Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и совершенствование технологий крепления скважин в криолитозоне

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка и совершенствование технологий крепления скважин в криолитозоне"

На правах рукописи' УДК 622.24.002

ДСП экз. №. ОСЬЮ

СОНИН ВАЛЕРИЙ НИКОЛАЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В КРИОЛИТОЗОНЕ

25.00.15 - Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2001

Работа выполнена на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета

Научный руководитель - кандидат технических наук,

доцент Кузнецов В.Г. Официальные оппоненты - доктор технических наук,

профессор Кошелев А.Т., кандидат технических наук Фролов A.A. Ведущее предприятие - Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности (СибНИИНП)

Защита состоится 21 апреля 2001 г. в 15.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625038, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38.

Автореферат разослан 21 марта 2001 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. Развитие топливно-энергетической базы нашей страны невозможно без поиска новых и освоения уже открытых месторождений природных углеводородов. Большинство газовых и газоконденсагных месторождений открытых в районах Крайнего Севера, характеризуются наличием в геологическом разрезе многолетнемерзлых горных пород (ММП), высокопроницаемых пластов и пластов с низкими градиентами гидроразрыва. Применяемые традиционные технологии бурения и заканчивания скважин в этих условиях не всегда обеспечивают надежности их разобщения. Отмечаются следующие осложнения: недоспуск обсадных колонн до проектных глубин, недоподъем тампонажного раствора до устья, негерметичность крепи, смятие обсадных труб и др. В результате нередко возникают заколонные газопроявления, грифонообразования и открытые фонтаны, наносящие огромный трудно-восполнимый ущерб экологии данного района и требующие дополнительные материальные затраты на их ликвидацию или проведение восстановительных работ.

Это свидетельствует о том, что вопросы разработки и совершенствования технологии крепления скважин в криолитозонах являются актуальными на сегодняшний день.

Цель работы. Обеспечение надежности крепления скважин в интервалах низких положительных и отрицательных температур криолитозоны, путем со-

вершенство-ания конструкции их крепи, улучшение физико-механических свойств и модификаций применяемых тампонажных композиций.

Основные задачи исследований

1. Исследование и обоснование причин возникновения осложнений при креплении скважин в интервале криолитозоны и способы их предупреждения.

2. Оптимизация крепи скважин в интервале ММП.

3. Анализ процессов твердения тампонажных растворов при низких температурах окружающей среды. Обобщение и разработка требований к формирующемуся в этих условиях цементному камню.

4. Разработка состава облегченного, гидравлически активного при низких температурах твердения гампонажного материала и раствора на его основе.

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

6. Разработка нормативной документации. Анализ результатов опытно-промышленного внедрения.

Научная новизна. Научно обосновано возникновение локальных сминающих давлений на обсадные колонны в интервалах ММП при обратном промерзании водных суспензий в заколонном пространстве скважин. Уточнена методика расчета сопротивления крепи скважин смятию.

Разработаны требования к прочностным свойствам цементного камня, формирующегося в заколонном пространстве скважин криолитозоны.

Теоретически обоснована и экспериментально доказана целесообразность применения для цементирования обсадных колонн в интервалах низких положительных и отрицательных температур облегченных, безгипсовых, гидравлически активных тампонажных цементов.

Практическая ценность. По результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований разработаны:

- методика и программа расчета величин напряжений в обсадной колонне при воздействии сминающих локальных нагрузок в затрубном пространстве, позволяющая производить обоснованный выбор обсадных труб при проектировании обсадных колонн и тампонажных материалов для их крепления;

- требования к свойствам применяемых тампонажных материалов, растворам на их основе для разобщения ММП, способствующие предупреждению смятий обсадных колонн, осложнений приустьевой части ствола скважин;

- рецептура облегченного тампонажного раствора с повышенной гидравлической активностью при низких положительных и отрицательных температурах окружающей среды;

- руководящие и нормативные документы, позволяющие регламентировать крепление скважин в криолитозоне.

Внедрение результатов в промышленности. Основные результаты проведенных исследований, выводы и рекомендации по ним внедрены при строительстве скважин на месторождениях Арктического побережья и севера Тю-

менской области, разбуриваемых ПО «Арктикморнефтегазразведка» и филиалом «Тюменбургаз» ДООО «Буровая компания».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы обсуждались на: Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (г. Тюмень, 2000 г.); заседаниях кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (г. Тюмень, 1999-2000 гг.), научно-технических советах ОАО «Газпром» (г. Москва, 1998, 2001 гг.).

Публикации. Основные положения диссертационной работы опубликованы в 7 печатных работах, поданы материалы в Госпатент РФ на получение двух патентов.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы и приложения. Работа содержит 121 страниц машинописного текста, включает 21 таблицу и 21 рисунок.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первом разделе проанализировано состояние качества крепления скважин в основных нефтегазодобывающих районах Крайнего Севера России.

Приведена геокриологическая характеристика месторождений Западной Сибири.

Площадь распространения ММП составляет около 25% всей суши земного шара, включая 47% территории России. В шельфе морей полярного бассейна наблюдается субмаринная мерзлота.

В пределах Западной Сибири, где расположены наиболее крупные газо-конденсатные месторождения, такие как Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское и др., южная граница распространения ММП наблюдается на широте 58-59°. Основные закономерности их распространения приведены в работах Баулина В.В., Дубикова Г.И., Острого Г.Б., Трофимова В.Т. и других исследователей.

Особенностью криолитозоны месторождений Ямальского и Гыданского п-ов является сплошное распространение ММП мощностью 400-600 м с температурой до минус 8°С. Для месторождений Уренгойской группы характерно несплошное распространение мерзлых пород как по площади, так и по глубине с температурой до минус 4°С, а для газовых месторождений Березовского района и нефтяных месторождений широтного Приобья - наличие реликтовой мерзлоты на глубине 150-230 м с температурой до минус ]°С.

Литология и стратиграфия ММП достаточно полно изучены лишь в южной и центральной геокриолитозонах.

Сооружение скважин в районах крайнего севера ведется более чем полувека. Существенный вклад в решение вопросов технологии строительства

скважин в районах Крайнего Севера внесен научными трудами Белова В.И., Бондарева Э.А., Горского А.Т., Грязнова Г.С., Кузнецова В.Г., Липовецкого . А.Я., Марамзина A.B., Медведского Р.И., Мельцера М.С., Рязанова A.A., Стри-гоцкого C.B., Щербича Н.Е., Клегга М., Гудмана М., Вуда Д. и других исследователей.

Однако несмотря на большой опыт строительства скважин в районах Крайнего Севера проблема качественного крепления в интервале залегания мерзлых горных пород остается наиболее актуальной.

Анализ промысловых данных показал, что при сооружении, эксплуатации и простоях скважин в криолитозоне часто возникают специфические осложнения. Эти осложнения обусловлены с одной стороны растеплением ММП, с другой - замерзанием водосодержащих сред. В первом случае осложнения выражаются в образовании приустьевых воронок с возможной потерей устойчивости обсадных колонн, обвалах талых пород, кавернообразовании, что затрудняет спуск обсадных колонн и подъем тампонажного раствора до устья. Во втором - к гидратообразованию, некачественному цементированию обсадных колонн, их смятию давлением обратного промерзания.

Надежность конструкции скважин в криолитозоне во многом определяется полнотой замещения промывочной жидкости тампонажным раствором в за-колонном пространстве и качеством формирующегося цементного камня. Разработке специальных тампонажных материалов в т.ч. для низкотемпературных скважин посвящены работы Агзамова Ф.А., Булатова А.И., Данюшевского B.C.,

Добрянского В.Г., Каримова Н.Х., Клюсова A.A., Кузнецова Ю.С., Кузнецовой Т.В., Кривобородова Ю.Р., Мавлютова М.Р., Новохатского Д.Ф., Овчинникова В.П., Рахимбаева Ш.М., Фролова A.A., Бенстеда Д., Канниагема В., Майера Д., Миронова С.А., Шпынова Л.Г. и др.

Анализ качества крепления скважин месторождений Уренгойской группы показывает, что большое количество скважин (до 50%) имеют заколонные давления, недоподъем тампонажного раствора до устья наблюдается у 67% скважин, отмечено формирование вторичных (техногенных^ скоплений газа.

Приведены промысловые данные о смятии труб обсадных колонн в скважинах, расположенных в центральной и северной криолитозонах Западной Сибири, в период их длительного простоя. Места смятий обнаружены на глубинах от 2,5 м до 234 м. Причем наибольшее число смятий соответствует интервалу 10-60 м. В большинстве случаев отмечено смятие только эксплуатационной колонны (61%), реже смятыми оказывались все обсадные колонны (22%), а промежуточные совместно с эксплуатационными (17%). Отмечено, что смятие обсадных колонн происходит чаще в интервале отсутствия цемента за ними. В случае смятия внешней колонны сминаются и более прочные трубы последующих обсадных колонн независимо от качества их цементирования.

Обобщены представления об условиях возникновения и величинах избыточного давления на обсадные трубы в интервалах ММП. Показано, что необходимым условием его возникновения являются образование за обсадными колоннами замкнутых объемов с жидкостью, имеющей при замерзании положи-

тельный коэффициент объемного расширения. Величина давления обратного промерзания в большей степени зависит от температуры горных пород и может достигать более 40 МПа.

Анализ качества крепления скважин на месторождениях Крайнего Севера показал, что имеется опасность возникновения этого давления как в заколон-ном, так и в межколонных пространствах. В межколонных пространствах замкнутые водяные объемы получаются вследствие применения седиментационно-неустойчивьгс, дающих усадку при твердении тампонажных растворов или не-доподьема их до устья. В заколонном пространстве - из-за образования в мерзлоте больших каверн. Проведен анализ тампонажных материалов для цементирования низкотемпературных скважин.

Во втором разделе изложены теоретические предпосылки повышения надежности крепления скважин в криолитозоне. Описаны методы и методики проведения исследований.

Теоретически обосновано, что предупреждение возникновения сминающего давления в межколонных пространствах скважин возможно, если полностью заполнять их седиментационно-устойчивыми, безусадочными тампонаж-ными цементами. Исключить вероятность возникновения такого давления в заколонном пространстве только за счет «цементного камня» практически невозможно.

Предложена модель возникновения избыточного давления на крепь скважин в качественно зацементированном заколонном пространстве. В отличие от

известых моделей показано, что каверны в мерзлом массиве образуются не в процессе его бурения, а в результате растепления ММП при последующем углублении скважин или эксплуатации. При этом водосодержащая среда в каверне остается не из-за неполного ее замещения, а в результате притока воды в оттаивающую зону. Эта модель характерна для песчаных пород с любой льдисто-стью и хорошо согласуется с промысловыми данными о смятии обсадных колонн на Бованенковском месторождении.

Проведен анализ известных мероприятий по предупреждению смятия обсадных колонн, который показал, что они недостаточно надежны и требуют значительных материальных затрат. Показано, что создание оптимально прочной крепи скважин в интервале ММП является одной из наиболее эффективных мер предупреждения смятия обсадных колонн.

Исследованию упрочнения обсадных труб цементными кольцами посвящены теоретические и экспериментальные работы Булатова А.И., Видовского А.Л., Гайворонского A.A., Измайлова Л.Б., Мамедова A.A., Медведского Р.И., Песляка Ю.А., Саркисова Г.М. и др. Анализ результатов их исследований показал, что напряженное состояние крепи скважины практически не зависит от эксцентриситета обсадных колонн, относительного расположения овальных труб, их разностенности и коэффициента Пуассона цемента. Сделан вывод, что влиянием наружного цементного кольца на сопротивляемость обсадных труб смятию при обратном промерзании можно пренебречь.

Развита методика расчета составных крепей скважин на смятие. Определение прочности крепи скважин сводится к решению плоской задачи теории упругости. Особенность задачи заключается в том, что крепь скважин состоит из нескольких слоев (обсадные трубы и цементные кольца) с различными физико-механическими характеристиками. Принято, что цементные кольца, расположенные между обсадными колоннами препятствуют их свободной деформации и следовательно критическое состояние крепи соответствует началу достижения предела текучести в обсадных трубах. Для определения напряженного состояния системы использовано уравнение Ламе. В соответствии с предлагаемой методикой сначала определяется деформация в каждом слое крепи, а затем на границе слоев обеспечивается сопряженность решений. В отличие от известных методик предлагаемое решение позволяет рассчитывать прочность любой конструкции крепи скважин.

С помощью методов математической статистики оценена степень влияния различных факторов на сопротивляемость смятию крепи скважин, широко применяемых в районах Крайнего Севера. В качестве основных факторов были приняты толщины стенок обсадных труб (Х2п-1) и модуль упругости тампонаж-ного камня (Х2п). Нижний и верхний уровень варьирования для стенок обсадных труб определен в соответствии с ГОСТ 632-80, а для модуля упругости цементного камня соответственно 1,0-103 и 2-104 МПа. В качестве выходного параметра (У) выбрано сминающее давление, при котором хотя бы в одном из

слоев крепи возникают пластические деформации. В результате получены следующие математические модели:

для двухколонной конструкции крепи (245 х 168 мм.)

У = 12,83 + 4.76Х, + 17,45X2 + 7,68Хз для трехколонной конструкции крепи (324 х 245 х 168 мм.)

У = 66,05 + 11.37Х, + 34,48Х2+ 1,64Х3 + 12,36Х4 + 5,19Х5 Для четырехколонной конструкции крепи (426 х 324 х 245 х 168 мм.)

У = 52,43 + 1,79Х, + 22,1 ОХ, + 2,17Х3 + 8,51X4 + 0,94Х3 + 1,98Х6 + 0,21Х7 Анализ полученных моделей показал, что с увеличением модуля упругости цемента и толщин стенок обсадных труб прочность крепи повышается. Причем значительно большее влияние оказывает модуль упругости цемента и, особенно, находящегося между внешней и последующей обсадными колоннами.

Расчеты показали, что крепи скважин, цементные кольца которых имеют модуль упругости Ец<1,0-10" МПа обладают невысокими прочностными показателями Рсч<40 МПа.

Рассмотрены особенности твердения тампонажных растворов при низких положительных и отрицательных температурах. Показано, что в этих условиях формирование камня в основном происходит за счет алюминатных составляющих вяжущего, а гидравлическая активность портландцемента в отсутствии гипсового компонента возрастает.

Обоснованы требования к свойствам тампонажного раствора и камня, предназначенного для цементирования низкотемпературных скважин (см. таб-

лицу).

Наименование показателей Ед. изм. Нормируемый показатель цемента

нормальной плотности облегченный

1 2 3 4

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

Растекаемость при температуре 0иС не более м 0,20 -

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

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

Предел прочности при сжатии за 48 ч. твердения при температуре 0±5°С не менее МПа 5,0 1,5

Модуль упругости тампонажного камня при температуре 0±5°С не менее МПа •103 1,0 1,0

Усадка тампонажного камня, не менее % 0 0

Морозостойкость тампонажного камня Сохранение прочности

В третьем разделе представлены теоретические и экспериментальные исследования по разработке облегченного, гидравлически активного тампонажного материала для температур от 20 до минус 5°С.

Совместно с сотрудниками ПО «Арктикморнефтегазразведка» и кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ разработан облегченный

безгипсовый гидравлически активный тампонажный материал. Даны обоснование состава вяжущего и краткая характеристика сырьевых компонентов.

Базовым материалом выбран безгипсовый низкотемпературный, седи-ментационно-устойчивый, безусадочный тампонажный портландцемент. Он представляет собой безгипсовую сырьевую смесь совместного помола, включающую клинкер тампонажного портландцемента, обоженный твердый остаток содового производства (ОТОС) в соотношении 9:1 и добавку интенсификатора помола ЛТСМ-2 в количестве 0,15% от веса сухой смеси. Добавление ОТОС, содержащего до 70% оксида кальция, обеспечивает компенсацию усадки' цементного камня, повышает седиментационную устойчивость раствора.

Анализ облегчающих добавок, применяемых для понижения плотности тампонажных растворов, позволил рекомендовать для этих целей природные цеолиты и, в частности, клиноптилолит. Клиноптилолит (КаК)4СаС1681з0Опх24Н2О является химически структуроактивным компонентом системы, ускоряющим процесс гидратации, снижающим контракцию цементного камня в период схватывания и раннего твердения. Он является природным микропористым силикатом. Действие цеолитосодержащей добавки основывается на том, что кристаллы клиноптилолита имеют избыточный заряд, который способствует их взаимодействию с составляющими портландцемента, а капиллярные силы — связыванию значительного количества воды затворения. Разложение нестабильных гидратных новообразований осуществляется полнее и быстрее, поскольку оно происходит на свободных граничных поверхностях,

обращенных к жидкой среде, а не во внутрь конгломератов частиц, что оказывает влияние на скорость гидратации вяжущего, способствуя раннему разрушению термодинамически неравновесных контактов и построению объемной сетки с более равномерным распределением гидратных фаз.

Представлены результаты лабораторных исследований по изучению влияния водосодержания и количества вводимого цеолита на плотность, седи-ментационную устойчивость и сроки схватывания тампонажного раствора, приготовленного из смеси безгипсового портландцемента и цеолита. Их анализ показал, что для обеспечения требуемой ГОСТ 1581-96 седиментационной устойчивости водотвердое отношение для тампонажного раствора при вводе добавки цеолита до 5% не должно превышать 0,47; до 10% - не более 0,52; до 15% не более 0,59 и до 20% - не более 0,67. При этом плотность раствора в первом случае может быть понижена до 1750 кг/м3; во втором — до 1630 кг/м3; в третьем и четвертом, соответственно до 1540 и 1470 кг/м3. Прочность формирующегося тампонажного камня при этом составляет 1,58; 1,42; 1,37 и 1,35 МПа.

На основании результатов проведенных исследований рекомендована оптимальное содержание цеолита в количестве 8-10% от массы смеси.

Обоснован способ приготовления облегченного безгипсового цементно-цеолитового тампонажного раствора. Сравнивались показатели свойств тампонажного раствора, приготовленного «сухим», «мокрым» и «комбинированным» способами. Анализ результатов лабораторных исследований методами математической статистики показал, что их различие незначимо. Однако отмечено,

что несколько лучшие показатели получены при комбинированном способе приготовления.

Для сокращения сроков схватывания в условиях низких положительных и отрицательных температур рекомендовано затворять облегченную тампонаж-ную смесь на растворе Na2C03 4%-ной концентрации.

Для сравнительной оценки физико-механических свойств камня из разработанного безгипсового облегченного цемента и облегченных тампонажных материалов, широко применяемых для цементирования скважин в районах Крайнего Севера, проведены исследования изменения во времени его прочности и модуля упругости при температуре минус 2°С.

Рецептуры были следующими: безгипсовый цемент с добавкой цеолита (В/Т=0,6); тампонажный портландцемент с добавкой 8% хлорида кальция и 8% вермикулита (В/"Г=0,8); портландцемент с добавкой бентонитового глинопо-рошка в количестве 14%, 5% хлорида кальция (В/Т=0,9); портландцемент с добавками полых микросфер 10% , 4% хлорида кальция (В/Т=0,65). Испытания образцов - балочек проводились в течение трех месяцев. Показано, что образцы тампонажного камня, сформированные из безгипсового цемента с добавкой 10% цеолита, имеют более высокую прочность и модуль упругости по сравнению с аналогами (Ец=1,3 104МПа, си=5,4 Mita, асж=22,0 МПа).

Известно, что тампонажный камень за обсадными колоннами в интервале ММП может периодически подвергаться замораживанию с последующим растеплением. Многократное воздействие знакопеременной температуры может

привести к разупрочнению тампонажного камня. В этой связи по методике ВНИИГаза оценена морозостойкость, сформированного из широко применяемых тампонажных смесей, камня. Показано, что тампонажный камень из безгипсового цемента с 10% добавкой цеолита, вермикулитоцементного раствора, портландцемента с 12% добавкой микросфер является морозостойким.

В четвертом разделе обоснованы рекомендации по повышению надежности крепи скважин в интервалах ММП облегченным безгипсовым цементно-цеолитовым цементом.

На основании комплекса проведенных исследований разработана методика оптимизации конструкции крепи скважин в криолитозоне. Показана целесообразность комплектования обсадных колонн в интервале ММП толстостенными обсадными трубами. Составлена программа на языке «Delphi» для моделирования конструкции крепи на персональном компьютере.

Разработана технология изготовления опытно-промышленной партии безгипсового облегченного цеолитом тампонажного портландцемента и приведены результаты ее испытаний в ПО «Арктикморнефтегазразведка».

Производство безгипсового облегченого цементно-цеолитового тампонажного материала осуществлено на Стерлитамакском ОАО «Сода» в количестве 60 тонн.

Процесс изготовления осуществлялся в два этапа. На первом этапе производился обжиг твердого остатка, а на втором - совместный помол сырьевых компонентов. Контроль за процессом проводился по содержанию активной

окиси кальция, тонкости помола и содержанию ангидрида серной кислоты. По результатам выпуска опытно-промышленной партии облегченного безгипсового портландцемента показана возможность их промышленного производства.

Испытания облегченного безгипсового портландцемента проведено при цементировании обсадных колонн разведочной скважины № 4 Штокмаковской площади, расположенной на шельфе Баренцева моря.

Результаты АКЦ свидетельствовали об удовлетворительном и хорошем качестве цементирования.

Основные выводы и рекомендации

Установлено, что основные осложнения в скважинах на месторождениях Крайнего Севера, снижающие долговечность их работы обусловлены смятием обсадных колонн в интервалах многолетнемерзлых пород.

1. Теоретически обосновано, что причинами возникновения сминающих избыточных давлений в замкнутом затрубном пространстве является несоответствие физико-механических свойств применяемых тампонажных растворов (материалов) и конструкций скважин температурным условиям криолитозоны.

2. Рекомендовано для повышения прочности крепи скважин применение седиментационно-устойчивых, безусадочных, быстросхватывающихся тампонажных растворов, образующих морозостойкий, прочный камень с модулем упругости не менее 1 -103 МПа.

3. Разработан состав и изучены физико-механические свойства облегченного безгипсового тампонажного материала для цементирования обсадных ко-

лонн в сложных геокриологических условиях (наличия многолетнемерзлых пород и залегающих ниже-высокопроницаемых пластов с низкими пластовыми давлениями). Его приготовление осуществляется совместным помолом клинкера тампонажного цемента и обоженного твердого остатка содового производства в соотношении 9:1. Облегчающая добавка, цеолит (10-20%), вводится на стадии приготовления тампонажного раствора. В качестве ускорителя схватывания предлагается использование кальцинированной соды №2СОз (4-6%).

4. Для проектирования и оптимизации конструкции крепи скважин в интервале ММП разработано и рекомендуется к использованию компьютерное обеспечение (программа «С\<У»).

Основное содержание диссертационной работы опубликовано в следующих работах.

1. Кузнецов В.Г. Расчет конструкции крепи скважин для месторождений Крайнего Севера /В.Г. Кузнецов, В.Н. Сонин, В.П. Овчинников// Сб. док. на-учн.-техн. конф.: Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. 12-15 марта 2001. - Тюмень: ОАО СибНИИНП, 2001. - С.8.

2. Кузнецов В.Г. Осложнения при креплении скважин в криолитозоне / В.Г. Кузнецов, В.Н. Сонин// Сб. док. научн.-техн. конф.: Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири. 12-15 марта 2001. - Тюмень: ОАО СибНИИНП, 2001. - С. 11.

3. Сонин В.Н. Анализ качества цементирования скважин в интервале низких положительных и отрицательных температур /Материалы Всерос. Научн.-техн. конф.: Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - С. 54.

4. Овчинников В.П. Облегченный тампонажный раствор для цементирования скважин в криолитозоне / В.П. Овчинников, В.Г. Кузнецов, В.К. Смыслов, В.Н. Сонин, Р.Ю. Кузнецов// Материалы Всерос. Научн.-техн. конф.: Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - С. 56-57.

5. Овчинников В.П. Облегченный седиментационно-устойчивый тампонажный раствор/В.П. Овчинников, В.К. Смыслов, В.Г. Кузнецов, В.Н. Сонин, Р.Ю. Кузнецов// Материалы Всерос. Научн.-техн. конф.: Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. -С. 54-55.

6. Ржевская Е.Л. К вопросу о твердении тампонажных растворов на минеральной основе в условиях непроницаемого межколонного пространства / Е.Л. Ржевская, Т.А. Баймурзина, А.Ф. Аржанов, В.Н. Игнатьев, В.Н. Сонин, Р.Ю. Кузнецов // Сб. тез. междунар. научн.-техн. конф.: Ресурсосбережение в

топливно-энергетическом комплексе России . - Тюмень: Ризо ОМТ ОАО За-псибгазпром, 1999. - С. 30-31.

7. Ржевская Е.Л. Разработка тампонажных композиций для герметизации межколонного пространства специальных скважин /Е.Л. Ржевская, И .Я. Тинга-ев, В.Н. Сонин, В.Н. Игнатьев, Т.А. Баймурзина, А.Г. Кириллов // Сб. тез. меж-дунар. научн.-техн. конф.: Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе Россия . - Тюмень: Ризо ОМТ ОАО Запсибгазпром, 1999. - С. 92-93.

Соискатель --В.Н.Сонин