Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование и разработка тампонажных смесей для цементирования обсадных колонн в высокопроницаемых горных породах

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Обоснование и разработка тампонажных смесей для цементирования обсадных колонн в высокопроницаемых горных породах"

005005956

На правах рукописи

МЕЛЕХИН Александр Александрович

ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ТАМПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН В ВЫСОКОПРОНИЦАЕМЫХ ГОРНЫХ ПОРОДАХ

Специальность 25.00.15 - Технология бурения

и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 2 ДЕК 2011

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2011

005005956

Работа выполнена в федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном университете.

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Николаев Николай Иванович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук

Шарафутдинов Зариф Закиевич,

кандидат технических наук

Капитонов Владимир Алексеевич

Ведущее предприятие - Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть».

Защита диссертации состоится 26 декабря 2011 г. в 14 ч 30 мин на заседании диссертационного совета Д 212.224.02 при Санкт-Петербургском государственном горном университете по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.1160.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного университета.

Автореферат разослан 25 ноября 2011 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета доктор технических наук, профессор В.П.ОНИЩИН

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы: Цементирование нефтяных и газовых скважин — наиболее ответственный этап их строительства. Особая важность и значимость цементировочных работ обусловливается тем, что неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущих этапов строительства скважин. При креплении обсадных колонн, как правило, кондуктора и верхней технической, не редко имеет место поглощение цементного раствора в высокопроницаемых горных породах.

При возникновении осложнения, связанного с поглощением цементного раствора, требуется его оперативное устранение, которое затрудненно спущенной в скважину обсадной колонной. В связи с этим большинство разработанных технологий для борьбы с поглощениями являются малоэффективными.

Учеными, работавшими над данной проблемой, предлагались различные способы её решения: применение быстросхватывагощихся тампонажных композиций, ввод набухающих добавок в состав цементного раствора и многие другие. Но все эти разработки требуют наличия дополнительных химических реагентов и оборудования, оперативно доставить которые на скважину невозможно. В связи с этим разработка составов тампонажных смесей и технологических схем их оперативного применения, позволяющих повысить эффективность изоляционных работ, представляется весьма актуальной задачей.

Значительный вклад в развитие научных представлений о процессах тампонирования скважин внесли отечественные и зарубежные исследователи Агзамов Ф.А., Ангелопуло O.K., Ахмадеев Р.Г., Бабаян Э.В., Булатов А.И., Вахрамеев И.И., Данюшевский B.C., Крылов В.И., Курочкин Б.М., Мавлютов М.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Николаев Н.И., Поляков В.Н., Стрижнев К.В., Тян П.М., Шарафутдинов 3.3., Яковлев A.A., и др.

Актуальность темы подтверждается ее соответствием плану госбюджетных НИР кафедры бурения скважин, СПГГУ.

Целью работы является повышение надёжности межпластовой изоляции затрубного пространства обсадных колонн в высокопроницаемых горных породах.

Идея работы заключается в создании технико-технологического комплекса инженерных решений для использования дополнительного объёма тампонажной смеси с расширяющейся полимерной добавкой имеющей высокую кольматирующую способность при оперативной изоляции зон поглощений цементного раствора.

Задачи исследования-.

• анализ причин возникновения поглощений тампонажного раствора при креплении обсадных колонн и существующих технологий их ликвидации;

• теоретические исследования процесса ликвидации поглощений цементного раствора при креплении обсадных колонн;

• разработка составов тампонажных смесей для ликвидации поглощений цементного раствора при креплении обсадных колонн, экспериментальные исследования реологических и физико-механических свойств тампонажных смесей;

• экспериментальные стендовые исследования и анализ полученных результатов;

• разработка технологических схем тампонирования осложнённых интервалов скважин;

• опытно-производственная оценка эффективности предложенных разработок.

Методика исследований включает в себя комплекс экспериментальных работ по исследованию свойств тампонажных смесей на основе тампонажного портландцемента (ПЦТ-1) с расширяющейся полимерной добавкой (РПД) и их закупоривающей способности, а также теоретические исследования, направленные на оценку основных факторов, определяющих качество крепления обсадных колонн в проницаемых горных породах.

Научная новизна заключается:

- в установлении аналитической зависимости, связывающей технологические параметры процесса цементирования обсадных колонн с геометрическими характеристиками осложнённых интервалов скважины и физико-механическими свойствами тампонажных систем;

- в установлении эмпирических зависимостей структурно-реологических и физико-механических показателей тампонажных систем от состава и свойств входящих в них компонентов.

Защищаемые научные положения:

1. Полученные аналитическим путём математические зависимости, связывающие геометрические характеристики осложнённых интервалов скважин и структурно-реологические показатели тампонажных систем с технологическими параметрами процесса ликвидации поглощений цементного раствора отвечают физике процесса и могут быть использованы в инженерных расчётах в диапазоне реальных значений входящих в них показателей.

2. Введение в состав цементного раствора расширяющейся полимерной добавки в количестве 2 - 2,5% обеспечивает получение эффективных тампонажных смесей с высокой закупоривающей способностью, снижающих проницаемость поглощающего пласта от 40 до 100% за 25 - 40 мин.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, высокой степенью сходимости (98%) их результатов и воспроизводимостью полученных данных.

Практическая значимость работы заключается в разработке составов тампонажных смесей для ликвидации зон поглощения и технологии их применения при креплении обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на ежегодных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Санкт-Петербургского государственного горного университета (Санкт-Петербург, 2010, 2011); на Международной конференции, посвященной 55-ти летию кафедры бурения скважин Томского государственного политехнического университета (Томск, 2009); на XIV Международном научном симпозиуме студентов и молодых ученых им. акад. М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2010); на XI международной молодежной конференции «Севергеоэкотех-2010» (Ухта, 2010); на Всероссийской научно-

технической конференции «Нефтегазовое и горное дело» (Пермь, 2010).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 статьи опубликованы в журналах, входящих в перечень ведущих журналов и изданий, рекомендуемых ВАК Минобрнауки России.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 119 наименований. Материал диссертации изложен на 131 стр., включает 9 табл., 30 рис. и 1 приложение.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика работы, обосновывается ее актуальность, определяются цель, задачи, идея работы, излагаются защищаемые научные положения, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе приведён обзор современного состояния методов и технических средств ликвидации поглощений тампонажного раствора, а также рассмотрены причины возникновения поглощений при креплении обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.

Рассмотрены существующие технологии и технические средства ликвидации осложнений, возникающих при креплении обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах, и дан анализ их достоинств и недостатков.

Проведён обзор существующих тампонажных материалов, используемых в настоящее время для борьбы с поглощениями. Поставлены цели и задачи дальнейших исследований.

Во второй главе изложена методика теоретических и экспериментальных исследований. В ней кратко представлены основные параметры тампонажных растворов, которые необходимо учитывать при цементировании скважин в условиях поглощения. Описаны приборы, служащие для определения реологических и физико-механических свойств тампонажных смесей, а также

методика планирования экспериментов и статистической обработки результатов.

В третьей главе изложены результаты экспериментальных исследований свойств тампонажных смесей на основе портландцемента с расширяющейся полимерной добавкой и образовавшегося из них тампонажного камня.

В частности, исследованы способы регулирования кинетики набухания расширяющейся полимерной добавки (РПД) при взаимодействии с водой и различными гидрофобизаторами. Приведены результаты исследования по сокращению сроков схватывания тампонажной смеси. Исследованы реологические и структурно-механические свойства. По результатам исследований определена оптимальная рецептура тампонажных смесей для ликвидации поглощений при цементировании обсадных колонн.

Из результатов исследований видно, что оптимальная концентрация расширяющейся полимерной добавки составляет 2+2,5% в зависимости от проницаемости поглощающего пласта. Интенсивность набухания расширяющейся полимерной добавки можно регулировать вводом гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости в концентрации 16-^20%. Для ускорения сроков схватывания тампонажных смесей необходимо добавлять СаС12 в количестве 5% от массы ПТЦ. Максимальные значения объёмного расширения тампонажной смеси (10-12%) достигаются при водоцементном отношении 0,9-1 и концентрации РПД 2-2,5%. При увеличении концентрации РПД в составе тампонажной смеси её плотность понижается незначительно. При увеличении водоцементного отношения и увеличении концентрации РПД в тампонажной смеси её прочность снижается, но остаётся достаточной для создания защитного экрана при ликвидации поглощения.

Полученные количественные значения структурно-реологических свойств тампонажной смеси указывают на возможность её использования в качестве тампонажного материала при ликвидации поглощений в высокопроницаемых пластах при цементировании обсадных колонн.

В четвертой главе представлены результаты

теоретических исследований, направленных на решение важной технологической задачи - определения необходимой репрессии на пласт (АР) при закачке в него тампонажной смеси и необходимого объёма (V) тампонажной смеси.

На основе анализа известных теоретических подходов различных авторов (Н.Р. Рабиновича, А.Х. Мирзажданзаде, М.К. Сейд-Рза, И.И. Вахрамеева, Р.И. Шищенко и др.) к решению указанной проблемы разработана математическая модель ликвидации поглощений при креплении обсадных колонн нефтяных и газовых скважин расширяющимися тампонажными смесями.

Исходя из классической постановки задачи, представленной в виде графической зависимости на рис.1 и 2, очевидно, что указанную выше задачу можно сформулировать в виде следующей зависимости, связывающей геометрию поглощающего пласта, структурно-реологические

характеристики тампонажного состава и бурового раствора, технологические ' параметры процесса цементирования обсадной колонны:

г кпш, к;г;гс; т0;б

др = /| ;

Рнаг.» Рвых.» Q> кф где АР - перепад давления со стороны скважины, необходимый для нагнетания тампонажного состава в поглощающий интервал, Па; к„ - коэффициент проницаемости, м2; А - мощность поглощающего интервала, м; площадь фильтрации, м2; г - текущий радиус, м; гс - радиус скважины, м; Ятт. - максимальный радиус распространения тампонажной смеси, м; у — удельный вес тампонажной смеси, Н/м3; р - плотность бурового раствора, кг/м3;

- время за которое тампонажная смесь достигает предельной консистенции (30 Вс), при которой теряется подвижность, с; Р„аг. -давление нагнетания на устье, Па; Рвых. - давление на выходе из затрубного пространства, Па; £> - расход тампонажной смеси, м3/с; кф - коэффициент фильтрации, м/с.

Рис. 1 .Расчётная схема осложнённого интервала скважины:

1 -ствол скважины в зоне осложнения; 2-контур тампонирования поглощающего

интервала скважины

Рис.2. Схема к расчёту давления нагнетания тампонажной смеси в поглощающий пласт: 1-обсадная колонна; 2-поглощающий интервал; 3-линия нагнетания цементного раствора; 4-линия дросселирования

Согласно расчётной схеме (рис.2), во время подхода тампонажной смеси к поглощающему горизонту на контуре питания необходимо создать избыточное давление с помощью дроссельной заслонки на выходе бурового раствора из скважины.

Тогда: ДР = Рнаг. - Рвых ~ рг.с. где АР - репрессия на пласт, Па; Рг.с. - гидростатическое давление столба бурового раствора над поглощающим интервалом, Па.

В соответствии с граничными условиями при r=Rc; Р=РС,при f—Rmax> P=P,u.S№ Рс - давление в скважине, Па;Рш. - пластовое давление, Па, и учётом линейного закона фильтрации получим:

г. г, Г, n Q ' У ' J • (^онс. - ¿з) ,

Рвых = наг. -р-д-а-0- 2n.h.a.Rmax ■ — CD

где 0 ~ напорный градиент; tK0HC. - время загустевания тампонажной смеси, с; t3- время закачки тампонажной смеси до пласта, с; а -коэффициент учитывающий криволинейность каналов фильтрации жидкости, равный отношению криволинейной траектории движения жидкости к криволинейному радиусу её распространения (а>1,0).

Уравнение (1) позволяет рассчитать необходимую репрессию, создаваемую на уровне поглощающего интервала, при прокачке тампонажной смеси по затрубному пространству.

С технологической точки зрения, наибольший практический интерес представляет решение задачи о необходимом объёме тампонажной смеси для ликвидации поглощения в трещиноватом массиве пород.

Согласно расчётной схеме (рис.1 и 2), при нагнетании в поглощающий пласт тампонажной смеси её расход на границе r=r(t) составит:

«=—hi- (2)

где г - текущий радиус продвижения контура питания по поглощающему пласту, м; т0 - пустотность трещиноватого массива.

При граничных условиях уравнения (2): /=0; г=гс; и /=/</,/ r-Rmax; где, t,], - время фильтрации тампонажной смеси вплоть до начала загустевания, с. Решая уравнение относительно объёма тампонажной смеси, в конечном итоге получим:

где а - коэффициент криволинейности трещин; Г- густота трещин, 1/м; 5 - сред необъёмная раскрытость трещин, м; ук- скорости движения тампонажной смеси внутри колонны, м/с; скорости движения тампонажной смеси в кольцевом пространстве, м/с.

Аналитические зависимости 1 и 3 позволяют рассчитать потребный объём тампонажного материала для ликвидации поглощения известной интенсивности и давление необходимое для продавливания тампонажной смеси по поглощающему пласту, создаваемое путём перекрытия затрубного пространства на цементировочной головке.

Поскольку уравнение 3 является обобщённым, был проведён его анализ с целью определения значимых факторов и границ их применимости.

Для упрощения анализа устанавливались следующие начальные параметры: И=5 м; 0 =1,0', то=0-0,1; а=2; Г=1-10 1/м; 3=0,5-3 мм; р=1450 кг/м2; /л=0,1-0,3 Пас; 1к=30 мин; 1=500 м; 1=200 м.

Рис.3. Зависимости изменения потребного объёма тампонажной смеси от пустотности массива при различной вязкости тампонажной смеси

О 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1

Пустотность трещиноватого массива, дол.ед.

На рис. 3 представлена зависимость объёма тампонажной смеси необходимой для ликвидации поглощения от характеристик поглощающего пласта и реологических параметров тампонажной смеси.

Из графиков видно, что при увеличении пустотности массива объём тампонажной смеси, необходимый для эффективной изоляции поглощающего пласта, прямопропорционалъно возрастает, оптимальный объём достигается при слабой подвижности тампонажной смеси (ц=0,2-0,3 Па-с).

ОД 0,15 0,2 0,25 0,3

5.

Динамическая вязкость тампонажной смеси, Па-с

Рис.4. Зависимость изменения потребного объёма тампонажной смеси от её вязкости и раскрытости трещин

Анализ уравнения 3 и рис. 3 показывает, что вязкость тампонажной смеси (рис.4) существенным образом влияет на потребный объём её закачки в поглощающий горизонт и что рациональная область применения рассматриваемых расширяющихся тампонажных систем может быть ограничена размерами каналов (д<1,5 мм).

При легкоподвижных суспензиях (]и=0,]Щ]5 Па-с) и высокой среднеобъёмной раскрытое™ трещин (8=2,5 мм)

необходимый объём тампонажного раствора увеличивается многократно.

Увеличение вязкости естественным образом приводит к снижению объёма нагнетаемой смеси, так как за счёт повышения гидравлических сопротивлений снижается скорость её движения по проницаемому пласту, уменьшая тем самым радиус распространения смеси, при этом изменение раскрытости трещин в меньшей степени оказывает влияние на объём её закачки в осложнённый интервал.

ц=0,1 Пас ц=0Д5 Па-с ц=0,2 Па-с

§ 30 +-------------------------------------------------------------

I в^ггГ^!............. X ц=0,25 Па-с

3 4

Густота трещин, 1/м

ц=0,3 Па-с

Рис.5. Зависимость изменения потребного объёма тампонажной смеси от густоты трещин поглощающего интервала для тампонажной смеси с различной вязкостью

При малой среднеобъёмной раскрытости трещин (5=0,5-7,5 мм) потребляемый объём тампонажной смеси стремится к нулю ввиду мгновенного заполнения ею всех пор и трещин, препятствуя дальнейшему её продвижению, не зависимо от вязкости. В связи с этим применение разработанных тампонажных смесей при данных условиях может оказаться малоэффективным.

На графике, представленном на рис. 5, показаны зависимости объёма нагнетаемой тампонажной смеси в поглощающий интервал

скважины от густоты распространения фильтрационных каналов и её реологических свойств, из которых следует, что легкоподвижные суспензии (/.¿=0,]Щ15 Па-с) малоэффективны при высокой густоте трещин (Г>4 1/м).

Анализ графических зависимостей, представленных на рис. 5, показывает, что оптимальная вязкость смеси при входе в поглощающий пласт /х=0,2ЩЗ Пас. Применимость разработанной математической модели оптимальна для суспензий с большими показателями вязкости (]л=0,2^0,3 Па с) и ограниченна размерами каналов {8<1,5 мм). Таким образом, расчётный анализ полученной математической зависимости доказывает её применимость для инженерных расчётов в диапазоне реальных значений величин входящих в неё показателей.

В пятой главе представлены результаты по изучению изолирующей способности разработанных тампонажных смесей. Для этого был разработан экспериментальный стенд, представленный на рисунке 6.

Рис.6. Схема экспериментального стенда для исследования

закупоривающей способности тампонажной смеси: 1 - компрессор, 2 - соединительные трубки, 3 - прибор для определения проницаемости ТВР-804, 4 - ёмкость с буровым раствором или тампонажной смесью, 5 - кювета с насыпной моделью, 6 - ёмкость.

На основании экспериментальных данных были получены графические зависимости, описывающие динамику изменения проницаемости пористой среды в зависимости от состава тампонажной смеси и времени её закачивания (рис.7).

Из рис. 7 видно, что при прокачивании тампонажной смеси через модель поглощающего пласта коэффициент проницаемости значительно снижается, а с течением времени становится равным нулю. Так, при использовании тампонажной смеси, состоящей из

портландцемента, РПД-2%, СаС12-5%, В/Ц=0,9 (вода 80%, ГКЖ 20%) (смесь №1) проницаемость в течение первых 10 мин. значительно не снижается, а потом в течение последующих 20 мин. снижается до нуля.

Рис.7. Результаты исследования закупоривающей способности тампонажной смеси от времени её закачивания:

1 - ПЦТ+2% РПД+5% СаС12+20% раствор ГКЖ при В/Ц=0,9;

2 - ПЦТ+2,5% РПД+5% СаС12+20% раствор ГКЖ при В/Ц=0,9;

3 - ПЦТ+2,5% РПД+5% СаС12+20% раствор ГКЖ при В/Ц=1,0.

Ъ 2Е-08 | 1,8Е-08 | 1,6Е-08 | 1,4Е-08 | 1.2Е-08 С 1Е-08 I 8Е-09 1 6Е-09 § 4Е-09 I 2Е-09 0

5 10 15 20 25 30 35 40 Время закачивания, мин

При использовании тампонажной смеси, состоящей из портландцемента, РПД-2,5%, СаС1г5%, В/Ц=1,0 (вода 80%, ГКЖ 20%) (смесь №3), проницаемость значительно не снижается в течение первых 10 мин., а в течение 40 мин. с начала закачивания проницаемость снижается до нуля. Таким образом, изменяя содержание РПД и водоцементное отношение в тампонажной смеси, можно изменить время полной закупорки фильтрационных каналов, которая осуществляется в течение 25 - 40 мин. Это объясняется увеличением размеров частиц РПД и сорбцией водной составляющей из тампонажной смеси, из-за чего наблюдается

изменение её реологических характеристик и, как следствие, увеличение консистенции.

В шестой главе предложены пять технологических схем цементирования обсадных колонн в условиях поглощения с применением разработанных тампонажных смесей.

• Первая схема разработана для разведочных скважин, при строительстве которых, в процессе изучения керна, отмечается зона повышенной трещиноватости. При этом отмечается большая вероятность поглощения цементного раствора при креплении обсадной колонны в этом интервале. Эта схема предусматривает прямое одноступенчатое цементирование при введении тампонажной смеси между буферной жидкостью и цементным раствором.

• Вторая схема цементирования обсадных колонн в высокопроницаемых горных породах разработана для условий, когда в процессе бурения имеет место поглощение бурового раствора. При этом существует возможность определить все характеристики поглощающего интервала. Но, ввиду наличия в разрезе скважины слабосцементированных горных пород и большой вероятности осыпей и обвалов, необходимо оперативно перекрывать ствол скважины обсадной колонной и производить её цементирование. В этой схеме предусмотрено прямое двухступенчатое цементирование обсадной колонны с установкой муфты с пакером выше кровли поглощающего интервала.

• Третья схема разработана для скважин, поглощения в которых наблюдаются в процессе самого бурения. При этом, как и во второй схеме, существует возможность определить все характеристики поглощающего интервала. Но, ввиду наличия в разрезе скважины слабосцементированных горных пород и большой вероятности осыпей и обвалов, необходимо оперативно перекрывать ствол скважины обсадной колонной и производить её цементирование. Эта схема предусматривает прямое двухступенчатое цементирование, но, в отличие от второй схемы, устройство для ступенчатого цементирования устанавливается ниже подошвы поглощающего интервала.

• Четвёртая схема разработана для случаев ликвидации поглощения при гидроразрыве пласта возникшего ввиду

16

несоблюдения скоростного режима при спуске обсадной колонны с обратным клапаном. При этом имеет место частичное поглощение бурового раствора, а процесс ликвидации интервала поглощения осложнён наличием в скважине обсадной колонны. Эта схема предусматривает крепление обсадной колонны прямым способом до подошвы поглощающего интервала и перфорацию колонны в зоне поглощения и крепление колонны обратным цементированием с закачкой тампонажного состава перед цементным раствором.

• Пятая схема разработана для осложнений, связанных с возникновением катастрофического поглощения в процессе поднятия цементного раствора по затрубному пространству. Эта схема предусматривает крепление верхнего участка скважины обратным цементированием при закачке тампонажной смеси перед цементным раствором.

Опытно-производственная оценка предложенных технико-технологических решений была проведена на скважине № N13 746-2 нефтяного месторождения Северные Бузачи (Республика Казахстан) для ликвидации поглощения при креплении обсадной колонны (кондуктора). Результаты опытно-производственных испытаний свидетельствуют об эффективности предложенной технологии изоляции затрубного пространства обсадных колонн в условиях поглощения цементного раствора.

Основные выводы и рекомендации:

1. Оптимальная концентрация расширяющейся полимерной добавки в тампонажной смеси составляет 2+2,5% в зависимости от проницаемости поглощающего пласта.

2. Максимальные значения объёмного расширения тампонажной смеси (10-12%) достигаются при водоцементном отношении 0,9-1 и концентрации РПД 2-2,5%.

3. Полученные количественные значения структурно-реологических свойств тампонажной смеси указывают на возможность её использования в качестве тампонажного материала при ликвидации поглощений в высокопроницаемых пластах при цементировании обсадных колонн.

4. Основными факторами, определяющими потребный расход тампонажной смеси на основе портландцемента и расширяющейся полимерной добавки, являются густота распространения трещин, мощность поглощающего интервала, его пустотность, величина среднеобъёмной раскрытости трещин и структурно-реологические характеристики тампонажной суспензии.

5. На эффективность изоляционных работ существенное влияние оказывает величина раскрытости поровых каналов б, причём рациональная область применения расширяющихся тампонажных смесей может быть ограничена показателями вязкости (/¿>0,2 Пас) и размерами каналов поглощающего пласта (¿<1,5 мм).

6. Расчётный анализ по полученной математической зависимости показывает её применимость для инженерных расчётов в диапазоне реальных значений величин входящих в неё показателей.

7. Тампонажные смеси на основе портландцемента и расширяющейся полимерной добавки имеют высокую закупоривающую способность и снижают проницаемость поглощающего пласта от 40 до 100% за 25 - 40 мин.

8. Тампонажные системы на основе портландцемента с добавлением РПД обладают высокой удерживающей способностью, что позволяет проводить дальнейшие работы по креплению скважины после проведения изоляционных работ в поглощающих интервалах.

9. Все предложенные схемы ликвидации поглощений цементного раствора в процессе крепления обсадной колонны позволяют оперативно и без существенных затрат производить цементирование скважин в условиях высокопроницаемых горных пород.

Ю.Опытно-производственные испытания свидетельствуют об эффективности предложенной технологии изоляции затрубного пространства обсадных колонн в условиях поглощения цементного раствора.

И. Для дальнейшего создания тампонажных смесей, направленных на крепление скважин в условиях распространения высокопроницаемых горных пород, необходимо продолжить исследования по разработке композиций на основе различных

цементов с расширяющейся полимерной добавкой и совершенствовать схемы цементирования обсадных колонн в данных условиях.

Содержание диссертации отражено в следующих основных печатных работах:

1. Николаев H.H., Мелехин A.A., Сторчак A.B. Предварительные результаты исследований по созданию расширяющихся тампонажных составов для цементирования обсадных колонн в условиях поглощения цементного раствора // Инженер-нефтяник. Научно-технический журнал. - М.: ООО «Ай Ди Эс Дриллинг», 2010. - №4. - С.38-40.

2. Николаев Н.И., Мелехин A.A., Сторчак A.B., Усманов P.A. Повышение качества межпластовой изоляции затрубного пространства в интервалах вторичного вскрытия продуктивных пластов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2011. - №2. - С. 17-20.

3. Сторчак A.B., Мелехин A.A. Разработка составов тампонажных смесей на основе микроцементов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2011. - №8. - С. 51-54.

4. Мелехин A.A., Корнев А.Ю., Крюков М.А., Сморкалов A.A., Заклевская О. С. Повышение эффективности тампонажных работ при креплении обсадных колонн нефтяных и газовых скважин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2011. - №4. - С. 26-30.

5. Николаев Н.И., Мелехин A.A. Цементирование обсадных колонн в интервалах высокопроницаемых горных работ // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин: сборник докладов Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 55-летию кафедры «Бурение скважин». - Томск: Издательство Томского политехнического университета, 2009. -С. 156-158.

6. Мелехин A.A. Цементирование обсадных колонн в условиях поглощения тампонажного раствора // Проблемы геологии и освоения недр: Труды XIV Международного симпозиума им. акад.

М.А.Усова студентов и молодых учёных. - Томск: Издательство Томского политехнического университета, 2010. - С. 157-159.

7. Мелвхин A.A., Сторчак A.B. Повышение эффективности цементирования обсадных колонн при бурении нефтяных и газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений II Материалы XI международной молодёжной конференции «Севергеоэкотех-2010». - Ухта: УГТУ, 2010. - 4.4. - С.75-79.

8. Николаев Н.И., Усманов P.A., Мелехин А.А, Сторчак A.B. Повышение качества крепления обсадных колонн при строительстве нефтяных и газовых скважин // Труды VII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». - Самара: Самарский государственный технический университет, 2010. - Т.Н. -С.55-57.

9. Николаев Н.И., Иванов А.И., Мелехин A.A., Сторчак A.B. Повышение эффективности тампонажных работ при строительстве нефтяных и газовых скважин // IV ежегодный международный сборник научных трудов, посвященный 10-летию Института нефти и газа. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 413-419.

10. Николаев Н.И., Мелехин A.A. Тампонажные смеси для цементирования поглощающих интервалов // Научные исследования и инновации. Научный журнал. - Пермь: ПГТУ, 2011. - Т.5. - №1. -С. 40-44.

11. Николаев H.H., Мелехин A.A. Разработка тампонажных составов с высокой степенью расширения для строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин // Сборник научных трудов Донецкого национального технического университета: серия «Горное дело и геология». - Вып. 14(181). - Донецк: ДНВЗ «ДонНТУ», 2011. - С.218-221.

РИЦ СПГГУ. 21.11.2011. 3.663 Т. 100 экз. 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мелехин, Александр Александрович

Введение.

Глава I. Анализ современного состояния способов и средств цементирования обсадных колонн в условиях поглощений тампонажного раствора.

1.1. Причины возникновения поглощений тампонажного раствора при креплении обсадных колонн.

1.2. Способы ликвидации поглощений тампонажного раствора.

1.3. Тампонажные материалы для борьбы с поглощениями.

1.4. Постановка цели и задач исследования.

Глава II. Методика исследований.

2.1. Методика составления математической модели и анализ полученных результатов теоретических исследований.

2.2. Свойства тампонажных смесей, оборудование для оценки их физико-механических свойств и технологических параметров.

2.3. Планирование экспериментов и обработка их результатов.

Выводы по главе II.

Ш глава. Экспериментальные исследования структурно-реологических свойств расширяющихся тампонажных смесей.

3.1. Конкретизация экспериментальных исследований.

3.2. Исследование процесса набухания расширяющейся полимерной добавки.

3.3 Исследование структурно-реологических свойств тампонажных смесей.

Выводы по главе III.

Глава IV. Теоретические исследования процесса цементирования обсадных колонн в условиях поглощения цементного раствора.

4.1. Предварительные замечания и задачи исследования.

4.2. Анализ теоретических исследований в области изоляции проницаемых пластов.

4.3. Разработка математической модели крепления обсадных колонн в условиях поглощения цементного раствора.

4.4. Анализ полученных математических зависимостей.

Выводы по главе IV.

V глава. Экспериментальные исследования по оценке изолирующей способности разработанных тампонажных смесей.

5.1. Разработка экспериментальной установки для оценки закупоривающей способности тампонажной смеси.

5.2. Анализ полученных результатов.

Выводы по главе V.

Глава VI. Разработка технологических схем цементирования обсадных колонн в условиях поглощения цементного раствора.

6.1. Технологические схемы цементирования обсадных колонн.

6.2. Опытно-производственная оценка предложенным разработкам.

Выводы по главе VI.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование и разработка тампонажных смесей для цементирования обсадных колонн в высокопроницаемых горных породах"

Актуальность темы: Цементирование нефтяных и газовых скважин — наиболее ответственный этап их строительства. Особая важность и значимость цементировочных работ обуславливается тем, что неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущих этапов строительства скважин. При креплении обсадных колонн, как правило, кондуктора и верхней технической, не редко возникает поглощение цементного раствора в высокопроницаемых горных породах.

При возникновении осложнения связанного с поглощением цементного раствора требуется его оперативное устранение, которое затрудненно спущенной в скважину обсадной колонной. В связи с этим большинство разработанных технологий для борьбы с поглощениями являются мало эффективными.

Учеными, работавшими над данной проблемой, предлагались различные способы её решения: применение быстросхватывающихся тампонажных композиций, ввод набухающих добавок в состав цементного раствора и многие другие. Но все эти разработки требуют наличия дополнительных химических реагентов и оборудования, оперативно доставить которые на скважину не возможно. В связи с этим разработка составов тампонажных смесей и технологических схем их оперативного применения позволяющих повысить эффективность изоляционных работ представляется весьма актуальной задачей.

Значительный вклад в развитие научных представлений о процессах тампонирования скважин внесли отечественные и зарубежные исследователи Агзамов Ф.А., Ангелопуло O.K., Ахмадеев Р.Г., Бабаян Э.В., Булатов А.И., Вахрамеев И.И., Данюшевский B.C., Крылов В.И., Курочкин Б.М., Мавлютов М.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Николаев Н.И., Поляков В.Н., Стрижнев К.В., Тян П.М., Шарафутдинов 3.3., Яковлев A.A., и др.

Целью работы является повышение эффективности межпластовой изоляции затрубного пространства обсадных колонн в высокопроницаемых горных породах.

Идея работы заключается в создании технико-технологического комплекса инженерных решений, для оперативной изоляции зон поглощений цементного раствора путём введения дополнительного объёма тампонажной смеси с расширяющейся полимерной добавкой с высокой кольматирующей способностью.

Задачи исследования:

• анализ причин возникновения поглощений тампонажного раствора при креплении обсадных колонн и существующих технологий их ликвидации;

• теоретические исследования процесса ликвидации поглощений цементного раствора при креплении обсадных колонн;

• разработка составов тампонажных смесей для ликвидации поглощений цементного раствора при креплении обсадных колонн, экспериментальные исследования их реологических и физико-механических свойств;

• экспериментальные стендовые исследования и анализ полученных результатов;

• разработка технологических схем тампонирования осложнённых интервалов скважин;

• опытно-производственная оценка эффективности предложенных разработок.

Методика исследований носила экспериментально-теоретический характер, включающий в себя комплекс экспериментальных работ по исследованию свойств тампонажных смесей на основе тампонажного портландцемента (ПЦТ-1) с расширяющейся полимерной добавкой (РПД) и их закупоривающей способности, а также теоретические исследования, направленные на оценку основных факторов, определяющих качество крепления обсадных колонн в проницаемых горных породах.

Научная новизна заключается в установлении аналитической зависимости, связывающей технологические параметры процесса цементирования обсадных колонн с геометрическими характеристиками осложнённых интервалов скважины и физико-механическими свойствами тампонажных систем, а так же экспериментальных зависимостей структурно-реологических и физико-механических показателей тампонажных систем от состава и свойств входящих в них компонентов.

Защищаемые научные положения:

1. Полученные аналитическим путём математические зависимости, связывающие геометрические характеристики осложнённых интервалов скважин и структурно-реологические показатели тампонажных систем с технологическими параметрами процесса ликвидации поглощений цементного раствора отвечают физике процесса и могут быть использованы в инженерных расчётах в диапазоне реальных значений входящих в них показателей.

2. Введение в состав цементного раствора расширяющейся полимерной добавки в количестве 2 - 2,5% обеспечивает получение эффективных тампонажных смесей с высокой закупоривающей способностью, снижающих проницаемость поглощающего пласта от 40 до 100% за 25 - 40 минут.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется современным уровнем аналитических и достаточным объемом экспериментальных исследований, высокой степенью сходимости их результатов и воспроизводимостью полученных данных.

Практическая значимость работы заключается в разработке составов тампонажных смесей для ликвидации зон поглощения и технологии их применения при креплении обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах.

Апробация работы. Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на ежегодных научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых Санкт-Петербургского государственного горного института (Санкт-Петербург, 2010, 2011 г.г.); на Международной конференции, посвященной 55-ти летию кафедры бурения скважин Томского государственного политехнического университета (г. Томск 2009г.); на XIV Международном научном симпозиуме студентов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 2010г.); на XI международной молодежной конференции «Севергеоэкотех-2010» (г. Ухта 2010г.); на Всероссийской научно-технической конференции «Нефтегазовое и горное дело» (г. Пермь 2010г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, 4 статьи опубликованы в журналах, входящих в Перечень ведущих журналов и изданий, рекомендуемых ВАК Минобрнауки России.

Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего 119 наименований. Материал диссертации изложен на 131 странице, включает 9 таблиц, 30 рисунков и 1 приложение.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Мелехин, Александр Александрович

Основные выводы и рекомендации.

1. Оптимальная концентрация расширяющейся полимерной добавки составляет 2-К2,5%, в зависимости от проницаемости поглощающего пласта.

2. Интенсивность набухания расширяющейся полимерной добавки можно регулировать вводом гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости в концентрации 16+20%.

3. Добавка ускорителя сроков схватывания СаС12 в количестве 5%, существенно сокращает время набора прочности цементного камня;

4. Максимальные значения объёмного расширения тампонажной смеси (10-12%) достигаются при водоцементном отношении 0,9-1 и концентрации РПД 2-2,5%.

5. Плотность тампонажной смеси резко понижается при увеличении водоцементного отношения. При увеличении концентрации РПД в составе тампонажной смеси её плотность понижается незначительно.

6. При высоком водоцементном отношении и низком содержании РПД тампонажная смесь является седиментационно не устойчивой, следовательно, не пригодной для тампонирования поглощающих пластов.

7. При увеличении водоцементного отношения и увеличении концентрации РПД в тампонажной смеси её прочность уменьшается.

8. Полученные количественные значения структурно-реологических свойств тампонажной смеси указывает на возможность её использования в качестве тампонажного материала при ликвидации поглощений в высокопроницаемых пластах при цементировании обсадных колонн.

9. Основными факторами, определяющими потребный расход тампонажной смеси на основе портландцемента и расширяющейся полимерной добавки, являются густота распространения трещин, мощность поглощающего интервала, его пустотность, величина среднеобъёмной раскрытости трещин, структурно-реологические характеристики тампонажной суспензии.

10. На эффективность изоляционных работ существенное влияние оказывает величина поровых каналов 3, причём при 5<1,5мм и небольших величинах вязкости применение рассматриваемых тампонажных смесей малоэффективно.

11. Рациональная область применения расширяющихся тампонажных смесей может быть ограничена показателями вязкости (/г>0,2Па-с) и размерами каналов поглощающего пласта (д<1,5мм).

12. Расчётный анализ полученной математической зависимости доказывает её применимость для инженерных расчётов в диапазоне реальных значений величин входящих в неё показателей.

13. Введение в состав цементного раствора расширяющейся полимерной добавки обеспечивает получение эффективных тампонажных смесей с высокой закупоривающей способностью.

14. Тампонажные смеси на основе портландцемента и расширяющейся полимерной добавки снижают проницаемость поглощающего пласта от 40 до 100% за 25-40 минут.

15. Время кольматации поглощающего пласта можно регулировать изменением водоцементного отношения и содержанием РПД в смеси.

16. Тампонажные системы на основе портландцемента с добавлением РПД обладают высокой удерживающей способностью, что позволяет проводить дальнейшие работы по креплению скважины после проведения изоляционных работ в поглощающих интервалах.

17. Удерживающая способность тампонажной смеси возрастает при увеличении технологической выдержки между операцией по ликвидации поглощения и операцией по креплению обсадной колонны в скважине.

18. При изучении керна в процессе бурения и выявление зоны повышенной трещиноватости с высокой вероятностью поглощения цементного раствора при креплении обсадной колонны данным интервалом необходимо использовать первую схему тампонирования.

19. При выявлении в процессе бурения поглощения (уход бурового раствора), но при этом невозможностью произвести его ликвидацию стандартными методами ввиду наличия в разрезе скважины слабосцементированных горных пород и большой вероятности осыпей и обвалов, при этом необходимо оперативно спускать обсадную колонну в скважину и производить её крепление, рационально использовать вторую или третью схему тампонирования (в зависимости от геологических условий).

20. Когда при спуске обсадной колонны с обратным клапаном не выдерживаются необходимые режимы скорости спуска, необходимое давление создаваемое насосами или другие технологические факторы, и вследствие этого происходит гидроразрыв пласта, при этом происходит частичное поглощение бурового раствора, а процесс ликвидации поглощения осложнён наличием в скважине обсадной колонны, рационально использовать четвёртую схему тампонирования.

21. При возникновении катастрофического поглощения в процессе цементирования обсадных колонн, когда при прокачивании цементного раствора по закалонному пространству раскрываются закольматированные ранее трещины или происходит гидроразрыв пласта и цементный стакан поднимается чуть выше подошвы поглощающего пласта, а буровой раствор, находящийся выше него, полностью уходит в пласт рационально использовать пятую схему тампонирования.

22. Все предложенные схемы ликвидации поглощений цементного раствора в процессе крепления обсадной колонны позволяют оперативно и без существенных затрат производить цементирование скважин в условиях высокопроницаемых горных пород.

23. Опытно-производственные испытания свидетельствуют об эффективности предложенной технологии изоляции затрубного пространства обсадных колонн в условиях поглощения цементного раствора.

24. Для дальнейшего создания тампонажных смесей направленных на крепление скважин в условиях высокопроницаемых горных пород необходимо продолжить исследования по разработке композиций, на основе различных цементов с расширяющейся полимерной добавкой и совершенствовать схемы цементирования обсадных колонн в данных условиях.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мелехин, Александр Александрович, Санкт-Петербург

1. Аветисов А.Г., Булатов А.И., Шаманов С.А. Методы прикладной математики в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. 239 с.

2. Аветисян Н.Г. Выбор типа бурового раствора для бурения в неустойчивых породах. -М: ВНИИОЭНГ, 1983. с. 17-18.

3. Айтматов И.Т., Кравцов Б.И., Половое В.Д. Тампонирование обводнённых горных пород в шахтном строительстве. М.: Недра, 1972. 143с.

4. Аравин В.К, Нумеров С.И. Теория движения жидкостей и газов в недеформируемой пористой среде. М.: ГИТТЛ, 1953. 616 с.

5. Ахмадеев Р.Г., Данюшевский B.C. Химия промывочных и тампонажных жидкостей. М.:Недра,1981. 152с.

6. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. М.: Недра, 1989. 227с.

7. Ашрафьян М.О., Луничкин В. А., Динмухамедов Д.Х. Совершенствование технологии цементирования скважин. М.: Недра, 1986. 44с.

8. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1982. 152с.

9. Баран A.A. Полимерсодержащие дисперсные системы Киев Наук.думка, 1986. 204с.

10. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин. -М.: Недра, 1983. С. 187-168.

11. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 2000. 679с.

12. Башкутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях. М.: Недра, 1986.

13. Белкин И.М., Виноградов Г.В., Леонов А.И. Ротационные приборы. Измерение вязкости и физико-химических характеристик материалов. М.:

14. Машиностроение, 1968. 207 с.

15. Белое Н.В., Белова E.H. Химия и кристаллохимия цементных минералов. В кн. Шестой международный конгресс по химии цемента. М.: Стройиздат, 1976, т.1, с. 19-24.

16. Бочко Э.А., Никишин В.А. Упрочнение неустойчивых горных пород при бурении скважин. М. Недра, 1979. 168 с.

17. Будников П.П., Рояк С.М., Малинин Ю.С., Маянц М.М. Исследование кинетики гидратации минералов портландцементного клинкера при гидротермальной обработке. Investigation of hydration kinetics of cement minerals. //ДАН СССР. -1963. -Т. 148. -Вып.1.

18. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: «Недра»,1991. 296 с.

19. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра, 1976. 279 с.

20. Булатов А.И, Данюшевскш B.C. Тампонажные материалы: Учебное пособие для вузов. М.: Недра, 1987. 280 с.

21. Булатов А.И. , Крылов В.И. , Сидоров И. А. и др. Применение отверждаемого глинистого раствора для изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах Тр. ВНИИКРнефть, 1972. с. 274-286

22. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учеб. пособие для вузов. М.: "Недра", 1999. - 424 с.

23. Вахрамеев ИИ. Теоретические основы тампонажа горных пород. М.: Недра, 1968. 294 с.

24. Верещака И.Г., Жаров Е.Ф., Серяков A.C. и др. Тампонажные растворы с добавками органических веществ. М.: «ВИЭМС»,1980. с.23-27

25. Винарский М.С. Технология вскрытия нефтеносных рифогенных отложений в условиях поглощения // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: Науч.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. № 7. С. 37-40.

26. Винарский М.С, Высторон В.К, Ферштер A.B. Методикаисследования и регулирования технологических процессов при задавке в пласт вязко-пластичных жидкостей. Волгоград: ВолгоградНИПИнефть, 1974. 26 с.

27. Волженский А. В., Бурое Ю. С., Колокольчиков В. С. Минеральные вяжущие вещества. М.: Стройиздат, 1979. 240 с.

28. Гайворонский A.A. Крепление нефтяных и газовых скважин в США. М., Гостоптехиздат, 1962.

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

30. ГОСТ 26798.1-96 Цементы тампонажные. Методы испытаний М.:МНТКС, 1998-48с.

31. ГОСТ 1581-96 Цементы тампонажные. Технические условия М.:МНТКС, 1998-12с.

32. Горшков Г.Ф., Поляков Л.П., Курочкин Б.М. и др. Выбор тампонирующих смесей в зависимости от величины раскрытия поглощающих каналов, определяемой по результатам механического каротажа. // РНТС. Сер. «Бурение». -М.: ВНИИОЭНГ, 1974. №1. с. 180-182

33. Грей Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985. 256 с.

34. Долгих Л.Н. Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин. Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2009. - 296 с.3J. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М: Недра, 1982. 293 с.

35. Ивачёв Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. М.: Недра, 1987. 242 с.

36. Ивачёв JI.M. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. -М.: Недра, 1989. 245 с.

37. Инструкция по применению наполнителей для предупреждения и ликвидации поглощений промывочной жидкости. М.: ВНИИОЭНГ,1966.

38. Каримов Н.Х. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями. М.: Недра, 1977. 192 с.

39. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972. 392 с.

40. Курочкин Б.М., Яковлев С.С., Исмагилов Ф.З. и др. Промысловые испытания установки отсекающих мостов с применением ВНП // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОНГ»,2009. №5. С. 11-14.

41. Круглицкий H.H., Гранковский И.Г., Вагнер Г.Р., Детков В.П. Физико-химическая механика тампонажных растворов. Киев: Наукова думка, 1974. 288 с.

42. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М: Недра, 1980. 304 с.

43. Крылов В.И., Даниэлян Ю.С., Горковенко А.И. Определение параметров поглощающего пласта по результатам исследований скважин в процессе бурения. Изв. Вузов, «Нефть и газ», 1976. с. 19-22

44. Крылов В.И, Сухенко Н.И., Небыков А.И. Методы предупреждения и ликвидации поглощений буровых и цементных растворов при бурении и креплении скважин. В кн.: Буровые растворы и крепление скважин / Тр. ВНИИКРнефть, 1971.

45. Крылов В.И., Аветисов А.Г., Беликов В.Г. Размеры зоны изоляции и оценка эффективности изоляционных смесей. В кн.: Осложнения при бурении и цементировании скважин / Тр. ВНИИКРнефть, 1972.

46. Крылов В.И., Даниэлян Ю.С., Горковенко А.И. Определение параметров поглощающего пласта по результатам исследований скважин впроцессе бурения. Изв. Вузов, «Нефть и газ», 1976. с. 19-22

47. Крылов В.И., Сухенко Н.И., Сибирко И.А. Изоляция зон поглощений с применением наполнителей РНТС «Бурение», М.: ВНИИОЭНГ, 1978. с 3538

48. Кудряшов Б.Б., Яковлев A.M. Бурение скважин в осложненных условиях: Учеб. пособие для вузов. М: Недра, 1987. 269 с.

49. Курочкин Б.М. Применение цементного раствора с высокой тиксотропией при ремонте скважин // Нефтяное хозяйство.-2001 №6. - С.30-34.

50. Курочкин Б.М., Ажигалиев М.Д. Обзор перспективных разработок ВНИИБТ в области ремонтно-изоляционных работ в скважинах. М.: Вестник ассоциации буровых подрядчиков, 2002. - №2.

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

52. Мамаджанов У.Д., Рахимов А.К., Поляков Г.Г. и др. Заканчивание газовых скважин. М.: «Недра», 1979. 174с.

53. Мирзаджанзаде А.Х. Буровая подземная гидравлика. Уфа: УНИ, 1975. 24 с.

54. Мирзаджанзаде А.Х., Крылов В.И., Аветисов А.Г. Теоретические исследования при решении задач предупреждения и изоляции поглощающих пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1973.

55. Мирзаджанзаде А.Х., Мирзоян A.A., Гевинян Г.М. Гидравлика глинистых и цементных растворов. М.: Недра, 1965. 298 с.

56. Мирзаджанзаде А.Х, Мищевич В.И., Титков Н.И. и др. Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1975.

57. Мищевич В.И. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1974. 289 с.

58. Мовсумов A.A. Гидравлические причины осложнений при проводке нефтяных и газовых скважин. Баку: Азернешр., 1965. 84 с.

59. Николаев Н.И, Усманов P.A., Мелехин А.А, Сторчак A.B.

60. Повышение качества крепления обсадных колонн при строительстве нефтяных и газовых скважин // Труды VII Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». Самара: Самар.гос.техн.ун-т, 2010. Том II С.55-57.

61. Николаев H.H., Мелехин A.A. Тампонажные смеси для цементирования поглощающих интервалов // Научные исследования и инновации. Научный журнал. Пермь: ПГТУ, 2011. Т.5. №1. С. 40-44.70. Николаев

62. Николаев Н.И., Николаева Т.Н., Иванов А. И. Технология ликвидации поглощений бурового раствора при строительстве нефтяных и газовых скважин //' Инженер-нефтяник. Научно-технический журнал. М.: ООО «Интеллект Дриллинг Сервисиз», 2009. №1. С. 5-8.

63. Николаев Н.И., Цыгельнюк Е.Ю. Буровые промывочные жидкости и тампонажные смеси: Методические указания к лабораторным работам / Санкт-Петербургский горный ин-т, СПб, 2000. 32 с.

64. Нифонтов O.A., Николаев Н.И., Дернов Д.А. и др. Отечественные полимеры для бурения и заканчивания нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОНГ»,2005. №3. С. 26-29.

65. Озеренко А.Ф., Куксов А.К., Булатов А.И.и др. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин. М.: «Недра», 1977. -279с.

66. Поляков В.Н., Лукманов P.P., Шарипов А. У. и др. Повышение эффективности разобщения и изоляции продуктивных пластов при их разбуривании // Реф. науч.-техн. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. № 9. С. 8-12.

67. Поляков В.Н., Ишкаев Р. К, Лукманов P.P. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважин. Уфа: «ТАУ», 1999. с. 48-53.

68. Поляков В.И., Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Колодкин В.А. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин // Уфа: Китап, 1998. 192 с.

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

70. Понявин В.Н., Панков Н.П., Шишкин К.А. Изоляция поглощающих пластов струйным методом // Совершенствование методов предупреждения и ликвидации поглощений при строительстве глубоких скважин в Восточной Сибири. Новосибирск: СНИИГГИМС, 1984. с. 32-39.

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

72. Рафиенко И.Н. Синтетические смолы в разведочном бурении. М.: Недра, 1975. с. 126-128

73. Рац М.В., Чернышев С.Н. Трещиноватость и свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1970. 164 с.

74. Рейнер М. Реология. М.: Недра, 1962. 224 с.

75. Ромм Е. С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966. 283 с.

76. Руденко А.П. Тампонирование и крепление скважин при алмазном бурении. -М.: Недра, 1978. 72 с.

77. Руденко А.П., Борисова З.В. Тампонирующая смесь для изоляции зон поглощений в скважинах на основе меламино-формальдегидной смолы. -ОНТС, сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1972. с. 37-40

78. Сеид-Рза М.К., Исмаилов 111.И., Орман JJ.M. Устойчивость стенок скважины. -М: Недра, 1981. 175 с.

79. Смехов Е.М. Закономерности развития трещиноватости горных пород и трещинные коллекторы//Тр. / ВНИГРИ. 1962. Вып. 172. С. 197.

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

81. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин: Учебное пособие для вузов. М: Недра, 1989. 253 с.

82. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: теория и практика. СПб.: "Недра". 2010-560 с.

83. Суркова O.A., Сидорова Т.К, Соколова И.Е. Применение способа струйной обработки ствола скважин при их бурении и заканчивании // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение: Науч.-техн. информ. сб. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. № 9. с. 23-26.

84. Сутягин В.В. Снижение проницаемости межпластовой изоляции. -М.: Недра, 1989. 264 с.

85. Сухенко Н.И., Крылов В.И. Исследование процессов, происходящих в скважине при цементировании зон поглощения. Тр. ТатНИИ, вып. 15, 1971.

86. Сухенко Н.И., Крылов В. И. Исследование реологических свойств тампонирующих смесей. Тр. ТатНИИ, вып. 15, 1971.

87. Трупак И.Г. Цементация трещиноватых пород в горном деле. М.: Металлургиздат, 1966. 245 с.

88. Тян П.М. Предупреждение и ликвидация поглощений при геологоразведочном бурении. М.: Недра, 1980.167с.

89. Христианович С. А. Механика сплошной среды. М.: Наука, 1981.483 с.

90. Цыгелънюк Е.Ю., Николаев H.H., Ефремова Е.С. Изоляция высоконапорных горизонтов в самоизливающихся скважинах / В сб. IV Международного симпозиума по бурению скважин в осложнённых условиях. -СПб.: СПГГИ, 2000.

91. Черепанова H.A., Галимова И.М., Залевский O.A. и др. Проведение изоляционных работ с применением водонабухающего полимера (ВНП) на месторождениях Когалымского региона // Нефтепромысловое дело. М.: ОАО «ВНИИОНГ»,2006. №2. С. 41-45.

92. Чубик П. С. Практикум по тампонажным материалам.Томск, изд. ТПУ, 1999.-82 стр.

93. Шарафутдинов 3.3., Мавлютов М.Р., Чегодаев Ф.А. Управление гидратационной активностью портландцемента при креплении скважин / Башкирский химический журнал, АН РБ, из-во РЕАКТИВ, т. 2, выпуск 3-4, 1995.

94. Шарафутдинов 3.3., Чегодаев Ф.А., Шарафутдинова Р.З. Буровые и тампонажные растворы. Санкт-Петербург: Профессионал, 2006.

95. Шахмаев З.М., Рахматуллин В.Р. Технология бурения скважин в осложненных условиях. Уфа: Китап, 1994.264 с.

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

97. Шищенко Р.И., Есъман Б.И., Кондратенко П.И. Гидравлика промывочных жидкостей. М.: Недра, 1976. 294 с.

98. Шрейбер Б.П. Битумизация в подземном строительстве. М.: Недра, 1964. 278 с.

99. Щелкачев В.И., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. 524 с.

100. Яковлев А.С., Яковлев С.С., Курочкин Б.М. Совершенствование технологических свойств тампонажных составов на основе водонабухающих полимеров // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОНГ»,2006. №8. С. 61-64.

101. Яковлев A.M., Николаев Н.И. Очистные агенты и оперативное тампонирование скважин: Учебное пособие. Ленинградский горный институт. Л.,1990. 98с.

102. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении. Справочное пособие. -М.: Недра, 1991. 334 с.

103. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Предупреждение поглощений при разбуривании трещиноватых пластов. М.: ВНИОЭНГ, 1982.

104. Measuring blood viscosity with a rotational viscometer in line with the recommendation of international committee for the standardization in haematology, by G. Schramm, HAAKE Germany publication, 1992.