Повышение эффективности применения вязкоупругих подвижных пакеров при цементировании обсадных колонн

Морозов, Дмитрий Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности применения вязкоупругих подвижных пакеров при цементировании обсадных колонн
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности применения вязкоупругих подвижных пакеров при цементировании обсадных колонн"

На правах рукописи

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ

ВЯЗКОУПРУГИХ ПОДВИЖНЫХ ПАКЕРОВ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Специальность 25.00.15 - "Технология бурения и освоения скважин"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2005

Работа выполнена на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин Уфимского государственного нефтяного технического университета и в ОАО «Азимут».

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Агзамов Фарит Акрамович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Поляков Владимир Николаевич;

кандидат технических наук Фатхутдинов Исламнур Хасанович.

Ведущая организация ПермНИПИнефть.

Защита состоится « 23 » декабря 2005 года в 10-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу:

450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета. Автореферат разослан « /¿г» ноября 2005 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ямалиев В.У.

АТ-ОЯ? з

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Вопросы надежного разобщения пластов и цементирования обсадных колонн занимают особое место при строительстве скважин, при этом непременным условием является герметичная изоляция за-колонного пространства, предупреждающая проявления пластовых флюидов на протяжении всего срока службы скважины. Открытие новых месторождений со сложными геологическими разрезами и ввод их в эксплуатацию ведет к ужесточению требований к охране недр и требует качественно нового подхода к креплению скважин.

Следствиями нарушений герметичности крепи скважин в ранние сроки твердения тампонажных растворов, как правило, являются газопроявления, а в более поздние - межколонные давления (МКД) за счет образования каналов, либо по самому цементному камню, либо по контактным зонам цементный камень - обсадная колонна, цементный камень - порода, которые служат проводниками на дневную поверхность пластовых флюидов. В последние годы частота и интенсивность заколонных проявлений в скважинах снизились благодаря совершенствованию технологии цементировочных работ. Однако число скважин с негерметичной крепью еще велико. В этих условиях перспективным является применение вязкоупругих подвижных пакеров (ВУПП), установленных за обсадной колонной в заданном интервале.

ВУПП имеют несомненное преимущество перед традиционными гидравлическими и механическими пакерами, установленными на обсадных колоннах, благодаря возможности использования в стволе скважины любой конфигурации и требуемой протяженности. В то же время их внедрение сдерживается недостаточной проработанностью вопросов выбора состава и необходимостью совершенствования технологии применения.

Цель работы

Совершенствование рецептур и технологии применения заколонных вязкоупругих подвижных пакеров.

РОС. НАЦИОН/5 - и БИБЛИОТЕК СИ •9

яЬЛИОТЕг

Задачи исследования

1. Анализ причин возникновения межколонных давлений и негерметичности крепи.

2. Оценка влияния температуры, контактирующей жидкости, среды и

компонентного состава на свойства ВУПП.

3. Обоснование рациональной области применения ВУПП.

4. Разработка технологии крепления скважин с применением ВУПП.

Научная новизна

1. Впервые установлена высокая герметизирующая способность ВУПП с добавкой аммонийсодержащих солей при изоляции естественных и искусственных каналов различного размера в цементном камне и его контактных зонах.

2. Установлено, что применение газовыделяющих добавок уменьшает негативное контракционное воздействие на ВУПП.

3. Обоснован компонентный состав ВУПП, обеспечивающий повышенную герметичность крепи скважины и обоснована область его применения.

Практическая ценность

1. Разработанная технология крепления скважин с применением вязкоуп-ругих подвижных пакеров передана ОАО «Казбургаз».

2. Для ОАО «Казбургаз» разработан регламент на применение вязкоупру-гого подвижного пакера при цементировании обсадных колонн.

Апробация работы Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались на VIII Международном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых им. акад. М.В. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2004г.); 52 - 55-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2001-2004гг.); научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин» (Пермь, 2004 г.); научно-технической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли» (Новый Уренгой, 2004 г.);

П межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитарного образования специалистов топливно-энергетического комплекса» (Уфа, 2005 г.).

Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 14 печатных работах, в том числе в 5 статьях и тезисах 9 докладов.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов; изложена на 175 страницах машинописного текста и содержит 26 рисунков, 22 таблицы и список литературы из 219 наименований.

Автор сердечно благодарит научного руководителя доктора технических наук, профессора Фарита Акрамовича Агзамова и доктора технических наук Назифа Ханиповича Каримова, при тесном контакте с которым выполнена эта работа.

Автор считает своим долгом выразить признательность сотрудникам кафедры бурения нефтяных и газовых скважин УГНТУ, сотрудникам отдела крепления скважин ОАО «Азимут», оказавшим неоценимую помощь в работе над диссертацией.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновываются актуальность проблемы, цель работы и задачи исследований, представлены научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе приводится анализ проблемы, рассмотрены предполагаемые причины нарушения качества крепи скважин и возникновения МКД.

В общем случае причины негерметичности заколонного пространства можно разделить на первичные, связанные с некачественным креплением скважины, и вторичные, связанные с технологическими операциями в скважине при их эксплуатации и ремонте (гидравлические и термические воздействия, кумулятивная перфорация, соляно-кислотная обработка, гидроразрыв пласта, глушение, закачка технологических жидкостей, установка цементных мостов с по-

следующим разбуриванием, ловильные работы, спуск и подъем насосно-компрессорных труб (НКТ), коррозионное разрушение цементного камня и др.). Все это приводит к ослаблению связи цементного камня с ограничивающими поверхностями и в определенных случаях к образованию зазора.

Среди причин появления МКД исследователями выделяются: проникновение газа в межтрубное пространство при эксплуатации газовой скважины из-за негерметичности обсадной колонны и обвязки устья, низкая степень вытеснения бурового раствора из заколонного пространства, неудовлетворительные технологические свойства тампонажного раствора, усадочные деформации на ранних стадиях твердения, термодеструкционные процессы, проходящие в цементном камне при высоких температурах и давлениях, отсутствие прочной тонкой глинистой корки.

Применяемые при креплении скважин различные мероприятия, включающие использование отмывающей буферной жидкости с улучшенными технологическими свойствами, внедрение модифицированных тампонажных растворов, расширяющихся тампонажных материалов, создание противодавления в затрубном пространстве во время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ), применение двухступенчатого цементирования с использованием муфт ступенчатого цементирования и др. существенно повышают качество крепления скважин.

Однако, несмотря на широкое внедрение мероприятий по повышению качества крепления скважин, проблема предупреждения межколонных давлений не решена. Проведенный в работе анализ позволил выявить следующее.

При существующей технологии цементирования и применяемых тампонажных материалах изначально закладывается некоторая неизбежность образования каналов между цементным камнем и обсадными трубами или цементным камнем и горными породами и последующей миграции флюидов по ним.

Рассмотрев вероятность формирования каналов в той или иной части (области) заколонного пространства в различное время после цементирования, можно сделать вывод, что возникновение проявлений в ранний период ОЗЦ

обусловлено неспособностью самого тампонажного раствора формировать герметичную крепь в заколонном пространстве, т.е. его недостаточной изолирующей способностью. Если момент возникновения (но не момент обнаружения) проявления приурочен к позднему периоду ОЗЦ, то флюидопроводящими участками являются глинистые включения. В области, заполненной тампонажным раствором (камнем), а также в области, заполненной остатками невытесненного бурового раствора (фильтрационной коркой), заколонные проявления могут возникать только при наличии флюидопроводягцих каналов.

Поскольку межколонные давления, возникающие после крепления скважин, практически не поддаются устранению, то профилактику их возникновения необходимо начинать уже на этапе крепления скважин.

Для предупреждения МКД Журавлевым Г.И., Ванявкиным Б.П., Агза-мовым Ф.А., Фаттаховым З.М. было предложено использование ВУПП на основе вязкоупругих составов. ВУПП предлагалось размещать в затрубном пространстве скважин путем последовательной его закачки между порциями цементного раствора. Применение ВУПП имеет несомненное преимущество перед традиционными пакерами, но широкое применение сдерживается нерешенностью ряда проблем, среди которых можно выделить влияние контракции на ВУПП, оперативный контроль свойств, рецептуры ВУПП, технологии их приготовления и закачки.

Исходя из вышеизложенного, были сформулированы цель и задачи работы.

Во второй главе рассмотрена рабочая гипотеза, дано описание экспериментальной установки и методик проведения исследований свойств ВУПП.

Анализ работ отечественных и зарубежных исследователей показал, что при твердении цементного раствора и при операциях внутри обсадной колонны на контакте цементный камень - обсадная колонна возможно образование каналов. По данным А.И. Булатова, И.М. Аметова, Н.М. Шерстнева, наиболее вероятно возникновение зазоров в пределах 0,01-1,2 мм.

Кроме этого, в результате седиментационных процессов в твердеющем цементном камне возможно образование каналов размером несколько миллиметров.

Поэтому для обоснования технологических свойств подвижных пакеров был проведен комплекс исследований, который выделил ряд показателей, характеризующих возможность применения ВУПП. Эксперименты осуществлялись в лабораторных условиях с применением следующих методов: определение пластической прочности вязкоупругих составов; определение времени набора пластической прочности; определение структурно-прочностных характеристик составов. Свойства вязкоупругих составов измерялись стандартными приборами, применяемыми для измерения технических показателей буровых и цементных растворов.

Одно из важных свойств композитных систем на базе водных растворов полиакриламида - появление в них при сдвиговых деформациях нормальных напряжений.

Эти композиции, в результате поликонденсации исходных продуктов, обладают промежуточными свойствами между растворами полимеров и рези-ноподобными телами. Благодаря сетке, образованной химическими связями, для них характерны конечные упругие деформации, обусловливающие целый комплекс вязкоупругих аномалий, использование которых и представляет интерес в процессе предупреждения появления МКД.

По данным д-ра техн. наук, проф. А.Ш. Газизова, механизм взаимодействия полиакриламида (ПАА) с поливалентным катионом заключается в следующем. В результате «сшивки» происходит укрупнение макромолекул ПАА введением катионов поливалентных металлов А13+ и создание вязкоупругих составов на основе концентрированных полимерных растворов. «Сшивка» полимеров типа акриламида позволяет создать сплошную полимерную массу с трехмерной пространственной структурой. Индукционный период «сшивки» этой композиции регулируется в широком диапазоне.

СОЖ;

-СН—СН

А1

-СН—СН—СН—СН-СН—СН—СН -СН—СН—СН

С0МН2

СОМНг СОМНг

\ /

СОМНг

1 \ 1

СОЫНг

Процесс твердения цемента в условиях замкнутого объема неизбежно сопровождается контракцией, которая может привести к возникновению вакуума внутри твердеющего камня, усадочным деформациям в нем, нарушению герметичности контактных зон или росту проницаемости цементного камня. Величина усадочных деформаций портландцемента в подобных условиях может достигать 2-4%.

При твердении цементных растворов находящиеся с ними в соприкосновении вязкоупругие составы могут обезвоживаться (высушиваться), теряя свои герметизирующие свойства. Чтобы исключить отрицательное влияние контракции, предложено применение газовыделяющей добавки, вводимой в состав цементного раствора, которая будет предохранять вязкоупругий пакер от обезвоживания, выделяя газ и отдавая его на контракцию цементному раствору в процессе его схватывания.

Анализ показал, что наиболее эффективными могут быть добавки, которые начинают выделять газ при достижении определенной температуры.

Мы считаем это очень важным, поскольку газовыделяющая добавка в этом случае будет работать только после доставки ВУПП в необходимый интервал заколопного пространства. При этом появляется возможность выбора газовыделяющей добавки применительно к конкретным условиям скважин.

Предложенная рецептура цементного раствора, содержащая аммониевые соли, разлагается на газообразные компоненты при определенной температуре.

Наиболее приемлемым по температуре разложения для существующих условий цементирования является углекислый аммоний. (ЫНОгСОз !8'с )№13Т +С02Т + Н20 ЫНфНСОз >ЫН3| +со2г +Н20 ЫНД >ЫНзТ +ШТ (Ш^БС^ >ШзТ +80ЗТ (ЫН4)2Ш3 "»V >ш3| +ШзТ

Анализ литературных данных показал, что вязкоупругие составы обладают хорошей проникающей способностью, могут не задерживаться в крупных порах и щелях цементного камня. Поэтому для улучшения закупоривающих свойств в состав ВУПП нами предлагается вводить бентонитовый порошок в качестве кольматирующего компонента.

Установлено, что наиболее подходящими компонентами для приготовления ВУПП являются полиакриламид марки Праестол 2500, в качестве сшивающего агента - сернокислый алюминий А12(804)з, в качестве кольматанта -бентонитовый глинопорошок.

Для обоснования свойств ВУПП были проведены оценочные расчеты. При этом был рассчитан градиент давления прорыва газа через образец при пластической прочности ВУПП 0,01 - 0,02 МПа и проницаемости образца цементного камня 0,01 - 0,045 мкм2. Расчеты показали, что ВУПП внутри НКТ, в зависимости от структурно-прочностных характеристик, пластической прочности, препятствует прорыву газа при градиентах давлений от 1 до 4 МПа/м.

Композиции прочностью 0,01 - 0,02 МПа выдерживают градиент давления 5,19 - 10,42 МПа/м в каналах размером 1,9 - 7,0 мм соответственно. Полученные результаты свидетельствуют о возможности применения ВУПП для предупреждения МКД.

Исходя из анализа литературных публикаций, научно-исследовательских работ и результатов применения ВУПП при креплении скважин к ним были сформулированы следующие требования: - гомогенность по всему объему;

- безусадочность и высокие кольматирующие свойства;

- пластическая прочность не менее 9000 Па;

- выдерживание градиента давления не менее 3 МПа/м;

- при проведении технологических операций в скважинах композитные составы должны исключать возможность аварийных ситуаций;

- низкая стоимость и недефицитность материалов;

- простота, удобство в приготовлении;

- незагрязнение окружающей среды;

- экологическая безопасность применяемых материалов.

В наибольшей степени указанным требованиям отвечают композитные составы на основе водных растворов Праестола 2500.

Одной из определяющих характеристик ВVI111 является его способность противостоять напору флюидов в каналах, определяемая его прочностью. Так как представляет сложность замер реологических характеристик вязкоупругих составов, было предложено использовать показатель пластической прочности, которая замеряется по методу акад. П.А. Ребиндера. Этот метод замеров позволяет оперативно делать вывод о степени готовности ВУПП к работе в промысловых условиях.

Известно, что структурно-прочностные характеристики, которыми обладают ВУПП, препятствуют изменению формы образца при наложении определенных усилий, поэтому было предложено использовать для их косвенной оценки конус АзНИИ.

Для оценки герметизирующих свойств ВУПП в качестве критерия использовался градиент давления газопрорыва, получаемый отношением давления газопрорыва к длине образца.

Для проведения лабораторных исследований по предотвращению возникновения МКД с использованием ВУПП была разработана и изготовлена установка, позволяющая: исследовать процессы герметизации заколонного пространства на модели цементного кольца в заколонном пространстве; собирать модель любой длины с подачей под давлением пластового флюида (газ) в лю-

бом месте затрубного пространства и контролировать давление на любом участке; получить искусственные каналы и трещины в цементном камне, на его контакте с колонной и оценить возможности применения ВУПП для их герметизации. Схема установки приведена на рис. 1.

^ 5

Рис. 1. Схема экспериментальной установки:

1,2,3,4,5-манометры; 6- верхняя крышка; 7-нижняя крышка, 8- труба НКТ; 9-соединительные муфты; 10- трубки 8 высокого давления; 11- баллон со сжатым азотом

Установка представляет соединенные между собой отрезки НКТ (соединяющиеся с помощью муфты) наружным диаметром 73 мм. Нижняя часть установки 7 имеет отвод 10 для соединения с газовым баллоном. Верхняя часть установки закрывается крышкой 6. Манометры 1,2 регистрируют давление закачки, манометры 3,4,5 характеризуют изменение давления по длине всей секции при прорыве. Причем отводы для манометров 3,4,5 в процессе закачки тампо-нажного раствора закрывают заглупжами, а при создании давления прорыва их заменяют манометрами.

При проведении экспериментов по изоляции газопрорыва применялся тампонажный раствор из стерлитамакского портландцемента ПЦГ-1-50.

После приготовления тампонажного раствора предусматривались закачка его в трубу 8 установки в вертикальном положении и последующее ОЗЦ 24 ч. Затем к нижнему отводу 7 подводился газ и создавалось избыточное давление с записью показаний манометров 3,4,5, характеризующих прорыв газа по времени.

Поскольку структура цементного камня существенно зависит от водо-",ементного отношения, на установке проводились опыты с тампонажными рас-

творами с ВЦ от 0,4 до 0,7 при температурах от 20 до 100°С. Кроме того, на контакте цементный камень - обсадная колонна моделировались каналы, возникающие при опрессовке обсадной колонны и других технологических операциях внутри обсадной колонны после ОЗЦ. При исследовании герметизирующей способности ВУПП в твердеющем цементном растворе создавались искусственные каналы от 1,9 до 7 мм различной протяженности. При моделировании работы ВУПП в открытом стволе скважины против водоносных горизонтов через отвод 4 подавалась вода, моделирующая пластовый флюид.

Свойства цементного раствора и камня определялись согласно ГОСТ 26798.1-96.

Приготовленный ВУПП помещался в трубу 8 в район соединительной муфты, снизу и сверху него находился цементный раствор. После приготовления образец оставляли на ОЗЦ 24 часа. После ОЗЦ определялось наличие или отсутствие прорыва по газу.

В третьей главе изложены результаты лабораторных исследований влияния различных факторов на свойства ВУПП, приведены материалы по изучению герметизирующей способности ВУПП.

Поскольку традиционно применяемые цементы при твердении в замкнутом объеме обладают усадочными деформациями, то для крепления скважин часто рекомендуют использование расширяющихся тампонажных цементов. В то же время исследование кинетики расширения показало, что эффект расширения прекращается через несколько суток твердения. Поскольку первопричиной возникновения усадочных деформаций является контракция, то были проведены исследования ее влияния на свойства контактирующего с цементным раствором ВУПП. На контакте с цементным раствором ВУПП обезвоживается. Твердение цементного раствора с газовыделяющей добавкой при контакте с ВУПП исключает усадку последнего. Экспериментально была подобрана концентрация газовыделяющей добавки, обеспечившая синхронность газовыделения и контракции цементного раствора, а также безусадочность ВУПП. На рис. 2 приве-

дены результаты определения контракции «чистого» цемента и цемента с газо-выделяющей добавкой.

Время, ч

Рис 2 К онтранцм цементного каым -*-ПЦТ; —• ПЦТ+^МШ^Шз

Из рис. 2 видно, что применение газовыделяющей добавки приводит к возникновению «отрицательной» контракции, следовательно, твердеющий цементный раствор не будет оказывать отрицательного влияния на ВУПП.

Экспериментально было показано, что нахождение ВУПП в герметичном пространстве практически не приводит к уменьшению его объема. При контакте с водой ВУПП обладает эффектом расширения. При этом была определена кинетика расширения пакера во времени. За 10 суток расширение достигло 5%. Это свидетельствует о возможности эффективного использования ВУПП в открытом стволе скважины против водоносных пластов.

В ходе экспериментов было установлено влияние концентрации исходных реагентов на пластическую прочность ВУПП. С увеличением концентрации ПАА (1% - 5%) наблюдается резкий рост пластической прочности от 18000 до 180000 Па соответственно. Повышение температуры до 70°С приводит к ускорению процессов растворения компонентов ВУПП, что несколько ускоряет гроцесс приготовления пакеров. С увеличением концентрации бентонита от 10

до 20% пластическая прочность резко возрастает. Прочность вязкоупругих составов в этом случае увеличивается до максимального значения в течение 24 часов, после чего ее рост останавливается.

При дальнейшей выдержке образовавшихся вязкоупругих составов в течение 24 часов их пластическая прочность остается неизменной. При использовании вязкоупругих составов в качестве ВУПП необходимо подбирать композицию, формирующую максимальную прочность структуры в течение 1,5-90 часов, и создавать условия для формирования и укрепления его структуры на поверхности. Повышение температуры не оказало значительного влияния на пластическую прочность ВУПП.

Результаты некоторых экспериментов по исследованию свойств вязко-упругих составов приведены в табл. 1. Выполненные экспериментальные исследования свойств разработанных составов позволили выбрать наиболее рациональные композиции для их применения в качестве ВУПП.

Таблица 1

Состав и свойства вязкоупругих композиций

Номер композиции Концентрация исходных реагентов, % Время набора максимальной прочности, ч Пластическая прочность, кПа

ПАА А12(804)3 Глинопорошок

1 0,5 2 20 19 184

2 1 0,5 10 71 12,6

3 1 1 10 4,3 46,9

4 1 1 20 6,3 127,8

5 1 2 20 4,7 184

6 2 1 7 90 9,9

7 2 2 10 19,5 18,1

8 3,5 1 10 15,7 127,8

9 3,5 3 10 1,2 18,1

10 5 1 10 1,3 18,4

С целью оценки эффективности герметизации заколонного пространства газовых скважин на экспериментальной установке была исследована способность ВУПП предупреждать газопрорыв.

Результаты некоторых экспериментов представлены в табл.2.

Таблица 2

Результаты экспериментов по исследованию газопрорыва на установке

Номер образца Состав Композиция, по табл.1 Пластическая прочность, кПа Градиент давления газопрорыва, МПа/м

1 ПЦТ с ВЦ-0,5 без пакера - 1,02

2 ПЦТ с ВЦ=0,65 без пакера - 0,89

3 ПЦТ с ВЦ=0,8 без пакера - 0,75

4 ПЦТсВЦ=1 без пакера - 0,6

5 ПЦТ с ВЦ=0,5 6 9,9 3,21

б1 ПЦГ с ВЦ=0,5 6 9,9 5,05

7 ПЦТ с ВЦ=0,5 3 46,9 5,1

8 ПЦТ с ВЦ=0,5 4 127,8 >6,25

92 ПЦТ с ВЦ=0,5 6 9,9 0,71

102 ПЦТ с ВЦ=0,5 6 9,9 0,51

11* ПЦТ с ВЦ=0,5 6 9,9 0,43

123 ПЦТ с ВЦ=0,5 4 127,8 >6,25

Примечание.

б1- увеличение длины образца в 2 раза;

91, 102, II2- ВУПП использовался для герметизации каналов 1,9; 3; 7 мм соответственно;

123- ВУПП от контракции предохраняла газовыделяющая добавка.

Критерием оценки эффективности герметизации каналов был выбран градиент давления газопрорыва, поскольку он является количественным показателем изолирующей способности ВУПП и в достаточной мере характеризует условия ликвидации перетоков.

Из таблицы 2 видно, что с увеличением водоцементного отношения герметизирующая способность цементного камня снижается. Это объясняется ухудшением структуры за счет увеличения водосодержания и снижения седи-ментационной устойчивости раствора.

Применение ВУПП в опытах 5-8 герметизирует затрубное пространство и повышает давление газопрорыва.

По результатам (табл. 2) видно, что герметизирующие составы с пластической прочностью от 9000 до 130000 Па предотвращают газопрорыв при градиенте давления более 6,25 МПаУм.

В опытах 8 и 12 газопрорыв не был получен при максимально возможном давлении, создаваемом на установке.

Так как в результате технологических операций при эксплуатации и ремонте скважин цементный камень подвергается механическим воздействиям, что вызывает образование каналов и трещин по цементному камню или образование зазора между цементным камнем и обсадными трубами, были также проведены специальные исследования по оценке возможности применения ВУПП для герметизации подобных каналов. В процессе исследований предусматривалось, чтобы движение ВУПП было только по созданному каналу. Для этого приготовили цементный раствор из портландцемента, затворенный па воде, затем его залили в трубку установки и провели в цементном камне искусственные каналы диаметром 1,9; 3; 7 мм. Результаты газопрорыва приведены в таблице 2. Видно, что с увеличением диаметра канала градиент давления газопрорыва уменьшается. В то же время его величина является достаточной для недопущения газопрорыва в промысловых условиях. Для определения влияния «глубины проникновения» ВУПП на градиент давления газопрорыва состав, содержащий 2% ПАА, 1% А12(Я04)з и 7% бентонита, при испытании которого градиент давления газопрорыва наименьший (табл 2 опыт 5), был испытан при различных длинах образцов. По результатам опыта 6 видно, что при увеличении длины образца с 0,4 до 0,8 м градиент давления газопрорыва возрастает до 5,05 МПа/м. Это свидетельствует о том, что увеличение глубины проникновения

ВУПП в негерметичное заколонное пространство повышает сопротивление па-кера началу прорыва газа. В опыте 12 вязкоупругий подвижный пакер сверху и снизу контактировал с цементным раствором, содержащим газовыделяющую добавку, которая предохраняла его от обезвоживания контракцией твердеющего цементного раствора. Градиент газопрорыва более 6,25 МПа/м подтвердил перспективность выбранного направления.

В результате исследований показано, что разработанные ВУПП обладают высокой закупоривающей способностью, равномерно и полно заполняют поры и каналы цементного камня и создают достаточно прочный непроницаемый изоляционный экран. Получаемый экран способен препятствовать прорыву газа по заколонному пространству и может предотвратить появление межколонного давления.

Результаты экспериментальных исследований подтвердили теоретические предпосылки, рабочую гипотезу и показали эффективность разработанных ВУПП. Они стали основой для разработки регламента, по которому ОАО «Азимут» проводит работы по креплению скважин на Амангельдинском газовом месторождении.

В четвертой главе приведены результаты применения ВУПП при креплении скважин и рекомендации по технологии их получения и использования на основе промысловых испытаний.

Газоносность месторождения Амангельды приурочена к терригенным отложениям перми, нижневизейского подьяруса и турнейского яруса нижнего карбона, а также к карбонатным отложениям серпуховского яруса нижнего карбона.

Самыми проблемными с точки зрения качественного крепления скважин являются пермские отложения, которые расчленяются на подсоленосную, соле-носную и надсоленосную толщи.

Газ пермских отложений характеризуется высоким содержанием азота и

гелия.

Пластовая температура на глубине 2400 м достигает 70°С, а начальное пластовое давление оценивается в 23,7 МПа.

Указанные особенности геологического строения в определенной степени осложняют процессы цементирования скважин и приводят к снижению качества крепления скважин и разобщения продуктивных горизонтов, а именно, появлению МКД.

ОАО «Азимут» для повышения качества крепления скважин был предложен комплекс мероприятий, включающий:

гидроакустическую обработку ствола скважины; применение расширяющегося цемента; применение цементного раствора с пониженной водоотдачей; опрессовку обсадной колонны сразу после «Стоп»; противодавление во время ОЗЦ; применение отмывающей буферной жидкости; применение в качестве буфера вязко-упругой системы (ВУС); применение вязко-упругого подвижного пакера для предупреждения возникновения МКД.

Одним из компонентов данного комплекса было использование ВУПП на стадии первичного цементирования для того, чтобы исключить возможность поступления пластового флюида в затрубное пространство, перекрыть возможные каналы движения флюида по цементному камню и его контактным зонам, исключить отрицательные последствия физико-химических процессов гидратации и твердения цементных растворов, технологических операций, проводимых в скважинах.

При проведении испытаний потребовалось усовершенствование технологической схемы цементирования, поскольку ВУПП после приготовления набирал прочность и не закачивался насосами цементировочных агрегатов. Для созревания и закачки ВУПП в технологическую схему был включен дополнительный элемент, названный нами «шприц». Схема расстановки цементировочной техники для скважины №110 приведена на рис.3. Данная технология была

использована при цементировании технических и двух ступеней эксплуатационных колонн на скважинах №110,101,1 И, 112.

РисЗ. Схема расстановки цементировочной техники при цементировании обсадных колонн с установкой ВУПП:

ЦА - цементировочный агрегат; СМН-20 - смесительная машина; ОЕ - осред-нительная емкость; БМ - блок мани-фольдов; СКЦ - станция контроля цементирования; ЦТ - цементировочная головка

Все операции по цементированию включали следующие этапы:

1. Приготовление цементного раствора

2. Закачка в скважину первой части расчетного объема цементного раствора.

3. Остановка процесса закачки цементного раствора и закачка расчетного объема ВУПП.

4. Закачка второй части цементного раствора и его продавка.

Таким образом, в заколонном пространстве может быть установлено несколько перемежающихся поясов ВУПП.

Объем пакера выбирается с таким расчетом, чтобы он занял в заколонном пространстве 20-30м. Это составляло в зависимости от диаметра обсадной колонны от 0,4 до 0,7 м3. Объем «шприца» равен 1,1 м3, поэтому при проведении операции цементирования была возможность установки одного или нескольких ВУПП.

Результаты проведенных работ показали, что разработанный состав ВУПП является высокотехнологичным, отличается легкостью приготовления и не вносит существенных изменений в процесс цементирования. Ни на одной операции при приготовлении и закачке ВУПП не возникло серьезных осложнений. В качестве базы сравнения были взяты скважины, зацементированные компанией Halliburton. На всех базовых скважинах сразу после цементирования появились МКД между эксплуатационной и промежуточной колоннами и между промежуточной колонной и кондуктором.

Эксплуатационные колонны, зацементированные по технологии ОАО «Азимут» с применением ВУПП, показали лучшие результаты. Это относится как к герметичности затрубного пространства, так и к качеству сцепления цементного камня. На этих скважинах в течение трех месяцев после окончания работ МКД не наблюдалось.

Технология цементирования с применением ВУПП была включена в программу работ и проектные документы на строительство скважин на месторождении Амангельды.

Выполненные работы стали основой для составления технологического регламента на применение ВУПП при креплении скважин на месторождении Амангельды.

Основные выводы и рекомендации

1. Установлено, что полученные на основе вязкоупругих композиций ВУПП являются эффективным средством снижения риска возникновения МКД в нефтяных и газовых скважинах.

2. Обоснована и предложена методика для измерения структурно-прочностных характеристик и пластической прочности вязкоупругих составов в промысловых условиях.

3. Установлена возможность получения ВУПП, отвечающих современным требованиям с необходимыми свойствами на основе дешевых, малотоксичных, недефицитных порошкообразных материалов.

4. Экспериментально доказана эффективность применения разработанной герметизирующей вязкоупрутой композиции на основе ПАА и сернокислого алюминия. Для повышения кольматирующей способности обоснован ввод наполнителя.

5. Обосновано применение углекислого аммония в качестве газовыде-ляющей добавки для устранения влияния контракции цементного раствора на свойства ВУПП.

6. Результаты исследований применены на месторождении Амангельды при креплении четырех промежуточных и эксплуатационных колонн.

7. Разработан технологический регламент на применение вязкоупругого подвижного пакера при цементировании обсадных колонн.

Материалы диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Кузнецов A.B., Морозов Д.В. Совершенствование технологии крепления горизонтального ствола скважин заколонными надувными пакерами// Материалы II Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем»,- Уфа: Реактив, 2000. - Т.1. - С. 94-95.

2. Кузнецов A.B., Морозов Д.В. Дезинтеграторная обработка цемента // Материалы 48-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 1998.- С. 15.

3. Морозов Д.В., Агзамов Ф.А. Повышение качества крепления горизонтальных скважин // Материалы республиканского конкурса научных работ студентов вузов. - Уфа: Литера, 2000,- С.66-67.

4. Морозов Д.В. Повышение качества крепления скважин с применением вязко-упругих составов // Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2004,- Т.1.-С.19.

5. Морозов Д.В., Турумтаев А.Р., Фан 3. О некоторых причинах межколонных давлений на месторождении Амангельды // Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2004,- Т.1.- С.32-33.

6. Морозов Д.В. Влияние расширяющихся тампонажных материалов на герметичность заколонного пространства // Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: УГНТУ, 2004.- Т.1.- С.З.

7. Агзамов Ф.А., Морозов Д.В. Технология предупреждения межколонных давлений // Труды VIII Международного научного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А. Усова. - Томск: HTJI, 2004.-С. 550- 551.

8. Морозов Д.В. Технология заканчивания скважин, предупреждающая межколонные давления // Материалы научно-технической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли». Новый Уренгой, 2004.- С.156-157.

Р23 4 ВЬ

9. Сулейманов Э.Д., Морозов Д.В. Разработка методов предупр межколонных давлений // Материалы 55-й научно-технической кон<| ^^^^ студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: У1 HI У, 2004.- Т.1.- С 27057

10. Агзамов Ф.А., Каримов Н.Х., Морозов Д.В. и др. Особенное ления скважин на месторождении Амангельды Республики Казахстан Н Нефтегазовое дело. - Уфа: УГНТУ, 2004.- Т.2.- http://www.ogbus.ru /authors/ Morozov/Morozovl .pdf.

11. Морозов Д.В., Девятко А.Ф. Опыт цементирования скважин на месторождении Амангельды //Вестник КазНТУ.- Актюбинск, 2004,- С. 17-20.

12. Агзамов Ф.А., Каримов Н.Х., Морозов Д.В. и др. Опыт заканчивания газовых скважин на месторождении Амангельды // Материалы научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин». - Пермь, 2004.- С.268-270.

13. Морозов Д.В., Кононова Т.Г., Фан 3. Новая лабораторная работа по исследованию газоизолирующей способности гелеобразующих составов на основе неорганических материалов // II Межотраслевая научно-практическая конференция «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитарного образования специалистов топливно-энергетического комплекса».- Уфа, 2005,- С.309-310.

14. Кононова Т.Г., Морозов Д.В., Фан 3. Восстановление герметичности крепи скважин при капитальном ремонте с использованием новых герметизирующих составов // II Межотраслевая научно-практическая конференция «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитарного образования специалистов топливно-энергетического комплекса».-Уфа, 2005,- С.311-312.

Подписано в печать 11 11 2005 Бумага офсетная. Формат 60x841/16 Печать трафаретная. Усп.-печ. л 1,0 Уч.-иад. л.0,9 Тираж 90 экз Заказ 15

Типография ИЭЕТАМ г. Уфа, Проспект Октября, 133

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Морозов, Дмитрий Владимирович

Введение. ф

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ.

1.1 Причины возникновения межколонных проявлений.

1.2 Методы предупреждения межколонных проявлений.

1.3 Анализ вязкоупругих составов, применяемых при бурении и заканчи-вании скважин.

1.4 Технологии применения вязкоупругих составов.

ВЫВОДЫ по главе 1. Цель работы и задачи исследований.

ГЛАВА 2 ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ПРИМЕНЕНИЯ ВЯЗКОУПРУГИХ ПОДВИЖНЫХ ПАКЕРОВ.

2.1 Обоснование применения вязкоупругого подвижного пакера.

2.2 Обоснование параметров герметизирующих составов.

2.3 Обоснование основных требований, предъявляемых к вязкоупругому подвижному пакеру.

2.4 Обоснование сырьевых материалов.

2.5 Обоснование рецептуры вязкоупругих составов.

2.6 Методы исследований.

2.6.1 Обоснование методики определения контактной прочности цементного камня.

2.6.2 Обоснование методики приготовления вязкоупругих составов.

2.6.3 Обоснование методики оценки структурно-прочностных характеристик вязкоупругих составов.

2.6.4 Методика определения пластической прочности вязкоупругих составов. ф 2.6.5 Методика определения термостойкости вязкоупругих составов.

2.6.6 Методика определения объемных изменений в цементном камне и вязкоупругом составе.

2.7 Разработка экспериментальной установки и методика ее подготовки к проведению исследований.

ВЫВОДЫ по главе 2.

ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ НЕКОТОРЫХ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА СВОЙСТВА ВЯЗКОУПРУГИХ ПАКЕРОВ.

3.1 Исследование влияния контракции цементного раствора на герметизирующие свойства вязкоупругих подвижных пакеров.

3.2 Влияние расширяющей добавки на показатели цементного камня.

3.3 Влияние воды на объемные изменения ВУПП.

3.4 Влияние концентрации исходных компонентов на реологические и механические свойства вязкоупругих составов.

3.5 Исследование герметизирующей способности вязкоупругих составов на экспериментальной установке.

ВЫВОДЫ ПО главе 3. ш

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ * МЕРОПРИЯТИЙ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ МЕЖКОЛОННЫХ ДАВЛЕНИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ «АМАНГЕЛЬДЫ».

4.1 Особенности геологического строения Амангельдинского месторождения.

4.2 Технико-технологические мероприятия по формированию надежного герметичного заколонного пространства.

4.3 Особенности технологии крепления скважин на Амангельдинском месторождении

4.4 Программа цементирования скважин на газовом месторождении

Амангельды».

4.4.1 Расчет цементирования промежуточной колонщ ны.

4.4.2 Расчет цементирования 1 ступени эксплуатационной колонны.

4.4.3 Расчет цементирования 2 ступени эксплуатационной колонны.

4.5 Адаптация разработанных рецептур на месторождении «Амангельды».

4.6 Область применения ВУПП.

ВЫВОДЫ ПО главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности применения вязкоупругих подвижных пакеров при цементировании обсадных колонн"

Актуальность проблемы. Вопросы надежного разобщения пластов и цементирования обсадных колонн занимают особое место при строительстве скважин, при этом непременным условием является герметичная изоляция заколонного пространства, предупреждающая проявления пластового флюида на протяжении всего срока службы скважины. Открытие новых месторождений со сложными геологическими разрезами и их ввод в эксплуатацию ведет к ужесточению требований к охране недр и требует качественно нового подхода к креплению скважин.

Анализ литературных материалов по креплению скважин показывает, что нарушение герметичности крепи происходит как на начальных стадиях твердения тампонажных композиций, так и в более поздние сроки.

Основные виды осложнений, которые возникают при креплении газовых скважин, специфичны и почти не встречаются при креплении скважин, предназначаемых для добычи нефти. Эта специфика в основном обусловлена более высокой проникающей способностью газа по сравнению с нефтью или водой, а также тем, что аномально высокие давления в газовых скважинах встречаются чаще, чем в нефтяных.

Следствиями нарушений герметичности крепи скважин в ранние сроки твердения тампонажных растворов, как правило, являются газопроявления, а в более поздние (через несколько месяцев после цементирования или сразу же) - межколонные давления за счет образования каналов, либо по самому цементному камню, либо по контактным зонам цементный камень -обсадная колонна, цементный камень - порода, которые служат проводниками на дневную поверхность пластовых флюидов. В последние годы частота и интенсивность заколонных проявлений в скважинах снизились благодаря совершенствованию технологии цементировочных работ, обеспечению герметичности резьбовых соединений колонн и другим мероприятиям. Однако число скважин, особенно газовых, в которых возникают заколонные проявления, еще велико. Широко применяемые заколонные пакеры недостаточно эффективны в открытом стволе скважины. В этих условиях перспективным направлением является применение вязкоупругих подвижных пакеров (ВУПП) из вязкоупругих материалов и установка их за обсадной колонной.

Цель работы

Совершенствование рецептур и технологии применения заколонных вязкоупругих подвижных пакеров.

Задачи исследования

1. Анализ причин возникновения межколонных давлений и негерметичности крепи.

2. Оценка влияния температуры, контактирующей жидкости, среды и компонентного состава на свойства ВУПП.

3. Обоснование рациональной области применения ВУПП.

4. Разработка технологии крепления скважин с применением ВУПП.

Научная новизна

Практическая ценность

1. Разработанная технология крепления скважин с применением вязко-упругих подвижных пакеров передана ОАО «Казбургаз».

2. Для ОАО «Казбургаз» разработан регламент на применение вязкоуп-ругого подвижного пакера при цементировании обсадных колонн.

Апробация работы Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались на VIII Международном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых им. акад. М.В. Усова "Проблемы геологии и освоения недр" (Институт геологии и нефтегазового дела Томского политехнического университета, 2004г.); на 52 - 55-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2001-2004гг.); на научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин» ПермьНИПИнефть, 2004г.; на научно-технической конференции молодых ученых и специалистов «Обеспечение эффективного функционирования газовой отрасли», Новый Уренгой- 2004, на II Межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитарного образования специалистов топливно-энергетического комплекса», Уфа-2005.

Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 14-ти печатных работах, в том числе в 5-х статьях и тезисах 9-ти докладов.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Морозов, Дмитрий Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

4. Экспериментально доказана эффективность применения разработанной герметизирующей вязкоупругой композиции на основе ПАА и сернокислого алюминия. Для повышения кольматирующей способности обоснован ввод наполнителя.

7. Разработан технологический регламент на применение вязкоупруго-го подвижного пакера при цементировании обсадных колонн.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Морозов, Дмитрий Владимирович, Уфа

1. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С., Каримов Н.Х., Мавлютов М.Р. Повышение долговечности тампонажного камня в агрессивных флюидах нефтяных и газовых скважин. Самара: РИА «Строительство», 1998. - С. 245250.

2. A.c. №1454959 СССР, МКИ3 Е21 B33/13. Способ цементирования обсадных колонн/ М.Р. Мавлютов, П.С. Шмелев, Ф.А.Агзамов и др.// №4216916/22-03; Заявл. 27.03.87; Опубл. 30.10.89, Бюл.№4.

3. Шерстнев Н.М., Расизаде Я.М., Ширинзаде С.А. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М.: «Недра», 1979. — С. 254-285.

4. Татауров В.Г., Сухих Ю.М. и др. Новые возможности использования ВУС при бурении, заканчивании и капитальном ремонте скважин //Тр.Пермьнипинефть.-1999.- С. 17-21.

5. Шерстнев Н.М., Расизаде Я.М., Сидоров H.A. Применение вязко-упругих сред при бурении скважин// Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение.- М.: 1976. С.35.

6. Уханов Р.Ф. Совершенствование технологии применения буферных жидкостей./Юбзорн. информ. ВНИИОЭНГ.Сер. Бурение. М.: 1977.-С.42.

7. Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Исследования свойств и совершенствование технологии применения вязкоупругих буферных жидкостей // Обзорн. информ. ВНИИОЭНГ.Сер. Бурение. М.: 1983.- С.29-30.

8. Коновалов Е.А. Результаты применения вязкоупругих смесей при бурении скважин в Якутии. //РНТС №12. Серия «Бурение». -М.:1982.- С. 14-15.

9. Курдачев А.И., Летицкий А.В Вязко-упругий разделитель для цементирования обсадных колонн // РНТС. Серия «Бурение», вып.1, М.: ВНИИОЭНГ 1975.

10. Расизаде Я.М., Курдачев А.И. Опыт применения вязко-упругого разделителя для очистки ствола скважин при ее бурении и креплении// РНТС. Серия «Бурение», вып. 12, М.: ВНИИОЭНГ 1975.

11. Басарыгин Ю.М., В.Ф.Будников, А.И.Булатов. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации // М.: Недра, 2000- 2002.

12. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. М.: Гостоптехиздат, 1963.

13. Летченко В. К. Затрубные выбросы после цементирования обсадных колонн//Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 8. 1954.

14. Сеид-Рза М.К., Исмаилов Ш.И., Орион Л.М. Устойчивость стенок скважины. М.:Недра, 1981.

15. Сеид-Рза М.К., Радишов Х.Я., Сулейманов Э.М. Исследование влияния запаздывания выхода бурового раствора из скважины на процесс спуска колонн//Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 11. 1984,— С. 24-28.

16. Сеид-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. Баку: Азернешр, 1963. - 337 С.

17. Сеид-Рза М.К., Шерстнев Н.М., Хачатуров A.A. Об изменении динамического пластового давления при установке ванн//Азербайджанское нефтяное хозяйство, №2. 1969. С. 15-17.

18. Сеид-Рза М.К. Некоторые вопросы бурения глубоких скважин в осложненных условиях Азербайджана //Нефтяное хозяйство. № 10. 1972. -С. 6-10.

19. Сидоров H.A., Ковтунов Г.А. Осложнения при бурении скважин. М.: Гостоптехиздат, 1969.

20. Сидоров И.А. Восстановление герметичности обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах. //Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. -М.: 1972.

21. Линевский A.A. К вопросу борьбы с обводнением скважин// Азербайджанское нефтяное хозяйство. № 4. 1940.

22. A.B. Парасюк, И.Н. Галанцев, В.Н.Суханов, и др. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока// Нефтяное хозяйство, №2. 1994. С. 64-68.

23. Клещенко И.И., А.В.Григорьев, А.П. Телков. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: Недра, 1998.-267с.

24. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. -M.iOOO «Недра-Бизнесцентр», 1999.- 285с.: ил.

25. Храмов P.A., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений ОАО «Оренбургнефть». М.:000 «Недра-Бизнесцентр», 1999.- 527с.: ил.

26. Поддубный Ю.А., Сазонова В.М., Сидоров И.А. и др. Применение новых водоизолирующих материалов для ограничения притока вод в нефтяные скважины/Юбзор. информ. ВНИИОЭНГ, Сер. Нефтепромысловое дело. -М.: 1977.-61 с.

27. Поддубный Ю.А., Канн В.А. и др. Эффективность применения водоизолирующих материалов в нефтяных скважинах/Юбзор. информ. ВНИИОЭНГ, Сер. Нефтепромысловое дело. Вып. 13 (102). М.: 1985. - 46 с.

28. A.c. №402635. Состав для разделения потоков жидкостей. /В.П. Меркулов, Н.М.Шерстнев, И.А. Швецов, Н.Я Кочурина, Я.М.Расизаде, H.A. Сидоров H.A.//Заявл. 19.05.71; Опубл. БИ№42, М.: 1973.

29. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: Справочник. М.: Недра, 1991.-384. е.: ил.

30. Лебедев Е.И. Определение момента гелеобразования полимерных композиций // Нефтяное хозяйство,.- №9.- 1995. С. 19.

31. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами-М.: Недра, 1998.- 394с.

32. Булатов А. И., Данюшевский В. С. Тампонажные материалы: Учебн. пособие для вузов. М.: Недра, 1987. 280 с.

33. Куксов А.К., Черненко A.B. Заколонные проявления при строительстве скважин // Обзорн. информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Техника и технология бурения скважин, № 9. 1988 - 68 с.

34. A.C. №1516599 СССР, МКИ3 Е21 B33/13 Способ цементирования скважин/ Ф.А.Агзамов, Н.Х.Каримов, С.Н.Руденко и др.// №4376874/23-03; Заявл. 10.12.87; Опубл. 23.10.89. Б.И. №39.

35. Данюшевский B.C., Алиев P.M.,.Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987.- 372с.

36. Сайд И.А. Исследование негерметичности цементного кольца // Тез.докл. III конгресса нефтегазопромышленников России. Проблемы нефти и газа. -Уфа: Реактив, 2001. С. 92-93.

37. Агзамов Ф.А.,.Аль-Сурури Я.М,.Комлева С.Ф. Экспериментальная оценка герметичности межколонного пространства газовых скважин // Изв. вузов. Нефть и газ. 2000.- №5.-С. 58-65.

38. Ахметов A.A. Повышение эффективности и экологический безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин. //Дисс. д-ра техн. наук,- Уфа: 2001.- 327с.

39. Булатов А. И. Формирование и работа цементного камня в скважине.-М.: Недра, 1990.-408с.

40. Крылов Д.А., Волошко Г.Н. Влияние различных нагрузок в колонне на ее контакт с цементным кольцом // Нефтяное хозяйство.- 1991.- № 12.- С. 811.

41. Кучернюк В.Д. Изучение влияния перфорации на колонну и цементное кольцо//Науч.техн.сб.ВНИИОЭНГ Бурение № 10- 1970.-С. 12.

42. Отрадных A.B. Способ ликвидации газопритоков в газонефтяных скважинах// Тр. СибНИИНП. «Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири». Тюмень: 1983.-С. 49-52.

43. Цыбин A.A., Гайворонский A.A. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин в сложных геологических условиях.// Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. «Бурение», вып. 21.-М.: 1983. 44 с.

44. Кабиров Б.З., Зарипов М.Х. Опыт применения пакера-фильтра при креплении скважин на Арланском месторождении.// Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. «Бурение», вып. 6. -М.: 1982.

45. Аветисов А.Т, Кошелев А.Т.,.Крылов В.М. Ремонтно-изоляционные работы при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, 1981.-216с.

46. Каримов Н.Х., В.М.Петерс, Н.В.Губкин. Герметизация заколонного пространства скважин // Нефтяное хозяйство.- 1980.- №2 С. 51-52.

47. Каримов Н.Х, Б.Н.Хахаев, И.А.Серенко и др. Применение многокомпонентных смесей, приготовленных с помощью дезинтегратора, при строительстве скважин// Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение, Вып.3.1989.

48. Кирпиченко Б.И., В.Д.Кучернюк, Т.А.Прямов Некоторые причины неравномерности формирования цементного камня в скважине // Нефтяное хозяйство.- 1973.- № 2.-С. 25-27.

49. Сайд И.А.,.Аль-Сурури Я.М. Сцепление цементного камня со стенкой скважины // Проблемы нефти и газа: Тез. докл. III конгресса нефтегазопро-мышленников России.-Уфа: Реактив, 2001.-С. 101-102.

50. Гамзатов С. М, Рахимбаев Ш.М., Кадыров Ю.Т. Крепление газовых скважин на месторождениях Узбекистана// Обзор.информ. ВНИИОЭНГ Сер.Бурение. 1975.- 27с.

51. Прасолов В. А. Разобщение пластов в скважинах с помощью пакеров типа ПФМ//Реф.науч.-техн.сб.ВНИИОЭНГ «Бурение», вып.З- М.:1974.-С. 1619.

52. Цементирование скважин зарубежом //Обзор заруб, лит-ры ВНИИОЭНГ.- 1967.- 130с.

53. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композиционных систем в технологических операциях эксплуатации скважин М.: Недра, 1989.- 213с.

54. Хадиев Д.Н. Диагностика межколонных газопроявлений на Уренгойском НГКМ /Материалы второго международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем»-Уфа: Реактив, 2000.-С. 118119.

55. Алмаев Р.Х., Девятов В.В.Технология применения вязкоупругих осад-кообразующих химреагентов/ // Нефтепромысловое дело, № 5.-1994.-С .7-10.

56. Будников В.Ф. Перспективы развития вязкоупругих составов// Тр. ВНИИКРнефти.- М.: 1995.-С. 55-61.

57. Усов C.B., Павельчак A.B., Серенко И.А., Кошелев А.Т. Изоляция каналов перетока с низкой пропускной способностью для восстановления герметичности крепи скважин /Реф.науч.-техн.сб. ВНИИОЭНГ. Бурение, вып.4.--М.: 1981.- С. 19-23.

58. Рязанов Я.А. Справочник по буровым раствора. М.: Недра, 1979. -215с.

59. Сайд И.А. Исследование негерметичности цементного кольца// Тез.докл. III конгресса нефтегазопромышленников России. «Проблемы нефти и газа». -Уфа: Реактив, 2001. С. 92-93.

60. Мирзаджанзаде А.Х., Махмудов М.Н., Самедов Т.А. Элементы механики разобщения пластов. Баку: Азернешр.- 1976. С. 211.

61. Пшебиевский М.Е. Исследование причин нарушения герметичности крепи нефтяных и газовых скважин в процессе эксплуатации и разработка способов их надежности// Автореферат дис. канд.техн.наук. М.: 1992 - 24 с.

62. Патент по заявке №5030603/03, МПК Е 21 В 33/138. Герметизирующий состав/ Данюшевский B.C., Пшебиевский М.Е. — 1992.

63. Серенко И.А., Сидоров H.A., Кошелев А.Т. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. М.: Недра, 1988. — 263 е.: ил.

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

65. Boone D.E. Adequate cement a «must» for drilling. Oil and Gas J., May 26, 1969, vol 67, No 21.

66. Фаттахов З.М. Разработка методов предупреждения, исследования и контроля межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ //Автореферат дис. канд. техн. наук. Уфа: 2001. - 22 с.

67. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1983. -352 с.

68. Smith R.C. Checklist aids successful primary cementing // Oil and Gas J. -1982, 1/XI. Vol. 80, N 44. P 72, 74, 75.

69. Зобе В.Ю., Кулигин Н.А.,.Шелдыбаев Б.Ф, Ясенец М.Г. Состояние и пути совершенствования крепления сверхглубоких скважин в объединении Грознефть //Тр.СевКавНИПИнефть. 1983. - Вып. 39. - С. 53-59.

70. Мавлютов М.Р. Управляемая кольматация призабойной зоны пластов при бурении и заканчивании скважин // Нефт. хоз-во, №6. 1984.- С. 7-10.

71. Геранин М.П., Ломоносов В.В., Чжао П.Х. Совершенствование крепления скважин на подземных хранилищах газа// Обзор, информ. ВНИИЭгаз-пром. Сер. «Бурение газовых и газоконденсатных скважин»; вып. 5. М.:1982.-38 с.

72. Sabins F.L.,Tinsley S.M., Sutton D.L. Transition time of cement slurries between the fluid and set status // Society of Petroleum Engineers J. 1982, XII. -Vol.22,N6.-P. 875-882.

73. Хоромин И.Г. К методике расчета цементирования обсадных колонн // НТИС. Сер. «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение». М.: ВНИИО-ЭНГ, 1984. - Вып.1. - С.42-45.

74. Сулейманов И.А. Причины заколонных проявлений и пути их предотвращения при креплении скважин на площадях Мурадханлы // Бурение глубоких нефтяных и газовых скважин в Азербайджане. Баку: АзНИПИнефть,1983.-С. 40-48.

75. Sabins F.L., Browning P.L. Cement concessibility evaluated // Drill Bit. -1982. Vol. 31, N 2. - P. 67, 69.

76. Пат. 4304292 США, МКИ E 21 В 33/14. Well cementing process and gasified cements useful therein.

77. Гнездов В Л. и др. Разработка и опыт применения тампонажного раствора высокой седиментационной устойчивости // Нефт. хоз-во. 1984. - №4. -С. 27-31.

78. Баталов Д.М., Горский А.Т. Седиментационная устойчивость тампо-нажиых растворов при пониженных температурах // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень, 1982. - №54. - С. 28-30.

79. Курочкин Б.М. и др. Опыт применения цементнолатексного и тампо-нажного раствора для крепления скважин // Нефт. хоз-во, №3. 1984 - С. 5558.

80. Детков В.П.,.Овечкин А.И, Зотов В.П., Чайковский А.И. Применение четырехкомпонентной смеси при цементировании наклонно направленных скважин в Западной Сибири// РНТС. Сер. «Бурение», вып. 11- М.: ВНИИО-ЭНГ, 1982.-С. 16-17.

81. Шахмаев З.М. Особенности технологии цементирования скважин при наличии проницаемых пластов с разными градиентами давления //НТИС. Сер. «Нефтегазовая геология, геофизика и бурение», вып.З. — М.: ВНИИО-ЭНГ, 1984.- С.43-45.

82. Караев А.К. Разработка и совершенствование конструкций технологии бурения и строительства глубоких нефтяных и газовых скважин на Северном Кавказе. Доклад на соискание ученой степени. Фонды АзИНХ им. Азизбеко-ва. -Баку: 1966.

83. Амиров А.Д. Техника и технология освоения и эксплуатации глубоких скважин. М.: Недра, 1970. - С. 224.

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

85. В.И. Вяхирев, Ю.С. Кузнецов, В.П. Овчинников и др Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях . Тюмень: Вектор Бук, 1997. 237 с.

86. Толстолыкин И.П., Карпов В.М., Курьянов Ю.А., Саунин В.И. Контроль за состоянием скважин в Западной Сибири в процессе их строительства// Обзор, информ. ВНИИОЭНГ. Сер. «Бурение», вып. 8.- М.: 1982. 47 с.

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

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

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

90. Измайлов Л.Б., Булатов А.И. Крепление нефтяных и газовых скважин. -М.: Недра, 1976.-199 с.

91. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. -М.: Недра, 1989. -228 с.

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

93. Морозов Д.В. Влияние расширяющихся тампонажных материалов на герметичность заколонного пространства./Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых, т.1. УГНТУ, Уфа: 2004. 471 с.

94. Гиматутдинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982.

95. Дахнов В.Н. Электрические и магнитные методы исследования скважин. М.: Недра, 1981.

96. Габдрахманов А.Г., Асмоловский B.C., Плотников И.Г. О качестве цементирования скважин в условиях Арланского месторождения //Нефтяное хозяйство, №10. 1984. С. 53-58.

97. Булатов А.И., Дулаев В.Х., Ильясов Е.П.и др. Влияние геолого-технических факторов на качество цементирования скважин //Обзор.информ. ВНИИОЭНГ. Сер. бурение. М.: 1982. - С. 44.

98. Лозин Е.В, Ованесов М.Г., Брагин Ю.И.и др. Интенсификация выработки запасов нефти в поздней стадии разработки //Обзор, информ ВНИИОЭНГ. Сер. нефтепромысловое дело, вып. 25. М.: 1982. 28 с.

99. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А., Сидоров H.A. Газопроявления в скважинах и борьба с ними. М :Недра, 1969. - 280 с.

100. Кошелев H.H., Комнатный Ю.Д., Конышев В.Г. Межколонные проявления в газоконденсатных скважинах и пути их предупреждения. /Газовая промышленность, №5. 1966.

101. Булатов А.И., Макаренко П.П., Будников В.Ф., Басарыгин Ю.М. Теория и практика заканчивания скважин. Под ред. А.И. Булатова. -М.: Недра, 1998.-Т. 4.-496 е.: ил.

102. Шищенко Р.И., Булатов А.И., Малеванский В.Д., Сибирко И.А. Изучение природы газопроявлений после цементирования обсадных колонн./ «Газовая промышленность» ВНИИОЭНГ, №9. -М. 1965. С. 7-11.

103. Титков Н.И., Бережной А.И., Сельващук A.JI. Возможные причины газопроявления при цементировании скважин /Газовая промышленность, №1.-1986-С. 18-20.

104. Гайворонский A.A., Шульга Г.П. Экспериментальное исследование влияния контакта цемент глинистая корка на гидроизоляцию пла-ста.//Труды ВНИИБТ, вып. 19.- М.: 1968.

105. Марухняк Н.И. Целесообразность удаления глинистой корки со стенок скважины перед цементированием обсадных колонн.// Труды конференции по вопросам технологии цементирования скважин. -М.: ВНИИОЭНГ, 1970.

106. Марухняк Н.И. Определение оптимальной величины и интервал удаления глинистой корки при цементировании./НТС «Бурение». Проблемы нефти и газа. ВНИИОЭНГ, вып. 12. -М.: 1968. С. 17-20.

107. Номикосов Ю.П. О влиянии толщины глинистой корки на цементировку скважин. /Труды Академии нефтяной промышленности. Выпуск 2. -М.: Гостоптехиздат. 1955.

108. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании.// Обзорн. информ. ВНИИОЭНГ. Серия «Бурение». М.: 1969.

109. ИЗ. Белов В.П. Влияние коркоудаляющей буровой жидкости на горные породы и цементационный камень.// Обзорн. информ. ВНИИОЭНГ. Серия «Бурение», №3. М.:- 1974. - С. 17-20.

110. Белов В.П. Исследование механизма разрушения глинистых корок химическими реагентами. //Известия ВУЗов. Серия «Нефть и газ», № 10. -М.: 1974.- С. 27-32.

111. Белов В.П. Коркоудаляющие реагенты и эффективность их применения./ Журнал «Нефтяное хозяйство», №12. 1974.-С. 9-12.

112. Куксов А.К. О пристенном каналообразовании в скважине после цементирования. Сборник «Буровые растворы и крепление скважин». Краснодар: 1971.

113. Булатов А.И., Обозин О.Н. Об изменении гидростатического давления при твердении тампонажных растворов. //Труды Краснодарского филиала ВНИИКрнефти, выпуск №20. Краснодар: 1970.

114. Булатов А.И. К вопросу о снижении давления у забоя скважины при твердении цементного раствора. //Труды Краснодарского филиала ВНИИКрнефти, выпуск №15. Краснодар: 1965.

115. Видовский А.Д., Ахметов P.A. Об изменении давления столба тампо-нажного раствора в процессе твердения. Сборник «Буровые растворы и крепление скважин». Красноярск: 1971.

116. Видовский A.JT., Ахметов H.A., Булатов А.И., Крылов В.И., Перов A.B., Юсупов И.Г. Измерение давления, температуры в зацементированнойчасти заколонного пространства скважины./Юбзорная информация, серия «Бурение», №7.-1984.- С. 36-40.

117. Коморин В.К. О природе межтрубных газопроявлений. /НТС «Газовая промышленность», №7. -М.: ВНИИОЭНГ, 1966.

118. L. Maciuca. Probleme cimentului de sonde si al cimentarie sondelor in riqiuner Ticleni Petrol si gase vol.11, 1960.

119. Булатов А.И., Лыков Е.А., Сидоров H.A. Предупреждение затрубных газопроявлений. /Нефтяное хозяйство, N 11.- 1964.

120. Бережной А. И. К вопросу формирования герметичного цементного кольца в затрубном пространстве скважин.//Труды Укр. науч.-исслед. ин-та газа, вып. I (5).- М.: «Недра», 1966.-С. 15.

121. Бережной А. И. Теоретические и экспериментальные предпосылки совершенствования техники и технологии цементирования газовых скважин.// Труды Укр. науч.-исслед. ин-та газа, вып. IV.- М.: «Недра», 1970.- С.З -12.

122. Бережной А. И. О факторах, влияющих на герметичность скважин, зацементированных тампонажным цементным раствором.// Труды Укр. науч.-исслед. ин-т газа, вып. III.- М.: «Недра», 1969.-С. 33-40.

123. Агишев А. П. Межпластовые перетоки газа при разработке месторождений. М.: «Недра», 1966.- 204 с.

124. Мильштейн В.М. Цементирование буровых скважин. Краснодар: 2003. - 375 с.

125. Булатов А.И., Обозин О.Н., Куксов А.К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважин после цементирования./ «Газовая промышленность», № 2. 1970.- С. 3—6.

126. Бережной А.И. Цементирование скважин на Щелковском газохрани лище и Ефремовском ГКМ с применением кондиционирования тампонаж ного раствора. В кн.: "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат ных месторождений "№ 2.-ВНИИгазпром,1968.

127. Бережной А.И. Сальващук А.П. Тампонажные растворы для цементирования газовых скважин в условиях соленосных отложений // Труды 1 Украинской нефтегазовой конференции. - Киев: 1970. - С. 71-72.

128. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампо-нажных систем.- М.: Недра, 1986. -С. 248.

129. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Каримов Н.Х., Мандель А .Я. «Расширяющиеся и напрягающие цементы». /Труды четвертой международной конференции «Освоение шельфа Арктических морей России»-Санкт-Петербург: 1999г. -с.39-44.

130. Каримов Н.Х., Губкин H.A. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных материалов и влияние их на герметичность заколонного пространства.// РНТС «Бурение», вып. 9. М.:ВНИИОЭНГ, 1975.- С.21-25.

131. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цемен-тов./Обзор.информ. ВНИИОЭНГ.Серия «Бурение». -М.: 1980.- С. 50.

132. Каримов Н.Х., Бакиров Н.К. Условия повышения контактных напряжений в заколонном пространстве скважин//Технология бурения нефт. и газ. скважин: Межвуз. научно-тематич. сб./УНИ. -1990. С. 258.

133. Милыитейн В.М. Практика цементирования нефтяных и газовых скважин за рубежом. /Юбзор.информ.ВНИИОЭНГ. Бурение, вып. 1.- М.: 1986. 55 с.

134. Иванников В.И. Формирование структуры цементного камня при креплении обсадных колонн//Газовая промышленность, №9.- 1992 С.36- 37.

135. Цементирование скважин за рубежом /Обзор зарубежной литературы.- М.:ВНИИОЭНГ.-1977. -130 с.

136. Малеванский В.Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1964. - 64 с.

137. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения // РНТС ВНИИОЭНГ. «Бурение», № 2. 1964. - С. 16-19.

138. Макаренко П.П., Басарыгин Ю.М., Шипица В.Ф., Петерсон А.Я., Ба-барыкин С.П. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин // Газовая промышленность, № 10. — 1995. С. 9-10.

139. Пути повышения герметичности затрубного пространства при креплении глубоких скважин // 03JI ВНИИОЭНГ «Бурение». 1977. - 38 с.

140. Шихмамедов Н.Ш. Некоторые возможные причины межколонных газопроявлений в газовых скважинах // : Реф. информ. Газовая промышленность. Сер. Бурение газовых и морских нефтяных скважин.- М.:1981,- С. 3033.

141. Агишев А.П. Газопроницаемость цементного камня в затрубном пространстве газовых скважин. В кн.: Цементные растворы для крепления глубоких скважин. - М.: Недра, 1965. - С. 13-18.

142. Гайворонский A.A., Цыбин A.A. Крепление скважин и разобщение пластов. М.: Недра, 1981. - 367 с.

143. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов// Тр. КФ ВНИИнефть «Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений». 1970. - Вып.6. - С. 256 -267.

144. Бурение на нефть и газ в США // ОЗЛ ВНИИОЭНГ «Бурение». М.: 1975.

145. Булатов А.И., Куксов А.К., Новохатский Д.Ф. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных цементов. /НТС, сер.Бурение, №2. -1971.- С. 19-22.

146. Бережной А.И. Пути повышения герметичности затрубного пространства газовых скважин при их цементировании. Сборник «Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений Сибири». Тюмень: 1971.

147. Шерстнев Н.М. ВУР для цементирования скважин. /Экспресс-информация, серия «Бурение», №20. М.: ВНИИОЭНГ, 1975.

148. Геранин М.П., Соловьев Е. М. Об одном проявлении седиментации в цементных растворах. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: «Недра», 1970.- С.31—40.

149. Гайворонский A.A., Шульга Г.П. Исследования активного гидростатического давления, создаваемого цементным раствором./ Труды Всесоюз. науч.-исслед. ин-та бур. техники, (вып. XXIII).- М.: «Недра», 1968.

150. Куксов А.К., Булатов А. И. О давлении в затрубном пространстве скважин после цементирования. /Нефтяное хозяйство, №10,1971. С. 26—31.

151. Бурыкин А.Н., Р.Х. Ибатуллин, П.С. Катеев, Н.М. Мордвинцева. Оценка надежности разобщения пластов при использовании заколонного па-кера // Сер. Бурение, №4- ВНИИОЭНГ.- 1981.- С.23-25.

152. Куксов А.К. Установление и исследование некоторых факторов, предотвращающих заколонные проявления в начальный период ОЗЦ.// Автореферат дисер. .к.т.н. Грозный: 1972.- 22 с.

153. Булатов А.И., Видовский A.JI. Изменение давления при твердении цементного камня.//РНТС Бурение, вып.Ю.-М.:ВНИИОЭНГ, 1969.-С. 16-18.

154. Куксов А.К., Булатов А.И., Ситников М.Ф. О давлении в затрубном пространстве скважин после цементирования //Нефтяное хоз-во., №10.1973.- С. 26-31.

155. Левайн Д.К., Томас Э.У., Безнер Х.П., Толпе Д.К. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 10. 1980.- С. 8 - 17.

156. Мирзоев Х.Б., Сулейманов Э.М., Бабаев С.Д. Цементирование скважин в условиях опасности флюидопроявления в период ОЗЦ// Азербайджанское нефтяное хозяйство, № 3. 1984. - С. 19 — 22.

157. A.C. 1661370 AI СССР, Е21В 33/138. Вязкоупругий состав/ Б.И. Навроцкий, И.Б. Медведь, В.И. Колесник.- Опубл. 7.07.91.

158. Булатов А.И., Видовский A.A., Шишов В.А. и др. Измерение давления цементного раствора в затрубном пространстве скважины в период ОЗЦ. / Нефтяник, №5.- 1970 С. 15-16.

159. Павельчак A.B., Кошелев А.Т., Ермин Г.А.О некоторых причинах негерметичности резьбовых соединений обсадных колонн./ Тр. ВНИИКРнефть «Технология крепления скважин», вып. 19.-1980.- С. 148-153.

160. Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: НТО ВНИИЭГгазпрома, № 8. 1977. - 52 с.

161. Булатов А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений //Газовая промышленность, № 12. С. 24 - 27.

162. Мамаджанов У.Д., Халфин В.Е. Затрубные проявления газа // Нефтяное хозяйство, № 1- 1963. С. 22-24.

163. Грачев В.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Проницаемость столба цементного раствора в период ОЗЦ. /Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, №7. М.:1970.-С. 9-17.

164. Грачев В.В., Леонов Е.Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания./Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, №3.- М.:1969.- С. 1721.

165. Агзамов Ф.А., Каримов Н.Х., Мнацаканян О.С., Мельников В.М. Применение расширяющихся цементов при строительстве скважин. / Материалы 1У Международной конференции «Проблемы строительного комплекса России», т.1.- Уфа: 2000-С. 91.

166. Гельфман Г.Н., Клявин P.M. К вопросу о водоотдаче цементных растворов // Нефт. х-во, №8. 1963.- С.26.

167. Леонидова А.И. К вопросу исследования водоотдачи растворов из тампонажных цементов/ Автореферат канд. дисс.- М.: 1966.

168. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. Исследование фильтрационных свойств тампонажных растворов цемента / Тр. МИНХиГП, вып.46.-М.: 1964.

169. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. К исследованию фильтрации цементного раствора // Изв. высших уч. заведений .Сер. Нефть и газ, №10-М.: 1961.

170. Леонидова А.И., Соловьев Е.М. О влиянии глинистой корки на водоотдачу цементного раствора // Изв. высших уч. заведений. Сер. Нефть и газ, №12-М.: 1963.

171. Ашрафьян М.О., Новохатский Д.Ф. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин // Под общ. ред. д.т.н. проф. Рябоконя С.А. Краснодар: «Просвещение - Юг» - 368 с.

172. Крылов Д.А., Марабаев H.A., Таламанов E.H., Бурхайло В.А., Серен-ко И.А. Изменение контакта цементного камня с металлом обсадных труб при различных механических воздействиях. /Бурение, № 7.-М.: 1981.-С. 18-21.

173. Шишин К.А., Рустамбеков Т.Ф., Крылов Д.А. Влияние опрессовки иперфорации скважин на качество и разобщение пластов. / РНТС Бурение, № 4.-М.: 1977.-С. 29-34.

174. Овечкин A.M. Нарушение контактов цементного кольца с обсадной колонной при выполнении различных операций в скважине. /РНТС Бурение, № 2.-М.: 1972.- С. 16-24.

175. Фаттахов З.М. Разработка методов предупреждения, исследования и контроля межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ./ Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. Уфа: 2000.

176. Разработать регламент и технические средства для обеспечения гидравлического испытания обсадных колонн на герметичность до твердения цементного камня / Отчет о НИР АстраханьНИПИгаз. Астрахань: 1989. -79 с.

177. Cain J.E, Shryock S.H. Cementing Steam Injection Wells in California. "J. Petrol. Technol.", 1966, IV, V. 18, No 4, pp 431 436.

178. Мамедов A.A. Предотвращение нарушений обсадных колонн. M.: Недра, 1990.-240 с.

179. Ганиев Г.Г., Рахимбаев Ш.М., Обозин О.Н. Опыт повышения седи-ментационной устойчивости тампонажных растворов. Сборник «Промывка и цементирование скважин».- М.: Недра, 1973.

180. Нарушение контактов цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины при перфорации./ В.Т.Смолянинов, Ю.В.Мельников, A.C. Утробин, В.И.Капралов. РНТС Бурение, № I.-M.: 1975.- С. 23-24.

181. Мельников Ю.В., Утробин A.C., Смолянинов В.Т. Нарушение контактов цементного кольца с обсадной колонной и стенками скважины при проведении технологических операций в этой колонне. / Бурение, № 4.-М.:-1977.- С. 34-35.

182. Карнаухов К.А., Рязанцев Н.Ф. О величине сил, возникающих при взаимодействии долота с обсадной колонной в процессе спуско-подьемных операций. /Тр. СевКавНИИ, вып. 1.-Ставрополь: 1967.- С. 120-125.

183. Данюшевский B.C. Пути получения расширяющихся тампонажных цементов//Газовая промышленность, N 11.-М.: 1973. С.13-15.

184. Соловьев Е. М., Леонидова А.И. Исследование фильтрационных свойств растворов тампонажного цемента.- М.: «Недра», 1964.- 230 с.

185. Еременко Т.Е., Мочернюк Д.Ю., Тищенко A.B. Герметизация резьбовых соединений обсадных колонн нефтяных и газовых скважин.-Киев: «Техника», 1966.

186. Бережной А.И. Изучение явления стяжения в суспензиях тампонажных цементов и его возможного влияния на качество цементирования газовых скважин. Сборник «Крепление скважин и разобщение пластов». М.: Недра, 1964.

187. Булатов А.И., Марухняк Н.И. Количественная оценка влияния кон-тракционных явлений на возможные газопроявления при цементировании скважин. //Обзорная информация «Нефтяная и газовая промышленность», №3. М.: ВНИИОЭНГ, 1970.- С. 18-21.

188. Грачев В.В., Леонов Е.Г. Исследование порового давления столба цементного раствора в период схватывания.//Бурение, №3.- М.:1969.- С. 17-21.

189. Сибирко И.А. Контракционный эффект цемента и каналообразование в кольцевом пространстве скважины после ее цементирования. Выпуск 18 (149).- М.: ВНИГНИ, 1967.

190. Тагиров K.M. Технология и составы для устранения межколонных газопроявлений // Газовая промышленность, №11.- М.: 1991 С.24-25.

191. Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П. Влияние контракционных процессов в цементном камне на качество крепления скважин. /Меж-вуз науч.-тем. сб. «Техн. бур. нефт. и газ. скважин».- Уфа: 1979.-С.145 149.

192. Мирзаджанзаде А.Х. Временная инструкция по применению вязко-упругого разделителя при цементировании нефтяных и газовых скважин. М.: ОНТИ ВНИИнефть, 1973.

193. Юсупов И.Г., Голышкина Л.А., Катеев И.С. Повышение герметичности контактных зон цементного кольца.// Обзорная информация ВНИИО-ЭНГ, серия «Бурение».-М.: 1980.

194. Романович И.С. Опыт разбуривания Шебелинского газового месторождения.-М.: «Недра», 1967.

195. Блажевич В. А., Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Ремонтно изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1981.-232с.

196. Исследование продуктивных пород нефтяных месторождений Башкирии для подсчета запасов и проектирования разработки./ Отчет по теме № 07-82. Т.1. -Уфа: БашНИПИнефть, 1982.- 167с.

197. Каназафаров Ф.Я., Васильев A.C., Канзафаров С.Г. Составы для изоляции пластовых вод. // Нефтяное хозяйство, № 2. 1991. - С. 20-22.

198. Бабушкин В.И. Физико-химические процессы коррозии бетона и железобетона. М.: Стройиздат.,1981. - 190с.

199. Красильников К.Г., Никитина Л.В., Скоблинская H.H. Физико-химия собственных деформаций цементного камня. М.: Стройиздат.,1980.

200. Кравченко И.В. Расширяющийся цемент. М.: Стройиздат, 1976.

201. Михайлов В.В., Литвер С.Л. Расширяющийся и напрягающий цементы и самонапряженные железобетонные конструкции М.: Стройиздат, 1975.- 182с.

202. Красильников К.Г., Никитина Л.В., Скоблинская H.H. Физико-химия процессов расширения./ В сб.: Шестой Международный конгресс по химии цемента. М.:Стройиздат., 1976.

203. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы М.: Стройиздат, 1983.

204. Кузнецова Т.В. Химия и технология расширяющихся и напрягающихся цементов.// РНТС ВНИИЭСМ. Цементная и асбестоцементная промышленность. М.: Стройиздат., 1980.

205. Москвин В.М., Рояк Г.С. Коррозия бетона при действии щелочей цемента на кремнезем заполнителей. М.: Стройиздат., 1962.

206. Будников П.П., Гинстлинг А.И. Реакция в смесях твердых веществ. -М.: Стройиздат., 1965. 120с.

207. Бабушкин В.И., Матвеев Г.М., Мчедлов-Петросян О.П. Термодинамика силикатов. -М.: Стройиздат, 1972. -208с.:ил.

208. Кравченко И.В., Кузнецова Т.В., Власова М.Т., Юдович Б.Э. Химия и технология специальных цементов — М.:Стройиздат, 1979.

Информация о работе

Морозов, Дмитрий Владимирович
кандидата технических наук
Уфа, 2005
ВАК 25.00.15

Диссертация

Повышение эффективности применения вязкоупругих подвижных пакеров при цементировании обсадных колонн - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы