Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование рецептур тампонажных составов для предупреждения межколонных и устьевых проявлений в сложных горно-геологических условиях

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование рецептур тампонажных составов для предупреждения межколонных и устьевых проявлений в сложных горно-геологических условиях"

На правах рукописи

УДК 622 245.422

ЖИВАЕВА Вера Викторовна

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ МЕЖКОЛОННЫХ И УСТЬЕВЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ В СЛОЖНЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ (на примере Астраханского ГКМ)

Специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»

Автор еферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2004

Работа выполнена в Самарском государственном техническом университете

Научный руководитель: доктор технических наук,

профессор O.K.Ангелопуло

Официальные оппоненты: доктор технических наук,

профессор А.М .Ясашин кандидат технических наук, доцент В.А.Клюсов, ВНИИГаз

Ведущая организация ОАО «ГИПРОВОСТОКнефть» ,г.Самара

Защита диссертации состоится « £» г. && часов

в аудитории ФВ/ на заседании Диссертационного совета Д.212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1, 119991, Ленинский проспект,65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан

« ^ » ^¿огр ^2004 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Крепление скважин и разобщение пластов является ответственным этапом их строительства. Некачественное разобщение пластов часто становится основной причиной осложнений в период эксплуатации скважин. Особо актуальна проблема обеспечения герметичности межколонного пространства скважин для газовых и газоконденсатных месторождений, пластовым флюид которых содержит агрессивные компоненты - сероводород, углекислоту.

Анализ промысловых данных показывает, что возрастает количество < разрабатываемых сероводородсодержащих месторождений и число скважин, в которых зафиксированы межколонные флюидопро-явления..

Появление в межколонном пространстве флюида со значительным содержанием коррозионно-активных компонентов и СО2) приводит к коррозионному разрушению обсадных труб, тампонаж-ного материала, т.е. создается серьезная экологическая угроза. Примером может быть Астраханское ГКМ.

Для обеспечения экологически безопасных условий эксплуатации скважин АГКМ необходимо предупредить и ограничить интенсивность межколонных перетоков флюида путем совершенствования технологий изоляции пластов, повышения качества и коррозионной стойкости тампонажных материалов, прежде всего за счет их свойств, гарантирующих невозможность фильтрации флюида через цементный камень и по зоне контакта «камень - обсадная труба».

Целью рработы является повышение качества разобщения пластов в сложных горно-геологических условиях для обеспечения экологической безопасности путем исключения возможности миграции пластовых флюидов по межколонному и заколонному пространствам.

Цель может быть достигнута путем разработки и совершенствования рецептур тампонажных суспензий.

Основныезадачиработы:

1. Анализ качества крепления с использованием данных ГИС для всех видов обсадных колонн в скважинах, имеющих межколонные и устьевые проявления.

2. Разработка методов оценки качества разобщециялпасуов.

3. Разработка и исследование рецептур тампонажных составов на основе портландцемента, содержащих комплексные реагенты, которые модифицируют фильтрационные свойства суспензии и позволяют формировать безусадочный непроницаемый коррозионно-стойкий тампонажный камень.

4. Исследование механизма структурообразования тампонажного камня в период гидратации с реагентами-пластификаторами и стабилизаторами.

5. Практическая реализация результатов разработок.

Научная новизна.

1. Установлены значимые для обеспечения качества разобщения пластов величины: литологическое строение цементируемого интервала, состав и свойства темпонажного материала. Проведена относительная оценка качества цементирования с использованием математических методов.

2. Разработаны новые комплексы реагентов-модификаторов, позволяющих сформировать на основе портландцемента непроницаемый тампонажный камень, устойчивый к коррозионному воздействию.

3. Исследованы механизмы структурообразования тампонажных материалов в присутствии реагентов - модификаторов и их комплексов различной химической природы в процессе гидратации и под воздействием агрессивной среды.

4. Изучены процессы седиментационной устойчивости тампо-нажных суспензий в различных дисперсионных средах и рассчитаны средние радиусы и фракционный состав частиц цемента в них.

5. Созданы новые тампонажные суспензии, имеющие минимальную степень фильтрации с сохранением реологических свойств и высоких механических характеристик сформированного камня.

6. Создана математическая модель коррозионного разрушения тампонажного камня под действием агрессивного флюида в условиях эксплуатирующейся скважины.

Практическая ценность работы и реализация работы в промышленности.

1. Разработаны методы определения качества разобщения пластов, применение которых позволяет определить возможные причины межколонных и устьевых проявлений.

2. Созданы рецептуры седиментационно-устойчивых тампо-нажных суспензий с минимальными значениями степени фильтрации.

3. Разработаны комплексные реагенты для модификации' свойств тампонажных суспензий, в которых в оптимальных соотношениях подобраны понизитель водоотдачи и пластификатор. Комплексный реагент предназначен для применения в широком диапазоне температур: от 20 до 90°С.

4. Применение разработанных комплексов не предполагает изменение (усложнение) технологии приготовления и доставки там-понажных суспензий в скважину.

5. Результаты исследований вошли в нормативные документы и регламенты на крепление колонн, перекрывающих газосодержащие пласты на Росташинском, Гаршинском и Зайкинском месторождениях. Созданные тампонажные составы рекомендованы к применению в ОАО «Астраханьбургаз», ОАО «Самаранефтегаз».

6. На основе предложенных методик проводятся анализы качества крепления в проявляющих скважинах на месторождениях РАО «Газпром» (Севергазпром, Астраханьгазпром, Надымгазпром), ОАО « Самаранефтегаз».

7. Тампонажные составы с положительным эффектом внедрены в ОАО «Астраханьбургаз», ОАО «УПНП и КРС», ОАО «Южо-ренбургнефть», ОАО «Оренбургбурнефть», ОАО «Самаранефтегаз» и др.

Апробация _ работы.

Диссертационная работа является итогом разработки и внедрения реагентов и рецептур тампонажных систем для различных горногеологических условий в течение 20 лет.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всесоюзном совещании «Технология крепления глубоких скважин» (в г. Краснодаре в 1988 г.), Всероссийской конференции «Математическое моделирование физико-механических процессов» (в г. Перми, 1996 г.), международной конференции «Молодая наука - новому тысячелетию» (г. Набережные Челны, 1996 г.), Международном конгрессе «Молодежь и наука - третье тысячелетие» (г. Москва, 1997), Всероссийской конференции ученых и специалистов по проблемам газовый промышленности России (г. Моек-

ва, 1997), на семинаре-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов и...(г. Уфа, 1996 г.), Международной конференции «Проблемы геологии и освоения недр» (г.Томск, 1998, 1999, 2000, 2001 гг.), Международном Симпозиуме по бурению скважин в осложненных условиях (С-Петербург, 1998,2001 гг.), Международной экологической конференции «Экология России и сопредельных территорий» (г.Новосибнрск,2000), IV Международном Симпозиуме «Техника и технология экологически чистых пр-в» (г. Москва,2002), Научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Проблемы и пути повышения эффективности и качества строительства сверхглубоких скважин в условиях АВПД, температур и агрессивных сред» (г. Москва, 2000), Научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Совершенствование технологии крепления скважин» (г.Тюмень, 2001).

Публикации. Основное содержание диссертационной работы отражено в 45 печатных работах, 3 авторских свидетельствах.

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ РАБОТЫ

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 125 наименований.

Изложена на 177 страницах машинописного текста, содержит 25 таблиц, 46 рисунков.

В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя д.т.н., профессора О.К.Ангелопуло, научного консультанта д.т.н., профессора Ак-замова Ф.А., которым автор глубоко благодарен. Считаю своим долгом выразить глубокую признательность д.т.н., профессору В.П.Белову, поставившему задачу и оказавшему помощь в ее реализации.

Автор признателен своим коллегам, работающим на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» СамГТУ, институте «ГИ-ПРОВОСТОКНефть», ОАО «Астаханьбургаз», ОАО «Оренбургбур-нефть», ОАО «Самаранефтегаз» за содействие при подготовке диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введение обоснована актуальность проблемы, определены основные задачи и пути их решения, изложены цель и методы исследований, практическая ценность разработанных тампонажных составов и комплексов для модификации их свойств.

В первой главе проведен анализ современного состояния работ в области оценки качества крепи и создания тампонажных составов для предупреждения осложнений при эксплуатации скважин в сложных горно-геологических условиях и проблем крепления скважин в различных температурных условиях и повышения долговечности цементного камня добавками пластификаторов и комплексных реагентов. Выявлены перспективные пути решения этих проблем, обоснована необходимость и поставлены задачи исследований в выбранном направлении.

Значительный вклад в решение вопросов, связанных с предупреждением межколонных и устьевых проявлений в результате коррозионного разрушения тампонажного материала внесли ведущие ученые Н.А.Аксенов, Ф.А. Акзамов, О.К.Ангелопуло, М.О. Ашрафьян,

A.И.Булатов, А.А, Гайворонскин, Г.Г.Грачев, В.СДанюшевский,

B.И.Крылов, Д.АКрылов,В.М.Кравцов, Н.Х.Каримов, Я.М.Курбанов, М.Р.Мавлютов, А.Х. Мирзаджанзаде, Н.А. Мариам-польский, Е.ГЛеонов, С.Б.Трусов, Д.Ф. Новохатский, А.А. Перейма,

C.А.Рябоконь и другие.

Д.А.Крыловым изучены причины неплотного контакта цементного камня с обсадными трубами и влияние проницаемых пород на прочность контактной зоны. Установлено, что основной причиной может являться усадка тампонажного материала, направленная в сторону изолируемого пласта.

Однако почти не рассматривается вопрос изменения объема цементного камня в результате высокой степени фильтрации тампо-нажных суспензий и соответствие тампонажного материала геологическому строению цементируемого интервала.

С целью снижения степени фильтрации применяются водорастворимые полимеры и поверхностно-активные вещества: сульфо-эфирцеллюлоза, поливинилацетат, КМЦ, многоатомные спирты.

Многими авторами предлагаются реагенты - пластификаторы и стабилизаторы для модификации свойств тампонажных материалов.

Для обеспечения наиболее полного вытеснения бурового раствора разработаны рецептуры тампонажных суспензий с применением гуматов, лигнинов, комплексных фосфатов, суперпластнфикаторов (например, С-3), смол СФ-010, НТФ и др.

Реагенты-пластификаторы обеспечивают высокую подвижность цементной суспензии, но без наличия в системе стабилизирующих добавок она теряет седиментационную устойчивость.

Теоретическое обоснование процессов, происходящих при формировании тампонажного камня, дает А.И.Булатов с сотрудниками.

Для снижения риска коррозионного разрушения тампонажного камня под воздействием агрессивных сред (сероводорода, углекислоты, полиминеральных вод) известно применение специальных видов цементов марок ШПЦС, НКИ и др.

Учитывая сложность производства специальных видов цементов и трудность регулирования их реологических и физико-механических свойств, необходимо поставить задачу модификации традиционных портландцементов.

Исходя из сложных горно-геологических условий эксплуатации тампонажного камня на Астраханском ГКМ, нужно поставить задачу комплексной обработки тампонажной суспензии, которая даст возможность сохранить высокую подвижность и турбулентность потока, кардинально снизит водоотделение при больших перепадах давления, а сформированный цементный камень будет иметь минимальную проницаемость, будет обеспечена надежная адгезионная связь цементного камня с обсадной колонной и стенкой скважины. Решение этих проблем дает возможность повысить устойчивость тампонажного камня к воздействию агрессивных флюидов и предупредить межколонные и устьевые проявления.

С учетом существующих проблем при цементировании были поставлены задачи изменения составов для цементирования в сложных горно-геологнческих условиях и выбраны конкретные направления для исследований в рамках настоящей работы.

Вторая глава посвящена выявлению значимых факторов, определяющих межколонные и устьевые проявления на скважинах Астраханского ГКМ.

Был собран фактический материал по геолого-техническим условиям и параметрам строительства и эксплуатации скважин, промысловый материал по состоянию межколонных пространств и проведен анализ массива данных с использованием методов математической статистики.

Анализ проведен для всех проявляющих скважин Еленовской и Табаковской площадей Астраханского ГКМ.

Анализируемые данные включали в себя:

• геологическое строение цементируемых интервалов;

• конструкции скважин;

• состав и качество тампоножного материала;

• данные геофизических исследований.

Для оценки качества сцепления (адгезии) цементного камня с обсадной колонной проведен анализ данных акустического каротажа для всех типов обсадных колонн в интервале от башмака предыдущей колонны до глубины спуска последующей, т.е. проанализированы участки, в которых колонна соприкасается через цементную оболочку с изолируемым пластом. Отдельно проанализированы интервалы «колонна в колонне», где нет соприкосновения цементного камня с горной породой.

В анализе использованы данные гамма-гамма и акустического каротажа, интерпретированные геофизиками.

Проведен сопоставительный анализ данных акустического каротажа с поинтервальным разрезом и с качеством цементных суспензий, применяемых для цементирования.

При анализе учитывалась глубина исследуемого интервала.

Обработка данных проводилась по методике, разработанной автором с использованием нашей программы «Геология».

Оригинальность методики анализа состоит в том, что традиционные характеристики качества сцепления по данным АКЦ оценены математически следующим образом:

• отсутствие сцепления - 0;

• «хорошее сцепление - 1;

• «частичное» сцепление - 0,66;

• «плохое» сцепление - 0,33.

Введено понятие относительной оценки качества сцепления.

Используя полученную информацию по относительной оценке качества для каждого литологически значимого интервала (глин, аргиллитов, известняков, песчаников и т. д.), проведен дисперсионный анализ и оценена значимость каждого действующего фактора:

• глубины цементируемого интервала;

• литологического строения;

• состава и свойств тампонажного материала.

Использована программа «Stadia».

Установлено, что значимыми являются состав и свойства тампо-нажного материала и соответствие их литологическому строению цементируемого материала.

Таким образом, для повышения качества сцепления (адгезии) тампонажного камня к породе и обсадной трубе необходимо подбирать тампонажные суспензии, состав и свойства которых соответствуют физико-механическим характеристикам изолируемых горных пород.

Третья глава посвящена проектированию и разработке рецептур тампонажных составов, которые позволяют предупредить межколонные и устьевые проявления и смогут обеспечить длительные сроки эксплуатации цементной оболочки в агрессивной среде сероводорода.

Основной рабочей гипотезой является мысль о том, что коррозионная стойкость тампонажного материала в основном есть функция его проницаемости и прочности адгезионных связей цементного камня с породой и металлом обсадной трубы. Для снижения проницаемости необходимо закольматировать поровое пространство цементного камня в период формирования структуры.

Кольматация пового пространства осуществляется за счет синтезирования конденсированной мелкодисперсной твердой фазы в результате реакции реагентов, находящихся в воде затворения, с основными компонентами цемента.

В результате реакции обменного разложения разработанных автором комплексных реагентов с цементом связывается свободная гидроокись кальция, которая является основной причиной образования эттрингита (а далее гипса) - вещества, подвергающемуся суффо-зионному разрушению.

Обоснована целесообразность применения реагентов-пластификаторов активного типа (ЩСПК, плав солей + стабилизатор - КМЦ, ОЭЦ), участвующих в процессе структурообразования там-понажного камня совместно с известными высокомолекулярными стабилизаторами.

Такие комплексы реагентов дают возможность создать тампо-нажную суспензию, имеющую низкую пластическую вязкость и динамическое напряжение сдвига, максимальную седиментационную устойчивость и минимальную степень фильтрации (водоотдачу) до 20-90 см3/30 мин. при ВЦО=0,5.

Комплексы являются активными центрами структурообразова-ния, благодаря чему происходит конденсирование мелкодисперсной твердой фазы. Щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) является отходом производства и представляет собой концентрированный раствор натриевых солей органических кислот, вступает в реакцию обмена с ионами кальция и другими компонентами цемент -ного раствора Органические соли, взаимодействуя с компонентами цемента, создают первичные структуры и образуют органоминераль-ные новообразования. Это свойство органического реагента позволяет регулировать дисперсность гипса, скорость гидратации которого не растет слишком быстро и в результате гидратации формируется безусадочный цементный камень с высокой механической прочностью, имеющий хорошую адгезию к металлу обсадной трубы, что дает возможность повысить долговечность и коррозионную стойкость цементного камня.

Для предварительной оценки свойств тампонажной суспензии и проектирования количественного содержания реагентов в составе использован метод седиментационного анализа.

По данным седиментационного анализа определены радиусы частиц (фракционный состав) цемента в растворах традиционно применяемого реагента НТФ (нитрилотриметилфосфоновой кислоты), предлагаемых нами реагентов ЩСПК (щелочного стока производства капролактама), плава солей и комплексов этих пластификаторов со стабилизаторами ОЭЦ, КМЦ, КМОЭЦ, TYLOSE в соленой и пресной воде.

Определено, что высокой седиментационной устойчивостью обладают тампонажные суспензии, затворенные на растворах 1-5%

ЩСПК, 5% ЩСПК + 0,5% ОЭЦ (КМЦ), плав солей + ОЭЦ (КМЦ). В них минимальные размеры частиц дисперсной фазы, что позволяет повысить седнментационную устойчивость и обеспечить снижение степени фильтрации до минимальных значений: 17-90 см3/ЗО мин.

В результате лабораторных исследований были разработаны рецептуры тампонажных составов, имеющих растекаемость 180-230 мм при ВЦО=0,5, водоотдачу 16,5-88 см3/30 мин.

Сроки загустевания и схватывания регулируются количеством реагента в комплексе и находятся в пределах требований государственного стандарта.

Цементный камень имеет прочность на изгиб более 2,7 МПа при Т=22°С и более 6,0 МПа при Т=75°С.

На разработанные рецептуры получены авторские свидетельства [1,3,4].

Действие разработанных реагентов опробовано и подтверждено для цементов марок ПЦТО-100, ПЦТ Д20-100, ШПЦС-120.

Характерной особенностью для ЩСПК и комплекса ЩСПК+ОЭЦ (КМЦ) является их поверхностная активность и реакционная способность с составляющими цемента. Эти реагенты увеличивают свободную поверхность частиц цемента, чем способствуют повышению реакционной способности и участвуют в процессе структурообразова-ния камня. За счет сорбционных процессов на цементных зернах они уменьшают трещиноватость.

Для изучения структуры формирующегося тампонажного камня изготовлены петрографические шлифы из цемента 2-х суточного, 10-суточного, 30-суточного и 9-месячного сроков хранения в пресной воде и в среде сероводорода.

Осуществлен микрофотоструктурный анализ шлифов под микроскопом «Термопан» при 100-кратном увеличении и на установке АЛА-ТОО.

Установлено, что под воздействием предлагаемых реагентов образуется замкнутое поровое пространство, т.е. отсутствует эффективная пористость, которая обеспечивает непроницаемость цементного камня и снижается общая пористость твердого тела до 2%.

Поставлен и осуществлен эксперимент по определению абсолютной и фазовой газопроницаемости цементного камня разного срока

твердения и контактной зоны «цементный камень - обсадная труба» по алгоритму В.С.Данюшевского.

Расчет коэффициентов газопроницаемости осуществлен по нашей программе «PRON».

Действие реагента ЩСПК и комплекса ЩСПК+ОЭЦ обеспечивает снижение абсолютной проницаемости камня: для ПЦГО-100 в 16 раз, для ПЦТ Д20-100 в 25 раз, для ШПЦС-120 почти в 500 раз; фазовой проницаемости: для ПЦГО-100 в 50 раз; дляПЦТД20-100в75, для ШПЦС-120 в 630 раз.

По контактной зоне «цемент - обсадная труба» получены значения абсолютной и фазовой проницаемости, указанные в табл.1.

Таблица 1

Абсолютная и фазовая проницаемость зоны контакта.

№ Состав цементного камня Коэффициенты проницаемости,м2

абсолютная фазовая:

1. ПЦТ0-100- прорыв газа^ 41-10"°

2. ПЦТ0-100 + 0,5%ОЭЦ + 5% ЩСПК 1,17" Ю" 18,8-10"*

3. ПЦТ-Д20-100 прорыв газа 39-10"

4. ПЦТ-Д20- 100+0,5%0эц+ 5% ЩСПК 1,88-10" 19,7-10"

5. ШПЦС-120 прорыв газа 33,9-10"

6. ШПЦС- 120+0,5%0эц+ 5% ЩСПК 2,388-10'16 24,7-10"'6

Аналогичный эксперимент проведен для образцов цементных камней, подвергшихся действию сероводорода в течение 2-х, 10-ти, 30-ти суток и 6 месяцев.

Исследования показали, что в течение 30 суток хранения образцов всех видов проницаемость падает до нуля в связи с гидратацион-ными процессами. Через 6 месяцев находящийся под воздействием водного раствора сероводорода (при рН=4) образец из ПЦТ0-100 увеличивает свою проницаемость в 2,5 раза, образец из ПЦТ0-100 + 0,5%ОЭЦ+5% ЩСПК уменьшает свою проницаемость в 2,8 раза.

Коррозионная стойкость тампонажного камня в условиях сероводородной агрессии с пластификатором ЩСПК, стабилизированного ОЭЦ или КМЦ, подтверждается сохранением минимальной газопроницаемости камня в течение 6 месяцев, сохранением высокой механической прочности в течение периода исследований.

Органический ПАВ, которым является реагент ЩСПК, защищает цементный камень от коррозии в результате активного воздействия на поверхность цементных частиц и участия в процессе структурооб-разования в виде формирования синтезированной мелкодисперсной твердой фазы в поровом пространстве цементного камня.

Реагент эффективно работает со всеми марками цементов, в том числе и шлакопесчаными, в соленой и пресной воде затворения.

В четвертой главе обобщены результаты теоретических и экспериментальных исследований и определено, что, зная результаты предварительно проведенного седиментационного анализа можно прогнозировать свойства тампонажной суспензии и сформированного из нее тампонажного камня.

В результате проведенных исследований выявлены закономерности процессов, происходящих под воздействием сероводорода, находящегося в жидкой фазе, на тампонажный камень, имеющем в своем составе широкую гамму реагентов, применяемых для улучшения его свойств.

Основными изменяющимися величинами, которые могут быть определены с высокой степенью точности на стадии проектирования тампонажного состава являются: физическая и фазовая проницаемости, доля свободного поперечного сечения пор, свободная поверхность, приходящаяся на единицу объема и скорость химической реакции сероводорода с компонентами цементного камня.

Целью разработки математической модели процесса сероводородной коррозии является расчет времени эксплуатации тампонаж-ного камня в агрессивной среде.

Основной причиной разрушения цементного камня на основе портландцемента является процесс межфазовых переходов

Н28 Са(ОН)2

НгБ

—► эггрингит —♦ гипс

В отличие от всех предыдущих работ автором был осуществлен принципиально новый подход. При разработке математической модели срока службы цементной оболочки в среде сероводорода были сделаны некоторые допущения:

1. В процессе цементирования не происходит поступления флюида в тампонажный раствор.

2. За момент начала коррозии и, соответственно, начала расчета 0=0) принимается вскрытие продуктивного пласта.

3. В процессе движения флюида по цементной оболочке не происходит диффузия флюида в породу.

В соответствии с рассмотренным механизмом процесса, динамика измерения концентрации сероводорода во времени может быть описанадвухлараметрической диффузной моделью:

А - ключевой компонент (сероводород);

- общая скорость изменения концентрации ключевого компонента, моль/м-с;

^ - приведенная линейная скорость флюида, м/с;

- скорость изменения концентрации ключевого компонента по высоте цементной оболочки, моль/м;

- градиент концентрации ключевого компонента в зоне по-

где

5С,

д'Сл

глощения, моль/м3-м2;

А - коэффициент продольной диффузии, м2/с;

"гггУ" - градиент концентрации ключевого компонента по радиусу о К

д2с

- градиент концент

цементной оболочки, моль/ м3,м2;

Dt - коэффициент радиальной диффузии, М2/с;

гл -скорость химической реакции по ключевому реагенту, м0ль/м\с.

Для реализации модели необходимо знание концентрации ключевых компонентов - реагентов для обработки тампонажной суспензии, концентрации сероводорода, коэффициентов проницаемости цементного камня, линейных характеристик исследуемого интервала, термобарических условий процесса.

Таким образом, в экспериментальных условиях можно определить влияние воды затворения на цементы любой марки для возможности оценки длительности эксплуатации «сформированного из этой суспензии тампонажного камня в агрессивной среде, в частности, в среде сероводорода.

В обратном порядке, устанавливая необходимый срок эксплуатации цементной оболочки в скважинах, содержащих сероводород в данных термобарических условиях, можно задаться необходимыми свойствами цементного камня и того тампонажного состава, из которого он сформирован.

В пятой главе приведены сведения об испытаниях и внедрении разработок.

Проведены промысловые испытания и внедрение реагента ЩСПК в качестве пластификатора и стабилизатора тампонажных составов в Бузулукском и Южно-Оренбургском УБР при цементировании эксплуатационных колонн. В качестве добавок к ПЦТО-100 состав содержал 5% ЩСПК + 0,5% ОЭЦ при ВЦО=0,5. Плотность суспензии 1800 кг/м3, растекаемость 200 мм. Сроки схватывания при Т=40°С: начало - 2 час.55 мин.; конец - 5 час. 10 мин.;апр через 2 су-ток-3,1 МПа.

Аналогичные составы внедрены в ОАО «Оренбургбурнефть», ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Астраханьбургаз» и др.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ II РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен статистический анализ данных по геолого-техническим условиям цементирования и установлены факторы, определяющие возможность возникновения межколонных и устьевых проявлений на Астраханском ГКМ. Выявлено, что наиболее значимыми факторами являются:

• состав и свойства тампонажной суспензии;

• литологическое строение изолируемого интервала.

2. На основе литературных источников и проведенного анализа промыслового материала сформулированы основные направления по совершенствованию процессов модификации свойств тампонажных составов, которые должны обладать высокой седиментационной устойчивостью, минимальной степенью фильтрации, что обеспечит повышение качества разобщения пластов и позволит предупредить межколонные и устьевые проявления в скважинах, содержащих агрессивные флюиды.

3. Установлено, что на процесс структурообразования в период гидратации решающее влияние оказывают поверхностные свойства реагентов, применяемых для обработки и их взаимодействие между собой и основными компонентами цемента. Создание коррозионно-устойчивого цементного камня к сероводороду и углекислоте основано на синтезировании конденсированной мелкодисперсной твердой фазы.

4. Предложена и разработана технология цементирования с использованием комплексных реагентов, являющихся отходами производства- ЩСПК (щелочной сток производства калролактама), который вступает в реакцию обмена в основном с ионами кальция и другими компонентами цементного раствора с образованием орга-номинеральных соединений. Обладая поверхностно-активными свойствами, ЩСПК за счет осажденных частиц усиливает адгезию камня к обсадной трубе, уплотняет контакт с породами, снижает водоотдачу цементного раствора за счет образования фильтрационной корки на проницаемых породах. Синтезированная твердая фаза кольматирует поровое пространство, снижает проницаемость камня и повышает его коррозионную стойкость за счет сорбционных про-

цессов на поверхности цементных зерен, уменьшает трещиноватость камня.

5. Доказано, что повышение седиментационной устойчивости ведет к формированию непроницаемого тампонажного камня, не подвергающегося радиальной усадке, с хорошей адгезией к металлу обсадной трубы и с одинаковыми физико-механическими свойствами по всему объему кольцевого пространства.

6. Разработана математическая модель коррозионного разрушения цементного камня под воздействием агрессивного флюида (в частности, сероводорода), реализация которой дает возможность рассчитывать срок службы цементной оболочки в данных горногеологических условиях.

7. Для повышения качества разобщения пластов в условиях агрессивного воздействия флюида (сероводорода) на основе базовых портландцементов разработаны высокопрочные седиментационно-устойчивые тампонажные составы с низкой водоотдачей, содержащие комплексный реагент ЩСПК+КМЦ (ОЭЦ), плав солей + КМЦ (ОЭЦ), которые обеспечивают высокую коррозионную устойчивость к агрессивному флюиду. (А.с.1167306 СССР, Бюл. №26, 1985; А.с. 1451258 СССР, Бюл.№2, 1989; А.с. 1484917, Бюл. №21, 1989. [89, 90, 91].

8. Разработанные тампонажные материалы прошли апробацию и успешно внедрены на предприятиях ОАО «Оренбургбурнефть», ОАО УПНП и КРС, ОАО «Самаранефтегаз», ДО ОАО «Бургаз» и др.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах.

1. Изучение причин и разработка методов ликвидации межколонных перетоков и эксплуатации скважин Астраханского ГКМ: Отчет о НИР/ СамГТУ, рук. В.П.Белов, В.В.Живаева.-№ГР 030383, Самара, 1990.-92с.

2. Оценка качества сцепления цементного камня и состояния зоны контакта в процессе работы их в условиях сероводородной агрессии: Отчет о НИР/ СамГТУ, рук. В.П.Белов, В.В.Живаева.-№ГР 012897, Самара, 1993.-76с.

3. Живаева В.В., Просин В.А. Анализ причин межколонных перетоков и устьевых проявлений по Астраханскому и Карачапшак-

скому газоконденсатных месторождениям // 2-я Всеросс. конф.ученых, специализирующихся по проблемам газовой промышленности России: Тез. докл. - М, 1997.

4. Живаева В.В. Анализ промысловых данных по материалам бурения и заканчивания скважин с целью выявления причин межколонных перетоков и устьевых проявлений// Известия Самарского научного центра РАН.- Спец. вып. Проблемы нефти и газа.- 2003.- Т.2.-С.133-139.

5. Живаева В.В., Ясинский А.В., Чемоданов В.Е. Анализ причин межколонных перетоков и устьевых проявлений в нефтяных и газовых скважинах и месторождениях // Межвузовский сб. научн. трудов Сам! ТУ. Нефтегазовое дело.- Самара.-1997.- С.23-31.

6. Живаева В.В. и др. Программное обеспечение для проведения анализа качества крепления нефтяных, газовых и газоконденсат-ных скважин / В. В.Живаева, В.А.Котельников, В.В.Саляев, И.В.Доровских // Техника и технология экологически чистых производств: Тез.докл. VI Междунар. симпозиума.-М.,2002.- С.75-77.

7. Живаева В.В. Анализ качества крепления скважин с целью выявления причин межколонных перетоков// Горио-геологическое образование в Сибири.- 100 лет на службе науки и производства: : Тез.докл. Междунар.н-техн. конф.-Томск, 2001. - С.76-77.

8. Цивннский Д.Н., Живаева В.В., Мурашко А.Е. Дисперсионный анализ крепления качества скважин по комплексным данным геофизических исследований// 23 Междунар. научн. студ. конф.: Тез. докл..- Новосибирск., 1995.

9. Живаева В.В., Андриянов М.А. Оценка вероятности устьевых проявлений и межколонных перетоков агрессивных флюидов в эксплуатирующихся газоконденсатных скважинах// Ашировские чтения: Тез.докл. Междунар. н-практ. конф. 23-24 окт.2002,- Самара, 2002.- С.76-77.

10. Живаева В.В., Саляев В.А. Статистический метод оценки вероятности устьевых проявлений и межколонных перетоков агрессивных флюидов в эксплуатации нефтегазовых скважин// Экология России и сопредельных территорий: Тез.докл. V Междунар. экологической конф.- Новосибирск, 2000.- С.

11. Живаева В.В. и др. Статистическая обработка промысловых данных ГИС с целью подбора свойств тампонажного материала для

улучшения качества цементирования скважин / В.В.Живаева, ААИванов, А.С.Зудин, НАЗахаров // IV Межаунар. научн. симпозиум: Тез. докл.- Томск, 2000.- С.403-404.

12. Цртвинский Д.Н., Живаева В.В., Приложение метода моментов к анализу цементных растворов на седиментационную устойчивость: Метод, указания к лабораторным работам.- Самара: СамГТУ, 2001.-32 с.

13. Ас. 1167306 СССР, МПК Е 21В 33/138. Тампонажный состав / Белов В.П., Живаева В.В. (СССР).- Заявлено 22.02.83; Опубл. 08.03.85, Бюл.№26.

14. Ас. 1451258 СССР, МПК Е 21В 33/138. Тампонажный раствор / Белов В.П., Живаева В.В. (СССР). - Заявлено 30.12.86; Опубл. 15.09.88, Бюл.№2.

15. Ас. 1484917 СССР, МПК Е 21В 33/138. Тампонажный раствор / Белов В.П., Живаева В.В., Ротштейн О.Л. (СССР).- Заявлено 19.01.87; Опубл. 08.02.89, Бюл.№21.

16. Белов В.П., Живаева В.В. Применение отходов производства капролактама -ЩСП К в качестве пластификатора тампонажных растворов // Известия вузов. Нефть и газ.- Самара.- 1989.- №4.- С.24.

17. Живаева В.В., Хамин ЕА, Елтарев Б.Ю. Оценка влияния дисперсной фазы на фильтрационные характеристики проницаемых пластов // Молодежь и наука, третье тысячелетие: Тез. докл. Между-нар. конгресса.- Москва.- 1997.

18. Живаева В.В., Демин М.В., Воробьев СВ. Применение метода седиментационного анализа при планировании водоизоляцион-ных работ // Проблемы геологии и освоения недр: Тез. докл. Между-нар. симпозиума.- Томск, 2001.- С. 369-370.

19. Живаева В.В. Применение седиментационного анализа для проектирования высокостабильных суспензий // Известия Самарского научного центра РАН.- Спец. вып. Проблемы нефти и газа.- 2003.-Т.2.-С.145-149.

20. Живаева В.В., Цивинский Д.Н. Анализ седиментационной кривой с помощью сплайнаппроксимации // Молодые ученые науке, технологиям и профессиональное образование для устойчивого развития проблемы и новые решения: Тез. докл. Междунар. конф. стран СНГ (Москва, 1999).

21. Живаева В.В и др. Влияние температуры на скорость щдра-тации цементных частиц по результатам седиментациошюго анализа / В.В.Живаева, Н.Ю. Амиров, A.M. Шувалов, ОЛ.Кулакова // Нефть и газ- 2001: Тез. докл. 56 юб. Межвуз. сгуд. научн. конф. (Москва, 2002г.).-2002. -Т. 1.-С4.

22. Исследование и реализация возможности повышения качества цементирования путем стабилизации тампонажного раствора на базе использования отходов производства: Отчет о НИР /СамГТУ; рук. В.П.Белов, В.В.Живаева.- № ГР 011389.- Самара, 1990.- 51 с.

23. Разработка средств и методов предупреждения межколонных проявлений в эксплуатации скважин Карачаганакского месторождения: Отчет о НИР /СамГТУ; рук. В.П.Белов, В.ВЖиваева.- № ГР 044730.- Самара, 1991.- 37с.

24. Живаева В.В. Регулирование свойств тампонажных растворов для крепления проницаемых пластов // Сб. Трудов студ. научного общества.- Самара.- 1997.- С.25-29.

25. Живаева В.В., Ясинский А.В. Улучшение качества цементных растворов для крепления скважин путем добавки отходов химической промышленности // Актуальные проблемы авиастроения: Тез. докл. VH Всерос. Туполевских чтений (Казань, 29-30 окт. 1998).-1998.

26. Живаева В.В., Амиров Н.Ю. Шувалов А.М. Использование химически активных отходов производств в технологиях крепления и изоляции притока пластовых вод // Окружающая среда для нас и для будущих поколений: Тез. докл. VH Междунар. конф. (Самара, 2002).-2002.- С.74-75.

27. Живаева В.В., Ясинский А.В. Метод улучшения качества крепления нефтегазовых скважин, продукция которых содержит сероводород // 4-й Междунар. симпозиум по буровым скважинам в ос-ложненныхусловиях: Тез. докл.- Санкт-Петербург.- 1998.- С. 104.

28. Живаева В.В., Воробьев СВ. Особенности формирования структуры тампонажного материала под влиянием комплексных реагентов // Проблемы геологии и освоения недр: Тез. докл. 2-й Между-нар. конф. (Томск, 1998).-1998.- С.75.

29. Живаева В.В., Ясинский А.В. Применение отходов химических производств для улучшения качества разобщения пластов //

Проблемы геологии и освоения недр: Тез. докл. 2-й Междунар. конф. (Томск, 1998).-1998.-С78.

30. Живаева В.В., Доровских И.В., Саляев В.А. Использование отходов химических производств при строительстве глубоких нефтегазовых скважин // Проблемы строительства, инженерного обеспечения и экологии городов: Сб. матер. 3-й Междунар. н-практич. конф. (Пенза, 2001 г.).- 2001.4.2.- С.166-168.

31. Живаева В.В., Теплова Т.П. Применение химически активных отходов производства для пластификации тампонажных растворов // Инженерная защита окружающей среды: Тез. докл. Междунар. конф. и 5-го Междунар. симпозиума (Москва, 2001).- 2001.- С.230.

32. Живаева В.В., Мельченков Д.А. Анализ причин и предложения по предупреждению межпластовых перетоков и устьевых проявлений при эксплуатации нефтегазовых скважин // Молодежь и наука, третье тысячелетие: Тез. докл. Междунар. конгресса (Москва, 1997).-1997.

33. Живаева В.В., Андреев С.С. Оценка влияния химической обработки цементного раствора на проницаемость цементного камня и контактной зоны // Вестник Университета.- СамГТУ.- 1994.

34. Живаева В.В., Цивинскнй Д.Н., Хамин Е.А. Расчет коэффициентов газопроницаемости и извилистости пор в плане реализации математической модели химической коррозии цементного камня под действием сероводорода // X Междунар. конф. по химии и хим. Технологиям МКХТ-96: Тез. докл. (Москва, 1996).- 1996.- С.43.

35. Живаева В. В., Воробьев СВ. Исследование устойчивости тампонажных материалов под воздействием коррозионно-активных сред // Нефтегазовые и химические технологии: Тез. Всерос. на-учн.конф. (Самара, 2001).- 2001.- С.44-45.

36. Живаева В.В., Хамин Е.А. Исследование процессов коррозии цементной оболочки в работающей скважине в условиях сероводородной агрессии // Гагаринские чтения: Тез. докл. XXIII Всерос. научн. конф. (Москва, 1997).- 1997.

37. Живаева В.В., Цнвинский Д.Н. Новые технологии разобщения геологических пластов, предупреждающие коррозионное разрушение тампонажного материала // Успехи современного естество-знания.- М., 2ООЗ.-Ж5.- С.49.

38. Живаева В.В., Кулакова О.А. Влияние реагентов-структурообразователей на процесс гидратации тампонажного материала в термобарических условиях эксплуатационной скважины // Проблемы геологии и освоения недр: Труды 4-го Междунар. научн. симпозиума (Томск, 2000).- 2000.- С.408.

39. Живаева В.В., Цивинский Д.Н., Кац Н.Г. Новые методики прогнозирования срока эксплуатации тампонажного материала в скважинах, содержащих агрессивные флюиды // Успехи современного естествознания.- М., 2003 .-№3.- С.68.

40. Живаева В.В., Кулакова О.А. Увеличение коррозионной стойкости тампонажного материала - решение экологической проблемы при эксплуатации скважин // Вестник Самарского государственного технического Университета.- Сер. Технические науки 2000.-Вып.10.-2000.

41. Живаева В.В., Демин М.В., Воробьев СВ. Возможность планирования коррозионной стойкости тампонажного камня путем исследования его структуры в период формирования и эксплуатации // Проблемы геологии и освоения недр: Матер. 3-й Междунар. конф. (Томск, 1999).- 1999.-С.279.

42. Живаева В.В., Ясинский А.В. Вероятностная оценка качества разобщения продуктивного пласта в зависимости от состава там-понажного материала // Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов: Тез. семинара-дискуссии (Уфа, 5-6 дек. 1996).-УГНТУ.- 1996.

43. Zhivaeva V.V., Jassinski A.V. Dr. Cameron Stewart/Development of matimatical model of hidrogen sulphide corrosion of hardened cement // Вестник Самарского государственного технического Университета.- Сер. Технические науки.- Спец. Вып.- Самара.-2001.-С.21-23.

44. Живаева В.В., Хамим ЕА. Экспериментальное определение извилистости пор в плане реализации математической модели химической коррозии цементного камня под действием сероводорода // Проблемы геологии и освоения недр: Матер. 2-й Междунар. конф. (Томск, 1998).-1998.-С.78.

45. Живаева В.В., Борисевич Ю.П., Мигачева Л.А. Методика определения скорости разрушения составляющих тампонажного материала в агрессивной среде // Совершенствование технологии креп-

ления скважин: Матер, н-техн. совета ОАО «Газпром» (Тюмень, 2001).-2001.-С.177.

46. Цивинский Д.Н., Живаева В.В. Причины нарушения целостности цементной оболочки в эксплуатирующейся скважине и возможность прогнозирования ее срока службы // Проблемы и пути повышения эффективности и качества строительства сверхглубоких скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений, температур и агрессивных сред: Матер, н-техн. совета ОАО «Газпром».-М.: ООО ИРИ Газпром.-2000.- С.25.

47. Цивинский Д.Н., Живаева В.В., Шишканов Н. Определение скоростей химических реакций составляющих тампонажного камня в среде сероводорода // X Междунар. конф. молодых ученых по химии и химической технологии МКХТ-96 (Москва, 1996):- Тез. докл. -М.,1996.-С42.

48. Цивинский Д.Н., Живаева В.В., Просин В.А. Математическое моделирование кинетики химических процессов в цементном камне под действием сероводорода // IX Междунар. конф. молодых ученых по химии и химической технологии МКХТ-95 (Москва, 1995):- Тез. докл. - М.,1995.- Ч.1.- С.36.

Соискатель

В.В.Живаева

Подписано в печать Формат 60x90/16 Объем Тираж 100 _Заказ ?_

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Государственное унитарное предприятие Издательство «Нефть и газ» РГУ им. И.М. Губкина Тел.: 135-84-06,930-97-11. Факс: 135-74-16

»-4256

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Живаева, Вера Викторовна

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОБЗОР СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДИК И РАБОТ ПО СОЗДАНИЮ ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ МЕЖКОЛОННЫХ И УСТЬЕВЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ.

2. АНАЛИЗ ПРОМЫСЛОВЫХ ДАННЫХ ПО АСТРАХАНСКОМУ ГКМ.

2.1. Динамика изменения межколонных давлений и состава проявляющего флюида.

2.2. Анализ конструкции скважин и составов цементных суспензий, применяемых для крепления промежуточных и эксплуатационных колонн проявляющих скважин.

2.3. Оценка качества сцепления цементного камня с обсадной колонной по данным геофизических исследований.

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА РЕЦЕПТУР ТАМПОНАЖНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ МЕЖКОЛОННЫХ И УСТЬЕВЫХ ПРОЯВЛЕНИЙ.

3.1. Оценка стабилизирующих свойств реагентов методом седимен-тационного анализа.

3.2. Разработка рецептур тампонажных материалов с пониженной водоотдачей.

3.3. Методы оценки качества цементного камня и адгезии камня к обсадной трубе.

3.3.1. Оценка качества цементного камня и зоны контакта по газопроницаемости.

3.3.2. Стендовые испытания натурных образцов.

3.4. Изучение влияния структурообразователей на устойчивость цементного камня к воздействию коррозионной среды.

4. ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ. РАЗРАБОТКА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА СЕРОВОДОРОДНОЙ

КОРРОЗИИ

4.1. Теоретические и экспериментальные исследования стойкости цементов к сероводороду.

4.2. Рентгеноструктурный анализ.

4.3. Люминесцентный анализ.

4.4. Математическая модель процесса сероводородной коррозии.

5. СВЕДЕНИЯ ОБ ИСПЫТАНИЯХ И ВНЕДРЕНИИ КОМПЛЕКСНЫХ

РЕАГЕНТОВ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование рецептур тампонажных составов для предупреждения межколонных и устьевых проявлений в сложных горно-геологических условиях"

Проблема обеспечения герметичности межколонного пространства скважин для газовых и газоконденсатных месторождений особенно актуальна. Это вызвано тем, что пластовый флюид таких месторождений часто содержит агрессивные компоненты - сероводород, углекислоту и некачественное разобщение пластов, их содержащих, становится причиной осложнений в период эксплуатации скважин.

Анализ промысловых данных, в частности на Астраханском газоконден-сатном месторождении (АГКМ), показывает, что растет число сероводородсо-держащих скважин, в которых зафиксированы межколонные флюидопроявле-ния. Наличие межколонных и устьевых флюидопроявлений зарегистрировано в более чем 90% скважин АГКМ.

Появление в межколонном пространстве флюида со значительным содержанием коррозионно-активных компонентов (НгЗ и СО2) приводит к коррозионному разрушению обсадных труб, тампонажного материала, т.е. создается серьезная экологическая угроза, которая проявляется в загрязнении вышележащих пластов с питьевой и технической водой и устьевых выделениях сероводорода в атмосферу.

В пластовом флюиде Астраханского газоконденсатного месторождения отмечается высокое содержание Н28 (до 24% об.).

Для обеспечения экологически безопасных условий эксплуатации скважин АГКМ необходимо предупредить и ограничить интенсивность межколонных перетоков флюида путем совершенствования технологий изоляции пластов друг от друга, повысить качество и коррозионную стойкость тампо-нажных материалов, гарантирующих невозможность фильтрации флюида через цементный камень и по зоне контакта «камень-обсадная труба», что способствует сокращению времени межремонтного периода и исключает необходимость частой постановки скважины на ремонт по поводу ликвидации межколонных флюидопроявлений.

Основная задача - подобрать рациональную технологию изоляции серо-водородсодержащих пластов, включающую способ доставки, и гидродинамические условия движения суспензии в заколонном пространстве, и, главное, состав и свойства тампонажного материала.

Научные и инженерные проблемы разобщения сероводородсодержащих пластов детально разрабатывались и продолжают разрабатываться в настоящее время. Так, значительный вклад в решение вопросов, связанных с предупреждением межколонных и устьевых проявлений в результате коррозионного разрушения тампонажного материала, внесли ведущие ученые Н.А.Аксенов, Ф.А. Акзамов, О.К.Ангелопуло, М.О. Ашрафьян, А.И.Булатов, A.A. Гайворонский, В.В.Грачев, В.С.Данюшевский, В.И.Крылов, Д.А.Крылов, Н.Х. Каримов, В.М.Кравцов, Я.М.Курбанов, М.Р.Мавлютов, А.Х. Мирзаджан-заде, H.A. Мариампольский, С.Б.Трусов, Д.Ф. Новохатский, A.A. Перейма, С.А.Рябоконь и другие.

Д.А.Крыловым изучены причины неплотного контакта цементного камня с обсадными трубами и влияние проницаемых пород на прочность контактной зоны. Установлено, что основной причиной может являться усадка тампонажного материала, направленная в сторону изолируемого пласта.

Многими авторами предлагаются реагенты - пластификаторы и стабилизаторы для модификации свойств тампонажных материалов.

Несмотря на огромный объем проделанных теоретических и экспериментальных исследований, решение проблемы на этом направлении нельзя признать законченной по некоторым причинам не рассматривается вопрос изменения объема цементного камня в результате высокой степени фильтрации тампонажных суспензий и соответствие тампонажного материала геологическому строению цементируемого интервала.

Для создания турбулентного режима движения и обеспечения наиболее полного вытеснения бурового раствора разработаны рецептуры тампонажных суспензий, подвижность которых обеспечивается применением различных пластификаторов - гуматов, лигнинов, комплексных фосфатов, суперпластификаторов (например, С-3), смолы СФ-010, НТФ и др.

Реагенты-пластификаторы обеспечивают высокую подвижность цементной суспензии, но без наличия в системе стабилизирующих добавок теряют седиментационную устойчивость.

Для снижения степени фильтрации тампонажных суспензий применяются водорастворимые полимеры и поверхностно-активные вещества: сульфо-эфирцеллюлоза, поливинилацетат, КМЦ, многоатомные спирты.

Теоретическое обоснование процессов, происходящих при формировании тампонажного камня, дает А.И.Булатов. Но не изучаются процессы структу-рообразования в период гидратации тампонажной суспензии и не выяснено влияние реагентов разного назначения (пластификаторов, стабилизаторов, пе-ногасителей и т.д.) друг на друга, не обозначена их роль в структуре порового пространства камня.

Для снижения риска коррозионного разрушения тампонажного камня под воздействием агрессивных сред (сероводорода, углекислоты, полиминеральных вод) известно применение специальных видов цементов марок ШГТЦС, НКИ и др.

Учитывая экономические трудности и сложность производства специальных видов цементов и трудность регулирования их реологических и физико-механических свойств, необходимо поставить задачу модификации традиционных портландцементов.

Исходя из сложных горно-геологических условий эксплуатации тампонажного камня на Астраханском ГКМ, нужно поставить задачу комплексной обработки тампонажной суспензии, которая даст возможность сохранить высокую подвижность и турбулентность потока, кардинально снизит водоотде-ление при больших перепадах давления.

В работе за основу принято положение о том, что коррозионная стойкость цементного камня находится в строгой зависимости от его пористости, проницаемости и трещиноватости. Принципиально важно, чтобы цементный камень не фильтровал через себя агрессивные флюиды и не разрушался изнутри и по боковой поверхности на зоне контакта.

Целью настоящей работы является: разработка и совершенствование рецептур тампонажных суспензий, качество которых должно определять надежную изоляцию сероводородсодержащих пластов и долговечную эксплуатацию крепи.

Основные задачи исследований сводятся к следующему:

1. Проанализировать качество крепления с привлечением данных ГИС для всех видов обсадных колонн в скважинах, имеющих межколонные и устьевые проявления.

2. Разработать методику оценки качества разобщения пластов.

3. Разработать и исследовать рецептуры тампонажных составов на основе портландцемента, содержащих комплексные реагенты, которые являются активными центрами структурообразования, благодаря чему конденсируют ор-гано-минеральную микродисперсную твердую фазу. Они уменьшают фильтрационные свойства суспензии и позволяют формировать безусадочный непроницаемый коррозионно-стойкий тампонажный камень.

4. Исследовать механизм структурообразования тампонажного камня в период гидратации с реагентами-пластификаторами и стабилизаторами.

5. Разработать рекомендации по принципу выбора состава тампонажных суспензий.

6. Реализовать результаты разработки в производство.

Научная новизна заключается в следующем:

1. Установлены значимые для обеспечения качества разобщения пластов величины: литологическое строение цементируемого интервала, состав и свойства тампонажного материала. Проведена относительная оценка качества цементирования с использованием математических методов.

2. Разработаны новые комплексы реагентов-модификаторов, позволяющих сформировать на основе портландцемента непроницаемый тампонажный камень, устойчивый к коррозионному воздействию.

Создание коррозионно-устойчивого к сероводороду и цементного камня углекислоте основано на синтезировании в цементной суспензии, а затем и в цементном камне органо- минеральной микродисперсной фазы.

Предложена и разработана технология цементирования с использованием комплексного реагента, который является отходом производства, названного ЦЦСПК (щелочной сток производства капролактама). Комплексность заключается в том, что ЩСПК представляет собой концентрированный водный раствор натриевых солей органических кислот, вступающих в реакцию обменного разложения с осаждением органно-минеральных соединений с ионами кальция и другими компонентами цементного раствора. ЩСПК обладает поверхностно-активными свойствами и за счет осажденных частиц усиливает адгезию в системе «цементный камень — обсадная труба», уплотняет контакт с породами и снижает водоотдачу цементной суспензии за счет образования фильтрационной корки на проницаемых породах.

3. Исследованы механизмы структурообразования тампонажных материалов в присутствии реагентов - модификаторов и их комплексов различной химической природы в процессе гидратации и под воздействием агрессивной среды.

4. Изучены процессы седиментационной устойчивости тампонажных суспензий в различных дисперсионных средах и рассчитан фракционный состав частиц цемента в них.

5. Созданы новые тампонажные суспензии, имеющие минимальную степень фильтрации с сохранением реологических свойств и высоких механических характеристик сформированного камня.

6. Создана математическая модель коррозионного разрушения тампонаж-ного камня под действием агрессивного флюида в условиях эксплуатирующейся скважины.

Практическая ценность исследований:

1. Разработаны методики с использованием статистических методов анализа определения качества разобщения пластов, применение которых позво

4 ляет определить возможные причины межколонных и устьевых проявлений.

2. Созданы рецептуры седиментационноустойчивых тампонажных суспензий с минимальными значениями степени фильтрации.

3. Разработаны комплексные реагенты для модификации свойств тампонажных суспензий, в которых в оптимальных соотношениях подобраны понизитель водоотдачи и пластификатор. Комплексный реагент предназначен для применения в широком диапазоне температур: от 20 до 90°С.

4. Применение разработанных комплексов не предполагает изменение (усложнение) технологии приготовления и доставки тампонажных суспензий в скважину.

Реализация результатов исследований:

Результаты исследований вошли в нормативные документы и регламенты на крепление колонн, перекрывающих газосодержащие пласты на Росташин-ском и Зайкинском месторождениях. Созданные тампонажные составы рекомендованы к применению в ОАО «Астраханьбургаз».

На основе предложенных методик проводятся анализы качества крепления в проявляющих скважинах на месторождениях РАО «Газпром» (Север-газпром, Астраханьгахпром, Надым Газпром).

Тампонажный состав с положительным эффектом внедрен в ОАО УПНП и КРС, ОАО «Елабуганефть», ОАО «Оренбургнефть» и др.

Апробация работы:

Результаты исследований докладывались и обсуждались на Всесоюзном совещании «Технология крепления глубоких скважин» (в г. Краснодаре в , 1988 г.), Всероссийской конференции «Математическое моделирование физико-механических процессов» (в г. Перми, 1996 г.), международной конференции «Молодая наука - новому тысячелетию» (г. Набережные Челны, 1996 г.), Международном конгрессе «Молодежь и наука — третье тысячелетие» (г. Москва, 1997), Всероссийской конференции ученых и специалистов по проблемам газовый промышленности России (г. Москва, 1997), на семинаре-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов и.(г. 4> Уфа, 1996 г.), Международной конференции «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 1998, 1999, 2000, 2001 гг.), Международном Симпозиуме по бурению скважин в осложненных условиях (С-Петербург, 1998, 2001 гг.), Международной экологической конференции «Экология России и сопредельных территорий» (г.Новосибирск,2000), IV Международном Симпозиуме «Техника и технология экологически чистых пр-в» (г. Москва, 2002), Научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Проблемы и пути повышения эффективности и качества строительства сверхглубоких скважин в условиях АВПД, температур и агрессивных сред» (г. Москва, 2000), Научно-техническом совете ОАО «Газпром» «Совершенствование технологии крепления скважин» (г. Тюмень, 2001).

Публикации. По теме диссертации получено 3 авторских свидетельства на изобретения, опубликовано более 45 печатных работ.

При проведении экспериментальных и промысловых исследований большую помощь оказали сотрудники кафедры «Бурение нефтяных и газовых % скважин», института «ГИПРОВОСТОКНЕФТЬ» и др., за что автор всем выражает свою искреннюю благодарность.

Автор считает своим долгом поблагодарить д.т.н., профессора Белова В.П.; д.т.н. профессора Акзамова Ф.А., д.т.н. профессора Ангелопуло O.K. за поддержку и помощь при выполнении работы.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Живаева, Вера Викторовна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен статистический анализ данных по геолого-техническим условиям цементирования и установлены факторы, определяющие возможность возникновения межколонных и устьевых проявлений на Астраханском ГКМ. Выявлено, что наиболее значимыми факторами являются:

• состав и свойства тампонажной суспензии;

• литологическое строение изолируемого интервала.

2. На основе литературных источников и проведенного анализа промыслового материала сформулированы основные направления по совершенствованию процессов модификации свойств тампонажных составов, которые должны обладать высокой седиментационной устойчивостью, минимальной степенью фильтрации, что обеспечит повышение качества разобщения пластов и позволит предупредить межколонные и устьевые проявления в скважинах, содержащих агрессивные флюиды.

3. Установлено, что на процесс структурообразования в период гидратации решающее влияние оказывают поверхностные свойства реагентов, применяемых для обработки и их взаимодействие между собой и основными компонентами цемента. Создание коррозионно-устойчивого цементного камня к сероводороду и углекислоте основано на синтезировании конденсированной мелкодисперсной твердой фазы.

4. Предложена и разработана технология цементирования с использованием комплексных реагентов, являющихся отходами производства-ЩСПК (щелочной сток производства капролактама), который вступает в реакцию обмена в основном с ионами кальция и другими компонентами цементного раствора с образованием органоминеральных соединений. Обладая поверхностно-активными свойствами, ЩСПК за счет осажденных частиц усиливает адгезию камня к обсадной трубе, уплотняет контакт с породами, снижает водоотдачу цементного раствора за счет образования фильтрационной корки на проницаемых породах. Синтезированная твердая фаза кольматирует поровое пространство, снижает проницаемость камня и повышает его коррозионную стойкость за счет сорбционных процессов на поверхности цементных зерен, уменьшает трещиноватость камня.

5. Доказано, что повышение седиментационной устойчивости ведет к формированию непроницаемого тампонажного камня, не подвергающегося радиальной усадке, с хорошей адгезией к металлу обсадной трубы и с одинаковыми физико-механическими свойствами по всему объему кольцевого пространства.

6. Разработана математическая модель коррозионного разрушения цементного камня под воздействием агрессивного флюида (в частности, сероводорода), реализация которой дает возможность рассчитывать срок службы цементной оболочки в данных горно-геологических условиях.

7. Для повышения качества разобщения пластов в условиях агрессивного воздействия флюида (сероводорода) на основе базовых портланд-цементов разработаны высокопрочные седиментационно-устойчивые тампо-нажные составы с низкой водоотдачей, содержащие комплексный реагент ЩСПК+КМЦ (ОЭЦ), плав солей + КМЦ (ОЭЦ), которые обеспечивают высокую коррозионную устойчивость к агрессивному флюиду. (А.с.1167306 СССР, Бюл. №26, 1985; A.c. 1451258 СССР, Бюл.№2, 1989; A.c. 1484917, Бюл. №21, 1989. [89, 90,91].

8. Разработанные тампонажные материалы прошли апробацию и успешно внедрены на предприятиях ОАО «Оренбургбурнефть», ОАО УПНП и КРС, ОАО «Самаранефтегаз», ДООАО «Бургаз» и др.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Живаева, Вера Викторовна, Москва

1. Крылов Д.А. Некоторые причины неплотного контакта цементного камня с обсадными трубами // Нефтяная и газ. промышленность.- Сер. Строительство скважин на суше и на море:- 1993.-№5.- С. 10-12.

2. Крылов Д.А. Влияние проницаемых пород на контакт цементного камня с обсадными трубами // Нефтяная и газ. промышленность.- Сер. Строительство скважин на суше и на море:- 1993.-№5,- С. 12-14.

3. Зельцер П.Я. Тампонажные растворы с гидролизным лигнином: Реф.инф. ВНИИ экономики, организации производства и технико-экономической информации в газовой промышленности / Бурение газовых и морских нефтяных скважин, 1981 .-№4.- С. 10-14.

4. Верещака И.Г. и др. Пластифицированные тампонажные растворы / И.Г.Верещака, С.Г.Михайленко, А.С.Серяков // Газовая промышленность.-1983.-№2.

5. Гель О.П. и др. Пластификатор тампонажных растворов / О.П.Гель, Л.П. Рябова, В.В.Туманов // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение.- М.- 1985.-№1.

6. Селиханович A.M. и др. Эффективность применения тампонажных растворов с добавкой НТФ / A.M. Селиханович, Р.Х. Ишмаков, B.C. Петров, З.П.Матвеева, Н.П. Ладанина // Бурение.- 1982.- Вып.2.

7. Белов В.П. и др. Исследование процесса взаимодействия новолач-ной смолы с тампонажным цементом // В.П. Белов, В.И.Беляев, С.А.Волоснов, Р.А.Бакулин // Изв. вузов. Нефть и газ.- 1977.- №8.

8. Коновалов В.К. и др. Изучение сравнительной разжижающей активности соединений сахарных кислот в буровых и тампонажных растворах //

9. В.К. Коновалов, С.А. Кеворков, Н.В.Кошелева // ВНИИ по креплению скважин и буровым растворам.- Краснодар.- 1982.

10. Пат. 2816866 СЩА. Регулирование вязкости глинистых растворов / ВЭН Олфэн.- Заявлено 1963.

11. Балицкая З.А. и др. Высокоэффективный пластификатор и понизитель водоотдачи тампонажных растворов / З.А. Балицкая, И.Г.Верещака, Е.Ф.Жаров, С.Г.Михайленко, А.С. Серяков // Газовая промышленность.- 1981.-№10.- С.15-17.

12. Мариампольский Н.А. Опыт использования пластифицированного тампонажного раствора на скважинах Самотлорского нефтяного месторождения / Н.А. Мариампольский, В.П.Детков, В.М.Лимановский, Ф.К.Латыпова // Сб. ВНИИБТ под. ред. А.И.Булатова.- М., 1974.

13. Пат. 4011901 США, МПК F 21В 33/13. Adam Sally Lee, Martin Dared, Cook Michall M.Method of using cementing composition haring improved flow properties Calgon Corp.

14. Шадрин Я.Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин.- М.: Недра, 1969, 240 с.

15. Slagle К.A., Carton G Gilsonite Unique additive for oil well cement, Petroleum Engineer.- Vol. 31.- №7.- 1959.

16. Ludwig N.C. Portland cements and their application in the oil industry, API Drilling and Production Practice, 1953.

17. Montgomery Phil C. and Smith Dwight K. Oil Well cementing practice and materials, Petroleum Engineering, June 1961.

18. Composite catalog of oil field equipment and services, World oil , Vol. 1.- 1962-1963.

19. Potter A.R. and Ripply H.I. Low water loss cements for successfuk cementing. Canadian Oil and Gas Indus., Vol.14.- 1961.-№1,4.20. 75 per cent success ratio in well cementing jobs, Oil and Gas Indus., Vol.55.- 1957.-№9,45.

20. Мак Г.И. Новые добавки к цементному раствору, снижающие водоотдачу// PC ГОСИНТИ.- Сер. Нефтепромысловое дело. Вып.2/193.- 1961.

21. Martiner S.I. How additive improves squeeze cement jobs Drilling, Vol. 22.-20/V.- 1961.-№8.

22. Beach H.I. O'Brien T.B. and Coins W.C. Formation cement Squeezes by using low-water-loss cements, Part. I-II Oil and Gas Indus., Vol.59.- 1961.- №22, 29/V, №24, 12/VI.

23. Леонидова А.И., Соловьев E.M. Регулирование водоотдачи цементных растворов// Нефтяное хозяйство.-1963.-№8.

24. Катенев Е.П. Крепление скважины при высоких температурах и давлениях.- М.: Недра, 1966.

25. Снижение водоотдачи тампонажных растворов // V Респ. конф. по физикохимии (Полтава, 1981): Тез.докл.- Киев, 1981.- С.49-50.

26. Пат. 4698380 США МПК С 08 К 3/00. Снижение водоотдачи суспензий цемента при строительстве скважин. Заявлено 22.12.86; Опубл. 06.10.87.

27. Кузнецов Ю.С. Перспективы создания тампонажных растворов с повышенной седиментационной устойчивостью // Промывка и крепление скважин- Уфа, 1987.- С.34-37.

28. Пат. 4657948. США, МКИ С 09 К 7/00. Регулирование водоотдачи цементных растворов. Заявлено 23.09.85; Опубл. 14.04.87.

29. A.c. 1484918 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь для изоляции проницаемых пластов / В.А.Прасолов, С.И.Алчина (СССР).-4265371/23-03. Заявлено 18.06.87; Опубл. 07.06.89, Бюл. №21.

30. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи-не.-М.: Недра, 1990,- 409 с.

31. Булатов А.И., Мариампольский H.A. Регулирование технологических показателей тампонажных растворов.- М.: Недра, 1982.- 224 с.

32. Булатов А.И. и др. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных растворов / А.И. Булатов, А.К. Куксов, О.Н. Обозин, Д.Ф. Новохатский, Н.Г. Головенко // НТС.- Сер. Бурение.- 1972.- №2.

33. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов / Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений // Тр. ВНИИКрнефть 1970,- Вып.23.- С.256-267.

34. Гнездов В.П. и др. Разработка и опыт применения тампонажного раствора высокой седиментационной устойчивости / В.П.Гнездов, В.С.Пупков, Ю.С.Кузнецов, В.М.Кравцов, В.П.Овчинников // Нефтяное хозяйство.- 1984.-№4.- С.27-30.

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

36. Грачев В.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Проницаемость ске-леьа столба цементного раствора в период ОЗЦ // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Реф. сб. ВНИИЭГазпром.- М.: ВНИИ-Эгазпром, 1970.- №7.- С.9-17.

37. Гельфман Г., Данюшевский В. Коррозия цементного камня в нефтяных скважинах.- Уфа: Башкортостан, 1964.- 64 с.

38. Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонаж-ным материалам / В.С.Данюшевский, Р.М.Алиев, И.Ф.Толстых. М.: Недра, 1987.-373с.

39. Грачев В.В. Исследование и разработка методов повышения герметичности заколонного пространства скважин: Дис. Канд. техн. наук.- М., 1981.-267 с.

40. Курбанов Я.М., Хахаев Б.Н., Алиев P.M., Данюшевский B.C. Там-понажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин.- М.: Недра, 1996.234 с.

41. Малеванский В.Д., Грачев В.В., Цыбина JI.C. Инструкция по приготовлению и применению суффозионностойких цементных растворов с коль-матирующими добавками и их рецептура на базе цементов для «горячих» скважин.- М.: ВНИИГаз, 1978.- 23 с.

42. Малеванский В.Д., Грачев В.В., Цыбина JI.C. Инструкция по приготовлению и применению суффозионностойких цементных растворов с коль-матирующими добавками и их рецептура на базе цементов для «холодных» скважин.- М.: ВНИИГаз, 1978.- 37 с.

43. Грачев В.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин: Реф. сб. ВНИИЭГазпром.- М.: ВНИИГаз, 1978.- 23 с.

44. Навроцкий Б.И. и др. К выбору критерия коррозионной стойкости тампонажного камня / Б.И.Навроцкий, В.И. Колесник, Я.С.Коукулич // Газовая промышленность.- М., 1988.-11с.- Деп. в ВНИИЭГазпром 6.10.88.

45. Данюшевский B.C., Тарнавский А.П. Газовая сероводородная коррозия тампонажных цементов // Газовая промышленность.-1977.-№6.- С.46-48.

46. Кравцов В.М., Мавлютов М.Р. Исследование коррозионной стойкости мономинеральных цементов в условиях сероводородной агрессии // Нефтяное хозяйство.-1981.- №5.- С.22-25.

47. Петраков Ю.И. и др. Метод исследования коррозионной стойкости тампонажных материалов при повышенных температурах и давлениях / Ю.И.Петраков, А.А.Перейма, Г.Д.Дибров, М.Д.Кяляшев // Нефтяное хозяйство.- 1984.-№1.- С. 18-21.

48. Перейма A.A. и др. Коррозионная стойкость цементного камня в сероводородсодержащих средах / А.А.Перейма, Ю.И.Петраков, С.В.Трусов, Г.И.Гагай // Нефтяное хозяйство.- 1986.-ЖЗ.- С. 29-32.

49. Мариампольский H.A. и др. Применение комплексонов в качестве ингибиторов коррозии / H.A.Мариампольский, Л.И. Рябова, И.Д. Новохатский, Г.И.Гагай // Нефтяное хозяйство. -1988.-№6.- С.22-25.

50. Булатов А.И. и др. Влияние сероводородсодержащих пластовых вод на коррозионную стойкость цементного камня / А.И.Булатов, Н.А.Иванова, Д.Ф.Новохатский // Нефтяное хозяйство.- 1981.-№7.- С.27-30.

51. Перейма A.A. Тампонажный раствор для крепления сероводородсодержащих скважин // Газовая промышленность.-1991.-№7.-С.23-24.

52. Комохов П.Г. и др. Механизм формирования структур в алюмоси-ликатных дисперсиях / П.Г.Комохов, А.П.Комохов, В.А.Черкасов // Цемент.-1992.-№6.- С.22-29.

53. Кунцевич О.В. Структура цементного камня с добавками суперпластификатора и микрокремнезема / О.В.Кунцевич, Б.В.Махинин, Н.Н.Шангина // Цемент.- 1992.- №6.- С.30-35.

54. Дорошенко Ю.М., Шанаев Ж.И. Процессы структурообразования и свойства цементного камня с полимерными модификаторами: Тез. докл. научи. конф. 12-16 июня 1989.- Будапешт, 1989.- С.273-276.

55. Ильин А.Н., Попов К.Н. Исследование структуры и свойства системы «цемент-полимер» // Применение эффективных полимер-цементных композиций и бетонов в строительстве: Тез. докл. Всесоюзн. конф. 14-16 марта 1990 г.- Тюмень, 1990.- С.76-77.

56. Рябова Л.И. Структурообразователи тампонажных систем // Нефтяная и газовая промышленность.- Сер. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- 1992.-№1.- С.19-23.

57. Соломатов В.И., Кононова О.В. Особенности формирования свойств цементных композиций при различной дисперсности цементов и наполнителей // Известия вузов Строительство и архитектура-1991.- №5.- С.41-45.

58. Колбасов В.М. и др. Пути достижения самоорганизующихся структур твердения цементов / В.М. Колбасов, М.А. Калитина, Т.В.Ревенок // Стекло и керамика.-1993.-№9.- С.46-47.

59. Колбасов В.М. и др. Полифункциональные многокомпонентные добавки как средство оптимизации структуры цементного камня / В.М. Колбасов, М.А. Калитина, Т.В.Ревенок // Техника и технология силикатов.- 1994.-№1.- С.16-18.

60. Вяльцева Н.И. и др. Формирование структуры цементного камня в присутствии некоторых добавок электролитов / Н.И. Вяльцева, Ю.А. Соколова, В.М. Колбасов // Изв. вузов Строительство.- 1991.- №11.- С.69-72.

61. Мавлютов М.Р. и др. Долговечность тампонажного камня в нефтяных и газовых залежах / М.Р.Мавлютов, Ф.А. Акзамов, В.П.Овчинников, Ю.С.Кузнецов // Учебное пособие. 1987.- 94с.

62. Jennings Hamlin М. Towards computer -based microstructure models for cement-based systems / Microstruct. Dev.During Hydr. Cem.: Symp., Boston, Mass., Dec.2-4, 1986,- Pittsbugh, 1987.-C.291-300.

63. Parrot L.J. Modeling of hydration reactions and conorete properties // Mater. Sci. Concer.l.-Westerville (Ohio), 1989.- C. 181-185.

64. Van Breugel К. Numerical simulation of hydration and microstuctural development in hardening cement-based materials // Htron.- 1992.-37.-№3.- C.l-62.

65. Булатов А.И. и др. Коррозия тампонажных цементов / А.И.Булатов, Д.Ф. Новохатский, А.К.Рахимов. -Ташкент: ФАН, 1986.- 96с.

66. Свойства неорганических соединений: Справочник / Под ред. Ефимова А.И.-Ленинград: Химия, 1983.- 137с.

67. Краткий химический справочник / Под ред. Рабиновича В.А. -Ленинград: Химия, 1977.- С. 309-310.

68. Зузук В.Ф., Матковский О.И. В.И.Вернадский и новые направления биоминералогии и биогеохимии: Минералогический сб.- Львов, 1989.-Вып.2.- №43.- С. 23-29.

69. Изучение причин и разработка методов ликвидации межколонных перетоков и эксплуатации скважин Астраханского ГКМ: Отчет о НИР/ Сам-ГТУ, рук. В.П.Белов, В.В.Живаева.-№ГР 030383, Самара, 1990.- 92с.

70. Оценка качества сцепления цементного камня и состояния зоны контакта в процессе работы их в условиях сероводородной агрессии: Отчет о НИР/ СамГТУ, рук. В.П.Белов, В.В.Живаева.-№ГР 012897, Самара, 1993.- 76с.

71. Живаева В.В., Ясинский А.В., Чемоданов В.Е. Анализ причин межколонных перетоков и устьевых проявлений в нефтяных и газовых скважинах и месторождениях // Межвузовский сб. научн. трудов СамГТУ. Нефтегазовое дело.- Самара.-1997.- С.23-31.

72. Живаева В.В. и др. Программное обеспечение для проведения анализа качества крепления нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин /

73. B.В.Живаева, В.А.Котельников, В.В.Саляев, И.В.Доровских // Техника и технология экологически чистых производств: Тез.докл. VI Междунар. симпо-зиума.-М.,2002.- С.75-77.

74. Живаева В.В. Анализ качества крепления скважин с целью выявления причин межколонных перетоков// Горно-геологическое образование в Сибири,- 100 лет на службе науки и производства: : Тез.докл. Междунар.н-техн. конф.- Томск, 2001,- С.76-77.

75. Цивинский Д.Н., Живаева В.В., Мурашко А.Е. Дисперсионный анализ крепления качества скважин по комплексным данным геофизических исследований// 23 Междунар. научн. студ. конф. : Тез. докл.- Новосибирск., 1995.

76. Цивинский Д.Н. Применение метода дисперсионного анализа в нефтегазовом деле: Учеб. Пособие.- СамГТУ, Самара: 2001.- 39с.

77. Ф.М.Ли Химия цемента и бетона: М.: Госстройиздат, 1961.- С.645.

78. Коузов П.А. Основы анализа дисперсного состава промышленных пылей и измельченных материалов.-2-е изд., перераб. и доп.- JI.: Химия, 1974.

79. Воюцкий С.С. Курс коллоидной химии.- М.: Химия, 1976.

80. Цивинский Д.Н., Живаева В.В., Приложение метода моментов к анализу цементных растворов на седиментационную устойчивость: Метод, указания к лабораторным работам.- Самара: СамГТУ, 2001.- 32 с.

81. A.c. 1167306 СССР, МПК Е 21В 33/138. Тампонажный состав / Белов В.П., Живаева В.В. (СССР).- Заявлено 22.02.83; Опубл. 08.03.85, Бюл.№26.

82. A.c. 1451258 СССР, МПК Е 21В 33/138. Тампонажный раствор / Белов В.П., Живаева В.В. (СССР). Заявлено 30.12.86; Опубл. 15.09.88, Бюл.№2.

83. A.c. 1484917 СССР, МПК Е 21В 33/138. Тампонажный раствор / Белов В.П., Живаева В.В., Ротштейн O.JI. (СССР).- Заявлено 19.01.87; Опубл. 08.02.89, Бюл.№21.

84. Белов В.П., Живаева В.В. Применение отходов производства ка-пролактама -ЩСПК в качестве пластификатора тампонажных растворов // Известия вузов. Нефть и газ.- Самара.- 1989.- №4.- С.24.

85. Живаева В.В., Хамин Е.А., Елтарев В.Ю. Оценка влияния дисперсной фазы на фильтрационные характеристики проницаемых пластов // Молодежь и наука, третье тысячелетие: Тез. докл. Междунар. конгресса.- Москва.-1997.

86. Живаева В.В., Демин М.В., Воробьев C.B. Применение метода се-диментационного анализа при планировании водоизоляционных работ // Проблемы геологии и освоения недр: Тез. докл. Междунар. симпозиума.- Томск, 2001.- С. 369-370.

87. Живаева В.В. Применение седиментационного анализа для проектирования высокостабильных суспензий // Известия Самарского научного центра РАН.- Спец. вып. Проблемы нефти и газа.- 2003.- Т.2.- С. 145-149.

88. Исследование и реализация возможности повышения качества цементирования путем стабилизации тампонажного раствора на базе использования отходов производства: Отчет о НИР /СамГТУ; рук. В.П.Белов, В.В.Живаева.- № ГР 011389.- Самара, 1990.-51 с.

89. Разработка средств и методов предупреждения межколонных проявлений в эксплуатации скважин Карачаганакского месторождения: Отчет о НИР /СамГТУ; рук. В.П.Белов, В.В.Живаева.- № ГР 044730.- Самара, 1991.-37с.

90. Живаева В.В. Регулирование свойств тампонажных растворов для крепления проницаемых пластов // Сб. Трудов студ. научного общества.- Самара.- 1997.- С.25-29.

91. Живаева В.В., Ясинский A.B. Улучшение качества цементных растворов для крепления скважин путем добавки отходов химической промышленности // Актуальные проблемы авиастроения: Тез. докл. VII Всерос. Тупо-левских чтений (Казань, 29-30 окт. 1998).- 1998.

92. Живаева В.В., Ясинский A.B. Метод улучшения качества крепления нефтегазовых скважин, продукция которых содержит сероводород // 4-й

93. Междунар. симпозиум по буровым скважинам в осложненных условиях: Тез. докл.- Санкт-Петербург.- 1998.- С. 104.

94. Живаева В.В., Воробьев C.B. Особенности формирования структуры тампонажного материала под влиянием комплексных реагентов // Проблемы геологии и освоения недр: Тез. докл. 2-й Междунар. конф. (Томск, 1998).-1998.-С.75.

95. Живаева В.В., Ясинский A.B. Применение отходов химических производств для улучшения качества разобщения пластов // Проблемы геологии и освоения недр: Тез. докл. 2-й Междунар. конф. (Томск, 1998).-1998.-С.78.

96. Живаева В.В., Теплова Т.П. Применение химически активных отходов производства для пластификации тампонажных растворов // Инженерная защита окружающей среды: Тез. докл. Междунар. конф. и 5-го Междунар. симпозиума (Москва, 2001).- 2001.- С.230.

97. Живаева В.В., Андреев С.С. Оценка влияния химической обработки цементного раствора на проницаемость цементного камня и контактной зоны // Вестник Университета.- СамГТУ.- 1994.

98. Живаева В.В., Воробьев C.B. Исследование устойчивости тампо-нажных материалов под воздействием коррозионно-активных сред // Нефтегазовые и химические технологии: Тез. Всерос. научн.конф. (Самара, 2001).-2001.- С.44-45.

99. Живаева В.В., Хамин Е.А. Исследование процессов коррозии цементной оболочки в работающей скважине в условиях сероводородной агрессии // Гагаринские чтения: Тез. докл. XXIII Всерос. научн. конф. (Москва, 1997).- 1997.

100. Живаева В.В., Цивинский Д.Н. Новые технологии разобщения геологических пластов, предупреждающие коррозионное разрушение тампонаж-ного материала // Успехи современного естествознания.- М., 2003.-№3.- С.49.

101. Живаева В.В., Цивинский Д.Н., Кац Н.Г. Новые методики прогнозирования срока эксплуатации тампонажного материала в скважинах, содержащих агрессивные флюиды // Успехи современного естествознания.- М., 2003.-№3.- С.68.

102. Живаева В.В., Ясинский A.B. Вероятностная оценка качества разобщения продуктивного пласта в зависимости от состава тампонажного материала // Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов: Тез. семинара-дискуссии (Уфа, 5-6 дек. 1996).-УГНТУ.- 1996.