Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка порошкообразных смесей и технологии цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка порошкообразных смесей и технологии цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений"

На правах рукописи

48534иэ

САМСОНЕНКО Александр Владимирович

РАЗРАБОТКА ПОРОШКООБРАЗНЫХ СМЕСЕЙ И ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

Специальность 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 2 СЕН 2011

Москва-2011

4853309

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Научно-производственное объединение «Буровая техника»

Научный руководитель:

доктор технических наук Симонянц Сергей Липаритович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Нифантов Виктор Иванович

кандидат технических наук Следков Владимир Владимирович

Ведущая организация:

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

г. в ^'/

ро

Защита состоится <г/У » октября 2011 г. в у/ часов на заседании диссертационного совета Д-520.027.01 при ОАО НПО «Буровая техника» по адресу: 115114, Москва, Летниковская ул., д. 9.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Буровая техника». ___,

Г

Автореферат разослан » сентября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

Д.Ф. Балденко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Цементирование является одним из основных, наиболее сложных и ответственных технологических процессов в цикле строительства скважин и от его качества зависит дальнейшее использование объектов по прямому назначению. Особую актуальность проблема повышения качества цементирования скважин приобретает в условиях низких пластовых давлений и при давлениях в продуктивных пластах, близких к гидростатическим, т.к. низкопроницаемые поровые, трещинно-поровые и трещинные коллекторы подвергаются сильному загрязнению (кольматации) фильтратами буферных и тампонажных растворов, а также самими растворами. В этой связи, создание инновационной технологии цементирования скважин, основанной на разработке новых порошкообразных многокомпонентных смесей полностью заводского изготовления и направленной на снижение трудовых, материальных и энергетических затрат, на повышение эффективности, качества, надежности и долговечности строящихся скважин, на максимальное сохранение природных кол-лекторских свойств продуктивных пластов, имеет важное научное и практическое значение.

Цель работы. Повышение эффективности и качества цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений путем разработки новых высокоэффективных многокомпонентных порошкообразных смесей полностью заводского изготовления и соответствующей инновационной технологии.

Задачи исследований.

1. Анализ и теоретическое обобщение современного состояния проблемы цементирования нефтегазовых скважин.

2. Разработка компонентных составов новых порошкообразных смесей полностью заводского изготовления, позволяющих приготавливать высококачественные аэрированные буферные растворы с пониженным водоотделением, высокой седиментационной устойчивостью, упругостью, удерживающей, выносной и эрозионной способностью, совместимостью с различными химически об-

работанными буровыми растворами. Исследование их структурно-технологических и фильтрационных свойств.

3. Разработка компонентных составов новых порошкообразных смесей полностью заводского изготовления для приготовления высококачественных седи-ментационно-устойчивых аэрированных тампонажных растворов с пониженным водоотделением, образующих эластичные газоводонепроницаемые камни с большим расширением. Исследование структурно-технологических и фильтрационных свойств тампонажных растворов и физико-механических параметров образующихся камней.

4. Разработка инновационной технологии цементирования скважин при сохранении природных коллекторских свойств продуктивных пластов, особенно с низкопроницаемыми поровыми, трещинно-поровыми и трещинными коллекторами.

5. Проведение промысловых испытаний разработанных новых многокомпонентных порошкообразных смесей и инновационной технологии цементирования.

Научная новизна.

1.На основании теоретических исследований разработаны компонентные составы новых порошкообразных смесей полностью заводского изготовления для приготовления высококачественных аэрированных эрозионных буферных и тампонажных растворов.

2. Установлено, что для разных по химическому составу глин существует весьма узкий температурный и временной интервал термообработки, при котором полученный продукт образует структуру в процессе гидратации.

3. Установлено, что эрозионное свойство буферного раствора проявляется при грубом помоле продукта термообработки алюмосиликата (глины) и больших массах его применения.

4. Показано, что при невысоких давлениях и температурах до +30°С аэрированные растворы сжимаются до плотности не аэрированных, а плотность образующегося камня превышает плотность раствора.

5. При температурах выше +30°С расширение аэрированных растворов имеет место даже при весьма высоких давлениях и существенно возрастает с повышением температуры, а плотность образующегося камня либо соответствует плотности раствора, либо оказывается ниже ее.

6. Установлено, что хорошее (сплошное) сцепление тампонажного камня с обсадными колоннами и горными породами обеспечивается при использовании больших объемов эрозионного буферного и тампонажного раствора, образующего в ранние сроки твердения (до 1сут.) эластичный газоводонепроницаемый камень с большим расширением.

Практическая значимость работы.

1. Разработаны эффективные компонентные составы новых порошкообразных смесей полностью заводского изготовления для приготовления высококачественных эрозионных буферных и тампонажных растворов, используемых в различных горно-геологических условиях цементирования скважин.

2. Показано, что весьма важным сырьевым компонентом новых порошкообразных эрозионных буферных и тампонажных смесей является термически и механохимически активированный алюмосиликат (глина) разного химического состава.

3. Установлено, что высокое качество тампонажных растворов обеспечивается при помоле продукта термообработки алюмосиликата (глины), до возможно большей удельной поверхности - (10-12% остатка на сите № 008).

4. Разработана инновационная технология цементирования обсадных колонн, основанная на последовательном использовании совместимых по структурно-технологическим и фильтрационным свойствам эрозионного буферного и тампонажного растворов, обеспечивающих приствольную кольматацию проницаемых пластов основного ствола, призабойной зоны и продуктивного пласта.

5. Указанная инновационная технология и ряд компонентных составов порошкообразных смесей защищены патентами РФ и организовано их заводское

производство, согласно утвержденного ТУ 5739-002-14142287-2011 и гигиенического сертификата.

6. Основные результаты диссертационной работы, полученные при непосредственном участии автора, внедрены в производство и нашли применение, как при проектировании, так и при практической реализации технологического процесса цементирования скважин на различных площадях нефтяных месторождений РФ (ОАО «Татнефть», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»).

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на научно-технических советах научно исследовательских и проектных институтов («ТатНИПИнефть» г. Бугульма, «СевкавНИПИгаз» г. Ставрополь, «ПермьНИПИнефть» г. Пермь, «КогалымНИПИнефть» г. Когалым, «ТюменНИИГипрогаз» г. Тюмень), нефтяных компаний (ОАО «Татнефть» г. Альметьевск, ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» г. Мегион, ОАО «ЛУКОЙЛ» г. Москва), научно-технических конференциях Ассоциации буровых подрядчиков, г. Москва, ученых советах ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ, г. Москва.

Публикации. Основное содержание диссертации представлено в 15 печатных работах, в т.ч. в 11 статьях, опубликованных в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях из Перечня ВАК Минобрнауки РФ, и 4 патентах РФ на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 182 наименования и приложений, изложена на 131 странице машинописного текста, содержит 5 рисунков и 17 таблиц.

Благодарности. Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам ООО «Вяжущее-Сервис» за плодотворное сотрудничество, ценные советы и помощь при работе над диссертацией.

Автор выражает признательность д.т.н., профессору Оганову Г.С., д.т.н., профессору А.М. Гусману и другим ведущим ученым ОАО НПО «Буровая техника» за конструктивные замечания и предложения в процессе предварительного обсуждения работы.

Особую признательность и благодарность автор выражает своему научному руководителю д.т.н. Симонянцу C.JI. за поддержку, наставления и помощь в процессе подготовки диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и задачи работы, показаны научная новизна, практическая ценность и реализация результатов разработок в промышленности.

В первом разделе рассмотрено и проанализировано современное состояние проблемы цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений, низкопроницаемых поровых, трещинно-поровых, трещинных коллекторов и при давлениях в продуктивных пластах, близких к гидростатическим.

Большой вклад в решение проблемы качественного цементирования скважин в указанных выше условиях внесли: Ф.А. Агзамов, A.B. Амиян, O.K. Ангелопуло, М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов, В.И. Вяхирев, P.A. Гасумов, А.Н. Гноевых, В.П. Детков, Н.Х. Каримов, В.М. Кравцов, В.И. Крылов, Ю.С. Кузнецов, А.К. Куксов, Е.Г. Леонов, В.Т. Лукьянов, М.Р. Мавлютов, В.Д. Малеван-ский, А.О. Межлумов, А.Х. Мирзаджанзаде, А.Е. Нижник, Б.А. Никитин, В.И. Нифантов, Д.Ф. Новохатский, В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, Ю.М. Проселков, Ш.М. Рахимбаев, A.B. Рудницкий, A.A. Рябоконь, С.А. Рябоконь, Л.И. Рябова, В.И. Рябченко, A.A. Фролов, A.B. Черненко, 3.3. Шарафутдинов, Н.М. Шерстнев, С.А. Ширин-Заде, Р.И. Щищенко, Boone D.E., Clark C.R., Mclean R.H., Peterson G., Sampson N.N., и многие другие исследователи. В то же время, усложняющиеся с каждым годом условия цементирования обсадных колонн на истощенных площадях и при освоении новых месторождений, требуют применения материалов и технологий, адекватных изменившимся условиям.

В настоящее время при подготовке стволов скважин к цементированию преимущественное распространение получили маловязкие легкоподвижные буферные жидкости, такие как: вода техническая, вода, обработанная ПАВ и иными химическими реагентами, эрозионная водопесчанная суспензия, аэрированная эрозионная жидкость на основе портландцемента, порошкообразные моющие жидкости и др., приготавливаемые непосредственно перед применением на буровой.

Маловязкие легкоподвижные буферные жидкости на водной основе, при нагнетании в цементируемую обсадную колонну и продавке в заколонное пространство, значительно разбавляют высококачественный буровой раствор в зоне контакта и на протяженном интервале заколонного пространства, что приводит к повышению проникновения в проницаемые пласты основного ствола, призабойной зоны и продуктивного пласта больших объемов фильтрата и разбавленного бурового раствора. В этой связи применение высококачественных буровых растворов с низкой фильтрацией теряет смысл. К тому же вышеуказанные буферные жидкости, за исключением аэрированных эрозионных и, в некоторой степени, порошкообразных моющих, не обладают кольматирующей способностью, а использование портландцемента в их компонентных составах вызывает «сваривание» химически обработанных буровых растворов в зоне контакта.

В практике цементирования скважин основное внимание обращается на контакт тампонажного камня с обсадной колонной и породой. Стремление повсеместно получить хороший (сплошной) контакт с обсадной колонной и породой нередко отрицательно влияет на сохранение природных коллекторских свойств продуктивных пластов._______—

Широко, а практически повсеместно, применяемые портландцементные растворы высокой плотности, при высоких гидродинамических давлениях про-давки в заколонное пространство, обладают повышенной фильтрацией жидкости затворения в проницаемые пласты пород, в том числе в продуктивные пласты. В результате взаимодействия фильтратов портландцементных растворов с

фильтратами буровых растворов и пластовыми жидкостями возможна частичная либо полная (необратимая) кольматация пор проницаемых пластов продуктами кристаллизации. При проникновении портландцементного раствора в трещины продуктивного пласта проницаемость последнего резко сокращается и практически не восстанавливается.

Использование повышенных водосмесевых отношений при приготовлении портландцементных растворов для безопасного транспортирования в зако-лонном пространстве приводит к сильному обезвоживанию их в проницаемых породах за весьма короткое время и к существенному росту структурно-технологических параметров, значительно влияющих на газопропускную способность образующихся камней. Кроме того, интенсивная фильтрация жидкости затворения за короткий промежуток времени и усадка приводят к возникновению размывов полупроницаемой перегородки (корки), разрывов сплошности столбов твердеющих портландцементных растворов с образованием разнообразных трещин и обезвоженных пустот сравнительно больших размеров.

В результате применяемые портландцементные тампонажные материалы и существующая технология цементирования скважин, а особенно в условиях низких пластовых давлений и низкопроницаемых поровых, трещино-поровых и трещинных коллекторов, обеспечивают их начальные дебиты в пределах 4070% от потенциально возможных, а скважины длительное время работают с пониженными дебетами.

Для повышения качества цементирования скважин в вышеуказанных условиях необходимо разработать, изготовить, исследовать и внедрить в производство новые порошкообразные смеси полностью заводского изготовления, исключающие недостатки известных материалов, а также разработать, исследовать и внедрить в производство инновационную технологию цементирования скважин с использованием вышеуказанных порошкообразных смесей.

Второй раздел посвящен разработке компонентных составов новых порошкообразных смесей полностью заводского изготовления для приготовления эрозионных буферных растворов и исследованию их структурно-

технологических и фильтрационных свойств. Весьма важным сырьевым компонентом при заводском изготовлении разнообразных порошкообразных смесей для приготовления эрозионных буферных растворов является термически и механохимически активированный алюмосиликат (глина) разного химического состава.

Термическая активация алюмосиликата (глины) производится при установленном в лаборатории оптимальном режиме, при котором алюмосиликат (глина) теряет всю свою воду (свободную, капиллярно, адсорбционно и химически связанную) и разлагается на высокоактивные оксиды щелочных (натрия, калия), щелочноземельных (кальция, магния) и других металлов и минералов. В случае использования алюмосиликата (глины) с высоким содержанием А1203 (полубоксита) оксидов алюминия образуется повышенное количество.

Механохимическая активация продукта термообработки алюмосиликата (глины) с использованием молотковой дробилки и шаровой мельницы, производится в режиме, при котором получается достаточно низкая удельная поверхность (грубый помол). При ситовом анализе 40-55% порошка - недиспер-гирующего «песка», должно оставаться на сите №008, обеспечивая тем самым эрозионную способность буферного раствора.

При гидратации высокоактивные оксиды металлов образуют щелочи (NaOH, КОП), а в щелочной среде химически устойчивые аморфные гидрогели [Са(ОН)2, Mg(OH)2, Fe(OH)2, Fe(OH)3, А1(ОН)3] и соли кремниевой кислоты (nSi02 • mH20), выпадающие в осадок в виде аморфного гидрогеля.

Аморфные гидрогели, обладая высокой реакционной способностью, обеспечивают высокую седиментационную устойчивость и пониженное водо-отделение эрозионного , буферного раствора, а взаимодействуя с активными центрами глинистых минералов, образуют на поверхности пород нерастворимые соединения, уменьшая тем самым степень их гидратации и набухания, т.е. проявляют ингибирующую и флокулирующую способности.

Введение в компонентный состав порошкообразной эрозионной буферной смеси порошкообразного воздухововлекающего компонента позволяет по-

лучать при приготовлении аэрированный эрозионный буферный раствор, обладающий совместимостью с химически обработанными буровыми растворами, пониженным водоотделением, упругостью, высокой седиментационной устойчивостью, удерживающей и выносной способностью, регулируемой в широком диапазоне плотностью, за счет изменения интенсивности и продолжительности гидродинамической активации (перемешивания), способностью повышать скорость движения в заколонном пространстве при снижении давления сверху составного столба растворов и осуществлять приствольную кольматацию проницаемых пластов основного ствола, а, главное, призабойной зоны и продуктивного пласта.

При температурах применения до 30°С аэрированный эрозионный буферный раствор практически полностью сжимается под действием даже невысокого давления, а при температурах выше 30°С расширяется. Расширение вызвано возникновением на границах раздела фаз (жидкость затворения - пузырьки воздуха) капиллярного (порового) давления. С повышением температуры расширение пузырьков воздуха возрастает, а соответственно повышается величина капиллярного (порового) давления, что способствует повышению кольмати-рующей способности аэрированного эрозионного буферного раствора.

Обладая высокой адсорбцией, пузырьки воздуха скапливаются (расклиниваются) в порах и трещинах проницаемой горной породы и способны выдерживать сколь угодно высокое гидродинамическое давление при продавке в за-колонное пространство аэрированного эрозионного буферного раствора, предотвращая тем самым возможное его поглощение.

В результате выполненной работы получены компонентные составы новых порошкообразных эрозионных буферных смесей полностью заводского изготовления для приготовления недиспергирующих ингибирующих флокули-рующих гидрогелевых буферных растворов базовой плотности и аэрированных, предназначенных для качественной подготовки заколонных и межколонных пространств скважин к цементированию при сохранении природных коллек-торских свойств продуктивных пластов.

Новые порошкообразные эрозионные буферные смеси, образующие при затворении эрозионный буферный раствор базовой плотности и аэрированный, исследованы в лаборатории с использованием пресной жидкости затворения.

Результаты выполненного лабораторного исследования седиментацион-но-устойчивого аэрированного эрозионного буферного раствора с регулируемой плотностью и пониженным водоотделением представлены в табл. 1.

Таблица 1

№ п/п Показатели аэрированного эрозионного буферного раствора Значения показателей аэрированного эрозионного буферного раствора при перемешивании мешалкой

1 Жидкость затворения вода пресная

2 Базовая плотность буферного раствора, кг/м3 1250 1300 1350 1400 1520

3 Водосмесевое отношение, м3/т 0,65 0,65 0,65 0,65 0,60

4 Время перемешивания, мин 3 3 3 3 3

5 Плотность аэрированного буферного раствора, кг/м3 1160 1140 1120 1090 1210

6 Изменение плотности в результате аэрации буферного раствора, кг/м3 90 160 230 310 310

7 Водоотделение раствора, мл 0 0 0 0 0

8 Растекаемость раствора, мм 200 200 210 220 230

Базовая плотность, получаемая при заданном лабораторией водосмесевом отношении и низкой интенсивности гидродинамической активации, необходима для осуществления реально временного контроля при приготовлении эрозионного буферного раствора на практике с использованием отечественного стандартного технологического оборудования - цементных емкостей - «чан-ков», емкостей осреднительных и др.

Для повышения качества подготовки заколонных пространств к цементированию в различных горно-геологических условиях структурно-технологические и фильтрационные свойства применяемого буферного раствора должны соответствовать структурно-технологическим и фильтрационным свойствам используемого бурового раствора. При этом условии весьма важно, чтобы плотность и вязкость буферного раствора несколько превышали плотность и вязкость бурового раствора.

Третий раздел посвящен разработке компонентных составов новых порошкообразных смесей полностью заводского изготовления для приготовления седиментационно-устойчивых тампонажных растворов с пониженным водоот-делением, образующих эластичные газоводонепроницаемые камни с большим расширением, а также исследованию их структурно-технологических, фильтрационных свойств и физико-механических параметров камней.

Разработанные и запатентованные при участии автора компонентные составы новых порошкообразных смесей включают бездобавочный тампонажный портландцемент, продукт термической и механохимической активации алюмосиликата (глины), порошкообразные корректирующие добавки, порошкообразный воздухововлекающий компонент и химические реагенты - регуляторы во-доотделения, технологических свойств растворов и физико-механических параметров камней.

При гидратации бездобавочного тампонажного портландцемента образуются гидросиликаты, гидроалюминаты, гидросульфоалюминаты и гидросуль-фоферриты кальция разных форм, а также выделяется аморфный гидрогель Са(ОН)2.

Аморфные гидрогели металлов, корректирующих добавок и гели солей кремниевой кислоты, взаимодействуя между собой и вступая во взаимодействие с продуктами гидратации бездобавочного тампонажного портландцемента, а в первую очередь с Са(ОН)2, образуют гидросиликаты, гидроалюминаты, гидросульфоалюминаты, гидросульфоферриты и другие новообразования кальция, т.е. те же самые новообразования, которые возникают при гидратации бездобавочного портландцемента, но значительно более активные.

В связи с появлением дополнительного количества высокоактивных новообразований химически связывается большое количество жидкости затворе-ния, снижается водоотделение тампонажного раствора, а также возникает расширение образующегося тампонажного камня на ранних стадиях твердения (до 1сут.) за счет превышения на 30 - 120% объема продуктов гидратации - новообразований, над объемом исходных оксидов и кристаллогидратов. При повы-

шении температуры гидратации объем возникших аморфных гидрогелей и новообразований существенно возрастает, а их ускоренная кристаллизация приводит к сокращению сроков загустевания и схватывания тампонажного раствора и значительному повышению расширения образующегося камня при некотором понижении его ранней прочности.

Избыточный объем аморфных гидрогелей металлов, корректирующих добавок и гелевидных солей кремниевой кислоты связывает в новообразования Са(ОН)2, выделяющуюся при гидратации тампонажного портландцемента на поздних стадиях твердения. С увеличением времени твердения суммарная пористость тампонажного камня снижается и он становится плотнее, а за счет роста объема мелких и ультрамелких пор значительно понижается либо устраняется его газоводопроницаемость.

Введение в компонентный состав порошкообразной тампонажной смеси порошкообразного воздухововлекающего компонента приводит к получению при приготовлении аэрированного тампонажного раствора, обладающего совместимостью с аэрированным буферным раствором, упругостью, высокой се-диментационной устойчивостью, удерживающей и выносной способностью, регулируемой в широком диапазоне плотностью, за счет изменения интенсивности и продолжительности гидродинамической активации (перемешивания). Появляется способность повышать скорость движения в заколонном пространстве при снижении давления сверху составного столба растворов и осуществлять либо усиливать приствольную кольматацию проницаемых пластов основного ствола, призабойной зоны и продуктивного пласта.

Помимо вышеуказанного, порошкообразный воздухововлекающий по-верхностно-алсгивный компонент, адсорбируясь на кристаллических зародышах аморфных гидрогелей, препятствует их росту, а, следовательно, растворению высокоактивных оксидов, что приводит к удлинению сроков загустевания и схватывания аэрированного тампонажного раствора.

В результате выполненной работы получены многокомпонентные составы новых порошкообразных тампонажных смесей полностью заводского изго-

товления для использования в условиях низких (до 20°С), нормальных (21-50°С) и умеренных температур (51-100°С), различающиеся между собой лишь процентным содержанием компонентов.

Новые порошкообразные тампонажные смеси, образующие при приготовлении седиментационно-устойчивые тампонажные растворы базовой плотности и аэрированные с пониженным водоотделением и эластичные газоводонепроницаемые камни с большим расширением, исследованы в лаборатории с использованием пресной жидкости затворения.

Результаты лабораторного исследования аэрированного тампонажного раствора, полученного при применении пресной жидкости затворения, представлены в табл. 2.

Таблица 2

№ п\п Показатели аэрированного тампонажного раствора и образующегося камня Значения показателей при перемешивании мешалкой

1 Водосмесевое отношение 0,65 0,7

2 Время перемешивания, мин 3

3 Плотность аэрированного раствора, кг/м3 1500 1360

4 Растекаемость аэрированного раствора, мм 240 240

5 Водоотделение аэрированного раствора, мл 0 0

6 Выход аэрированного раствора, м3/т 1,1 1,3

7 Температура твердения аэрированного раствора, °С 75

8 Начало загустевания аэрированного раствора при Р=0ДМПа 4-50 >5-00

9 Сроки схватывания аэрированного раствора, ч-мин начало 2-00 2-30

конец 2-30 3-10

10 Плотность образующегося аэрированного камня, кг/м3 1490 1340

11 Прочность образующегося аэрированного камня на изгиб за 1 сут. твердения при Р=0ДМПа, МПа 2,8 1,57

12 Расширение образующегося аэрированного камня за 1 сут. твердения при Р=0,1МПа, % 12,8 12,4

Исследование показало, что расширение образующегося аэрированного камня за 1сут. твердения при температуре 75°С и давлении 0,1МПа весьма велико, но не может привести к его деструкции (растрескиванию) за счет кристаллизационных напряжений, так как в первые 3-4 ч после затворения предварительно расширяется аэрированный тампонажный раствор, а затем образуется

камень с большим расширением. При высоких давлениях в скважинах величина расширения тампонажного камня существенно (в 2-3 раза) понижается, но остается при этом достаточно большой.

Проведенное лабораторное исследование образцов на коррозионную устойчивость позволяет с уверенностью заключить, что в условиях интенсивной сульфатной и магнезиальной коррозии, аэрированный тампонажный камень устойчив. Об этом свидетельствуют неуклонный набор прочности аэрированного камня с низким темпом в течение 6 месяцев (рис. 1) и отсутствие каких-либо изменений в его капиллярно-пористой структуре.

Рисунок 1. Изменение прочности аэрированного камня на изгиб при хранении образцов в 10% растворе морской соли.

По истечении трех месяцев хранения образцов в коррозионной среде на наружной поверхности аэрированного тампонажного камня образовалась тонкая (1-1,5мм) высокопрочная газоводонепроницаемая- корка - экран-из мелкодисперсных продуктов коррозии, исключающая проникновение коррозионной среды вглубь камня. По истечении шести месяцев хранения образовавшаяся корка - экран, абсолютно не изменилась по толщине, что свидетельствует о ее газоводонепро-ницаемости и высокой устойчивости (рис. 2).

1 сут.

1 мес.

3 мес. 6 мес.

Рисунок 2. Поверхности излома образцов аэрированного тампонажного камня, хранившихся в коррозионной среде.

Отсутствие в капиллярно-пористой структуре свободного (не связанного в новообразования) аморфного гидрогеля Са(ОН)2, способного выщелачиваться с образованием открытых пор и каналов, является основным условием высокой коррозионной устойчивости аэрированного тампонажного камня.

Аэрированный расширяющийся тампонажный раствор, обладающий высокой седиментационной устойчивостью, пониженным водоотделением, достаточно высокой растекаемостью и повышенной плотностью, относительно используемого буферного раствора, исключит перемешивание с последним в зоне контакта, обеспечит эффективное вытеснение буферного раствора и понизит гидродинамическое давление в заколонном пространстве при посадке прода-вочной пробки на упорное кольцо. При этом приствольная кольматация проницаемых пластов основного ствола, призабойной зоны и продуктивного пласта, образованная аэрированным буферным раствором, будет сохранена, а возможно, и усилена.

Четвертый раздел посвящен разработке инновационной технологии цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений при сохранении природных коллекторских свойств продуктивных пластов.

Сущность разработанной и запатентованной инновационной технологии состоит в том, что все обсадные колонны предлагается цементировать в один прием, исключив, где это допустимо, использование устройств ступенчатого цементирования, а расчет возникающих в процессе продавки давлений в зако-лонном пространстве производить с использованием базовых плотностей буферного и тампонажных растворов. Кроме того, инновационная технология позволяет целенаправленно формировать составной столб растворов в заколонном и межколонном пространствах цементируемых скважин.

Для качественной подготовки заколонного и межколонного пространств к цементированию рекомендуется использовать максимально большую (не менее Ют) массу порошкообразной эрозионной буферной смеси, из которой приготавливается, при заданном лабораторией водосмесевом отношении, более 10м3 аэрированного седиментационно-устойчивого упругого эрозионного буферного раствора.

Приготовление аэрированного эрозионного буферного раствора производится с использованием технологического оборудования, обеспечивающего регулируемую интенсивность гидродинамической активации (перемешивания). Приготовленный при низкой интенсивности гидродинамической активации частично аэрированный эрозионный буферный раствор базовой плотности, перекачивается в емкость осреднительную, где, в результате дополнительной гидродинамической активации разной интенсивности, обеспечивается регулируемая повышенная аэрация эрозионного буферного раствора. За счет воздухо-вовлечения обеспечивается значительное понижение его плотности относительно базовой плотности.

Нагнетаемый в цементируемую. обсадную колонну аэрированный эрозий— онный буферный раствор низкой плотности практически полностью сжимается до базовой плотности даже при невысоких давлениях нагнетания, а при продав-ке в заколонное и межколонное пространства распределяется естественным путем в соответствии с гидравлическим давлением сверху. В нижней части заколонного пространства плотность раствора будет повышаться и приближаться к

базовой, а в верхней части - понижаться и приближаться к плотности в емкости осреднительной. При этом гидродинамическое и гидростатическое давления составного столба на проницаемые пласты основного ствола, призабойной зоны и продуктивного пласта окажутся значительно пониженными, что исключит их гидроразрыв даже при больших расходах и соответственно высоких скоростях движения растворов в заколонном пространстве скважины при про давке.

Аналогичным образом ведут себя при приготовлении, нагнетании в цементируемую обсадную колонну и продавке в заколонное и межколонное пространства аэрированные тампонажные растворы.

В пятом разделе приведены результаты практического применения разработанных порошкообразных эрозионной буферной и тампонажных смесей и инновационной технологии цементирования обсадных колонн в разных горногеологических условиях.

Апробация вышеуказанных порошкообразных смесей и инновационной технологии успешно осуществлена при цементировании более 80-ти обсадных колонн на площадях ОАО «Татнефть», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ОАО НК «ЛУКОЙЛ».

В ОАО «Татнефть» верхние интервалы подавляющего большинства площадей имеют проницаемые пласты, в которых, практически повсеместно, возникали частичные и катастрофические поглощения всех применявшихся ранее тампонажных растворов. При недоподъемах тампонажные растворы приходилось доливать в скважины через устье. Использование разработанных порошкообразных тампонажных смесей полностью заводского изготовления позволило решить вышеуказанную проблему. Так, при цементировании верхних интервалов более тридцати эксплуатационных обсадных колонн был обеспечен подъем тампонажных растворов до устья при хорошем качестве цементирования.

Разработанные порошкообразные эрозионные буферные и тампонажные смеси и инновационная технология были применены при цементировании кондукторов, промежуточных и эксплуатационных обсадных колонн в один прием,

при исключении УСЦ, на площадях Оренбургской области. Несмотря на сложные горно-геологические условия, повсеместно обеспечен подъем тампонаж-ных растворов до устья и успешно зацементировано более сорока различных обсадных колонн при хорошем качестве цементирования.

При цементировании нижнего интервала эксплуатационной обсадной колонны 146 мм на Узунской площади ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» применялись аэрированный эрозионный буферный раствор с базовой плотностью 1530-1550 кг/м3 и облегченный аэрированный тампонажный раствор с базовой плотностью 1570 кг/м . Несмотря на образование против продуктивного пласта тампонажного камня с интегральной плотностью 1500 кг/м3, радиоактивная и акустическая цементометрии показали хорошее качество цементирования при-забойной зоны и продуктивного пласта.

Разработанные порошкообразные эрозионные буферные и тампонажные смеси апробированы при цементировании четырех кондукторов, семи эксплуатационных и двух промежуточных обсадных колонн на площадях ОАО НК «ЛУКОЙЛ».

Повсеместно обеспечен подъем аэрированных тампонажных растворов до устья, а качество цементирования существенно зависит от применяемых буровых растворов и жидкостей затворения. Если в буровом растворе и в жидкости затворения присутствуют нефть либо нефтепродукты, качество цементирования, как правило, ухудшается. При отсутствии нефти и нефтепродуктов сцепление тампонажного камня как с обсадными колоннами, так и с породами - повсеместно хорошее (сплошное).

Если учесть, что стоимость только одного УСЦ составляет порядка 300 тыс. рублей, то цементирование на площадях Оренбургской области всего лишь" двенадцати промежуточных обсадных колонн в один прием, при исключении УСЦ, обеспечивает экономический эффект в размере 3,6 млн. рублей.

Производственная апробация показала, применение разработанных порошкообразных эрозионных буферных и тампонажных смесей полностью заводского изготовления и инновационной технологии цементирования, обеспечи-

вает эффективную приствольную кольматацию пород в заколонном пространстве, что позволяет повсеместно поднимать тампонажные растворы до устья и сохранять природную проницаемость пород призабойной зоны и продуктивных пластов с пониженным пластовым давлением.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В результате выполненных теоретических и экспериментальных исследований разработаны и внедрены новые высокоэффективные порошкообразные эрозионные буферные и расширяющиеся тампонажные смеси полностью заводского изготовления и инновационная технология цементирования, обеспечивающие повышение эффективности и качества крепления нефтегазовых скважин при сохранении природных коллекторских свойств продуктивных пластов в условиях низких пластовых давлений.

2. Показано, что основным компонентом новых порошкообразных эрозионных буферных и расширяющихся тампонажных смесей является продукт термической и механохимической активации алюмосиликата (глины) разного химического состава, обладающий структурными свойствами и образующий при гидратации щелочи, а в щелочной среде химически устойчивые аморфные гидрогели металлов и гелевидные соли кремниевой кислоты с высокой реакционной, ингибирующей и флокулирующей способностью.

3. Установлено, что введение в компонентные составы порошкообразных эрозионных буферных и расширяющихся тампонажных смесей порошкообразного воздухововлекающего компонента приводит к получению аэрированных эрозионных буферных и расширяющихся тампонажных растворов, обладающих упругостью, высокой седиментационной устойчивостью, удерживающей и выносной способностью, регулируемой в широком диапазоне плотностью, за счет изменения интенсивности и продолжительности гидродинамической активации (перемешивания), высоким кольматирующим эффектом и совместимостью между собой.

4. Установлено, что аморфные гидрогели металлов, корректирующих добавок и гелевидные соли кремниевой кислоты, химически взаимодействуя ме-

жду собой и с продуктами гидратации бездобавочного тампонажного портландцемента, а прежде всего с Са(ОН)2, образуют те же новообразования, что и при гидратации бездобавочного тампонажного портландцемента, но процесс возникновения этих новообразований протекает весьма активно и завершается за несколько часов, а большой объем возникших новообразований приводит к понижению водоотделения, суммарной пористости, проницаемости и повышению коррозионной устойчивости тампонажного камня.

5. Экспериментально доказано, что расширение образующегося аэрированного тампонажного камня за 1сут. твердения при температурах выше 30°С и давлении 0,1 МПа велико, но не может привести к деструкции (растрескиванию) за счет кристаллизационных напряжений, т.к. в первые часы после затво-рения предварительно расширяется аэрированный тампонажный раствор, а затем образуется камень с большим расширением.

6. Проведенное в течение полугода лабораторное исследование образцов аэрированного тампонажного камня на коррозионную устойчивость показало, что в условиях интенсивной сульфатной и магнезиальной коррозии он устойчив, т.к. на поверхности образуется тонкая (1-1,5 мм) высокопрочная газоводонепроницаемая корка - экран из мелкодисперсных продуктов коррозии, исключающая проникновение коррозионной среды вглубь камня.

7. Разработанная и апробированная на практике инновационная технология цементирования обсадных колонн с последовательным использованием разработанных порошкообразных эрозионных буферных и расширяющихся тампонажных смесей полностью заводского изготовления, позволяющая осуществлять процесс цементирования в один прием, внедрена на различных месторождениях РФ при цементировании более 80-ти обсадных колонн.

Основные положения диссертации опубликованы в работах автора:

1.Самсоненко A.B. Новый порошкообразный буферный материал для повышения качества подготовки стволов скважин к цементированию / Самсонен-

ко A.B., Симонянц С.Л., Самсоненко Н.В. // Вестник ассоциации буровых подрядчиков, 2009,- № 4,- С. 30-34.

2. Самсоненко A.B. Требования к качеству тампонажных материалов для разных условий применения /Самсоненко A.B., Симонянц C.JL, Самсоненко Н.В.// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2009.- № 10.- С. 37-39.

3. Самсоненко A.B. Новые тампонажные материалы для использования в условиях нормальных и умеренных температур/ Самсоненко A.B., Симонянц C.JL, Самсоненко Н.В.// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2009.- № 10.- С. 42-47.

4. Самсоненко A.B. Результаты применения седиментационно-устойчивых тампонажных материалов в практике цементирования/ Самсоненко A.B., Симонянц С.Л., Самсоненко Н.В.// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2010,- № 12,- С. 29-32.

5. Самсоненко A.B. Результаты применения новой технологии цементирования эксплуатационной колонны в условиях низкопроницаемых пород приза-бойной зоны и продуктивного пласта / Самсоненко A.B., Симонянц C.JL, Дву-краев К.С. [и др.]// Вестник ассоциации буровых подрядчиков, 2010.- №4,- С. 32-36.

6. Самсоненко A.B. Результаты исследования коррозионной устойчивости тампонажного камня в агрессивных средах/ Самсоненко A.B., Симонянц C.JL, Двукраев К.С. [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2011.-№1,- С.41-43.

7. Самсоненко A.B. Пути повышения качества заканчивания скважин в условиях сложно построенных залежей с низкопроницаемыми коллекторами/ Самсоненко A.B., Симонянц C.JL, Двукраев К.С. [и др.]// Вестник ассоциации буровых подрядчиков, 2011.- № 1С. 27-32.

8. Самсоненко A.B. Влияние водоотдачи буферного и тампонажного растворов на качество цементирования скважин /Самсоненко A.B., Симонянц СЛ.,

Двукраев К.С. [и др.]// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2011№ 2.- С. 26-30.

9. Самсоненко A.B. Новый порошкообразный расширяющийся тампонаж-ный материал для низких температур /Самсоненко A.B., Симонянц C.JL, Двукраев К.С. [и др.]// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2011,-№2.-С. 35-38.

10. Самсоненко A.B. Результаты применения новых порошкообразных материалов при цементировании обсадных колонн на площадях Пермского края /Вестник ассоциации буровых подрядчиков, 2011.- № 2.- С. 26-29.

11. Самсоненко A.B. Опыт применения новых материалов и инновационной технологии цементирования эксплуатационной колонны 168 мм на Харья-гинском месторождении /Самсоненко A.B., Симонянц C.JL, Двукраев К.С. [и др.]// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2011.- № 5,-С. 31-34.

12. Патент № 2324721 Российская федерация, МПК С09К 8/40. Сухая смесь для буферного раствора / Самсоненко A.B., Самсоненко Н.В., Самсоненко В.И., [и др.] (Россия).- № 2006125984/03; заявл. 19.07.2006, опубл. 20.05.2008, Бюл. № 14.

13. Патент РФ № 2369722 Российская федерация, МПК Е21В 33/138, С09К 8/467, С09К 8/40. Способ цементирования скважин / Самсоненко Н.В., Самсоненко A.B., Самсоненко И.В., [и др.] (Россия).- № 2007139991/03; заявл. 30.10.2007, опубл. 10.10.2009, Бюл. № 28.

14. Патент № 2380392 Российская федерация, МПК С09К 8/467. Расширяющийся тампонажный материал / Самсоненко Н.В., Самсоненко A.B., Сам-соненко И.В., (Россия).- № 2007140579/03; заявл. 02.11.2007, опубл. 27.01.2010, Бюл. №3.

15. Патент РФ № 2401292 Российская федерация, МПК С09К 8/467. Расширяющийся тампонажный материал с регулируемой плотностью раствора / Самсоненко Н.В., Самсоненко A.B., Мутовкин A.B., [и др.] (Россия).- № 2006125985/03; заявл. 19.07.2006, опубл. 10.10.2010, Бюл. № 28.

Отпечатано в ООО «Типография СТД РФ», 30.08.2011 г. тираж 105 экз., г. Москва, ул. Свободы, 8/4, ИНН 773309260

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Самсоненко, Александр Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР, АНАЛИЗ И ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОБЩЕНИЕ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

1.1. Обзор и анализ существующих буферных жидкостей и технологий их практического применения.

1.2. Обзор и анализ существующих тампонажных материалов и технологий их применения в различных горно-геологических условиях.

1.3. Выводы по разделу 1.

2. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ КОМПОНЕНТНЫХ СОСТАВОВ НОВЫХ ПОРОШКООБРАЗНЫХ ЭРОЗИОННЫХ БУФЕРНЫХ СМЕСЕЙ ПОЛНОСТЬЮ ЗАВОДСКОГО ИЗГОТОВЛЕНИЯ.

2.1. Разработка компонентных составов новых порошкообразных эрозионных буферных смесей полностью заводского изготовления.

2.2. Технология применения порошкообразных эрозионных буферных смесей и механизм их гидратации.

2.3. Результаты исследований компонентных составов порошкообразных эрозионных буферных смесей полностью заводского изготовления.

2.4. Технология практического применения аэрированных эрозионных буферных растворов.

2.5. Выводы по разделу 2.

3. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ КОМПОНЕНТНЫХ СОСТАВОВ НОВЫХ ПОРОШКООБРАЗНЫХ РАСШИРЯЮЩИХСЯ ТАМ-ПОНАЖНЫХ СМЕСЕЙ ПОЛНОСТЬЮ ЗАВОДСКОГО ИЗГОТОВЛЕНИЯ.

3.1. Разработка компонентных составов новых порошкообразных расширяющихся тампонажных смесей полностью заводского изготовления.

3.2. Оборудование и технология заводского изготовления порошкообразных расширяющихся тампонажных смесей.

3.3. Технология применения порошкообразных расширяющихся тампонажных смесей и механизм их гидратации.

3.4. Результаты исследования компонентных составов порошкообразных расширяющихся тампонажных смесей полностью заводского изготовления.

3.5. Выводы по разделу 3.

4. РАЗРАБОТКА ИННОВАЦИОННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ СОХРАНЕНИИ ПРИРОДНЫХ КОЛЛЕК-ТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

4.1. Сущность разработанной инновационной технологии цементирования обсадных колонн и ее преимущества перед существующей технологией.

4.2. Порядок практической реализации инновационной технологии цементирования обсадных колонн.

4.3. Преимущества аэрированных тампонажных раствора — камня над существующими раствором - камнем неизменной плотности.

4.4. Требования к технологическому оборудованию для эффективного внедрения в практику новых порошкообразных смесей полностью заводского изготовления и инновационной технологии цементирования обсадных колонн.

4.5. Выводы по разделу 4.

5. ПРОВЕДЕНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ НОВЫХ ПОРОШКООБРАЗНЫХ СМЕСЕЙ И ИННОВАЦИОННОЙ ТЕХНОЛОГИИ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН.

5.1. Результаты промысловых испытаний безусадочной тампонажной смеси полностью заводского изготовления при цементировании верхних интервалов скважин на площадях ОАО «Татнефть».

5.2. Результаты промысловых испытаний порошкообразных эрозионной буферной и расширяющихся тампонажных смесей полностью заводского изготовления при цементировании различных обсадных колонн на площадях Оренбургской области.

5.3. Результаты промысловых испытаний порошкообразных эрозионной буферной и расширяющейся тампонажной смесей полностью заводского изготовления- при цементировании нижнего интервала эксплуатационной обсадной колонны 146мм на Узунской площади ОАО «Славнефть - Мегионнефтегаз».

5.4. Результаты промысловых испытаний порошкообразных эрозионной буферной и расширяющихся тампонажных смесей полностью заводского изготовления при цементировании различных обсадных колонн на площадях НК «ЛУКОЙЛ».

5.5. Выводы по разделу 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка порошкообразных смесей и технологии цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений"

Актуальность проблемы. Цементирование является одним из основных, наиболее сложных и ответственных технологических процессов в цикле строительства скважин и от его качества зависит дальнейшее использование объектов по прямому назначению. Особую актуальность проблема повышения качества цементирования скважин приобретает в условиях низких пластовых давлений и при давлениях в продуктивных пластах, близких к гидростатическим, т.к. низкопроницаемые поровые, трещинно-поровые и трещинные коллекторы, подвергаются сильному загрязнению (кольматации) фильтратами буферных и тампонажных растворов, а также самими указанными растворами. В этой связи, создание инновационной технологии цементирования скважин, основанной на разработке новых порошкообразных многокомпонентных смесей полностью заводского изготовления и направленной на снижение трудовых, материальных и энергетических затрат, на повышение эффективности, качества, надежности и долговечности строящихся скважин, на максимальное сохранение- природных коллекторских свойств продуктивных пластов, имеет важное научное и практическое значение.

Цель работы. Повышение эффективности и качества цементирования скважин в условиях низких пластовых давлений путем разработки новых высокоэффективных многокомпонентных порошкообразных смесей полностью заводского изготовления и соответствующей инновационной технологии.

Задачи исследований.

1. Анализ и теоретическое обобщение современного состояния проблемы цементирования нефтегазовых скважин.

2. Разработка компонентных составов новых порошкообразных смесей полностью заводского изготовления, позволяющих приготавливать высококачественные аэрированные буферные растворы с пониженным водоотделе-нием, высокой седиментационной устойчивостью, упругостью, удерживающей, выносной и эрозионной способностью, совместимостью с различными 5 химически обработанными буровыми растворами. Исследование их структурно-технологических и фильтрационных свойств.

3. Разработка компонентных составов новых порошкообразных смесей полностью заводского изготовления для приготовления высококачественных седиментационно-устойчивых аэрированных тампонажных растворов с пониженным водоотделением, образующих эластичные газоводонепроницаемые камни с большим расширением. Исследование структурно-технологических и фильтрационных свойств тампонажных растворов и физико-механических параметров.образующихся камней.

4. Разработка инновационной технологии цементирования- скважин при сохранении природных коллекторских свойств продуктивных пластов, особенно с низкопроницаемыми поровыми, трещинно-поровыми и трещинными коллекторами.

5. Проведение промысловых испытаний-разработанных новых многокомпонентных порошкообразных смесей и инновационной технологии цементирования.

Научная новизна.

1. На основании-теоретических исследований разработаны компонентные составы новых порошкообразных смесей полностью» заводского изготовления для приготовления высококачественных аэрированных эрозионных буферных и тампонажных растворов.

2. Установлено, что для разных по химическому составу глин существует весьма узкий температурный и временной интервал термообработки, при котором полученный продукт образует структуру в процессе гидратации.

3. Установлено, что эрозионное свойство буферного раствора проявляется при грубом помоле продукта термообработки алюмосиликата (глины) и больших массах его применения.

4. Показано, что при невысоких давлениях и температурах до 30°С аэрированные растворы сжимаются до плотности не аэрированных, а плотность образующегося камня превышает плотность раствора. 6

5. При температурах выше 30°С расширение аэрированных растворов имеет место даже при весьма высоких давлениях и существенно возрастает с повышением температуры, а плотность образующегося камня либо соответствует плотности раствора, либо оказывается ниже ее.

6. Установлено, что хорошее (сплошное) сцепление тампонажного камня с обсадными колоннами и горными породами обеспечивается при использовании больших объемов эрозионного буферного и тампонажного раствора, образующего в ранние сроки твердения- (до 1сут.) эластичный газоводонепроницаемый камень с большим расширением.

Практическая значимость работы.

1. Разработаны эффективные компонентные составы новых порошкообразных смесей полностью заводского изготовления для приготовления высококачественных эрозионных буферных и тампонажных растворов, используемых в различных горно-геологических условиях цементирования скважин. Ряд компонентных составов порошкообразных смесей защищен патентами РФ и организовано их заводское производство согласно утвержденного ТУ 5739-002-14142287-2011 и гигиенического сертификата.

2. Показано, что' весьма важным сырьевым компонентом новых порошкообразных эрозионных буферных «и тампонажных смесей является термически и механохимически- активированный алюмосиликат (глина) разного химического состава.

3. Установлено, что высокое качество тампонажных растворов обеспечивается при помоле продукта термообработки алюмосиликата (глины) до возможно большей удельной поверхности - (10-12% остатка на сите №

008): I

4. Разработана инновационная технология цементирования обсадных колонн,' основанная на последовательном использовании совместимых по структурно-технологическим и фильтрационным свойствам эрозионного буферного и тампонажного ■ растворов, обеспечивающих приствольную кольматацию проницаемых пластов основного ствола, призабойной зоны и продуктивного пласта.

5. Указанная в п.4 технология и ряд компонентных составов порошкообразных смесей защищены патентами РФ и организовано их заводское производство согласно утвержденного ТУ 5739-002-14142287-2011 и гигиенического сертификата.

6. Основные результаты диссертационной работы, полученные при непосредственном участии автора, внедрены в производство и нашли применение, как при проектировании, так и при практической реализации технологического процесса цементирования скважин на различных площадях нефтяных месторождений РФ (ОАО «Татнефть», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь»).

Диссертационная работа состоит из пяти глав, каждая из которых содержит выводы, отражающие основные результаты, полученные соискателем. В качестве заключения работы приводятся основные выводы и рекомендации. Список использованной литературы содержит 182 наименований работ отечественных и зарубежных авторов. В конце диссертационной работы в Приложениях даны материалы, подтверждающие внедрение разработанной технологии и материалов.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Самсоненко, Александр Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В результате выполненных теоретических и экспериментальных исследований разработаны и внедрены новые высокоэффективные порошкообразные эрозионные буферные и расширяющиеся * тампонажные смеси полностью заводского изготовления и- инновационная* технология цементирования, обеспечивающие повышение эффективности и качества крепления нефтега зовых скважин при сохранении природных коллекторских свойств продуктивных пластов в условиях низких пластовых давлений.

2. Показано, что основным компонентом новых порошкообразных эрозионных буферных и расширяющихся тампонажных смесей является продукт термической и механохимической активации алюмосиликата (глины)

111 разного химического состава, обладающий структурными свойствами и образующий при гидратации щелочи, а в щелочной среде химически устойчивые аморфные гидрогели металлов и гелевидные соли кремниевой кислоты с высокой реакционной, ингибирующей и флокулирующей способностью.

3. Установлено, что введение в компонентные составы порошкообразных эрозионных буферных и расширяющихся тампонажных смесей порошкообразного воздухововлекающего компонента приводит к получению, аэрированных эрозионных буферных и расширяющихся тампонажных растворов, обладающих упругостью, высокой седиментационной устойчивостью, удерживающей и выносной способностью, регулируемой в широком диапазоне плотностью, за счет изменения интенсивности и продолжительности гидродинамической активации (перемешивания), высоким кольматирующим эффектом и совместимостью между собой.

4. Установлено, что аморфные гидрогели металлов, корректирующих добавок и гелевидные соли кремниевой кислоты, химически взаимодействуя между собой и вступая во взаимодействие с продуктами гидратации бездобавочного тампонажного портландцемента, а прежде всего с Са(ОН)г, образуют те же новообразования, что и при гидратации бездобавочного тампонажного портландцемента, но процесс возникновения этих новообразований протекает весьма активно и завершается за несколько часов, а большой объем возникших новообразований приводит к понижению водоотделения, суммарной пористости и повышению коррозионной устойчивости тампонажного камня.

5. Экспериментально доказано, что расширение образующегося аэрированного тампонажного камня за 1сут. твердения при температурах выше 30°С и давлении 0;1МПа велико, но не может привести к деструкции (растрескиванию) за счет кристаллизационных напряжений, т.к. в первые часы после затворения предварительно расширяется аэрированный тампонажный раствор, а затем образуется камень с большим расширением.

6. Проведенное в течение полугода лабораторное исследование образцов аэрированного тампонажного камня на коррозионную устойчивость по

112 казало, что в условиях интенсивной сульфатной и магнезиальной коррозии он устойчив, т.к. на поверхности образуется тонкая (1-1,5мм) высокопрочная газоводонепроницаемая корка — экран из мелкодисперсных продуктов коррозии, исключающая проникновение коррозионной среды вглубь камня.

7. Разработанная и апробированная на практике инновационная технология цементирования обсадных колонн с последовательным использованием разработанных порошкообразных эрозионных буферных и расширяющихся тампонажных смесей полностью заводского изготовления, позволяющая осуществлять процесс цементирования в один прием, внедрена на различных месторождениях РФ при цементировании более 80-ти обсадных колонн.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Самсоненко, Александр Владимирович, Москва

1. A.c. 884368 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин/ Клюсов A.A. Б.И.,1981.- №32.

2. Агзамов Ф. А. К вопросу углекислотной коррозии тампонажного камня нефтяных и газовых скважин // МНТС. Уфа: Изд. Уфимс. нефт. ин-та, 1983. -с. 103-109.

3. Ахрименко В. Е., Ахрименко 3. М., Пащевская Н. В. и др. . Влияние карбамида на реологические свойства цементного раствора и прочность камня // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. - № 1. - с. 36 - 38.

4. Ахрименко В. Е. Облегченные тампонажные растворы для цементирования высокотемпературных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006. - № 5. - с. 31 -36. !

5. Ашрафьян М. О. Повышение качества разобщения пластов в глубокихiскважинах. — М.: Недра, 1982. — 152 с.

6. Ашрафьян М. О., Булатов А. И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушение глинистых корок при цементировании скважин // ТНТО. Сер.: Бурение. М., ВНИИОЭНГ, 1969. 76 с.

7. Ашрафьян М. О., Булатов А. И. Влияние технологических факторов на качество цементирования скважин. // ОИ. Сер.: Бурение. М., ВНИИОЭНГ, 1978.-19 с.

8. Ашрафьян М. О., Булатов А. И., Еремин Г. А. и др. . Формирование потоков вязкопластичной жидкости в затрубном пространстве скважины // Нефт. хоз-во. 1970. - № 11. - с. 25 - 28.

9. Бабаян Э. В., Булатов А. И. Некоторые гидродинамические особенности технологических процессов строительства вертикальных и наклонно направленных скважин. // ОИ. Сер.: Бурение. М., ВНИИОЭНГ, 1982. — 60 с.

10. Бабушкин В.И. О закономерности объемных изменений в структурирующихся коллоидных системах // Техника и технология силикатов, 2003, с. 40-45.

11. Бакнгутов B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях.-М.: Недра, 1986.- 271 с.

12. Бакшутов B.C. Кристаллохимия силикатных минералов тампо-нажных цементов/ Исследования тампонажных цементов// Труды МИН-ХиГП, 1982,- с.53-63.

13. Булатов А.И., Куксов А.К., Новохатский Д.Ф. О необходимости учета седиментационной устойчивости цементов. // Бурение. 1971. - №2. - с. 24-28

14. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем. М.: Недра. - 1976. - 248 с.

15. Булатов А. И., Проселков Ю. М., Рябченко В. И. Технология промывки скважин. — М: Недра, 1981. — 301 с.

16. Булатов А. И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973. - 243 с.

17. Булатов А. И., Уханов Р. Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин. -М.: Недра, 1978, 240 с.I

18. Булатов А. И., Ашрафьян М. О., Обабко Г. А., и др. Целесообразность использования буферной жидкости при цементировании скважин и установке мостов. // Тр. КФ ВНИИ, вып. 18, 1967. с. 144 - 155.

19. Булатов А. И. Детективная биография герметичности крепи нефтяных и газовых скважин. — 3-е изд. Краснодар: Просвещение — Юг, 2009. — 538с.

20. Булатов А. И., Мариампольский Н. А. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов — М.: Недра, 1988. — 220 с.

21. Булатов А. И., Данюшевский В. С. Тампонажные материалы. — М.: Недра, 1987.-280 с.

22. Булатов А. И., Уханов Р. Ф., Давыдов И. М. О влиянии разности удельных весов вытесняющей и вытесняемой жидкостей на степень удаления последней из эксцентричного кольцевого зазора // Тр. КФ ВНИИнефти.,1970. -Вып. 23.-с. 242-247.

23. Булатов А. И. Обабко Г. А., Рутберг Э. JI. Смешение тампонажного и глинистого растворов в процессе цементирования скважин при турбулентном режиме течения // Нефт. хоз-во. 1969. - № 2. - с. 26 - 28.

24. Булатов А. И., Ашрафьян М. О., Обабко Г. А. Влияние буферной жидкости и расхаживания колонн на качество цементирования скважины // Нефт. хоз-во. 1966. - № 12. - с. 25 - 29.

25. Булатов А. И., Ашрафьян М. О., Уханов Р. Ф. и др. . Влияние режима течения, цементного раствора на изменение коэффициента вытеснения жидкостей из кольцевого пространства скважин // Тр. КФ ВНИИнефти., 1970. Вып. 23. - с. 222 - 224.

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

27. Бурение нефтяных и газовых скважин в США / И. А. Серенко и др.. // ОИ. Сер.: Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - вып. 16. - 104' с.

28. Бутт Ю.М., Сычев М.М., Тимашев В.В. Химическая технология вяжущих* материалов: учебник для вузов / под ред. В.В. Тимашева — М.: Высш. школа, 1980. — 472с. ил.

29. Буферные жидкости в цементировании скважин / В. П. Детков и др. . — Казань: Татарские кн. изд-во, 1975. — 112с.

30. Буровые промывочные и тампонажные растворы / под ред. А.И. Булатова. М.: Недра, 1999. - 424 с.

31. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Фролов A.A. и др. Расширяющиеся тампонажные цементы/ ИРЦ Газпром. М., 1998.- 52 с.

32. Вяхирев В.И. и др. Облегченные и сверхлегкие тампонажные раство-ры.-М.: Недра, 1999.-180 с.

33. Вяхирев В.И. и др. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин.-М.: Недра, 2000.-134 с.

34. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Леонов Е.Г. и др. Облегчающая добавка к тампонажным растворам // Газовая промышленность.-М.:Газ-Ойл Пресс-Сервис, 1997. с. 21-24.

35. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Фролов A.A. и др. Облегчающая добавка к тампонажным растворам//Газовая промышленность, 1997.- №6.- с. 21-24.

36. Гаврилюк А. Е., Сафронов В. Д. Применение содового раствора в качестве буферной жидкости при цементировании эксплуатационных колонн; в скважинах // РНТС. Сер.: Бурение. М., ВНИИОЭНГ, 1974, - № 4. ^ с. 20 -21.

37. Гайворонский А. А., Шульга Г. П. Экспериментальное исследование влияния на гидроизоляцию пластов контакта цемент-глинистая,! корка. // Тр. ВНИИБТ, вып. 19, 1967. с. 79 83

38. Грачев В.В. Исследование и разработка методов повышения герметичности заколонного пространства: // Автореф. дисс. канд. техн. наук., М., 1981.- 19 с.

39. Грег С., Синг К. Адсорбция, удельная поверхность, пористость' М.:Мир,1984.-320 с.

40. Гринько Ю. В. Разработка комплексных реагентов компаундов для цементирования продуктивных пластов: // Автореф. дис. канд. техн. наук. - Краснодар, 2004. - 24 с.

41. Гурджиев А. Г. Тампонажные растворы с расширяющей добавкой //Бурение и нефть. 2007.-№ 3. - с. 36 - 37

42. Данюшевский; B.C. Проектирование оптимальных составов тампонаж-ных цементов: М.: Недра. - 1978. - 293 с.

43. Данюшевский В:С., Толстых И.Ф., Мильштейн.В.М. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра. -:1973. - 311 с.

44. Детков В. П.,.Хисматулин А. Р. Цементирование эксплуатационных колонн в сложных условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: М : ОАО «ВНИИОЭНГ», 2002. № 12. - с. 21 - 26.

45. Детков В. П., Хисматулин А. Р. Влияние буферной жидкости на качество крепления скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. № 3. - с. 33 - 39.

46. Детков В. П., Богданов В. JI., Ахмадишин 3. Ш. Применение эрозионных буферных жидкостей при цементировании скважин на Самотлоре // РНТС. Сер-Бурение 1975 - №'2.- с. 42-45

47. Детков В. П., Макаров JI: В: Пути упрочнения контакта цементного камня с глинистыми породами, слагающими стенки скважин // РНТС. Сер.: Бурение. 1968. - вып. 12. - с. 24-29

48. Детков В. П. Цементирование наклонных скважин. М.: Недра, 1978.-478 с.

49. Детков В. П., Сибирзянов А. К. Применение аэрированных там-понажных суспензий для цементирования скважин // Нефт. хоз-во — 1978. -№ 5. — с. 39-42

50. Детков В. П. Аэрированные суспензии для цементирования скважин М.: Недра, 1991. - 356 с.

51. Детков В. П. Изоляционные работы в скважинах различного назначения. Краснодар: Просвещение - Юг, 2008. - 283 с.

52. Детков В. П., Горбачев В. М. Применение аэрированных суспензий при ремонтно-изоляционных работах в скважинах Самотлорского месторождения // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - № 2. - с. 3640

53. Детков В'. П. Некоторые вопросы повышения качества крепления скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. № 1. - с. 32-36.

54. Детков В. П., Хисматулин А. Р. Применение аэрированных суспензий при цементировании!скважин // Нефт. хоз-во. — 2003. № 9. — с. 36 -40.

55. Детков В. П., Хисматулин А. Р. Оценка давления сил поверхностного натяжения в аэрированном тампонажном растворе // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2005. № 5. - с. 28 — 32.

56. Детков В. П., Хисматулин А. Р. Физико-химическая механика -основа для разработки технологии цементировании скважин в условиях Крайнего Севера // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2003. - № 7. - с. 31 - 37.

57. Детков В.П., Макаров Л.В. О применении аэрированных цементных растворов при креплении скважин на нефть и газ // НТС. Сер. «Нефть и газ», 1972,вып.12.- с. 21-26.

58. Еременко Т.Е., Мочернюк Д. Ю., Гелетий Н. Г. Влияние реологических свойств и режимов потока на процесс замещения жидкостей-при цементировании скважин. // Тр. Укр НИИпроекта, вып. 9, 1962. с. 56 - 66:

59. Еременко Т.Е. Крепление нефтяных и газовых скважин — М.: Недра, 1965. -213 с. с.ил.

60. Запорожец JI.C., Каримов Н.Х., Данюшевский B.C. Новый корро-зионностойкий тампонажный материал. // Сб. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности, 1979. вып. 9. - с. 25-27.

61. Заканчивание скважин / под ред. ,Е. М. Соловьева. — М.: Недра," 1979.-572 с.

62. Зильберман В: И;, Дегтев Н. И., Ульянов MJ Г. О регламентирование репрессий на пласты при бурении скважин // Нефт. хоз во. - 1988. -№ 12.-с. 16-20.

63. Ильясов E.H., Терентьев Ю. И., Капралов В. И. и др. . Удаление фильтрационной корки со стенок скважины химическим способом // РНТС. Сер.: Бурение. -М., ВНИИОЭНГ, 1973, № 3. с. 18 - 22.

64. Ильясов Е. Н., Смолянинов В. Г., Терентьев Ю. И. и др. . Эффективность вытеснения бурового раствора из каверн. // Нефт. хоз-во. 1972. - № 8. с. 24 - 28.

65. Караев А. К., Гасанов Г. Т., Гасанзаде и др. . Влияние эксцентричного расположения обсадных колонн на полноту вытеснения промывочного раствора при креплении скважин. // Нефт. хоз— во. — 1968. № 12. — с. 22 - 25.

66. Каримов Н.Х., Губин Н.А. Особенности крепления скважин в соленос-ных отложениях. М.: Недра. - 1974. - 114 с.

67. Каримов Н.Х. Разработка составов и технологии применения расширяющихся тампонажных материалов для цементирования глубоких скважин в сложных геологических условиях/ Автореф. дисс. д-ра. техн. наук. Уфа, 1986.- 49 с.

68. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C. Разработка рецептур расширяющихся тампонажных^ цементов. // Обзорн. инф.: Бурение. ВНИИОЭНГ. - 1980. -48 с.

69. Каримов Н.Х. Оптимальная кинетика расширения тампонажных материалов. // Нефтяное хозяйство. 1985. - №11. - с. 22-25.78:Каримов Н.Х. Обоснование необходимого расширения тампонажных материалов//Реф.Об.Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ, 1983.-№7.-с. 35-36.

70. Каримов Н.Х., Хахаев Б.Н., Запорожец JI.C. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями. М.: Недра.- 1977.- 192 с.

71. Кравчено И.В. Расширяющийся цемент. М., Госстройиздат, 1962.

72. Кравцов В. М. О путях повышения надежности* крепления скважин на ПХГ // МНТС. Уфа: Изд. Уфимс. нефт. ин-та, 1983. - с. 93 - 103.

73. Красильников К.Г., Никитина JI.B., Скоблинская Н.Н. Физико-химия собственных деформаций цементного камня.-М.,Стройиздат.-1980.- 255 с.

74. Кривобородов Ю.Р. Тампонажный цемент для скважин с аномально высокими пластовыми давлениями // Техника и технология силикатов, 1999.-№ 1-2,-с. 4-7.

75. Кривобородов Ю.Р. Тампонажные цементы для скважин с особыми горно-геологическими условиями//» Международное совещание по химии и технологии цементаю,М., 2000- с.84-92.

76. Кривошей А. В. Разработка расширяющихся тампонажных смесей для низких и умеренных температур // Нефт. хоз-во. — 2005. № 4. — с. 36 -37.

77. Кривошей A.B., Новохатский Д. Ф., Рябова Л,И. Влияние избыточного давления на адгезию расширяющегося цементного раствора камня // Бурение и нефть. - 2008. - № 12. - с. 28 - 29.

78. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М.: Недра. 1980.- 16 с.

79. Крылов В.И. Осложнения при бурении скважин.- М.: Недра, 1965.-247с.

80. Костырин В. И. Тампонажные материалы и химические реагенты: Справ, пособ. -М.: Недра, 1989. 142 с.

81. Клюсов A.A., Шаляпин М.М., Кузнецова Т.В. и др. Быстросхваты-вающиеся тампонажные материалы для низкотемпературных скважин. // М.: Обзорная информация. Газовая промышленность. Серия " Бурение газовых и газоконденсатных скважин".-1987.- 33 с.

82. Клюсов A.A. Разработка и исследование цементных тампонажных композиций, твердеющих при пониженных температурах: / Автореф. дисс.д-ра.техн.наук. М., 1993.-40 с.

83. Кузнецова Т.В1. Химия и технология расширяющихся и напрягающих цементов/Юбзор. информация ВНИИЭСМ, М. -1980. с.56.

84. Кузнецова Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. М.: Стройиздат, 1986. - с. 206

85. Эб.Кузнецова Т.В. Химия и технология расширяющихся и напрягающих цементов.-М.: ВНИИЭСМ, 1980.- 60 с.

86. Курбанов Я.М., Хахаев Б.Н. и др. Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин. -М.: Недра, 1996. -239с.122

87. Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А., Овчинников В.П., и др. Долговечность цементного камня в нефтяных и газовых скважинах. // Уфа.: Изд-во УНИ, 1987.-94 с.

88. Малеванский В. Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра. 1964.- 150 с.

89. Мирзаджанзаде А.Х., Мищевич В. И., Мамедов Ю. Г. Применение высокомолекулярных добавок для изоляции поглощающих пластов // Нефт. хоз-во. 1970. - № 1. - с. 25 - 28.

90. Милыитейн В.М. Практика цементирования нефтяных и газовых скважин.-М.: ВНИИОЭНГ, 1986.-67 с.

91. Мнацаканов В.А. Ключевые технологические проблемы строительства скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. - № 5. - с. 4 - 7

92. Мчедлов Петросян О.П., Филатов Л.Г. Расширяющиеся составы на основе портландцемента. М., Стройиздат, 1975.

93. Назаров В.И. Определение зоны смешения глинистого и цементного растворов при цементировании обсадных колонн // РНТС. Сер.: Бурение. М., ВНИИОЭНГ, 1968, № 9. - с. 27 - 28

94. Немировский A.B. Открытые фонтаны на континентальном шельфе: Анализ причин // НТЖ. Газовая промышленность. М.: Недра, 1986.- № 8. с. 43 - 44.

95. Нижник А.Е., Шамина Т. В. Использование эффективных буферных жидкостей залог качественного цементирования обсадных колонн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - № 5. - с. 28 - 31.

96. Нижник А.Е. Совершенствование технологических процессов и технических средств при заканчивании скважин: Автореф. дис.д-ра техн. наук. Краснодар; 2009: -51 с.

97. Новохатский Д.Ф. Оценка- качества цементирования скважин геофизическими методами // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. - № 2. - с. 33 - 35.

98. Облегчающая добавка к тампонажным растворам/Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Фролов A.A. и др. // Газовая промышленность-М.: Изд-во «Газ-Ойл Пресс-Сервис», 1997.-№6.0.- с.21-24.

99. Опыт применения вязкоупругого разделителя для очиски ствола скважины при ее бурений и креплении / Я. М. Расизаде и др. . // РНТС. Сер.: Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - вып. 12, с. 32 - 34.

100. Паркер П.М. Цементирование скважин при низких скоростях замещения бурового раствора // РНТС. Сер.: Бурение. М., ВНИИОЭНГ, 1969.- № 12.-с. 25-27.

101. Перейма A.A. Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горногеологических условиях.: / Автореф. дис. д-ра техн. наук. — Ставрополь, 2009. 42 с.t 124

102. Перейма А. А., Минченко Ю. С., Трусов С. Г. О влиянии химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия расширяющих добавок // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. - № 5. -с. 21- 30.

103. Перейма А. А., Дубов Н. М., Барыльник В. С. и др.Применение безусадочных тампонажных материалов для повышения качества крепления скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море .М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. № 5. - с. 41 - 45.

104. Поляков В. Н., Вяхирев В. И., Ипполитов В. В. Системные решения технологических проблем- строительства скважин (под общ. ред. В.Н. Полякова. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 240 с.

105. Протасов Г. Н., Абдулаев М. М., Еременко В. Н. Пути повышения качества контакта цементного камня с глинистыми породами, слагающими стенки скважины // РНТС. Сер.: Бурение. Mi, ВНИИОЭНГ, 1968, № 12.-с. 15-17.

106. Расширяющийся тампонажный материал / Самсоненко Н.В., Самсоненко A.B., Самсоненко И.В. и* др. // Патент РФ №2380392 от 02.11.2007, опубликовано 27.01.2010, Бюл.№3.

107. Расширяющийся тампонажный материал с регулируемой плотностью раствора / Самсоненко Н.В., Самсоненко В.И., Мутовкин A.B. и др. // Патент РФ №2380392 от 19.07.2006, опубликовано 10.10.2010, Бюл.№.28.

108. Рахимбаев Ш.М., Булатов А.И., Ганиев Г.Г. Пути понижения давления при цементировании скважин//Бурение, 1970.-№2.-с.27-30.

109. Резниченко И. Н. Приготовление, обработка и очистка буровых раствор. -Mf.: Недра, 1982, 230 с.

110. Розман Д.А. Регулирование свойств напрягающих и расширяющихся цементов путем изменения их зернового состава и ввода новых расширяющихся добавок /Автореф. дисс. канд.техн.наук,М., 1985.-20 с.

111. Самсоненко A.B., Симонянц C.JL, Самсоненко Н.В. Новый порошкообразный буферный материал для повышения качества подготовки стволов скважин к цементированию // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. 2009. - № 4. - с.30-34.

112. Самсоненко.A.B., Симонянц С.Л.', Самсоненко Н.В. Требования к качеству тампонажных материалов для разных условий применения // Строительство нефтяных и газовых скважин на» суше и на-море. — 2009. № 10. — с.37-39.

113. Самсоненко A.B., Симонянц С.Л., Самсоненко Н.В. Новые там-понажные материалы для использования в условиях нормальных и умеренных температур // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009, № 10. - с.42-47.

114. Самсоненко A.B., Самсоненко Н.В., Симонянц С.Л. Результаты применения седиментационно-устойчивых тампонажных материалов в практике цементирования // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - № 12. - с.29-32.

115. Самсоненко A.B., Самсоненко Н.В., Симонянц С.Л. О повышении качества цементирования нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2010. - № 12. - с.36-39.

116. Самсоненко A.B., Симонянц С.Л., Самсоненко И.В. и др. Новые порошкообразные материалы для приготовления буровых растворов //

117. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2011. № 1.- с.24-28.

118. Самсоненко A.B., Симонянц С.Л., Двукраев К.С. и др. Результаты исследования коррозионной устойчивости тампонажного камня в агрессивных средах // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 2011.-№ 1. с.41-43.

119. Самсоненко A.B., Симонянц С.Л., Двукраев К.С. и др. Пути повышения качества заканчивания скважин в условиях сложно построенных залежей с низкопроницаемыми коллекторами // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. 2011. - № 1.-е.

120. Самсоненко A.B., Симонянц С.Л., Двукраев К.С. и др. Влияние водоотдачи буферного и тампонажного растворов на качество цементирования скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2011. -№ 2. - с.26-30.

121. Самсоненко A.B., Симонянц С.Л., Двукраев К.С. и др. Новый порошкообразный расширяющийся тампонажный материал для низких температур // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2011. № 2. — с.35-38.

122. Самсоненко A.B., Симонянц С.Л., Двукраев К.С. и др. Результаты применения новых порошкообразных материалов при цементировании обсадных колонн на площадях Пермского края // Вестник ассоциации буровых подрядчиков. — 2011. № 2. — е.

123. Самсоненко A.B., Симонянц С.Л. Новые тампонажные материалы для повышения качества цементирования нефтегазовых скважин // Тр. ВНИИБТ, вып. 3 ( ), 2011, с. .

124. Самченко C.B. Сульфоалюмоферритные цементы Цемент, 1986.-№3.-с.11-12.

125. Сегалова Е.Е., Ребиндер П.П. Возникновение кристаллизационных структур твердения и условия развития их прочности.- В кн.: Новое в химии и технологии цемента. М., Госстройиздат, 1962.

126. Сеид-Рза М.К., Исмаилов Щ.И., Орман Л. М. Устойчивость стенок скважин: — М.: Недра, 1981. 175 с.

127. Способ цементирования скважин / Самсоненко Н:В., Самсоненко A.B., Самсоненко И.В. и др. // Патент РФ № от 30.10.2007, опубликовано 10.10.2009, Бюл.№28.

128. Сухая1 смесь для буферного раствора / Самсоненко A.B., Самсоненко Н.В., Самсоненко В.И. и др. // Патент РФ'№2324721 от 19.07.2006; опубликовано 20.05.2008, Бюл.№14.

129. Теория«и практика заканчивания скважин / под ред. П. П. Макаренко. М.: Недра, 1997 - 1998. - с. 1 - 5.

130. Технологические проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин / В. Н. Поляков и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. -№ 6. с. 34 -37.

131. Уханов Р. Ф. Совершенствование технологии применения буферных жидкостей. // ТНТО. Сер.: Бурение. М., ВНИИОЭНГ, 1977. 89 с.

132. Фарукшин Л. X. Исследование прочности тампонажных цементов в условиях всестороннего давления // Тр. ВНИИБТ. — М.: Гостоптехиздат, 1963. Вып. IX. - с. 56 - 60.

133. Федоров Г.Г., Детков В.П., Ишутинов В.А. и др. Применение аэрированных жидкостей при цементировании скважин на полуострове Мангышлак // ТНТО. Сер.: Бурение. Ml ВНИИОЭНГ, 1968. - с 152-166.128

134. Фролов A.A., Янкевич В.Ф., Овчинников В.П., и др. Облегченный расширяющийся тампонажный раствор// Изв.ВУЗов.Нефть и газ.-Тюмень.: ТюмГНГУ, 1977.- №5.-с.77-79.

135. Фролов A.A., Янкевич В.Ф., Овчинников В.П., и др. Облегченный расширяющийся тампонажный раствор// Изв.Вузов: Нефть и газ.-Тюмень.: ТюмГНГУ, -1997.-№5.-с.77-79.

136. Фролов A.A., Овчинников В.П., Овчинников П.В. и др. Опыт применения облегченных кремнеземсодержащих растворов при цементировании скважин месторождений Крайнего-Севера // Бурение.-М., 2001.-№5.-с. 19-22.

137. Фролов A.A. Специальные тампонажные материалы для разобщения газосодержащих горизонтов месторождений Крайнего Севера// Изв.Вузов: Нефть и газ, -2000. №5. - с. 23-30

138. Хисматулин А. Р., Детков В. П. К вопросу об обводненности скважин // Нефтепромысловое дело. — 2005. № 1. — с. 47 - 53.

139. Хисматулин А. Р., Детков В. П. Механизм эффекта аэрации там-понажных суспензий // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - № 11. - с. 29 - 34.

140. Хисматулин А. Р. Исследование аэрированных суспензий применительно к цементированию скважин в условиях АНПД: // Автореф. дис. .канд. техн. наук. Краснодар, 2006. - 22 с.

141. Шадрин JI. Н., Соловьев Е. М. Зависимость скорости водоотдачи от режима течения цементных растворов // Тр. МИНХ и ГП, вып. 60, 1966. — с. 105-119.

142. Шейкин А.Е., Якуб Т.И. Безусадочный портландцемент.-М.: Стройиздат, 1970.- 157 с.

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

144. Шишов В. А., Уханов Р. Ф., Рутберг Э. Ш. Определение в промысловых- условиях эффективного коэффициента смешения бурового и цементного растворов при турбулентном режиме // Нефт. хоз — во. 1972. - № 2. - с. 18-20.

145. Шляховой Д. С. Исследования по повышению качества цементирования скважин и сохранению свойств продуктивных пластов: // Автореф. дис. канд. техн. наук. Краснодар, 2009. - 24 с.

146. Antheunis D. Changing chemical needs of the oil produsing industry.^ Proceedings of the Third International Symposium on Chemicals in the Oil Indus-try.-London, 1988.-P.195-212.

147. Bensted J-. A review of novel cements with potential for use in oilwell cementing= Proceedings of the Third International Symposium on Chemicals in the Oil Industry.- London, 1988.-P.14-33.

148. Boon D.E. Adequate cement — a "must" for drilling, Oil and Gas J., May 26, 1969, vol. 67, No 21.

149. Clark C.R., Carter L.G. Mud Displacement with Cement Slurries. J., Pet. Tech., July, 1973, No 7.

150. Fukuda N. Sulphoaluminous Cements.- Bull. Chem. Soc. of Japan, 1961.-v.34.- p.138-145.

151. Johansen V., Thaulow N. Heat curing and late formation of ettrin-gate/ACI Spring Convention, Seattle, 1997.- 24 p.

152. Jamazaki V., Nagare H. and Sugiura K. Development of a Method for Observation on the Early Age Expanding Behavior of Expansive Cement. Ex-stra Summaries of Annual Meeting of Tokai Brauch of Ceram. Soc. Japan, 1973, p.27-28.

153. Knobloch S. Bristar-Tonnindustry-Zeitung, 1981,- №3.- p.184-186.

154. Kavano P.Gips and Lime., 1989.- №176.- p.41-48.

155. McLean R.H., Manry C.W., Whitaker W.W. Displacement mechanics in primary cementing. J. Pet. Tech., February, 1967, vol. 19, No 2.

156. Mehta P.K., Pirtz D., Komandant C.J. Magnesium oxide additive for producing selfstress in mass concrete. // Proceed. 7th ICCC. -1980. v.3.- 136 -142.

157. Peterson G. Untorsuchungen zun'Entervung von Spulugsfilterisichen hoi Ringraumsementationen. Berghauwiesenschaften, 1966, No 1.

158. Sampson N.N., Staub H.L., Wright A.C. Use of external casing packers for zonal segregation in the Wilmington oil field. J. Pet. Tech., September, 1971, vol. 23, No 9.

159. Scrivener K.L., Wieker W. Advances in Hydration at low, ambient and alaveted temperature / 9th International Congress on the Chemistry of Cement, Mew Dehli, 1992, p.449-482.

160. Taylor H.P.W. The Chemistry of Cement.- London: Academic Press, 1990.-475 p.