Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Технология крепления скважин в условиях одновременных поглощений и газопроявлений

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Технология крепления скважин в условиях одновременных поглощений и газопроявлений"

На правах рукописи

УДК 622 279 031

Пономаренко Михаил Николаевич

ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ОДНОВРЕМЕННЫХ ПОГЛОЩЕНИЙ И ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ

Специальность 25 00 15 - Технология бурения и освоения скважин

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 6 ОПТ 2008

Москва 2008

003448627

Работа выполнена в Северо-Кавказском научно-исследовательском проектном институте природных газов (ОАО «СевКавН И11И газ»)

Научный руководитель доктор технических наук, профессор

Гасумов Рамиз Алиджавад оглы

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Ширин-Заде Сиявуш Али Сафтар оглы

кандидат технических наук, доцент

Мнацаканов Александр Васильевич

Ведущая организация

ООО «Газпром северподземремонт»

Защита состоится « 11 » ноября 2008 года в 11 часов на заседании диссертационного Совета Д 520 027 01 при ОАО НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ по адресу 115114, г. Москва, ул Летниковская, д 9

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Буровая техника»-ВНИИБТ

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук

Д.Ф. Балденко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Скважина является сложным инженерно-техническим сооружением Учитывая особые условия эксплуатации и длительный срок службы, к ней предъявляются дополнительные требования по надежности и долговечности Важнейшим процессом строительства скважины является ее крепление, состоящее из различных этапов от подготовки ствола к спуску обсадной колонны до ее цементирования, качество которых зависит от большого числа факторов Данный вопрос приобретает особую актуальность, если ствол скважины вскрывает разрез со сложными горно-геологическими характеристиками Наличие в разрезе интервалов поглощений и проявляющих горизонтов осложняет процесс крепления скважин и требует серьезного научного подхода Несмотря на то, что в данной области имеются значительные научные достижения при освоении новых месторождений, бурении скважин на месторождениях с аномальным пластовым давлением, где разрез представлен поглощающими и проявляющими горизонтами возникают серьезные проблемы при креплении скважин, для решения которых требуется проведение новых исследований и технологических разработок Решению этих проблем посвящена данная диссертационная работа

Цель диссертационной работы. Повышение качества и надежности строительства скважин в условиях одновременных поглощений и газопроявлений за счет разработки технологических жидкостей и тампонажных растворов с улучшенными физико-механическими свойствами и совершенствования технологии крепления ствола, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта

Основные задачи работы

1 Анализ состояния крепления скважин в условиях поглощений и возможных газопроявлений

з

2 Исследование и разработка составов тампонажных растворов и технологических жидкостей с улучшенными физико-механическими свойствами для крепления скважин в условиях поглощений и возможных газопроявлений

3 Разработка технологии временного блокирования интервала поглощения промывочной жидкости перед спуском в скважину обсадной колонны

4 Разработка технологии ступенчатого цементирования скважины в условиях поглощений и возможных газопроявлений при наличии в разрезе интервалов поглощений и одновременно проявляющих горизонтов

5 Практическая реализация разработок и оценка их эффективности

Научная новизна

1 На основании экспериментальных исследований установлена зависимость градиента прорыва газа от вязкости обратной эмульсии и количества в ней наполнителя, которая позволяет создать высококачественный и долговечный плавающий гидравлический затвор перед спуском обсадной колонны с целью предотвращения осложнений и выхода газа на дневную поверхность

2 Установлено, что комплексная добавка «С-3 - Сульфонол - ПВС» в оптимальных количествах снижает водоотдачу тампонажного раствора, улучшает реологические показатели, позволяет получить аэрированный раствор плотностью 1250 кг/м3, при которой цементный камень имеет удовлетворительные показатели прочности и газопроницаемости

3 Экспериментально установлена зависимость изменения важнейших физико-механических свойств тампонажного раствора и цементного камня за счет обработки портландцемента модифицирующим реагентом КОМЭА и пластификатором С-3

4 Теоретически обоснована технология формирования временного изоляционного экрана в зоне поглощения перед спуском обсадной колонны

5 Теоретически обоснована и разработана комплексная технология ступенчатого цементирования обсадной колонны в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах

Практическая ценность и реализация результатов работы

1 Разработан новый тампонажный состав с улучшенными физико-механическими свойствами на основе обработки портландцемента пластификатором С-3 и модифицирующим реагентом КОМЭА и способ его приготовления, при твердении которого формируется прочный безусадочный цементный камень с низкой проницаемостью, повышенной адгезией к металлу и стенкам скважины (Патент РФ № 2213844)

2 Разработана технология крепления скважины с временным блокированием интервала поглощения перед спуском обсадной колонны, позволяющая сохранить коллекторские свойства пласта и повысить качество крепления скважины за счет подъема тампонажного раствора до требуемой отметки и обеспечения высокой изолирующей способности и целостности цементного кольца (Патент РФ № 2232258)

3 Разработан способ ступенчатого цементирования скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах в условиях одновременных поглощений и газопроявлений, благодаря чему обеспечивается высокое качество цементирования и предупреждается появление межколонных давлений в процессе эксплуатации скважины (Патент РФ № 2241819)

4 Результаты проведенных исследований использовались при обеспечении работ по изоляции притока пластовых вод на 2 газовых скважинах Медвежьего месторождения (2006 - 2007 гг) и при цементировании потайных колонн на скважинах № 175 и 200 Вынгапуровского месторождения (2007 г) ОАО «Газпром»

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на 5-ой региональной научно-технической конференции «Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону» (г Ставрополь, 25 - 26 декабря 2001 г), международной научно-практической конференции «Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ» (г Кисловодск, 20 - 25 сентября 2004 г)

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе 4 работы в рецензируемых научно-технических журналах и 4 патента РФ на изобретение

Структура и объем работы Диссертация изложена на 139 страницах машинописного текста, включает 13 рисунков и 25 таблиц Работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованных источников из 111 наименований

В процессе выполнения работы автор пользовался советами и консультациями доктора технических наук, профессора А М Гусмана и кандидата технических наук В Г Мосиенко Признательность выражается коллегам по работе-Д Ю Воропаеву, Н Д Дубровскому, Р Н Каллаевой, А В Климанову, О В Крюкову, С В Нерсесову, О А. Пивень, А А Перейме, А А Сингурову и многим другим, оказавшим помощь в работе над диссертацией

Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору технических наук, профессору Р А Гасумову

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, отмечена научная новизна и практическая реализация работы, дана ее общая характеристика

В первой главе проведен анализ состояния крепи скважин в условиях поглощений и возможных газопроявлений, здесь же отмечены особенности крепления скважин в условиях поглощений, сделан анализ эффективности применения тампонажных растворов и технологии крепления скважин в условиях поглощений и возможных газопроявлений, определены основные факторы, влияющие на качество крепления скважин в осложненных горно-геологических условиях, а также приведены теоретические предпосылки совершенствования технологии крепления скважин в сложных горно-геологических условиях

Надежное разобщение пластов при креплении скважин в современных условиях разработки нефтяных и газовых месторождений является необходи-

мым условием успешного строительства, правильной эксплуатации и охраны недр

Большой вклад в решение проблемы изоляции несовместимых по аномальности давлений пластов при строительстве скважин и разработке требований к их качеству крепления внесли Ф А Агзамов, М О Ашрафьян, А И Булатов, В С. Данюшевский, Н X Каримов, Б М Курочкин, В И Крылов, М Р Мав-лютов, А X Мирзанджанзаде, Д Ф Новохатский, В П Овчинников, В Н Поляков, Ш М Рахимбаев, А А Рябоконь, Е М Соловьев, Н Е Щербич, И Г Юсупов, Дж Р Грей, Г С Г Дарли, А Бонетт и др

Проведенный анализ опыта проводки и цементирования скважин в условиях интенсивных поглощений и газопроявлений показал, что существующие технологии строительства скважин во многих случаях не удовлетворяют в полном объеме техническим требованиям, предъявляемым к качеству их строительства

Так неизолированные газопроявляющие пласты вызывают осложнения, связанные с некачественным цементированием обсадных колонн и появлением межколонных давлений Другими причинами некачественного цементирования являются применение седиментационно неустойчивых тампонажных растворов с большой водоотдачей и большими сроками схватывания, некачественное замещение глинистого раствора цементным, неиспользование технологии двухступенчатого цементирования и др Для предотвращения межпластовых проявлений в условиях действующих в скважине перепадов давлений цементный камень должен быть безусадочным и иметь минимальную проницаемость Снижение продуктивности скважин вследствие некачественного цементирования эксплуатационной колонны, помимо ряда других причин, может быть связано с проникновением фильтрата тампонажного раствора в поры коллектора и его взаимодействием с фильтратом бурового раствора и последующим выпадением нерастворимых осадков Проведенный нами анализ показал, что необходимо

совершенствовать технологию крепления скважин в условиях поглощений по следующим направлениям

- совершенствование составов буферных жидкостей и тампонажных растворов с учетом конкретных скважинных условий с целью улучшения их физико-механических свойств,

- разработка технологии блокирования интервала поглощения промывочной жидкости перед спуском в скважину обсадной колонны с целью надежного изолирования зон поглощения,

- совершенствование технологии ступенчатого цементирования скважин в условиях поглощений и возможных газопроявлений

Вторая глава посвящена исследованию и разработке составов технологических жидкостей и тампонажных растворов с улучшенными физико-механическими свойствами В соответствии с целями и задачами исследований для разработки составов применяли ортогональные планы полного факторного эксперимента При планировании экспериментов переменными факторами служили дозировки исходных компонентов, а в качестве критериев оптимизации выступали основные характеристики разрабатываемых составов Основными критериями оптимизации для тампонажных растворов служили водоотдача, пластическая вязкость и предельное динамическое напряжение сдвига, а также проницаемость цементного камня и прочность образуемой крепи Для технологических жидкостей - водоотдача, пластическая вязкость, предельное динамическое напряжение сдвига

Для повышения качества цементирования скважин в сложных горногеологических условиях, характеризующихся поглощением бурового раствора, предлагается создание высококачественного и долговечного ПГЗ с повышенным градиентом прорыва газа Целью формирования ПГЗ в скважине является временная изоляция газопроявляющего горизонта, предупреждение выхода газа на дневную поверхность в процессе проводки скважины и спуска обсадной колонны К ПГЗ предъявляются следующие требования плотность исходного

раствора должна быть меньше плотности жидкости, находящейся в скважине, вязкость ПГЗ должна обеспечивать сопротивление прорыва пластового газа, гидростатическое давление, оказываемое ПГЗ в скважине на уровне кровли поглощающего горизонта, не должно превышать гидростатического давления жидкости на отметке уровня, установившегося в скважине после катастрофического поглощения, ПГЗ не должен разбавляться водой, ПГЗ должен иметь низкую фильтрацию, высота столба сформированного в скважине ПГЗ должна обеспечивать надежную изоляцию газопроявляющего горизонта от устья

С учетом этих требований были разработаны обратные эмульсии и суспензии для формирования ПГЗ в скважине Переменными входными факторами при проведении экспериментов являлись дозировки следующих реагентов углеводородной жидкости в интервале 20 - 25 масс %, эмульгатора СПЛ в интервале 0,5 - 1,5 масс %, хлорида кальция в интервале 1,0 - 2,0 масс %

В процессе экспериментов исследовалось их влияние на такие свойства эмульсии, как плотность, пластическую вязкость, предельное динамическое напряжение сдвига и фильтрацию По результатам эксперимента были рассчитаны линейные уравнения регрессии зависимости этих критериев от входящих факторов, адекватно описывающие исследуемую поверхность отклика Результаты испытаний графически приведены на рисунке 1

Экспериментальные значения градиента прорыва газа через ПГЗ определяли на лабораторной установке В качестве углеводородной жидкости в обратной эмульсии использовали нефть, а в качестве легкого наполнителя - вермикулит Воздух продували в среду ПГЗ через распылитель

Экспериментальные значения градиента прорыва газа через плавающий гидравлический затвор приведены в таблице 1

Из таблицы видно, что градиент прорыва газа через ПГЗ увеличивается при повышении вязкости эмульсии и уменьшается при увеличении содержания жидкой фазы в суспензии ПГЗ

содержание нефти, мае % - пластическая вязкость. яПа с

— — предельное динамическое напряжение сдвига дПа

Рис. 1. Зависимость пластической вязкости и предельного динамического напряжения сдвига от соотношения компонентов обратной эмульсии

Таблица 1

Влияние вязкости обратной эмульсии и количества наполнителя на градиент прорыва газа через плавающий гидравлический затвор

№ п/п Пластическая вязкость обратной эмульсии,Т), мПа с Массовая часть обратной эмульсии, приходящаяся на 1 мае ч наполнителя, тэ Градиент прорыва газа через плавающий гидравлический затвор, МПа/м* 102

1 300,0 6,0 0,80

2 300,0 2,0 1,10

3 150,0 6,0 0,64

4 150,0 2,0 0,86

5 225,0 4,0 0,85

6 150,0 2,5 0,67

Далее было установлено, что качество вытеснения бурового раствора, в первую очередь, зависит от буферной жидкости, которая должна обладать по-

вышенной способностью к вытеснению бурового раствора и более полному замещению его тампонажным

При обосновании использования в качестве буферной жидкости аэрированного тампонажного раствора исходили из следующих предпосылок за счет больших значений предельного динамического напряжения сдвига повышается степень вытеснения промывочной жидкости тампонажным раствором, щелочные и абразивные моющие свойства аэрированного раствора повышают качество очистки обсадных колонн и стенок скважины от промывочной жидкости, благодаря чему улучшается качество сцепления цементного камня с ними и не требуется дополнительно предусматривать последующую закачку специальных составов «моющего» буферного раствора, фильтрат аэрированного раствора на стенках скважины цементирует рыхлую корку промывочной жидкости, при продавливании аэрированного раствора в зонах поглощения существенно снижается фильтратоотдача в пласт за счет того, что пена эффективно кольматиру-ет поры разного диаметра К тому же, аэрированный раствор содержит значительно меньше жидкой фазы, чем любая буферная жидкость на водной основе

Вместе с тем, известно, что повышение пористости цементного камня за счет аэрации вызывает снижение его прочностных характеристик Уменьшить влияние этого недостатка можно за счет снижения водопотребности тампонажного раствора путем введения в него пластифицирующих добавок Их дозировку подбирают в зависимости от вида цемента и его свойств С учетом этих особенностей были проведены эксперименты по разработке аэрированного тампонажного раствора применительно к условиям газовых месторождений Западной Сибири В качестве пластифицирующей добавки был выбран суперпластификатор С-3 на базе натриевой соли нафталинсульфокислоты, сшитой формальдегидом В процессе проведения экспериментов установлено, что за счет использования С-3 снижение водопотребности тампонажного раствора при требуемой его консистенции (расплыв конуса АзНИИ 19-22 см) приводит к существенному снижению водоотдачи с 246 до 6,84 см3 за 30 минут при добавке С-3 в

и

пределах 0,9 - 1,5 мае % от цемента Для обеспечения вспенивающей способности тампонажного раствора в него был введен сульфонол, а для эффективного снижения водоотдачи и повышения пластической прочности, которую косвенно может характеризовать величина предельного динамического напряжения сдвига, в тампонажный раствор предложено вводить дополнительную добавку поливинилового спирта (ПВС) В таблице 2 приведены результаты экспериментальных исследований влияния добавки С-3, сульфонола и ПВС на водоотдачу и реологические свойства тампонажного раствора при водоцементном отношении 0,35 После обработки результатов этих экспериментов при В/Ц = 0,35 были получены уравнения регрессии для водоотдачи, пластической вязкости и предельного динамического напряжения сдвига тампонажного раствора с комплексной добавкой «С-3 - Сульфонол - ПВС» Из результатов испытаний видно, что эта комплексная добавка снижает водоотдачу ТР с 246 см3 (без добавки) до 4 см3 за 30 минут Существенный вклад в это снижение вносят добавки сульфонола и особенно ПВС Пластическую вязкость снижает добавка С-3, а сульфонол и ПВС в одинаковой степени ее повышают

Предельное динамическое напряжение сдвига тампонажного раствора снижают добавки С-3 и сульфонола и существенно повышает добавка ПВС Таким образом, все три компонента комплексной добавки «С-3 - сульфонол -ПВС» эффективно влияют на свойства тампонажного раствора, обеспечивая ему низкую водоотдачу, хорошее вспенивание и высокую пластическую вязкость после вспенивания, что способствует получению аэрированного раствора с заданной степенью аэрации и высокой устойчивостью к разрушению в сква-жинных условиях Проведенные испытания при 75 °С показали, что время за-густевания тампонажного раствора с комплексной добавкой «С-3 - сульфонол -ПВС» находится в требуемых пределах и составляет Зчаса 50 минут При необходимости возможно изменить время загустевания путем изменения исходных дозировок комплексной добавки или дополнительным введением регулятора схватывания и твердения

Таблица 2

Зависимость реологических характеристик тампонажного раствора от исходных дозировок комплексной добавки «С-3 -сульфонол -ПВС»

Состав Свойства

Добавки мае % от ПЦТ В/Ц Растекаемость, см Плотность, кг/см3 Водоотдача на ВМ-6, см3 за 30 мин Пластическая вязкость г), мПа с Предельное динамическое напряжение сдвига То, дПа

С-3 Сульфонол ПВС

1,5 1,0 1,0 0,35 19,0 2030 7,8 664,4 830,4

1,5 1,0 0,5 0,35 17,0 2030 18,0 415,2 996,3

1,5 0,4 1,0 0,35 16,0 2030 7,0 415,2 1494,8

1,5 0,4 0,5 0,35 17,0 2030 16,0 415,2 498,3

0,9 1,0 1,0 0,35 16,0 2030 6,0 664,4 1245,7

0,9 1,0 0,5 0,35 17,0 2030 5,0 498,3 249,1

0,9 0,4 1,0 0,35 17,0 2030 4,0 498,3 1993,0

0,9 0,4 0,5 0,35 17,5 2030 27,0 581,3 498,3

1,2 0,7 0,75 0,35 18,0 2030 11,35 519,0 975,7

Анализируя результаты исследования влияния степени аэрации цементного раствора на прочность и газопроницаемость цементного камня с комплексной добавкой «С-3 - сульфонол - ПВС», следует отметить, что степень аэрации тампонажного раствора существенно влияет на исследуемые показатели цементного камня Увеличение степени аэрации практически пропорционально снижает прочность цементного камня и повышает его газопроницаемость При этом можно отметить наименьшую плотность раствора 1250 кг/м3 при максимальной степени аэрации тампонажного раствора в скважинных условиях 0,624, при которой цементный камень имеет удовлетворительные показатели прочности и газопроницаемости

В условиях наличия зон поглощений промывочной жидкости и газопро-являющего пласта важным вопросом, влияющим на качество крепления скважины, является разработка составов тампонажного раствора с улучшенными основными физико-механическими свойствами, при твердении которого фор-

мируется прочный цементный камень с низкой проницаемостью и повышенной адгезией к металлу и горным породам стенок скважины С учетом этих основных требований был разработан способ приготовления тампонажного раствора на основе тампонажного портландцемента с добавкой пластификатора С-3 и модифицирующего реагента КОМЭА, установлены рациональные дозировки этих добавок, мае % от цемента С-3 в количестве 0,5 - 0,7 масс %, КОМЭА в количестве 0,1 - 0,3 масс %

По результатам эксперимента были рассчитаны линейные уравнения регрессии, из анализа которых установлено, что водоотдачу снижают обе добавки Добавка С-3 снижает пластическую вязкость, в то время как добавка КОМЭА ее увеличивает Обе добавки несколько увеличивают значение коэффициента тиксотропии, уменьшают коэффициент газопроницаемости цементного камня и повышают его прочность Добавка С-3 незначительно снижает величину адгезии цементного камня к металлу, а КОМЭА ее незначительно увеличивает.

Третья глава посвящена разработке технологии крепления скважины в условиях поглощений и возможных газопроявлений

На основании экспериментальных исследований физико-механических свойств обратной эмульсии разработана технология формирования ПГЗ над кровлей высокопроницаемого газонасыщенного пласта при проводке скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать стандартным способом

Технический результат, который получен нами при осуществлении предлагаемого способа, сводится к повышению эффективности проводки скважины и предотвращению осложнений за счет: возможности установки ПГЗ в заданном интервале и на заданной высоте над высокопроницаемым газонасыщенным коллектором и упрощения технологии путем исключения необходимости использования дополнительного технологического оборудования и операции до-лива суспензии ПГЗ

С целью предупреждения выхода газа из высокопроницаемого газонасыщенного коллектора на дневную поверхность в процессе строительства скважины необходимо обеспечить установку ПГЗ плотностью р3, в заданном интервале соответствующей высоты Н3, определяемой по формуле

Нз=^-К, (1)

где Н3 - высота плавающего гидравлического затвора, м,

Рпл — давление в высокопроницаемом газонасыщенном коллекторе,

МПа,

К - коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над пластовым,

ДР - градиент прорыва газа через плавающий гидравлический затвор, полученный экспериментальным путем (см таблицу 1); р3 определяем следующим образом

Рж (Нк -Ь)

Рз Н з ' (2)

где Рз - плотность плавающего гидравлического затвора, кг/м3, рж — плотность жидкости в скважине с установившимся уровнем после поглощения, кг/м3,

Нк - глубина залегания высокопроницаемого газонасыщенного коллектора (кровля), м,

Ь - уровень жидкости в скважине, установившийся после поглощения, м

Расчетная плотность суспензии ПГЗ обеспечивает его установку над высокопроницаемым газонасыщенным коллектором ПГЗ оказывает такое же гидростатическое давление на уровне кровли высокопроницаемого газонасыщенного коллектора, как и столб жидкости, установившийся в скважине после катастрофического поглощения При этом в качестве жидкой фазы ПГЗ следует использовать обратную углеводородно-водную эмульсию с вязкостью

150-300 мПас, а в качестве наполнителя - газонаполненные микросферы или вермикулит

Далее в главе приводится технология временного блокирования продуктивного пласта перед спуском обсадной колоны Из промыслового опыта известно, что величина гидродинамического давления на стенки скважины может превышать гидростатическое давление на 30 - 50 %, что обуславливает разрушение структуры пласта и проникновение в него промывочного и тампонажно-го раствора, в результате чего продуктивность скважины падает, а также может привести к гидроразрыву пласта

Предлагаемый метод крепления скважины, включает установку в скважине жидкостной ванны, формирование изоляционного экрана в зоне продуктивного пласта, спуск обсадной колонны и цементирование Жидкостная ванна устанавливается путем последовательной закачки пенообразующей жидкости в объеме, обеспечивающем превышение забойного давления над пластовым на нормируемую величину, и трехфазной пены в объеме, обеспечивающем заполнение скважины в интервале от забоя до кровли продуктивного пласта Изоляционный экран формируется в зоне продуктивного пласта путем закачки пенообразующей жидкости в пласт при ламинарном режиме течения до стабилизации избыточного устьевого давления, соответствующего величине давления начала прорыва изоляционного экрана После этого подачу пенообразующей жидкости прекращают и стравливают избыточное устьевое давление График изменения избыточного устьевого давления во времени при постоянном расходе пенообразующей жидкости приведен на рисунке 2

Интервал времени 0-^ - характеризует начало формирования изоляционного экрана Интервал времени ^Чз - характеризует сжатие пены и окончательное формирование изоляционного экрана Интервал времени 13-14 - характеризует момент стабилизации избыточного устьевого давления. При достижении критического давления в изоляционном экране происходит сжатие пены до образования в нем микротрещин и разрушения волокон наполнителя

^сб >ст, МПа

N.

О I, ^ ^ ^^час

Рис. 2. График изменения избыточного устьевого давления во времени при постоянном расходе пенообразующей жидкости

Пенообразующая жидкость начинает фильтроваться через изоляционный экран и избыточное устьевое давление при постоянном расходе пенообразующей жидкости стабилизируется Интервал времени Х^- - характеризует момент падения избыточного устьевого давления и разрушение изоляционного экрана, поэтому необходимо точно зафиксировать начало стабилизации избыточного устьевого давления (интервал 1344), во избежание разрушения сформированного изоляционного экрана

После формирования изоляционного экрана проверяют соответствие полученных расчетных величин неравенству

Ризб уст Р, р Ргидрост

где Ризбуст - избыточное устьевое давление, МПа, Рф - давление гидроразрыва подошвы пласта, МПа, Ргидрост - гидростатическое давление у подошвы пласта, МПа При удовлетворении этого неравенства в скважину можно спустить обсадную колонну, а цементирование провести тампонажным раствором, плотность которого на момент окончания цементирования обеспечивает давление

на продуктивным пласт, не превышающее величину давления начала прорыва изоляционного экрана

О < рбл Ю6 (4)

% Н

где р тр - требуемая плотность тампонажного раствора, кг/м3, Р6л - давление начала прорыва изоляционного экрана, МПа, g - ускорение свободного падения, м/с2, Н - глубина скважины, м

Для случая, когда цементирование обсадной колонны невозможно выполнить по предлагаемому методу, то есть не выполняется условие неравенства, разработан способ ступенчатого цементирования обсадной колонны, который можно реализовать следующим образом

1 Закачать суспензию плотностью менее 1000 кг/м3, с целью формирования ПГЗ над кровлей высокопроницаемого газонасыщенного коллектора

2 После формирования ПГЗ спустить обсадную колонну, в качестве устройства для ступенчатого цементирования использовать пакер - муфту типа ПДМ

3 Для цементирования нижней ступени обсадной колонны закачать последовательно буферную жидкость, первую и вторую порции тампонажного раствора В качестве буферной жидкости использовать вязкоупругий раствор на основе максимально высокой степени сшитого полиакриламида, а в качестве первой порции тампонажного раствора использовать аэрированный тампонаж-ный раствор В качестве второй порции - неаэрированный тампонажный раствор с комплексной структурирующей добавкой «С-3 - КОМЭА», закачиваемый в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства от башмака обсадной колонны до подошвы высокопроницаемого газонасыщенного коллектора

4 После закачки второй порции тампонажного раствора закачать обратную углеводородно-водную эмульсию, опустить и продавить нижнюю комби-

нированную «пробку-шар» В момент выхода аэрированного тампонажного раствора за обсадную колонну, в заколонное пространство с устья скважины закачать двухфазную пену с расчетной плотностью В момент закачки двухфазной пены поддерживать противодавление в заколонном пространстве

5 В момент достижения аэрированным тампонажным раствором подошвы указанного коллектора устьевое давление в заколонном пространстве плавно снизить до атмосферного При этом нарушается равновесие в скважине Двухфазная пена изливается из заколонного пространства скважины, за счет чего существенно снижается гидростатическое давление на кровлю высокопроницаемого коллектора, уменьшается давление продавки тампонажного раствора и создаются благоприятные условия для более полного заполнения заколонного пространства в интервале зоны поглощения аэрированным тампонажным раствором

6 После продавливания тампонажного раствора создать устьевое давление в обсадной колонне, достаточное для пакерования заколонного пространства и открытия цементировочных окон К цементированию верхней ступени обсадной колонны приступить без ожидания затвердевания тампонажного раствора, используемого для цементирования нижней ступени обсадной колонны Закачать неаэрированный тампонажный раствор с улучшенными физико-механическими свойствами для цементирования верхней ступени обсадной колонны и вязко-упругий раствор в объеме, обеспечивающем заполнение заколонного пространства, высотой, выбранной из условия

Ь<ЬР<2Ь, (5)

где Ьр - высота столба вязкоупругого раствора в заколонном пространстве, м,

Ь - длина устройства для ступенчатого цементирования, м После продавливания тампонажного раствора и закрытия цементировочных окон верхней продавочной пробкой скважину оставить на ожидание затвердевания цементного раствора Технический результат, полученный нами

при реализации данного способа ступенчатого цементирования, достигается за счет повышения эффективности цементирования скважины путем улучшения герметизации заколонного пространства, обеспечивающей надежное разобщение высокопроницаемого газонасыщенного коллектора от устья скважины

В четвертой главе диссертационной работы отражены результаты опытно - промышленного испытания разработанных технологий на газовых месторождениях ОАО «Газпром» Опробование технологии блокирования призабой-ной зоны пласта перед спуском обсадной колонны было проведено на скважинах № 175 и 200 Вынгапуровского месторождения Основные параметры при которых проводились испытания представлены в таблице 3

Таблица 3

Параметры проведения промысловых испытаний

Пластовое давление, МПа Давление на устье, МПа Пластовая температура, °С Температура на устье, °С Средний дебит, тыс м3/сут

Начальное Текущее

10,24 1,26 0,96 27 8,2 101,0

Глубина залегания кровли продуктивного пласта (ПК1) изменяется от 970 до 1084 м (а о 855 - 951,5 м) Максимальный этаж газоносности залежи (район скв 108,109) составляет 92 м Продуктивная часть разреза сеноманских отложений была представлена песчаниками и алевролитами с подчиненными прослоями аргиллитов и глин

Для восстановления забоя скважины было проведено забуривание второго ствола После бурения второго ствола в скважины на бурильных трубах спустили хвостовик диаметром 114 мм Перед спуском и цементированием хвостовика проводили временное блокирование продуктивного пласта После цементирования хвостовика данные проведенных геофизических исследований показали, что тампонажный раствор поднят до требуемой отметки с отсутствием нарушения целостности цементного кольца

Разработанный нами тампонажный раствор с улучшенными физико-механическими свойствами был успешно внедрен на скважинах Медвежьего месторождения Основным фактором вывода скважин из эксплуатации в бездействующий фонд является обводнение нижней высокопродуктивной части пласта и переход на эксплуатацию коллекторов, в основном, с низкими и средними ФЕС

В результате проведенных опытно-промышленных испытаний достигнуты следующие технико-экономические показатели восстановлен и надежно закреплен забой скважин №№ 175, 200 Вынгапуровского месторождения, надежно изолирован приток подошвенной воды в скважинах №№ 106, 133 Медвежьего месторождения, скважины выведены из бездействующего фонда, за счет сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта обеспечен дебит газа на проектном уровне, сокращено время проведения ремонтных работ и освоения скважины, увеличен межремонтный срок эксплуатации скважин Основные выводы и результаты работы

1 Разработанный способ формирования ПГЗ в скважине над кровлей га-зопроявляющего пласта дает возможность исключить использование дополнительного оборудования при проводке скважин в условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать известными способами (Патент РФ № 2242580)

2 С применением методов математического планирования экспериментов установлены рациональные соотношения компонентов обратной эмульсии для формирования плавающего гидравлического затвора (ПГЗ), установлена зависимость градиента прорыва газа через ПГЗ от вязкости обратной эмульсии и количества в ней наполнителя, которые позволяют создать высококачественный и долговечный ПГЗ с плотностью менееЮОО кг/м3 и повышенным градиентом прорыва газа

3 Разработан новый аэрированный тампонажный раствор (ТР) с комплексной структурирующей добавкой «С-3 - Сульфонол - ПВС», обеспечи-

вающий высокое качество цементного камня и экспериментально установлены рациональные дозировки этих добавок

4 Установлено, что комплексная добавка «С-3 - Сульфонол - ПВС» в оптимальных количествах снижает водоотдачу тампонажного раствора, улучшает реологические показатели, позволяет получить аэрированный раствор плотностью 1250 кг/м3 при степени аэрации тампонажного раствора в скважинных условиях 0,624, при которой цементный камень имеет удовлетворительные показатели прочности и газопроницаемости

5 Разработан и запатентован новый тампонажный раствор с улучшенными физико-механическими свойствами на основе тампонажного портландцемента с добавкой суперпластификатора С-3 в количестве 0,5 - 0,7 масс % и модифицирующего реагента КОМЭА в количестве 0,1 - 0,3 масс % от цемента и способ его приготовления, при твердении которого формируется прочный безусадочный цементный камень с низкой проницаемостью и повышенной адгезией к металлу и стенкам скважины

6 Разработана и запатентована технология крепления скважины с временным блокированием продуктивного пласта перед спуском обсадной колонны, которая позволяет сохранить коллекторские свойства пласта при цементировании эксплуатационной колонны в сложных горно-геологических условиях, повысить качество крепления скважины за счет обеспечения подъема тампонажного раствора в одну ступень до требуемой отметки и получения целостного цементного кольца

7 Опытно-промышленные испытания разработанной технологии крепления скважины с временным блокированием продуктивного пласта перед спуском обсадной колонны были проведены на Вынгапуровском месторождении Западной Сибири и подтвердили ее эффективность

8 Разработана и запатентована комплексная технология ступенчатого цементирования обсадной колонны в условиях поглощений и газопроявлений, обеспечивающая повышение качества цементирования за счет улучшения гер-

метизации заколониого пространства и надежное разобщение высокопроницаемого газонасышенного коллектора от устья скважины

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1 Пономаренко М Н, Гасумов Р А Особенности цементирования скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся поглощением промывочной жидкости // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 2007 - № 8 - С 52-55.

2 Гасумов Р А, Пономаренко М Н, Мосиенко В Г Крепление скважины с временным блокированием призабойной зоны продуктивного пласта // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 2007 - С 56-58

3 Пономаренко М Н, Гасумов Р А Способ бурения скважин в условиях интенсивных поглощений путем формирования плавающего гидравлического затвора над кровлей поглощающего пласта // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - № 9 - 2007 - С 13-15

4 Гасумов Р А , Пономаренко М Н, Мосиенко В Г Тампонажный раствор с улучшенными основными физико-механическими свойствами для цементирования колонн в условиях поглощений промывочной жидкости // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море -№ 9 - 2007 - С 62 -65

5 Гасумов РА , Перейма А А, Пономаренко М Н, Гасумов Р Р, Черкасова В Е Анализ результатов применения способов временного блокирования продуктивных пластов при проведении РВР на скважинах предприятий ОАО «Газпром» // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ сб науч тр / СевКавНИПИгаз - Ставрополь РИЦ ОАО «СевКавНИПИгаз, 2004 - Вып 41 - С 65-83

6 Гасумов Р А, Перейма А А, Пономаренко М Н, Черкасова В Е Корректировка технологии приготовления блокирующей жидкости с наполнителем «Полицел-ЦФ» // Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на

месторождениях и ПХГ . Тез докл междунар науч - практ конф - г Кисловодск, 20-25 сен 2004г / СевКавНИПИгаз - Ставрополь РИЦ ОАО «СевКав-НИПИгаз», 2004 - С 63-65

7 Гасумов Р А, Климанов А В , Мосиенко В Г , Нерсесов С В , Понома-ренко М Н Разработка и исследование рецептур тампонажных растворов для цементирования скважин в условиях АНПД Материалы V региональной научно-технической конференции «Вузовская наука — Северо-Кавкавскому региону» - Ставрополь, 2001 - С 35-36

8 Пат 2241819 Российская федерация, МПК7Е 21 ВЗЗ/17 Способ ступенчатого цементирования скважин в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах / Пономаренко М Н, Гасумов Р.А, Мосиенко В Г [и др ] , Заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз» - № 2003116027/03 , заявл 28 05 2003 , опубл 10 12 2004 Бюл № 34 - 13 с

9 Пат 2242580 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В21/08 Способ проводки скважины в высокопроницаемых газонасыщенных коллекторах / Пономаренко М Н, Гасумов Р А , Мосиенко В Г [и др ], заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз» - № 2003116028/03 , заявл 28 05 2003 , опубл 20 12 2004 Бюл № 35 - 8 с

10 Пат 2232258 Российская Федерация МКИ7 Е 21 ВЗЗ/14 Способ крепления скважин / Гасумов Р А , Мосиенко В Г, Пономаренко М Н [и др ], заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз» - № 2002126345/03 , заявл 02 10 2002 , опубл 10 07 2004 Бюл № 19 - 8 с

11 Пат 2213844 Российская Федерация МКИ7 Е 21 ВЗЗ/14 Способ приготовления тампонажного раствора / Гасумов Р.А, Мосиенко В Г, Климанов А В , Пономаренко М Н [и др ] , заявитель и патентообладатель ОАО «СевКавНИПИгаз» - № 2002126345/03 , заявл 02 10 2002 , опубл 10 07 2004 Бюл № 19- 17 с

Подписано в печать 29 09.08 Формат А5, бумага Хегох.

Тираж 100 Заказ 74 Отпечатано с готового набора в ООО «Документ Сервис ФДС» 119421 г Москва, Ленинский проспект, д 99

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Пономаренко, Михаил Николаевич

Введение.

1 Анализ состояния крепления скважин в условиях поглощений и возможных газопроявлений.

1.1 Особенности крепления скважин в условиях поглощений.

1.2 Анализ эффективности применения тампонажных растворов и технологии крепления скважин в условиях поглощений и возможных газопроявлений

1.3 Факторы, влияющие на качество крепления скважин в осложненных горно-геологических условиях, и требования к тампонажным материалам.

1.4 Теоретические предпосылки совершенствования технологии крепления скважин в осложненных условиях.

2 Исследование и разработка составов тампонажных растворов и технологических жидкостей для крепления скважин в условиях поглощений и возможных газопроявлений.

2.1 Применяемые материалы и методы испытаний.

2.2 Разработка технологической жидкости для формирования плавающего гидравлического затвора.

2.3 Разработка аэрированного тампонажного раствора.

2.4 Разработка тампонажных растворов с улучшенными физико-механическими свойствами.

3 Разработка технологии крепления скважин в осложненных условиях.

3.1 Разработка технологии формирования плавающего гидравлического затвора перед спуском обсадной колонны.

3.2 Разработка технологии временного блокирования продуктивного пласта перед спуском обсадной колонны.

3.3 Разработка технологии ступенчатого цементирования скважин в условиях поглощений и возможных газопроявлений.

Результаты опытно-промышленных испытаний разработанных технологий на газовых месторождениях ОАО «Газпром» и технологическая оценка их эффективности.

4.1 Технология блокирования призабойной зоны пласта на скважинах Вынгапуровского месторождения перед спуском обсадной колоны.

4.2 Технология изоляционных работ тампонажным раствором с улучшенными физико-механическими свойствами на скважинах Медвежьего месторождения.

4.3 Технология формирования плавающего гидравлического затвора.

4.4 Технология ступенчатого цементирования скважин в условиях поглощений и возможных газопроявлений.

4.5 Оценка эффективности применения разработок.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Технология крепления скважин в условиях одновременных поглощений и газопроявлений"

Актуальность работы

Скважина является сложным инженерно-техническим сооружением. Учитывая особые условия эксплуатации и длительный срок службы, к ней предъявляются дополнительные требования по надежности и долговечности.

Важнейшим процессом строительства скважины является её крепление, состоящее из различных этапов от подготовки ствола к спуску обсадной колонны до ее цементирования, качество которых зависит от большого числа факторов. Данный вопрос приобретает особую актуальность, если ствол скважины вскрывает разрез со сложными горно-геологическими характеристиками. Наличие в разрезе интервалов поглощений и проявляющих горизонтов осложняет процесс крепления скважин и требует серьезного научного подхода. Несмотря на то, что в данной области имеются значительные научные достижения при освоении новых месторождений, бурении скважин на месторождениях с аномальным пластовым давлением, где разрез представлен поглощающими и проявляющими горизонтами, возникают серьезные проблемы при креплении скважин, для решения которых требуется проведение новых исследований и технологических разработок. Решению этих проблем посвящена данная диссертационная работа.

Цель диссертационной работы

Повышение качества и надежности строительства скважин в условиях одновременных поглощений и газопроявлений за счет разработки технологических жидкостей и тампонажных растворов с улучшенными физико-механическими свойствами и совершенствования технологии крепления ствола скважины, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта.

Основные задачи работы

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Пономаренко, Михаил Николаевич

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1 Разработанный способ формирования ПГЗ в скважине над кровлей га-зопроявляющего пласта дает возможность исключить использование дополнительного оборудования при проводке скважин в условиях, характеризующихся полным поглощением бурового раствора, вызывающим газопроявление, которое не удается ликвидировать известными способами (Патент РФ № 2242580).

2 С применением методов математического планирования экспериментов установлены рациональные соотношения компонентов обратной эмульсии для формирования плавающего гидравлического затвора (ПГЗ), установлена зависимость градиента прорыва газа через ПГЗ от вязкости обратной эмульсии и количества в ней наполнителя, которые позволяют создать высококачественный и долговечный ПГЗ с плотностью менее 1000 кг/м и повышенным градиентом прорыва газа.

3 Разработан новый аэрированный тампонажный раствор (TP) с комплексной структурирующей добавкой «С-3 — Сульфонол — ПВС», обеспечивающий высокое качество цементного камня и экспериментально установлены рациональные дозировки этих добавок.

4 Установлено, что комплексная добавка «С-3 — Сульфонол — ПВС» в оптимальных количествах снижает водоотдачу тампонажного раствора, улучшает реологические показатели, позволяет получить аэрированный раствор плотностью 1250 кг/м при степени аэрации тампонажного раствора в скважинных условиях 0,624, при которой цементный камень имеет удовлетворительные показатели прочности и газопроницаемости.

5 Разработан и запатентован новый тампонажный раствор с улучшенными физико-механическими свойствами на основе тампонажного портландцемента с добавкой суперпластификатора С-3 в количестве 0,5 - 0,7 мае. % и модифицирующего реагента КОМЭА в количестве 0,1 - 0,3 мае. % от цемента и способ его приготовления, при твердении которого формируется прочный безусадочный цементный камень с низкой проницаемостью и повышенной адгезией к металлу и стенкам скважины.

6 Разработана и запатентована технология крепления скважины с временным блокированием продуктивного пласта перед спуском обсадной колонны, которая позволяет сохранить коллекторские свойства пласта при цементировании эксплуатационной колонны в сложных горно-геологических условиях, повысить качество крепления скважины за счет обеспечения подъема тампонажного раствора в одну ступень до требуемой отметки и получения целостного цементного кольца.

7 Опытно-промышленные испытания разработанной технологии крепления скважины с временным блокированием продуктивного пласта перед спуском обсадной колонны, проведенные на Вынгапуровском месторождении Западной Сибири и подтвердили ее эффективность.

8 Разработана и запатентована комплексная технология ступенчатого цементирования обсадной колонны в условиях поглощений и газопроявлений, обеспечивающая повышение качества цементирования за счет улучшения герметизации заколонного пространства и надежного разобщения высокопроницаемого газонасыщенного коллектора от устья скважины.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Пономаренко, Михаил Николаевич, Ставрополь

1. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях Текст. /М.О. Ашрафьян. -М.: Недра, 1989.

2. Ашрафьян, М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах Текст. / М.О. Ашрафьян. М.: Недра, 1982.

3. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин Текст. / А.И. Булатов-М.: Недра, 1983.

4. Булатов А.И. Формирование и работа тампонажного камня в скважине Текст. / А.И. Булатов.-М.: Недра, 1989.

5. Гайваронский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов Текст. / А.А. Гайваронский, А.А. Цыбин. /.—М.: Недра, 1984.

6. Сутягин В.В. Снижение проницаемости межпластовой изоляции в скважинах Текст. / В.В. Сутягин. М.: Недра, 1989.

7. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин Текст. / Е.М. Соловьев — М.: Недра, 1979.

8. Регулирование свойств тампонажных растворов за рубежом Текст. Научно-технический обзор. Сер.: Бурение. /Авт. -М.: ВНИИОЭНГ, 1978.

9. Луценко Н.А., Тампонажные растворы пониженной плотности Текст. / Н.А. Луценко, О.И Образцов. — М.: Недра, 1972.

10. Parker P.N. Basik cementing. Pt. 2: Speciality cements can solve special problems. Oil and Gas Journal, 1977, v. 75, № 9, pp. 128-131.

11. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам Текст. / B.C. Данюшевский [ и др.]- М.: Недра, 1973.

12. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин Текст. / А.И. Булатов- М.: Недра, 1971.

13. Smith D.K. A new material for deep well cementing. — J. Petrol. Technology, 1956, v. 8, № 3, pp. 31-35.

14. Булатов А.И. Тампонажные материалы Текст. / А.И. Булатов, B.C. Данюшевский-М.гНедра 1987.

15. Крюковский В.Б. Анализ патентования изобретений по пенополиуретанам в Европейских странах СЭВ — Вспененные пластические массы Текст. В.Б. Крюковский, Ю.В. Александрова, Р.И. Корненко // (Сб. научных трудов / НИИТЭХИМ- М., 1976.

16. Шиянов Л.И. Основные тенденции развития в области пенопластов Текст. /Л.И. Шиняев, А.И. Грачева, Л.М. Куркина, Р.К. Горадецкая -Вспененные пластические массы // Сб. научных трудов НИИТЭХИМ -. М., 1978.

17. Толстых И.Ф. Применение облегченного пеноцементного раствора при цементировании высокотемпературных скважин Текст. /И.Ф. Толстых, B.C. Бакшутов, В.В. Бондаренко [ и др.] // Нефтяное хозяйство, 1980, №7.

18. Цепляев И.И. Анализ лабораторных исследований пеноцементных растворов Текст. / И.И. Цепляев // Бурение скважин в условиях Западной Сибири. Тр. СибНИИ Нефт. промышленности. — Тюмень, 1979, Вып. 13.

19. Low density foam cements solve many oil field problems. /Montman R., Sutton D., Harms W., Mody B. Wold oil, 1982, Vol. 194, № 7.

20. Бакшутов, B.C. Минерализованные тампонажные растворы для цементирования скважин в сложных условиях Текст. / B.C. Бакшутов. — М. Недра, 1986.

21. Бондаренко В.В. Разработка и исследование тампонажных пеноце-ментов для различных условий применения Текст. /В.В. Бондаренко, И.Ф. Толстых, B.C. Бакшутов // Нефтяное хозяйство, 1981, № 6.

22. Тампонажный пеноцементный раствор «Аэротам» для цементирования поисково-разведочных скважин при низких паложительных и отрицательных температурах Текст. / Проспект ВДНХ (МИНХ и ГП им. Губкина), М., 1979.

23. Пат. 2136843 Российская Федерация. МПК6 Е21 B33/138 Тампонажный раствор Текст. /Цыцымушкин П.Ф., Коновалов Е.А., Гаранович С.Н., [и др.]; Заявитель и патентообладатель «Волго-УралНИПИгаз». № 97106934/03; заявл. 28.04.97; опубл. 10.09.1999; Бюл. № 25.

24. А.с. 933944 СССР, Е 21 В 33/13 Способ цементирования скважин в условиях поглощения Текст. / Волгоградский НИПИ нефтяной промышленности. № 3003949/22 - 03; заявл. 12.11.80; опубл. 07.06.82, Бюл. № 21.

25. А.с. 1105613 СССР, Е 21 В 33/13 Способ цементирования преимущественно нефтяных и газовых скважин Текст. / Сибирский НИИ нефтяной промышленности. № 3561203/22 - 03; заявл. 09.03.83., опубл. 30.07.84. Бюл.№ 28.

26. А.с. 1155721 СССР, Е 21 В 33/13 Способ изоляции зон поглощения Текст. / Альметьевское управление буровых работ «Татнефть». № 3503166/22-03; заявл. 13.08.82., опубл. 15.05.85. Бюл.№ 18.

27. А.с. 1435758 СССР, Е 21 В 33/13 Способ цементирования эксплуатационных колонн газовых скважин Текст. / Украинский НИИ природных газов. № 4106949/22 - 03; заявл. 12.06.86., опубл. 07.11.88. Бюл. № 41.

28. Пат. 2016188 Российская Федерация, Е 21 В 33/13 Способ цементирования обсадных колонн нефтяных и газовых скважин Текст. /заявитель и патентообладатель Северный ГНИПК геологический центр.№ 4694472/03; заявл. 30.03.89., опубл.-15.07.94, Бюл. № 13

29. А.с. 1454953 СССР, Е 21 В 33/14 Способ цементирования обсадных колонн Текст. / Казахский политехнический институт им. В.И. Ленина. -№ 4221605/22 03; заявл. 31.03.87., опубл. 30.01.89, Бюл. № 4.

30. А.с. 1707185 СССР, Е 21 В 33/14 Способ цементирования скважин Текст. / ЦЛ НИ и опытных работ Объединения «Куйбышевнефть». № 4600399/03; заявл. 31.10.88., опубл. 23.01.92, Бюл. № 3.

31. Тагиров К.М. Крепление скважин в условиях поглощения и газопроявления Текст. / К.М.Тагиров, А.П.Мигуля, В. И.Ни фантов,

32. A.М.Лихушин // Газовая промышленность. 2001г. - № 3. - с.48.

33. Пат. 2188302 Российская Федерация МКП7 Е21 ВЗЗ/14 Способ ступенчатого цементирования скважины в условиях аномально низких пластовых давлений в зоне поглощения Текст. / Нерсесов С.В., Мосиенко

34. B.Г., Гасумов Р.А. и др.; Заявитель и патентообладатель ОАО «СевКав-НИПИгаз». -заявл. 19.09.2000.; опубл. БИПМ 2002. - Бюл. №24.

35. А.с. 883334 СССР, МКИЗ E21B33/138. Способ крепления скважин Текст. Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности. № 2834783/22-03 заявл. 01.11.79; опубл.23.1181, Бюл. № 43.

36. Толстых, И.Ф. Применение облегченного пеноцементного раствора при цементировании высокотемпературных скважин Текст. / И.Ф. Толстых, B.C. Бакшутов, В.В. Бондаренко и др. // Нефтяное хозяйство. — 1980. №7.-С. 70-74.

37. Цепляев, И.И. Анализ лабораторных исследований пеноцементных растворов Текст. / И.И. Цепляев // Бурение скважин в условиях Западной Сибири: сб. тр. СибНИИ Нефт. промышленности. — Тюмень, 1979. -Вып. 13.

38. Low density foam cements solve many oil field problems Text. / R. Montman, D. Sutton, W. Harms, B. Mody // Wold oil. 1982. - Vol. 7. - P. 194-196.

39. Макаренко П.П. Комплексное решение проблем развития газодобывающего региона Текст. / П.П. Макаренко. -М.: Недра, 1996.

40. Яковенко В.И. Эксперементальная оценка влияния процесса цементирования скважин на их относительную продуктивность Текст. / В.И. Яковенко, М.Н. Шурыгин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море -1999 с.44-46.

41. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин Текст. : РД 39-00147001-767 2000 : утв. Госгортехнадзором Рос. Федерации 21.07.2000 : ввод, в действие с 01.08.2000 - М : ЭНАС, 2000. - 278 с.

42. Булатов, А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин Текст. / А.И. Булатов. М.: Недра, 1971.

43. Булатов, А.И Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин Текст. / А.И. Булатов М.: Недра, 1977.

44. Мосиенко В.Г. Универсальная установка для испытания газопроницаемости кернов Текст. / В.Г. Мосиенко, Р.А. Гасумов, С.В. Нерсесов // Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. научных трудов ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. М.:1997, с. 54 - 55.

45. Гасумов Р.А. К вопросу о методике испытания изолирующей способности специальных технологических жидкостей и тампонажных растворов Текст. / Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко, С.В. Нерсесов

46. Строительство газовых и газоконденсатных скважин: сб. научных трудов ВНИИгаза и СевКавНИПИгаза. М.: 1997, с.51-54.

47. Подгорнов В.М., Веденеев И.А. Практикум по заканчиванию скважин Текст. / В.М. Подгорнов, И.А. Веденеев М.: Недра, 1985.

48. Хикс Ч. Основные принципы планирования эксперимента Текст. / Ч. Хикс М.: Мир, 1967, С.134-150.

49. Румшинский JI.3. Математическая обработка результатов эксперимента Текст. / Л.З. Румшинский М.: Недра,1971, С.56-91, 107-126.

50. Рузинов Л.П. Статистические методы оптимизации химических процессов Текст. / Л.П. Рузинов М.: Химия, 1972. - 199с.

51. Методическое руководство по применению статистических методов при проведении лабораторных исследований с буровыми и тампонажными системами Текст. ВНИИКрнефть, Краснодар, 1971. - 134с.

52. Зедгинидзе И.Г. Планирование эксперимента для исследования многокомпанентных систем Текст. / И.Г. Зедгинидзе М.: Недра, 1976.

53. Рузинов Л.П. Статистические методы оптимизации химических процессов Текст. / Л.П. Рузинов-М.: «Химия», 1972, с. 199-218.

54. Матвеев Д.Ф. Гидрофобные эмульсии для обработки продуктивных пластов газовых скважин Текст. / Д.Ф. Матвеев, В.Г. Мосиенко, С.А.

55. Акопов и др. //. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсат-ных месторождений и ПХГ: сб. науч. тр. / СевКавНИПИгаза. -Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2002.-Вып.37.- С. 400.

56. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине Текст. / А.И. Булатов М.: Недра. 1990.

57. Мосиенко В.Г. Влияние структурирующих добавок на водоотдачу тампонажных растворов Текст. / В.Г. Мосиенко, Ю.И. Петраков, Р.А Гасумов //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1992. - С.77-82.

58. Тагиров К.М. Комплексные пластифицирующие добавки в тампонажный раствор Текст. / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко //Строительство газовых и газоконденсатных скважин: Сб. научн. статей ВНИИгаза.-М., 1993. С.17-22.

59. Гасумов Р.А. Изоляция водопритоков в скважинах Уренгойского месторождения Текст. / Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко, С.В Нерсесов // Региональная научн-технич. конф. по проблемам газовой промышленности: тез. докл. СтГТУ Ставрополь: СтГТУ, 1997. - С. 14-15.

60. Клюксов А.А. Пластификаторы цементов Текст. / А.А. Клюсов, А.В. Мнацаканов, А.А. Рябоконь, Ю.Т. Ивченко. М.: ВНИИЭгазпром, 1990.

61. Рахинбаев Ш.М. Обработка цементных растворов полвиниловым . спиртом и метилцеллюлозой Текст. / Ш.М. Рахинбаев., Т.Р. Хасанов // НТС, серия Бурение М.: ВНИИОЭНГ, 1970. - с.75.

62. Кравченко И.В. Химия и технология специальных цементов Текст. / И.В. Кравченко, Т.В. Кузнецова, Б.Э. Власова. М. 1978. 207с.

63. Гасумов Р.А. Новые технологии бурения и капитального ремонта газовых и газоконденсатных скважин Текст. / Р.А. Гасумов, К.М. Тагиров, В.И. Нифантов и др. // Газовая промышленность.-1997.-№9.-с.32-34.

64. Гасумов Р.А. Пенные системы для блокирования призабойной зоны скважин Текст. / Р.А. Гасумов, В.Е. Шмельков, А.А. Перейма, Е.А. Эйс-монт//Газовая промышленность. 1997. -№9. с.39-43.

65. Гасумов Р.А. Пеноэмульсия для заканчивания и ремонта скважин Текст. / Р.А. Гасумов, Т.А. Липчанская, Е.А. Эйсмонт // Строительство газовых и газоконденсатных скважин. 1998. - С. 170-174.

66. Амиян В.А. Вскрытие и освоение нефтегазоностных пластов Текст. / В.А. Амиян, Н.П. Васильева-М.: Недра 1972.

67. Амиян В.А. Применение пенных систем в нефтегаздобыче Текст. / В.А. Амиян, А.В. Амиян, JI.B. Казаневич [и др.]- М.: Недра 1987.

68. Тагиров К.М. Вскрытие продуктивных нефтегазоностных пластов с аномальными давлениями Текст. / К.М. Тагиров, А.Н. Гноевых, А.Н. Лоб-кин М.: Недра, 1996.

69. Гасумов Р.А Пенные системы с наполнителем для глушения скважин Вынгапуровского месторождения в процессе РИР Текст. / Р.А. Гасумов, К.М. Тагиров, А.А. Перейма, В.З. Минликаев // Газовая промышленность. 1999. №8 - с.50-51.

70. Гасумов Р.А. Реагент-наполнитель на основе торфа для применения в пенной системе для глушения скважин Текст. / Р.А. Гасумов, P.P. Гасумов, Ю.А. //Пуля Проблемы развития газовой промышленности Западной

71. Сибири: тез. докл. нач. конф. ТюменНИИгипрогаз. — Тюмень: ТюменНИИ-гипрогаз, 2002. cl 11-112.

72. Гасумов Р.А. Крепление скважины с временным блокированием призабойной зоны продуктивного пласта Текст. / Р.А. Гасумов, М.Н. Пономаренко, В.Г. Мосиенко // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море М.- ВНИИОЭНГ -№ 8 2007 С56 - 58.

73. Рекомендации по технологии крепления скважин в условиях интенсивных поглощений Текст. Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2005, 48 [Текст]. - Ставрополь: ОАО «СевКавНИПИгаз», 2004, 166 с.

74. Шамшин, В.И. Капитальный ремонт скважин в условиях АНПД Текст. / В.И. Шамшин, Д.А. Удодов, Р.А. Гасумов [и др.] // Газовая промышленность. 2001. - №4. - С. 44 - 46.

75. Тагиров, К.М. Временная инструкция по глушению скважин с применением пеноэмульсий с наполнителями в условия АНПД Текст. / К.М. Тагиров, Н.И. Кабанов, Р.А. Гасумов [и др.] / СевКавНИПИгаз; Газпром. -Ставрополь : СевКавНИПИгаз 2001.

76. Туголуков В.А. Совершенствование разработки месторождений Крайнего Севера. Текст. / В.А. Туголуков // Газовая промышленность. -2002, -№ 6. С. 29-31.

77. СТО Газпром «Вскрытие пластов с интенсивным поглощением промывочной жидкости» Текст. /. М: ООО «ИРЦ Газпром», 2007 г.

78. Рекомендации по технологии проводки и цементирования промежуточной колонны скважин Песчано-Уметского ПХГ» Текст. отчет о НИР 0255-02-2 / СевКавНИПИгаз ; рук. Гасумов Р.А.; исполн. Мосиенко В.Г. Ставрополь, 2002.

79. Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром» Текст.: утв. Правлением и введенные в действие с 1 октября 2001 г. -М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 2001.-39 с.