Дипломы, курсовые, рефераты, контрольные...
Срочная помощь в учёбе

Изучение процесса падения порового давления в цементных растворах при формировании цементного камня

Диссертация: Изучение процесса падения порового давления в цементных растворах при формировании цементного камня
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Большинство разрабатываемых месторождений находится на заключительной стадии разработки (продуктивные пласты характеризуются низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами, проницаемость в среднем о о составляет 0,8−10 мкм, аномально высокими или низкими пластовыми давлениями, малыми мощностями нефтенасыщенных пластов с частым переслаиванием с водоносными горизонтами, мощность перемычки между нефте… Читать ещё >

Содержание

  • 1. ОБЗОР ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» И ТЕХНОЛОГИЙ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН 12 1.1. Геологические особенности месторождений
  • ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в Западной Сибири
    • 1. 2. Геологические особенности месторождений ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в Восточной Сибири
    • 1. 3. Обзор конструкций скважин, технологий цементирования и тампонажных материалов, применяемых при строительстве скважин на месторождениях Западной Сибири
    • 1. 4. Обзор конструкций скважин, технологий цементирования и тампонажных материалов, применяемых при строительстве скважин на месторождениях Восточной Сибири
    • 1. 5. Оценка качества крепления обсадных колонн в ОАО «Сургутнефтегаз»
      • 1. 5. 1. Результаты акустической цементометрии скважин в зависимости от применяемой оснастки эксплуатационных колонн и технологии цементирования
      • 1. 5. 2. Результаты акустической цементометрии скважин в зависимости от применяемых тампонажных материалов
      • 1. 5. 3. Результаты акустической цементометрии скважин в зависимости от технологии затворения тампонажных цементов
    • 1. 6. Выводы по главе 1
  • 2. ПРИЧИНЫ НЕКАЧЕСТВЕННОГО КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН. МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА КРЕПЛЕНИЯ. ОБОСНОВАНИЕ ГИПОТЕЗЫ НАПРАВЛЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ. МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ. РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЕРИМЕНТОВ
    • 2. 1. Причины некачественного крепления скважин
    • 2. 2. Методы и способы повышения качества крепления
    • 2. 3. Процессы, протекающие при гидратации и твердении цементного камня
      • 2. 3. 1. Гидратация тампонажных портландцементов
      • 2. 3. 2. Давления, оказываемые цементным раствором и камнем на стенки скважины
      • 2. 3. 3. Традиционное представление об изменении давления на стенки скважины цементным раствором
      • 2. 3. 4. Процессы миграции газа и других флюидов через цементный раствор — камень
        • 2. 3. 4. 1. Классическая теория процесса миграции
        • 2. 3. 4. 2. Теория процесса миграции с учетом влияния водоотдачи тампонажных растворов
    • 2. 4. Проведение экспериментов
      • 2. 4. 1. Ультразвуковой метод определения прочности тампонажных материалов
      • 2. 4. 2. Методика исследований газопроницаемости цементного раствора
      • 2. 4. 3. Методика исследований расширения цементного камня
      • 2. 4. 4. Методика исследований газопроницаемости цементного раствора
    • 2. 5. Обобщение результатов исследований рецептур тампонажных растворов, применяемых в ОАО «Сургутнефтегаз»
    • 2. 6. Выводы по главе 2
  • 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
    • 3. 1. Расчёт показателя отклонения фактического диаметра скважины от номинального
    • 3. 2. Расчёт показателя соответствия высоты подъёма цемента за обсадной колонной
    • 3. 3. Расчёт показателя сплошности цементного камня
    • 3. 4. Расчёт показателя степени центрирования обсадной колонны
    • 3. 5. Расчёт показателя качества сцепления цементного камня с обсадной колонной
    • 3. 6. Расчёт показателя герметичности обсадной колонны
    • 3. 7. Расчёт показателя герметичности межколонного пространства
    • 3. 8. Расчёт обобщённого показателя качества и-ой обсадной колонны
    • 3. 9. Расчёт обобщённого показателя качества для всей конструкции скважины
    • 3. 10. Качественная оценка для всей конструкции скважины
    • 3. 11. Выводы по главе 3
  • 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫХ РАБОТ
    • 4. 1. Результаты акустической цементометрии по скважинам, зацементированным с применением газоблокирующих добавок
    • 4. 2. Апробирование методики оценки качества крепления обсадных колонн
    • 4. 3. Выводы по главе 4

Изучение процесса падения порового давления в цементных растворах при формировании цементного камня (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность работы.

На сегодняшний день одним из наиболее распространенных способов добычи нефти и газа является строительство нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин. Строительство нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин — сложный технический процесс, реализация которого основывается на применении знаний физики, химии, математики, гидродинамики, геологии, материаловедения и многих других наук. Основными этапами строительства и эксплуатации скважин являются: бурение-проводка скважиныразобщение пластов — цементирование обсадных колонносвоение — вывод скважины на рабочий режимэксплуатация скважины — добыча нефти или газа.

Качество выполнения каждого этапа имеет большое влияние на долговечность и надежность конструкции скважины и эффективность её эксплуатации, однако наиболее важным этапом является разобщение пластовкрепление обсадных колонн.

Крепление обсадных колонн осуществляется с целью перекрытия интервалов с несовместимыми условиями бурения, разобщения пластов и создания прочного, долговечного и герметичного канала между продуктивными пластами и дневной поверхностью.

При создании прочной, герметичной и долговечной крепи, т. е. при создании качественной крепи становится возможным следующее:

— максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации;

— эффективное применение оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержание пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

— безопасное проведение работы без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

— выполнение требований охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидонапорных горизонтов друг от друга и от дневной поверхности.

На сегодняшний день качество разобщения пластов нефтегазодобывающих и нагнетательных скважин в ОАО «Сургутнефтегаз», по данным акустической цементометрии (АКЦ), входящей в обязательный комплекс геофизических исследований (ГИС), находится на среднем уровне. Согласно данным АКЦ, на долю «частичного» контакта цементного камня с обсадной колонной на месторождениях, расположенных в Западной Сибири, приходится от 35 до 52% для кондукторов и 45−68% для эксплуатационных колонн, на долю «плохого» контакта приходится от 18 до 31% для кондукторов и 12−19% для эксплуатационных колонн, и «отсутствия» контакта от 6 до 25% для кондукторов и 1−3% для эксплуатационных колонн.

Количество новых скважин с заколонными перетоками, по данным промыслово-геофизических исследований (ПГИ), составляет порядка 25%, что в целом подтверждает средний уровень качества разобщения пластов и актуальность вопроса его повышения.

Качество разобщения пластов в скважинах расположенных на месторождениях Восточной Сибири выше, доля «сплошного» контакта цементного камня с обсадной колонной составляет: для кондукторов — 60−70%, для эксплуатационных колонн 80−90%, и это несмотря на низкие положительные пластовые температуры и аномально-низкие пластовые давления. Высокое качество разобщения пластов на месторождениях Восточной Сибири, по данным АКЦ, характерно как при применении специальных тампонажных материалов, так и стандартных тампонажных портландцементов.

Вопрос создания герметичной и долговечной крепи добывающих и нагнетательных скважин актуален для многих нефтегазодобывающих компаний. На сегодняшний день количество скважин с низким качеством сцепления цементного камня с обсадной колонной, межколонными и заколонными давлениями, обводнением продукции, образованием техногенных залежей, проявлениями в виде грифонов и другими аварийными ситуациями составляет порядка 40−80% [1, 2, 3]. Возникновение данных осложнений в основном связывают с некачественным креплением и формированием негерметичной крепи. Перечисленные выше осложнения наблюдаются практически на всех месторождениях, разрабатываемых в России и зарубежом.

Большинство разрабатываемых месторождений находится на заключительной стадии разработки (продуктивные пласты характеризуются низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами, проницаемость в среднем о о составляет 0,8−10 мкм, аномально высокими или низкими пластовыми давлениями, малыми мощностями нефтенасыщенных пластов с частым переслаиванием с водоносными горизонтами, мощность перемычки между нефте и водонасыщенными пластами составляет до 1 м, проявлениями сероводородной агрессии и другими условиями), и экономически эффективная разработка нефтегазовых залежей сопровождается применением агрессивных (силовых) методов интенсификации притока пластового флюида, таких как: перфорация обсадных колонн и гидроразрыв пласта (ГРП, проводится от 75 до 90% вновь вводимых скважин) — солянокислотная обработка (СКО) — глинокислотная обработка (ГКО) и др. Все перечисленные работы по интенсификации притока оказывают значительные нагрузки на крепь скважины, вызывают существенные напряжения в цементном камне и обсадных трубах и, в конечном счёте, при некачественном креплении приводят к трансформированию уже имеющихся микроканалов в цементном камне в крупные трещины и нарушения, способствующие миграции пластовых флюидов по заколонному пространству и нарушению герметичности крепи в целом.

Качество разобщения пластов во многом зависит от свойств применяемых тампонажных растворов, а именно физико-химических процессов, протекающих в твердеющем тампонажном растворе в скважинных условиях.

В области изучения процессов формирования цементного камня в скважинных условиях и установления причин межколонных перетоков большой вклад внесли такие ученые и специалисты как: Аверьянов. А.П., Агзамов Ф. А., Булатов А. И., Бережной А. И., Данюшевский B.C., Измайлов Л. Б., Каримов H.X., Кошелев А. Т., Кузнецов Ю. С., Мавлютов М. Р., Малеванский В. Д., Овчинников В. П., Поляков В. Н., Рябоконь С. А., Соловьев Е. М., Титков Н. И., Юсупов И. Г., Федоров В. Н. и многие другие.

На сегодняшний день одной из недостаточно освещенных проблем остаётся изучение процессов, происходящих в заколонном пространстве скважины при изменении давления в столбе тампонажного раствора в период превращения его из жидкого состояния в твёрдое. Данный процесс является определяющим для обеспечения герметичности системы «скважинафлюидонасыщенный пласт».

Целью данной работы является повышение качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин разработкой рецептур тампонажных растворов с улучшенными изолирующими свойствами на основе изучения процесса изменения порового давления в цементных растворах при формировании цементного камня.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Анализ качества разобщения пластов и проблем создания герметичной крепи в ОАО «Сургутнефтегаз».

2. Создание методики и модернизированных лабораторных установок для проведения экспериментальных исследований процесса изменения порового давления в цементных растворах в период ОЗЦ.

3. Проведение экспериментальных исследований в условиях, приближенных к скважинным, и обработка их результатов.

4. Разработка тампонажных композиций для обеспечения герметичности заколонного пространства нефтяных и газовых скважин.

5. Промысловые испытания, разработка научно-технической документации, методики оценки качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин.

Методы решения задач.

Для решения поставленных задач проведён анализ и обобщение научных работ в области повышения качества разобщения пластов, результатов промысловых исследований и измерений на скважинах месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». Выработана научно-обоснованная концепция создания рецептур тампонажных растворов с улучшенными изолирующими характеристиками. Проведена апробация методики оценки качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин и опытные работы по повышению качества разобщения пластов.

Научная новизна.

1. С учётом прямого и обратного массопереноса при изменении репрессии на депрессию в процессе перехода тампонажного раствора из жидкого состояния в твёрдое выявлено превалирующее влияние показателя водоотдачи тампонажного раствора на указанные процессы.

2. Выработана научно-обоснованная концепция создания рецептур тампонажных растворов с улучшенными изолирующими характеристиками.

3. Научно обоснована методика проведения лабораторных исследований недостаточно изученного процесса твердения различных тампонажных материалов в условиях изменения порового давления исследуемых образцов.

Практическая ценность работы.

1.На основании изучения процесса изменения порового давления в тампонажных растворах в период ОЗЦ выявлено, что одним из основных факторов формирования негерметичного заколонного пространства является его падение.

2. Разработаны и апробированы в промысловых условиях рецептуры тампонажных растворов, обеспечивающих создание герметичной крепи нефтяных и газовых скважин.

3. Предложена методика расчета обобщенного показателя качества разобщения пластов нефтяных и газовых скважин по промысловым данным. Разработан и введён в действие стандарт общества СТО 239−2010 «Система контроля качества строительства скважин».

Реализация работы в промышленности.

1. Разрабатываются и внедряются тампонажные составы с улучшенными изолирующими свойствами, повышающими качество разобщения пластов.

2. Внедрён стандарт общества СТО 239−2010 «Система контроля качества строительства скважин».

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на XXVI научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (Сургут, 2006), VI конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанные с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа — Югры (Ханты-Мансийск, 2006), XXIX научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз», (Сургут, 2009), IX научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудно извлекаемыми запасами» (Небуг, 2009), Всероссийской научно-технической конференции, посвящённой 45-летию Тюменского топливно-энергетического комплекса и 80-летию Грайфера Валерия Исааковича (Тюмень, 2009 г.), Учёном Совете СургутНИПИнефть.

Сургут, 2012), расширенном заседании кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» ТюмГНГУ.

Публикации по теме диссертации.

По теме диссертации опубликовано 14 печатных текстов в различных изданиях, в том числе один патент на изобретение и три публикации в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 121 страницах текста, в том числе содержит 30 рисунков, 18 таблиц, 1 приложение, включает список использованных литературных источников из 138 наименований.

6.1 Результаты работы оформляются актом промысловых испытаний.

6.2 После ОЗЦ, но не ранее чем через двое суток, проводится комплекс ГИС по определению технического состояния обсадных колонн и качеству разобщения пластов.

6.3 Контроль качества разобщения пластов выполняется по методике согласно СТО 239−2010 «Оценка качества строительства скважин» на основании данных геофизических исследований — АКЦ, СГДТ и результатов гидравлической опрессовки колонн и межколонного пространства.

Программу составили:

Заместитель заведующего НИКО бурения и исследования скважин «СургутНИПИнефть» / ^^ М. А. Дюсюнгалиев.

Заведующий НИЛ техники и технологий бурения скважин НИКО бурения и исследования скважин «СургутНИПИнефть», С. А. Котельников.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Показать весь текст

Список литературы

  1. В.И. Управление качеством в бурении. М.: Недра, 2008, 448с.
  2. С.А. Разработка технологий ликвидации заколонных газоперетоков в скважинах газовых месторождений и ПХГ, 2005.
  3. Ю.Г. Исследование причин возникновения заколонных флюидопроявлений и разработка методов их предупреждения Диссертация кандидата техн. наук: 25.00.15.
  4. Э.А., Ермолкин В. И., Ларин В. И. и др.- Под ред. Э. А. Бакирова. Геология нефти и газа. Учебник для вузов/ 2-е изд, перераб. и доп. -М.:Недра, 1990. 240 с.
  5. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08−62 403.
  6. H.A., Жидовцев H.A., Образцов О. И. К вопросу крепления скважин на Шебелинском и Рудниковском месторождениях. Укр. НИИПроект, научные записки, сер."Бурение", вып.9, Киев, 1962.
  7. А.И., Рябченко В. И., Сибирко И. А., Сидоров H.A. М., Газопроявления в скважинах и борьба с ними «Недра», 1969. 280 стр.
  8. В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. Гостоптехиздат.
  9. В.К. Затрубные выбросы после цементирования обсадных колонн. Азерб.нефт.хоз., № 8, 1954.
  10. Н.С. Цементирование эксплуатационных колонн газовых скважин в условиях Шебелинского месторождения. Сб. «Нефтяная и газовая промышленность», № 4, ИТИ, 1961.
  11. В.К. О природе межтрубных газо-, водо-, нефтепроявлений. Газовая промышленность, № 7, 1966.
  12. В.Т. Лабораторные и промысловые методы исследования причин обводнения скважин подошвенной водой. Обзор «Опыт изоляции пластовых вод». Сер. «Нефтепромысловое дело». ЦНИИТЭнефтегаз, 1963.
  13. У.Д., Халфин В. Е. Затрубные проявления газа. Нефтяное хозяйство, № 9, 1966.
  14. Maciuca L. Problema cimentului de sonde si al cimentarii sondelor in regiunea Ticleni/ Petrol si Gaze vol.11, (1960), nr. l, pp.9−14.
  15. Шарафутдинов 3.3., Ипполитов B.B. Прорыв пластовых флюидов через зацементированное пространство скважин и основные пути его предотвращения. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 9. 2008. стр.28−31.
  16. Т.М., Катеев Р. И., Нуриев И. А., Миннуллин P.M., Чухаев С. В. Повышение качества разобщения пластов с применением устройства манжетного цементирования. Нефтяное хозяйство. № 7. 2008. стр.40−42.
  17. Л.И., Мягкий Я. Б., Гринько Ю. В. Управление тиксотропными свойствами тампонажных реагентов с помощью реагентов. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 1. 2010. стр.39−39.
  18. Д.В., Нижник А. Е., Мягкий Я. Б., Тимофеева Е. В. К вопросу о плотности контакта расширяющегося цементного камня с обсадными трубами. Бурение и нефть. № 12. 2007. стр.28−30.
  19. Bexte D.C., Willis М., De Bruijn G.G., Eitzen, Fouillard E. Использование практических методов цементирования для предотвращения миграции газа. Нефтегазовые технологии. № 11. 2008. стр.16−19.
  20. Н.Е., Овчарук П. М., Романович И. С. Цементирование эксплуатационных колонн газовых скважин с аномально высокими пластовыми давлениями. НТС, «Бурение», № 10, ЦНИИТЭнефтегаз, 1963.
  21. . А.Б., Рустамбеков А. Ф. Об истинных причинах затрубных выбросов после цементирования обсадных колонн. Аз.Нефт.Хоз, № 2, 1955.
  22. И.С., Голышкина Л. А., Бернштейн М. В., Волошин В. А. Способ повышения надежности разобщения пластов. Нефтяное хозяйство. № 5. 1979. стр.49−51.
  23. И.С., Юсупов И. Г., Голышкина J1.A. и др. Гидроизоляционные свойства системы «порода глинистая корка — цементный камень». НТС «Бурение», М, ВНИИОЭНГ, 1976, № 5, с.25−27.
  24. A.B., Городнов В. Д., Русаев A.A., Тимохин И. М., Куликов Н. М., Жженов В. Т. Повышение качества разобщения пластов при креплении скважин. Нефтяное хозяйство, 1976, № 6, стр. 20−22.
  25. М.О., Кривошей A.B. Совершенствование технологии цементирования скважин на месторождениях ООО «Сибирская геофизическая компания». Нефтяное хозяйство, № 6, 2007, стр.52−54.
  26. A.A., К вопросу борьбы с обводнением скважин. Аз.нефт.хоз., № 4, 1940.
  27. Pavlich I.P. Field Results of cementing operations using slurries containing a Fluid-hoss additive for cement. J. Petroleum Technology, vol.14, № 5, 1962, pp. 477 482.
  28. Р.Г., Тимиров A.C., Ахмадишин Ф. Ф., Страхов Д. В., Габбасов Т. М., Тарасова Р. Н. Технология цементирования обсадной колонны с использованием промывочной колонны. Нефтяное хозяйство, № 1, 2007, стр. 3435.
  29. А.Н., Степанов Р. В., Гилязов P.M. Применение гидромеханических центраторов при цементировании скважин. Нефтяное хозяйство, № 10, 2007, стр. 133−135.
  30. С.А., Мильштейн В. М., Лазаренко A.B. Устройство для вращения обсадной колонны в процессе ее цементирования. Нефтяное хозяйство, № 5, 2006, стр.72−73.
  31. A.A. Комплексный подход к разработке и производству оборудования для цементирования скважин. Бурение и нефть, № 6, 2007, 42−43.
  32. М.О. Вытеснение бурового раствора тампонажным и совершенствование технологии цементирования скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. № 1. 2010. стр.39−43.
  33. Сеид-Рза M.K. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. Азернешр, 1963.
  34. H.A., Ковтунов Г. А. Осложнения при бурении скважин. Гостоптехиздат, 1959.
  35. И.В. Состояние бурения скважин на Шебелинском газовом месторождении и мероприятия по улучшению техники и технологии их бурения. В сб. «Бурение скважинах на газовых и газоконденсатных месторождениях». Гостоптехиздат, 1962.
  36. Р.Ш., Шарипов А. У. Применение ПАВ для регулирования технологических свойств тампонажного раствора и камня. Нефтяное хозяйство, 1976, № 7, стр.46−48.
  37. В. Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. «Недра», 1964.
  38. Г. Г., Сафиуллин М. Н., Емельянов A.A., Шенбергер В. М. Повышение качества надежности крепления наклонно-направленных скважин. Нефтяное хозяйство, № 7, 1979, стр. 12−15.
  39. Ю.А., Лукьянов В. Т., Бекух И. И. К вопросу эксплуатации скважин с межколонным давлением. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 8, 2009, стр. 28−32.
  40. В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения. НТС «Бурение», № 2, ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.
  41. А.И. Изучение явления стяжения в суспензиях тампонажных цементов и его возможного влияния на качество цементирования газовых скважин. Сб. «Крепление скважин и разобщение пластов». «Недра», 1964.
  42. В.Д., Булатов А. И., Крылов В. И. Крепление и цементирование наклонных скважин.-М.: Недра, 1983.-352 с.
  43. Л.И., Шляховой Д. С., Тимофеева Е. В. Объемные изменения цементного раствора и камня, влияющие на качество цементирования скважин. Нефтяное хозяйство, № 2, 2008, стр.40−42.
  44. А.Г. Тампонажные растворы с расширяющей добавкой. Бурение и нефть, № 3, 2007, стр.36−37.
  45. А.И. Рекомендации по улучшению герметичности газовых скважин. Укр. филиал ВНИИгаз, Харьков, 1966.
  46. Ю. В. Рябова Л.И., Мягкий Я. Б. Релаксационные свойства и седиментационная устойчивость тампонажных растворов для цементирования наклонных и горизонтальных скважин. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 7, 2009, стр. 27−30.
  47. А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых месторождений. Недра, 1966.
  48. К.В. Предотвращение грифонообразований на газовых месторождениях. Сб. Нефтяная и газовая промышленность, № 3, НТИ, Киев, 1961.
  49. Дюков J1.M. причины образования грифонов и методы их ликвидации. ГОСИНТИ, 1959.
  50. В.П., Сабирзянов А. К. Применение аэрированных тампонажных суспензий для цементирования скважин. Нефтяное хозяйство, № 5, 1976, стр. 1620.
  51. Д.А. Цементирование скважин при наличии в разрезе поглощающих естественных трещин. Нефтяное хозяйство, № 8, 1976, стр.27−30.
  52. В.В., Толстых И. Ф., Бакшутов B.C. Разработка и исследование тампонажных пеноцементов для различных условий применения. Нефтяное хозяйство, № 6, 1981, стр. 22−27.
  53. П.Я., Машуков Е. А., Камынина Е. Б., Зотеев A.M., Спиридонов О. Н., Белинкин В. А., Боков В. А. Применение облегченного тампонажного раствора. Нефтяное хозяйство, № 11, 1980, стр. 55−57.
  54. Д.В. Эффективные облегченные тампонажные растворы для условий аномально низких пластовых давлений и многолетнемерзлых пород. Нефтяное хозяйство, № 1, 2008, стр. 50−53.
  55. . A.B. Влияние некоторых факторов на долговечность скважин как технических сооружений. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 8, 2009, стр. 33−37.
  56. A.B., Агзамов Ф. А., Шерекин A.C. Применение армирующих добавок для повышения герметизирующей способности цементного камня в крепи скважин. Бурение и нефть, № 2, 2007, стр. 36−38.
  57. A.M., Ашрафьян М. О. Нарушение цементного кольца при опрессовке обсадных колонн. Нефтяное хозяйство, № 11, 1979, стр. 17−20.
  58. Н.Х., В.И.Петерс, Губкин H.A. Герметизация заколонного пространства скважин. Нефтяное хозяйство, № 2, 1980, стр.51−52.
  59. А. Т. Коновалов А.Е., Вартумян Г. Т., Гилаев Г. Г., Смык C.B. О причинах появления межколонного давления в нефтегазовых скважинах. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 7, 2009, стр. 16−20.
  60. Д.Ф., Иванова H.A., Филиппов В. Т., Парпиев С. К. Магнезиальностойкий шлакобаритовый цемент. Нефтяное хозяйство, № 1, 1977, стр. 22−24.
  61. JI.K., Леонидова А. И., Горшков Г. Ф., Струбалина Н. В. Технология крепления скважин в солевых отложениях с пропластками калийно-хлормагниевых солей. Нефтяное хозяйство, № 2, 1978, 23−24.
  62. С.К. Тампонажный раствор высокой плотности. Нефтяное хозяйство, № 5, 1980, стр. 28−30.
  63. B.C., Бакшутов B.C., Никитин В. Н., Чжао-Пин-Хуан, Седов В.Т., Илюхин В. В. О возможности применения пеноцементов на основе ПАВ для цементирования скважин. Нефтяное хозяйство, № 7, 1976, стр.48−50.
  64. Н.Е., Белей ИИ., Кашникова Л. Л., Родер С. А., Кармацких С. А., Вялов В. В., Лазарев В. Б., Цыпкин Е. Б. Результаты исследований морозостойкости камня облегченных тампонажных цементов. Бурение и нефть, № 4, 2008, стр. 15−18.
  65. А.И., Иванова H.A., Новохатский Д. Ф., Рахимбаев Ш. М., Рябова Л. И. Влияние сероводородсодержащих пластовых вод на коррозионную стойкость цементного камня. Нефтяное хозяйство, № 7, 1981, 27−30.
  66. И.Н., Лосев А. П. Каналообразование в цементном камне при использовании оснастки обсадных колонн из алюминиевых сплавов. Нефтяное хозяйство, № 6, 2008, стр.98−101.
  67. С.Н., Цыцымушкин П. Ф., Мязин О. Г., Степанов В. Н., Ефимов A.B. Крепление скважин в условиях хемогенных отложений. Нефтяное хозяйство, № 4, 2006, стр. 102−104.
  68. М.О., Кривошей A.B. Влияние снижения пластового давления и очистки каверн на качество цементирования скважин. Нефтяное хозяйство, № 11,2006, стр. 58−59.
  69. Р.Х., Попов В. А., Вялов В. А., Клинышков М. С. Повышение качества цементирования эксплуатационных колонн в глубоких скважинах. Нефтяное хозяйство, № 8, 1995, стр. 34−36.
  70. А.Г., Антипин Ю. В., Гильмутдинов Б. Р., Яркеева Н. Р. Влияние искривленности ствола и геохимических процессов в пластах на срок службы скважин. Нефтяное хозяйство, № 6, 2008, стр. 112−115.
  71. .В., Асмолова Р. В., Герц В. И., Власов П. А., Романенко В. И. О возможности использования золы Бурштынской ГРЭС в качестве добавки к тампонажным растворам. Нефтяная и газовая промышленность, № 1, 1976, стр.13−16.
  72. В.Г., Петреску В. И. Повышение эффективности цементирования обсадных колонн газовых скважин (на примере Песцовой площади Уренгойского месторождения). Нефть, газ и бизнес. № 1, 2008, стр. 1530.
  73. Н.Е., Белей И. И., Волков A.B., Лазарев В. Б. Технологии цементирования обсадных колонн в газовых скважинах. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 5, 2008, стр.44−49.
  74. Robert C.Smith. Amoco Production. Co. Tulsa. Checklist aids successful primary cementing // Oil and Gaz Journal. 1982, № 1. Vol.80.P30−33/
  75. Henry L. Dohetry Memorial Fund of AIMESosiety of Petroleum Engineers of AIME New York. Dallas. 1976.
  76. B.M. Цементирование буровых скважин. Краснодар. ОАО «НПО Бурение», 2003−286 с.
  77. A.c. 588 347. Устройство для цементирования скважин/ М. О. Ашрафьян, А. И. Булатов, В. В. Еременко и др. Б.И. 19 788 № 2.
  78. В.Е., Ахрименко З. М. Об эффективности низковязких буферных жидкостей. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, № 5, 2009, 42−44 стр.
  79. Буферный жидкости, используемые при цементировании скважин/ А. И. Булатов и др. М.:ВНИИОЭНГ, 1987. 60с.
  80. В.М., Шамина Т. В. Буферная жидкости с низкой водоотдачей. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 1997.- № 10−11, 28−30 стр.
  81. Захаров A. JL, Пильгун С. Ю., Абдулова Л. Ф. Влияние типа бурового раствора на качество цементирования. Бурение и нефть № 3, 2008, стр. 24−25.
  82. Howard G.C., Clark J.B. Factors to be considered in obtaining proper cementing of casing // Oil and gas J/ 1948. 11/11 Vol.46, № 46.
  83. И.С., Ибатуллин P.X., Перов A.B., Вакула Я. В. Совершенствование техники и технологии крепления скважин. Нефтяное хозяйство 1979.
  84. Устройство для кольматации стенок скважины./ И. С. Катеев, А. М. Ахунов, Г. С. Абдрахманов и др.A.c. № 649 829, Бюлл.изоб.1979, № 8, с. 112.
  85. Н.Х., Рахимбаев Ш. М. Освоение метода определения и нормирования некоторых свойств тампонажных растворов// Нефтяное хозяйство. 1978. -№ 7.-с.23−25.
  86. B.C., Бакшутов B.C., Чхао П. Ф. и др. Тампонажный цемент с большой величиной расширения на основе окиси кальция// Цемент.-1972. № 1. с.18−19
  87. Н.Х., Запорожец Л.С, Питере В. И. A.c. 1 033 711 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Расширяющийся цемент. № 3 428 519/22−03. 1982.
  88. B.C., Ржаницын Ю. П., Катаева Л.И. A.c. 1 033 469 СССР, МКИ С 04 В 7/14. Вяжущее. № 3 426 856/29−33. 1982.
  89. Данюшевский В. С, Кадыров Ю. Т., Каримов Н. Х., Рахимбаев Ш. М. A.c. 1 046 481 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Расширяющийся цемент для цементирования скважины. № 3 460 468/22−03.1982.
  90. В.М., Мавлютов М. Р., Кузнецов Ю. С., Овчинников В. П., Агзамов ФА и др. A.c. 1 035 195 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Вяжущие для приготовления тампонажных растворов. № 3 381 823/22−03. 1982.
  91. Н.Е., Корнеев В. И., Зозуля П. В., Сизяков В. М., Ипполитов В. В. и др. Патент 2 111 341 (РШ) Е 21 В 33/138. Расширяющийся тампонаж-ный материал. № 96 114 807. 1998.
  92. A.A., Дмитриев Д. М., Арбузова Т. В., Конкова Л.С. A.c. 835 983 СССР, МКИ С 04 В 7/14. Способ производства расширяющейся добавки к цементу. № 2 794 013/29−33.1979.
  93. JI.A., Глуховский В. Д., Рупова Р. Ф., Кавалерова Е.С., Румына ДА
  94. A.c. 1 165 657 СССР, МКИ С 04 В 7/163 28/10. Расширяющаяся добавка к шлакощелочным вяжущим. № 3 675 966/29−33. 1983.
  95. З.А., Верещака И. Г., Жаров Е. Ф., Серяков А.С, Керцман А. З., Михайленко С. Г. A.c. 922 269 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Расширяющийся тампонажный раствор для крепления скважин. № 2 972 361/22−03. 1980.
  96. З.А., Верещака И. Г., Жаров Е. Ф., Серяков А.С, Керцман А. З., Михайленко С. Г. A.c. 922 269 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Расширяющийся тампонажный раствор для крепления скважин. № 2 972 361/22−03. 1980.
  97. А., Бахмутов В.С, Ангелопуло O.K., Городков В. Д., Ис-серлис
  98. B.И., Аль-Варди X. A.c. 1 164 400 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор. № 3 693 029/22−03. 1984.
  99. Паров Ф.В. A.c. 730 640 СССР. Сырьевая смесь для получения расширяющейся добавки к цементу. 1980.
  100. М. Влияние повышенных температур и давлений на гидратацию и твердение цемента // Шестой международный конгресс по химии цемента. М., Стройиздат, 1976.-Т.2. Кн.2. с.109−128.
  101. М.О., Гринько Ю. В., Резчиков Г. А. Опыт применения цементно-зольных скважин на месторождениях Краснодарского края // Нефтяное хозяйство № 3, 2007, с.34−35.
  102. А. И. Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению М: Недра 1985 С. 364.
  103. С.А. Гипотезы поиск прогнозы Сб.науч.тр. Сев-Кав отд. инж. академии РФ. Краснодар 1992 С. 97−101.
  104. Р.Г., Тимиров A.C., Ахмадишин Ф. Ф. Технология цементирования обсадной колонны с использованием промывочной колонны // Нефтяное хозяйство № 1, 2007, с. 34−36.
  105. Ю., Бурлов И., Верещагин П. Новый тампонажный цемент повышает герметичность заколонного пространства скважин // Нефть и Газ Евразия № 3, 2008, с. 16−18.
  106. С.И., Катеев Р. И., Данилушкина Д. В. Разработка рецепьуры тампонажного раствора для надежной крепи в условиях поливалентной солевой агрессии пластовых вод //Сборник научных трудов ТатНИПИнефть.-М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. — 472 с.
  107. С.Н., Цыцымушкин П. Ф., Мязин О. Г. Крепление скважин в условиях хемогенных отложений // Нефтяное хозяйство № 4, 2006, с.102−111.
  108. И.Р., Баишев А. Б. Технология обработки тампонажных растворов магнитным полем // Бурение и нефть № 11, 2003, с. 27−29.
  109. И.Р., Кузьмин Б. А., Дяченко А. И. Восстановление герметичности крепи скважин в условиях поглощений на Усинском месторождении // Нефтяное хозяйство № 5, 2006, с.74−76.
  110. П.Ф. Разработка дисперсноармированных тампонажных материалов для крепления глубоких нефтяных и газовых скважин. Дисс.канд.техн.наук//Краснодар. 1985. С. 237.
  111. A.M., Булатов, А.И., Волошин В. А., Новохатский Д. Ф. К вопросу об оптимальных упругопрочностных свойствах тампонажного камня.
  112. Формирование и работа цементного камня. Всесоюзное совещание // Краснодар. 1972. С. 54−55.
  113. В.В., Леонов Е. Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания. ВНИИОЭНГ. НТС Бурение, № 3, 1969.
  114. В.Т. Повышение качества разобщения пластов на нефтяных месторождениях с подошвенной водой. Дисс. на соиск.уч.степ.канд.техн.наук, ТатНИИ, 1965.
  115. A.A., Шульга Г. П. Исследования активного гидростатического давления создаваемого цементным раствором. Тр. ВНИИБТ, вып.ХХШ. М., изд-во «Недра», 1968.
  116. А.И., Обозин О. Н. Дуксов А.К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважин после цементирования. Газовая промышленность, 1970, № 2.
  117. Я.М., Хахаев Б. Н., Алиев P.M., Данюшевский B.C. Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин. М.: Недра, 1996, -234 с.
  118. А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра, 1990.-409 с.
  119. А.Г., Антипин Ю. В., Гильмутдинов Б. Р., Яркеева Н. Р. Влияние искривленности ствола и геохимических процессов в пластах на срок службы скважин // НТЖ Нефтяное хозяйство, 2008, № 6, с. 112 115.
  120. A.B. Влияние некоторых факторов на долговечность скважин как технических сооружений // НТЖ Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 2009, № 8, с. 33 37.
  121. Методическое руководство по применению методов распознования образов при промывке и креплении скважин. Краснодар: ВНИИКРнефть, Азнефтехим, 1974. — 137 с.
  122. Я.М. Проблемы долговечности и современные технологии ликвидации глубоких нефтегазовых скважин / Я. М. Курбанов, H.A.118
  123. , Э.Н. Хафизова, С.А. Котельников // Разведка и охрана недр, Москва, 2003, № 6, С. 43−46.
  124. С.А. Разработка методики расчёта показателей качества крепления нефтяных и газовых скважин / В. Н. Федоров, С. А. Котельников, М. А. Дюсюнгалиев // Специализированный журнал Бурение и нефть. 2010.-№ 4.-С. 14−16.
  125. С.А. Исследование падения порового давления в цементных растворах / В. Н. Фёдоров, А. П. Аверьянов М.А.Дюсюнгалиев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2011, № 5. С. 48−53. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Fedorov/Fedorov l.pdf.
Заполнить форму текущей работой

Заказал и сдал!