

101. Арестов Б.В. Проволочный скважинный фильтр для предотвращения выноса песка / Б.В. Арестов, С.Н. Бузинов, В.В. Макеев, A.A. Ковальчук // Газовая промышленность. -1988. -№2. -С.18-19.

102. Ашрафьян М.О. Особенности техники и технологии заканчивания скважин в неустойчивых коллекторах / М.О. Ашрафьян, O.A. Лебедев // Обзорн. инф. -М.: Сер. Бурение, ВНИИОЭНГ, 1979. -49с.

103. ИЗ. A.c. -№1177460 СССР, МКИ3 Е21В43/08. Скважинный фильтр / Чарыев О.М. (СССР). 1985.

104. Sparlin D., Hagen R.W. Controlling sand in a horizontal completion // World Oil. -1988, IX. -Vol. 207, N5. -P. 54-60.

105. Лобанова Б.С. Результаты внедрения комплексной технологии разобщения и вскрытия пластов без перфораторов / Б.С. Лобанова, Р.Х. Муслимова, Р.Г. Габдуллина, С.К. Чепик // Нефтяное хозяйство, 1986, -№1. -С. 10-15.

106. Инструкция по комплексной технологии разобщения и вскрытия пластов без перфораторов. РД 39-2-1041-84. Бугульма, ТатНИПИнефть, 1984.

107. Муслимов Р.Х. Выбор плотности перфорации скважин / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Габдуллин // Нефтяное хозяйство, 1983.-№8.-С.31-33.

108. Элис P.C. Оптимизация борьбы с выносом песка / P.C. Элис, P.M. Снайдер, Дж. Самен // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1981. -№12. -С. 13-21.

109. Элис P.C. Условия эффективной работы гравийных фильтров / P.C. Элис, P.M. Снайдер, Дж. Самен //Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1981. -№11. -С. 6-13.

110. Варгас Л. Борьба с выносом песка / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1982. -№10.-С.25-28.

111. Маслов И.И. Создание противопесочных гравийных намывных фильтров / И.И. Маслов, Б.А. Скунин, А.Н. Закхеев // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1982. -№10. -С.23.

112. Ланчаков Г.А. Способ создания скважинного гравийного фильтра / Г.А. Ланчаков, A.A. Ахметов, Д.И. Хадиев, Г.А. Киряков, К.А. Жуковский Заявка с приоре-тетом №99107596/03 (008674) от 21.04.99 г. -Юс.

113. A.c. СССР №1150364, МКИЕ21 В43/00. Заявлено 25.06.81.

114. A.c. № 697689 от 30.09.77 по кл. Е 21 В 33/138. способ крепления призабой-ной зоны скважины / Мелик-Асланов Л.С., Мамедов Р.Г., Насиров М.Д. и др. (СССР). -№2530256/22-03; Заявлено 30.09.77; Опубл 15.11.79, Бюл. №42.

115. Маслов И.И. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин / Обзор. Сер. Нефтепомысловое дело. -М.: ВНИИОЭНГ, 1982. -С.15-18.

116. Пат. 6273192 США, МПК7Е ВЗ3/13.Atlantic Richfild Co. №09/537153; Заявлено 29.03.2000; Опубл. 14.08.2001; НПК 166/294. Англ.

117. Ушатинский И.Н. Минералогические и геохимические показатели нефтега-зоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. И.Н. Ушатинский, О.Г. Зарипов // Труды ЗапСибНИГНИ. -Свердловск, 1978. № 96.

118. Фартуков М.М. Причины зонального нефтенасыщения. Геология нефти и газа, 1990. -№8.-М. 18-20.

119. Дадыка В.И. Тампонажные материалы для крепления призабойной зоны скважин / В.И. Дадыка, P.P. Алишанян, В.В. Гольдштейн, С.М. Гамзатов, М.О. Аш-рафьян, B.C. Свиридов B.C. // Об. Инф. -М.: ВНИИОЭНГ, 1984. -52с.

120. Формирование и работа тампонажного камня в скважине / Тезисы докладов в IV конференции-дискуссии.-Краснодар. 1987.

121. Ягофаров А.К. Способ выработки запасов из переходных зон нефтяных залежей / А.К. Ягофаров, И.И. Клещенко, Б.И. Краснов // Проблемы строительства нефтяных и газовых скважин. Тезисы докладов Всесоюзной конференции. -Краснодар, 1990.-С. 207.

122. Методы борьбы с выносом песка из нефтяных скважин. Обзорная информация. Серия нефтепромысловое дело. М., 1980, с. 11-16.

123. Пат. № 202975 С1 по кл. Е 21 В 43/08, 33/138 опубл. 20.02.95 г.

124. A.c. СССМР №509691, кл. С 09 К 17/00, 1971 г.

125. Умрихина Е.И. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах / Е.И. Умрихина, В.А. Блажевич. -М.: Недра, 1976. -С. 107-192.

126. A.c. № 968334 кл. Е 21 В 43/138 опубл. Бюл. № 39 23.10.82 г.

127. Патент США № 4034811 от 20.11.1975 г. Continental Oil Company, опубл. 12.07.1977 г. в сборнике "Изобретения в СССР и за рубежом" №3, 1978, с.42

128. A.c. № 1694857 от 21.06.89 г. по кл Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны пласта. Опубл., Бюл. №44, 1991.

129. Пат. 2138616 РФ, Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны пласта / A.A. Перейма, P.A. Гасумов, Ю.А. Лексусов (Россия). -№97118822/03; Заявлено 11.11.97; Опубл. 27.09.99, Бюл. №9.

130. A.c. СССР № 833294, кл Е 21 В 43/08, 1981

131. Экспресс информация ВИНИТИ, Сер. Нефтегазодобывающая промышленность, 1970. №37.-С. 14-17.

132. A.c. №947391 кл. Е 21 В 33/138, опубликовано Бюл. №28, 30.07.82

133. Knapp R.Y., Planty R., and Voiland, E.J., "F gravelcoating aqueous epoxy emulsion system for water-baset consolidated gravel packing: Develompent and application" Journal of Petroleum Tecynjlogy, Nov. 1977.

134. Чарыев M.O. Призированные гранулы, как эффективный материал для создания фильтров в пескопроявляющих скважинах / М.О. Чарыев, Корнилов А.Е. // Повышение скоростей и качества строительства газовых скважин. Сб. научн. тр. ВНИИ-газа, 1986.-С.84-94.

135. Чарыев О.М. Аналитическое и экспериментальное исследование повышения проницаемости цементного камня при креплении призабойной зоны пласта пескопроявляющих скважин. Изв. Вузов. Сер. Нефть и газ. -Баку. 1974. -№5. -С.21-25.

136. A.c. 1700203 СССР, 1991 г.

137. Серенко И.А. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин / И.А. Серенко, H.A. Сидоров, А.Т. Кошелев. -М.: Недра, 1988. -263с.

138. Рахимов Н.Р. Борьба с песчаными пробками в нефтяных скважинах объединения «Узбекнефть» / Азерб. Нефт. Хоз-во. -Баку, 1972. -№10. -С.32-33.

139. A.c. 1434080 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/13. Газоцементный тампонажный состав, 1988.

140. Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам." М.: Недра, 1987. -С. 185.

141. Пат. 2059059 кл. 6Е 21 В 33/138 Газоцементный состав / A.A. Перейма, K.M. Тагиров, В.И. Ильяев (Россия). -№ 93052292/33; Заявлено 18.11.93; Опубликовано 27.04.96.

142. Пат. 2154729РФ, Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь / В.И. Вяхирев, П.А. Ге-реш, Н.М. Добрынин и др. (Россия). -99125239/03; Заявлено 02.12.1999; Опубл. 02.12.1999.

143. A.c. № 1726731 СССР от г. МКИ3 Е 21 В 33/138, 43/02. Состав для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов / Заявлено 12.06.89; Опубл. 1992, Бюл. №14,.

144. A.C. № 1154435 от 19.08.83 г. по кл. Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов. Опубл. 1985, Бюл. №17.

145. Пат. РФ № 2121560 С1 6 Е 21 В 33/138. Состав для крепления призабойной зоны слабосцементированных пластов / A.A. Перейма, P.A. Гасумов, З.А. Астапова (СССР). -№ 96124610/03;Заявлено 31.12.96; Опубл. 10.11.1998, Бюл. №12.

146. A.c. № 138906 по кл. Е 21 В 33/138, 1960 г.

147. A.c. № 1754880 от 2.08.89 г. по кл. Е 21 В 33/138 опубл. в ОБ №30, 1992 г.

148. A.c. № 1274370 от 15.10.84 г. по кл Е 21 В 33/138, ДСП

149. A.c. № 2005165 от 24.02.92 г. по кл. Е 21 В 33/138, опубл. в ОБ № 47-48, 1993 г.

150. Зотов Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газокон-денсатных добывающих скважин // Г.А. Зотов, З.С. Алиев. -М.: Недра, 1980. -302 с.

151. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании /Поляков В.Н., Лукманов P.P., Шарипов А.У. и др. // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1972,- № 9.- С.18-12.

152. Бочко Э.А., Никишин В.А. Упрочнение горных пород при бурении скважин. -М.: Недра, 1979,- 167 с.

153. Катеев И.С., Юсупов И.Г., Ибатуллин Р.Х. и др. Из опыта крепления нефтяных и газовых скважин в Татарии. г. Казань: Татарское книжное изд-во, 1981-104 с.

154. Шарипов А.У., Поляков В.Н., Лукманов P.P. Новый способ заканчивание скважин // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1979.- № 12.- С.24-25.

155. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика: Учебное пособие. М: Недра, 1972. 360с.

156. Мс. Dowell S.N, Muskat М. The effectef well Productivity of formation penetration beyond perforated Casing . Trans. AJME. Vol. 198, 1950 P: 309.

157. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 256с.

158. Лебедев O.A., Саркисов М.М., Александров В.Б., Желтухин Ю.Л. Влияние конструкции забоя на добывные характеристики скважин в трещинном коллекторе // НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1984,- № 12,- С. 42-44.

159. Выжигин Г.Б. Влияние условий вскрытия пластов и заканчиваня скважин на продуктивность //НТЖ. Нефтяное хоз-во. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.- № 5,- С. 45-48.

160. Афридонов И.Ф., Асфандьяров Р.Т., Овцин И.О. Применение комплексной технологии заканчивания скважин в АНК «Башнефть» // РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1998,- № 8.- С.9-11.

161. Поляков В.Н., Колодкин В.А. Технология заканчивания глубоких скважин открытым забоем // Проблемы нефтегазовой отрасли: Материалы Между нар. науч. -техн. семинара. Уфа: УГНТУ, 1998.- 45 с.

162. A.c. 819306 (СССР). Способ снижения проницаемости пластов / Поляков В.Н., Лукманов P.P., Мавлютов М.Р. и др. Опубл. 1981. Бюл. № 13.

163. A.c. 1720325 AI (СССР). Способ заканчивания скважин / В.Н. Поляков, М.Р. Мавлютов, М.Н. Байраков и др. Зарег. в Гос. реестре изобрет. СССР 15.11.91.

164. Старов O.E., Грубов А.И. Мероприятия по охране окружающей среды при разбуривании Чеканского месторождения // Производственный, теоретический, научно-популярный и информационный журнал (ПТНПИЖ) Нефть Татарстана 1998.-№ 2.

165. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / Муравьев И.М., Андриасов P.C., Гиматуддинов Ш.К. и др. 3-е изд., перераб. и доп. - .: Недра, 1970.-445 с.

166. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М., КУБК-а, 1997. - 351с.

167. Глинка H.JI. Общая химия: Учебное пособие для вузов. -27-е изд., стереотипное / Под ред. В.А. Рабиновича. -JL: Химия, 1988. 704с.

168. Куксов А.К. Заколонные проявления при креплении скважин / А.К. Куксов,

169. A.B. Черненко Сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1987.

170. Васильев В.В. Разработка известково-кремнезёмистых тампонажных композиций для крепления глубоких скважин: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа: УНИ, 1988. -23с.

171. Тарасов В.К. Изучение миграции воды в пористых материалах при отрицательных температурах //Структурообразование тампонажных материалов. М.: Стройиздат, 1974.

172. Булатов А. И. Тампонажные материалы / А. И. Булатов, B.C. Данюшевский. -М.: Недра, 1987. -280с.

173. Фролов A.A. Солевые и тампонажные композиции на основе вторичных материальных ресурсов производства соды / A.A. Фролов, A.A. Шатов, В.И. Вяхирев,

174. B.Ф. Сорокин, П.В. Овчинников. Москва.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000. - 214с.

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

176. Грубов А.И., Анваров A.A., Старов O.E. и др. Комплексное воздействие на призабойную зону нефтяных скважин // В кн. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. -Уфа: Тр. БашНИПИнефть.-№ 96.-1999.

177. Лукманов P.P., Антонов К.В., Шарипов А.У. Вскрытие продуктивных пластов с промывкой полимерными буровыми растворами. Уфа: издание БГУ, 1998 . -96 с.

178. Ханипов Р.В. Технологические жидкости и тампонажные растворы для реконструкции фильтра скважины // Проблемы строительства, эксплуатации и исследования горизонтальных скважин: Материалы науч.-техн. конф.1-3 декабря 1999. Аз-накаево, 1999,- С. 21-22.

179. Дедусенко Г.Я., Аванников В.И., Липкес М.И. Буровые растворы с малыми содержанием твердой фазы. -М.: Недра, 1985,- 160 с.

180. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков В.Э. Буровые растворы для осложненных условий. -М.: Недра, 1988. 135 с.

181. Резниченко И.Н. Приготовление, обработка и очистка буровых растворов. -М.: Недра, 1982. -230 с.

182. Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. М.: Недра, 1990. -230 с.

183. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. М.: Недра, 1978.- 293 с.

184. Абрамович Г.Н. Теория турбулентных струй. М.:Физматгиз, 1960.-715с.

185. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Муллер В.М. Поверхностные силы. М.: Наука, 1985.-398 с.

Информация о работе

Басов, Сергей Александрович
кандидата технических наук
Москва, 2009
ВАК 25.00.15

Диссертация

Исследование и разработка технологий строительства и ремонта газовых скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы