Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Фан Тиен Зунг

• Фан Тиен Зунг
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Фан Тиен Зунг

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСА.

1.1 Геологические особенности месторождения «Белый Тигр» во Вьетнаме (МБТ).

1.2 Стратиграфическая характеристика месторождения Белый Тигр.

1.2.1 Осадочный чехол.

1.2.2 Фундамент.

1.2.3 Нефтеносность месторождения Белый Тигр.

1.3 Геолого-технические условия крепления и состояния скважин на МБТ.

1.4 Анализ причин возникновения МКД.

1.5 Способы восстановления герметичности заколонного пространства скважины.

1.6 Анализ составов для восстановления герметичности заколонного пространства.

ВЫВОДЫ по главе 1. Цель работы и задачи исследований.

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ К СОСТАВАМ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЗАКОЛОННОГО

ПРОСТРАНСТВА СКВАЖИН. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1 Обоснование параметров герметизирующих составов.

2.2 Наполнители, применяемые при строительстве скважин.

2.3 Размеры каналов перетока.

2.4 Кольматация.

2.5 Основные требования, предъявляемые к гелеобразующим составам.

2.60боснование выбора сырьевого материала.

2.7 Механизм гелеобразования составов на основе доменного шлака.

2.8 Методы исследования свойств герметизирующих композиций.

2.8.1 Методика приготовления гелеобразующих составов.

2.8.2 Методика определения времени гелеобразования.

2.8.3 Методика определения реологических свойств гелеобразующих составов.

2.8.4 Методика определения пластической прочности.

2.8.5 Методика определения термостабильности композиций.

2.8.6 Методика определения стабильности герметизирующих композиций к действия минерализованных вод.

2.8.7 Методика определения динамической вязкости и предельного статического напряжения сдвига.

2.8.8 Разработка экспериментального стенда и методика его подготовки к проведению исследований.

ВЫВОДЫ по главе 2.

ГЛАВА 3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА СВОЙСТВА ГЕРМЕТИЗИРУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ.

3.1 Экспериментальные исследования свойств герметизирующих композиций.

3.2 Определение рационального состава гелеобразующей композиции.

3.3 Влияние температуры на скорость гелеобразования.

3.4 Влияние добавки наполнителей на свойства гелеобразующих составов.

3.5 Влияние действия минерализованных вод на гелеобразующиеся составы.

3.6 Исследование герметизирующей способности гелеобразующих композиций.

3.6.1 Исследования ГОК с искусственными каналами.

3.6.2 Исследования ГОК с содержанием «Микродура».

3.6.3 Исследования ГОК с содержанием асбеста (каналы размерами 1-Змм).

3.6.4 Исследования ГОК с содержанием стеклонита (каналы размерами не менее 5мм).

ВЫВОДЫ по главе 3.

ГЛАВА 4 АНАЛИЗ ПРИЧИН НАРУШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ КРЕПИ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА ДИАГНОСТИКИ ПО МБТ.

4.1 Анализ причин нарушения герметичности крепи скважин МБТ

4.1.1 Подготовка данных.

4.1.2 Выявление значимых факторов, определяющих возникновение межколонных давлений.

4.1.2.1 Анализ зависимости МКД от высоты недоподъема цемента.

4.1.2.2 Анализ качества цементирования скважин.

4.1.2.3 Анализ зависимости МКД от года ввода скважин на эксплуатацию.

4.1.2.4 Анализ зависимости МКД от количеств КРС, ОПЗ, продуктивного пласта.

4.2 Диагностика межколонных давлений на нефтяном месторождении Белый Тигр (Вьетнам).

4.3 Разработка рекомендаций по предупреждению межколонных давлений.

4.4 Группирование скважин по величине МКД.

ВЫВОДЫ по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Борьба с межколонными давлениями в нефтяных скважинах»

Экономика Вьетнама, также как экономика всего мира тесно связана с развитием нефтегазовой отрасли. Добыча нефти в основном проводится на месторождении Белый Тигр. В общем эксплуатационном фонде месторождения добывающие скважины составляют 72%. Месторождение Белый Тигр является уникальным, характеризуется наличием больших запасов нефти в отложениях олигоцена и кристаллического фундамента на глубине 3000 -5000м.

Однако и при бурении, и при добыче возникают осложнения, влияющие на темп разработки месторождения и нарушающие экологическое равновесие. Последнее десятилетие одной из актуальных задач в нефтегазовой промышленности является качественная и надежная ликвидация скважин, выполнивших свое целевое назначение. Проблема межпластовых перетоков (МПП) и межколонных давлений (МКД) широко распространена как во Вьетнаме, так и во всем мире и не всегда зависит от условий конкретного нефтяного или газового месторождения.

Для месторождения Белый Тигр как и для многих нефтяных и газовых месторождений всего мира характерны межколонные давления. Анализ промысловых данных по месторождению Белый Тигр показывает, что число нефтяных скважин, имеющихся МКД, составляет почти 50% всего фонда скважин. По мере увеличения продолжительности эксплуатации месторождения количество таких скважин, как правило, возрастает.

Межколонные проявления в обсаженных скважинах могут быть обусловлены либо нарушением герметичности обсадной колонны или ее устьевого оборудования, либо негерметичностью зацементированного затрубного пространства, при наличие флюидопроводящих каналов в формирующемся там-понажном камне.

Рекомендации по предупреждению межколонные проявлений могут быть подразделены на две группы: а) мероприятия по обеспечению качественного разобщения пластов в кольцевом пространстве скважины; б) меры по обеспечению герметичности всех участков обсадной колонны.

В последние годы одним из наиболее перспективных направлений ликвидации МКД является применение герметизирующих жидкостей. Достоинством герметизирующих жидкостей является возможность их использования для ликвидации межколонных давлений путем заполнения межтрубного и зацементрированного межколонного пространства скважины.

При этом актуальной задачей является разработка гелеобразующих композиций, обладающих способностью кольматировать флюидопроводя-щие каналы и сохраняющих при этом свои технологические свойства на весь срок их нахождения в месте нарушения герметичности крепи.

Цель работы

Ликвидация или ограничение межколонных давлений при капитальном ремонте скважин путем использования новых герметизирующих гелеобразующих композиций.

Задачи исследований

1. Теоретическое обоснование требований к свойствам и составу гелеобразующих композиций.

2. Исследование возможности получения упрочняющегося гелеобра-зующего состава на основе доменного шлака и различных наполнителей.

3. Изучение кинетики гелеобразования разработанных композиций в зависимости от концентрации исходных компонентов, температуры, минерализации пластовых вод.

4. Экспериментальное изучение герметизирующей способности гелеобразующих составов и разработка экспериментального стенда.

5. Исследование причин возникновения МКД и разработка методики их диагностики по месторождению Белый Тигр (Вьетнам).

Методы исследования

Поставленные задачи решались в лабораторных условиях с использованием стандартных методик, приборов, статистической обработки полученных данных с применением ПЭВМ.

Научная новизна

1. Установлена возможность использования доменного шлака для получения термостойкой гелеобразующей композиции с высокой агрегативной устойчивостью и оптимальными реологическими свойствами для восстановления герметичности крепи скважин.

2. Установлена возможность герметизации каналов размером от 1,0 до 5,0 мм гелеобразующими герметизирующими композициями, содержащими полидисперсные или волокнистые наполнители для кольматирования каналов.

3. Выявлены закономерности изменения пластической прочности геле-образующих композиций на основе доменного шлака и соляной кислоты от термодинамических условий гелеобразования и компонентного состава ингредиентов.

Практическая ценность

1. Разработан герметизирующий состав на основе доменного шлака, соляной кислоты и наполнителей, обладающий высокой проникающей способностью и позволяющий эффективно кольматировать нарушения герметичности крепи при ликвидации межколонных давлений.

2. По месторождению Белый Тигр предложены методика диагностики межколонных давлений и классификация скважин, учитывающая соотношение величин МКД и прочность внешней колонны на внутреннее давление.

3. Разработана новая лабораторная работа по исследованию газоизолирующей способности гелеобразующих составов на основе неорганических материалов, внедренная в учебный процесс при обучении студентов, обучающихся по направлению 650700 - «Нефтегазовое дело», специальность 090080 «Бурение нефтяных и газовых скважин».

Основные защищаемые положения

- результаты исследования причин межколонных давлений по месторождению Белый Тигр (Вьетнам);

- результаты исследований по получению гелеобразующих композиций, содержащих наполнители, обладающих необходимыми реологическими свойствами;

- результаты экспериментальных исследований новых рецептур герметизирующих композиций, технологии их приготовления и применения для ликвидации МКД.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались:

- на 55-й, 56-й и 57-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых (г. Уфа, 2004-2006гг.);

- на II межотраслевой научно-практической конференции «Проблемы совершенствования дополнительного профессионального и социогуманитар-ного образования специалистов товливно-энергетического комплекса» (г. Уфа, 2005г.);

- на международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин» (г. Уфа, 2005 г.).

Публикации

Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 8 печатных работах, в том числе 3 статьях и тезисах 5-ти докладов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, заключения, списка литературы из 127 наименований; изложена на 155 страницах машинописного текста, включая 26 рисунков, 30 таблиц.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Фан Тиен Зунг

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложена методика диагностики причин возникновения межколонных давлений по месторождению Белый тигр, учитывающая вид флюида, выходящего из межколонного пространства, темп роста давления и его падения при стравливании из межколонного пространства, соотношения затрубного и межколонного давлений и позволяющая определить источники МКД, пути миграции межколонного флюида, оценить размер каналов.

2. Разработаны требования к герметизирующим составам для восстановления герметичности заколонного пространства и обоснован ввод наполнителей в гелеобразующие составы, позволяющих кольматировать и герметизировать каналы размером от 1,0 до 5,0 мм.

3. Разработан и изготовлен экспериментальный стенд для исследования герметизирующих свойств гелеобразующих составов при восстановлении герметичности цементного камня и его контактных зон.

4. Разработан гелеобразующий герметизирующий состав на основе доменного шлака и соляной кислоты с необходимыми свойствами, адаптированными к месторождению Белый Тигр.

5. Экспериментально доказана эффективность применения разработанной упрочняющей гелеобразующей композиции на основе доменного шлака в качестве герметизирующего состава для восстановления герметичности заколонного пространства скважины.

6. По месторождению Белый Тигр предложена классификация скважин, учитывающая соотношение величин МКД и прочность внешней колонны на внутреннее давление, и предложены мероприятия по обеспечению работы скважин.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Фан Тиен Зунг, 2006 год

1. Аветисов А.Т. Пути повышения эффективности ремонтно-изоляционных работ при строительстве скважин/ А.Т. Аветисов, С.В.Усов, А.Т.Кошелев и др.-М., 1984.- (Сер.БурениеЮбзор.информ./ ВНИИОЭНГ; Вып. 21 (83).;

2. Агзамов Ф.А. Надпакерная жидкость для ликвидации межколонных давлений в скважинах подземных хранилищ газа/Ф.А.Агзамов, А.Г.Латыпов, А.С.Аль-Самави, И.А.Саид// Изв. вузов. Нефть и газ.-2001.- №6.-С. 18-22.

3. Агзамов Ф.А. О некоторых проблемах строительства скважин на нефтяном месторождении Белый Тигр (Вьетнам)/ Ф.А. Агзамов, Т.З. Фан// Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа, 2004,- С.24.

4. Агзамов Ф.А. Состав для восстановления герметичности заколонного пространства скважин/ Ф.А.Агзамов, И.А.Саид, А.С.Аль-Самави, Н.С. Сабдыков// НТЖ «Интервал».- Самара. Изд-во ООО «Саар-Волга»-2002, № 4(39).-С. 6-8;

5. Айлер Р. Химия кременезема- М.: Мир, 1982.- 810с.

6. Акбулатов Т.О., Матюшин П.Н., Аглиуллин А.Х. К расчету режимов струйной кольматации стенок скважины. Экспресс-информация. Сер Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море //ВНИИОЭНГ, 1982.-Вып. 12.

7. Алмаев Р.Х. Технология применения вязкоупругих осадкообразующих химреагентов/ Р.Х. Алмаев, В.В.Девятов// Нефтепромысловое дело 1994.- № 5 -С .7-10.;

8. Амиров А.Д. и др. Капитальный ремонт скважин. -М.Недра, 1975, с. 193-198.

9. Анализ качества цементирования эксплуатационных скважин по обсадным колоннам , 244,5мм 177,8мм с анализом причин межколонных давлений на АГКМ / Отчет о НИР/ АстраханьНИПИгаз Астрахань, 1988.- 127 с.

10. Анализ причин межколонных давлений на скважинах Астраханского ГКМ и рекомендации по предупреждению их возникновения / Отчет о НИР/ Ставрополь, 1988.-21 с.

11. Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении: Проблемы и решения.- Уфа: УГНТУ, 2000.- 219с.;

12. Ахметов А. А. Повышение эффективности и экологический безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин. Дисс. д-ра техн. наук.- Уфа, 2001.- 327с .

13. Ахметов И.М. Применение композиционных систем в технологических операциях эксплуатации скважин/ И.М.Ахметов,

14. Н.М.Шерстнев М.: Недра, 1989.- 254с.

15. Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. — М: Недра, 1998.

16. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации/ Ю.М.Басарыгин, В.Ф.Будников, А.И.Булатов.-М.: Недра, 2000- 2002.- Том № 1, 2, 3;

17. Блажевич В.А. Гидродинамическая обстановка в скважинах при проведении в них ремонтно-изоляционных работ/ В.А.Блажевич, В.А.Стрижнев// Тр. БашНИПИнефти.- Уфа, 1979.- Вып. 56.-С. 265.;

18. Блажевич В.А. Исследования перетока закачиваемой воды в непродуктивные пласты/ В.А.Блажевич, В.Г.Уметбаев, В.А.Стрижнев// Тр. БашНИПИнефти,- Уфа, 1977.- Вып. 50.- С. 105-110;

19. Блажевич В.А. Ремонтно изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений/ В.А.Блажевич, В.Г.Уметбаев, В.А.Стрижнев,- М.: Недра, 1981.-232с..

20. Будников В.Ф. Диагностика и капитальный ремонт обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах / В.Ф. Будников, П.П. Макренко, В.А. Юрьев.- М.: Недра, 1997.-226 с.

21. Будников В.Ф. Перспективы развития вязкоупругих составов// Тр. ВНИИКРнефти.- М., 1995.-С. 55-61..

22. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А., Сидоров Н.А. Газопроявления в скважинах и борьба сними. М.: Недра, 1969. - С. 63-144.

23. Булатов А.И. Доменные шлаки тампонажные вяжущие для крепления глубоких скважин/ А.И.Булатов, Д.Ф.Новохатский.- Киев: Наукова думка, 1981.-187с.

24. Булатов А.И., Куксов А.К., Обозин О.Н., Новохатский Д.Ф., Головенко Н.Г. О необходимости учета седиментационной устойчивости тампонажных цементов. НТС, сер. «Бурение», №2. -1971.

25. Булатов А.И., Обозин О.Н. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов. «Крепление скважин, буровыерастворы и предупреждение осложнений». Тр. КФ ВНИИнефть, вып. 6. 23, 1970.-с. 256-267.

26. Булатов А.И. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений//Газовая промышленность. № 12. - С. 24 - 27.

27. Булатов А.И. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин / А.И.Булатов, А.Ф.Озеренко, А.Н.Куксов, И.А.Сибирко и др. М.: Недра, 1979

28. Булатов А.И.Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990, с. 131-149.

29. Вершинин А. Т. Пути совершенствования метода изоляции водопритоков с применением кремнийорганических соединений и гидрогелей// Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на месторождениях Западной Сибири.- М.: ВНИИОЭНГ, 1992.-С. 34-42.;

30. Винниченко В.М., Гончаров А.Е., Максименко Н.Н. Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении разведочных скважин.-М:Недра, 1991.

31. Волошин В.А. Влияние полимерных добавок на изолирующую способность тампонажных растворов/ В.А.Волошин, А.В.Черненко, Ю.Д.Комнатный, С.С. Гусев// Нефтяное хозяйство.- 1983.- №9. -С. 36-39.

32. Выбор тампонирующих смесей в зависимости от величины раскрытия поглощающих каналов, определяемой по результатам механического каратажа /Г.Ф.горшков, Л.П.Поляков, Б.М.Курочкин и др. -НТС «Бурение», 1974, №1, с. 16-20.

33. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С. Повышениекачества вскрытия и разобщения газовых пластов месторождений севера Тюменской области. М.: ИРЦ Газпрома, - 1993. - 43 с.

34. Газизов А.Ш. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах/ А.Ш.Газизов, А.А.Газизов.- М.: Недра, 1999.- 285с.;

35. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. Л.: Техническая книга, 1980. - 367 с.

36. Ганиев P.P. Гелеобразующие составы на основе побочных продуктов катализаторных производств для снижения обводненности добываемой продукции/ Р.Р .Ганиев, Р.С.Мухметзянова, Л.Е.Ленченкова// Тр. БашНИПИнефть.- Уфа, 1996.-С. 26.;

37. Гарифуллин Ш.С. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида/ Ш.С.Гарифуллин, И.М.Галлямов, И.Г.Плотников, А.В.Шувалов// Нефтяное хозяйство.- 1996,- №2.-С. 32-35.;

38. Григорян Н.Г. Эффективность вскрытия пласта перфорацией в зависимости от типа бурового раствора // Нефтяное хозяйство. 1983. -11.-С. 23-25.

39. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам/ B.C.Данюшевский, Р.М.Алиев, И.Ф.Толстых.- М.: Недра, 1987.-372с.

40. Девятов В.В. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района/ В.В.Девятов, Р.Х.Алмаев, П.И.Пастух и др.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-100 е.;

41. Елизаров Н.И. Совершенствование технологических решений исистем, способствующих проведению качественного ремонта скважин// Нефтяное хозяйство.- 1996.- № 7.-С. 20-21.;

42. Еремин Г. А. Особенности применение фенолоспиртов для изоляционных работ/ Г.А.Еремин, В.И.Крылов, С.В.Усов // Нефтяное хозяйство.- 1979.- №1.-С. 24-28.;

43. Зельцер П.Я., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А.- М., 1989.- 43с.-(Техника и технология геол.-развед. работ: Обзор.информ./ ВИЭМС; Вып.2.);

44. Зюрин В.Г. Промысловые испытания гелевой технологии на Арланском месторождении/ В.Г. Зюрин, А.М.Хатмуллин, В.С.Асмоловский, JI.E. Ленченкова// Тр. БашНИПИнефть.-Уфа: Башкнигоиздат, 1995.- Вып. 91.-С. 66-74.;

45. Зюрин В.Г. Совершенствование техники и технологии применения жидкого стекла в композиции с соляной кислотой для снижения обводненности скважин/ В.Г.Зюрин, Ф.Х.Сайфутдинов, Л.Е.Ленченкова // Тр. БашНИПИнефть.-Уфа, 1995.- Вып. 91.-С. 75-81.;

46. Ивачев Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геологоразведочных скважин. М.: Недра, 1982. -292 с.

47. Игревский В.И, Мангушев К.И. Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов. М: Недра, 1974.

48. Известково -кремнеземистые тампонажные материалы для крепления скважин в условиях высоких температур и коррозионно-активных сред.

49. Измухамбетов Б. С. Технологии получения и применения порошкообразных материалов из промышленных отходов для строительства скважин на казахстанской части Прикаспийской впадины: Дисс. д-ра. техн. наук: 05.15.10/КазНИГРИ.- Уфа, 1998.- 299с.

50. Измухамбетов Б.С., Агзамов Ф.А., Акбулатов Т.О., Сакаев P.M. Повреждение продуктивных пластов в процессе проводки скважины. Методы предупреждения и устранения. Изд-во УГНТУ, Уфа. -2004.).

51. Каназафаров Ф.Я. Составы для изоляции пластовых вод/ Ф.Я.Каназафаров, А.С.Васильев, С.Г.Канзафаров// Нефтяное хозяйство.1991,-№2. -С. 20-22.;

52. Каморин В.К. О природе межтрубных газо-, водо-, и нефтепроявлений //Газовая промышленность. 1966. - № 7. - С. 17-19.

53. Каримов Н.Х. Герметизация заколонного пространства скважин/ Н.Х.Каримов, В.М.Петерс, Н.В.Губкин// Нефтяное хозяйство,- 1980.- №2 С. 51-52.

54. Каримов Н.Х. Применение многокомпонентных смесей, приготовленных с помощью дезинтегратора, при строительстве скважин/ Н.Х.Каримов, Б.Н.Хахаев, И.А.Серенко и др.- М.: ВНИИОЭНГ, 1989.- (Сер. Бурение: Обзор, информ.; Вып.З.).;

55. Кирпиченко Б. И. Возможность исследований в период ликвидации заколонных перетоков/ Б.И.Кирпиченко, А.А.Сержантов// Нефтяное хозяйство.-1983.- №5.-С. 24-26.

56. Киселев А.И. Прочностные свойства тампонажных материалов для восстановления герметичности резьбовых соединений обсадных колонн/ Киселев А.И., Рябоконь С.А.// Строительство скважин на суше и на море.-№9, 1989.-С. 5-8.;

57. Клещенко И.И. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений западной Сибири/ И.И.Клещенко, А.К.Ягафаров, А.У.Шарипов, А.П.Телков.- М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- 59 с;

58. Клещенко И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин/ И.И.Клещенко, А.В.Григорьев, А.П.Телков.-М.: Недра, 1998.- 269с.;

59. Комиссаров А.И. Изучение возможности ограничения притока газа по высокопроницаемым пропласткам в добывающие скважины месторождения Гойт-Корт/ А.И.Комиссаров, В.С.Хаджиев// Тр. СевКавНИПИнефть- 1988.- Вып.48.-С. 5.

60. Краткий справочник физико-химических величин. Под редакцией К.П.Мищенко и А.А.Равеля. -Изд-во «Химия», Ленинградское отделение, 1967.

61. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. -М: Недра, 1980.

62. Кувшинов В.А. Кинематика гелеобразования в системе соль алюминия- карбамид- вода/ В.А.Кувшинов, Л.К.Алтунина, Л.А.Стасьев //Физико-химические свойства растворов и дисперсий.- Новосибирск, 1992,-С. 18-24.;

63. Кудряшов Б.Б., Яковлев AM. Бурение скважин в осложненных условиях: Учеб. пособие для вузов. М: Недра, 1987.

64. Курочкин Б.М. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой/ Б.М.Курочкин, С.Н.Хананов, Р.З.Саитгареев, С.А.Кашапов// Нефтяное хозяйство.- 1997.1.с. 18-20.;

65. Кучернюк В.Д. Изучение влияния перфорации на колонну и цементное кольцо//Бурение: Науч.техн.сб./ВНИИОЭНГ.- 1970.-№ 10.-С. 12.

66. Лебедев Е.И. Определение момента гелеобразования полимерных композиций//Нефтяное хозяйство.- 1995.-№9.-С. 19.

67. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами-М.: Недра, 1998.- 394с.

68. Ленченкова Л.Е. Экспериментальные обоснования новых технологий ограничения водопритока с использованием гелевых составов на основе побочных продуктов нефтехимических производств/ Л.Е.Ленченкова,

69. B.Н.Хлебников, Г.Г.Ганиев// Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Тез.докл.2-ой научн.-техн.конф.-М.: 1997.1. C. 43.;

70. Леонов Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении/ Е.Г.Леонов, В.И.Исаев.-М.: Недра, 1987.- 303с.

71. Летченко В.К. Затрубные вопросы после цементирования обсадных колонн // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1954. - № 8. - С. 28-30.

72. Лозин Е.В. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий /Е.В.Лозин , О.Г.Гафуров// Нефтяное хозяйство.- 1996.-№ 2.-С.

73. Лукьянов А.Б. Физическая и коллоидная химия. М., «Химия», 1980.-223с.

74. Мавлютов М.Р. Методы исправления неудачных цементирований при бурении скважин/М.Р. Мавлютов, М.Я. Беркович.-М.: Недра, 1965.- 108с.;

75. Мавлютов М.Р., Полканова А.А., Нигматуллина А.Г. и др. Физико-химическая кольматация истинными растворами в бурении. Техника, технология и организация геологоразведочных работ. Обзорная информация. М.: ВИЭМС, 1990).

76. Макарян А.С. Применение ассоциативного анализа для оценки сравнительной эффективности тампонажных систем при ремонтно-изоляционных работах/ А.С.Макарян, А.Т.Кошелев, С.В.Усов// Матер.Ш Всесоюз. науч. конф. (2-4 декабря 1980).- Баку, 1981.-С. 50-51.

77. Малеванский В. Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1964. - 64 с.

78. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. М.: Гостоптехиздат, 1963.212 с.

79. Маляренко А.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири./ Маляоенко А.В., Земцов Ю.В.// Нефтепромысловое дело: Обзор. Информ. ВНИИОЭНГ- М, 1987.- вып.1 (130) -34с.

80. Мамаджанов У.Д., Халфин В.Е. Затрубные проявления газа // Нефтяное хозяйство. 1963. № 1. - С. 22-24.

81. Маслов И.И. Повышение эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений/ И.И.Маслов,

82. Ю.Н.Янковский// Азерб. нефт. хоз-во.- 1983.- № 9.-С. 22-25.;

83. Морозов Д.В. О некоторых причинах межколонных давлений на месторождении Амангельды/ Д.В. Морозов, А.Р. Турумтаев, Т.З. Фан// Материалы 55-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа, 2004.- С.32-33.

84. Муслимов Р.Х. Ремонтно-изоляционные работы при добыче нефти/ Р.Х.Муслимов, В.А.Шумилов -Казань.: Таткнигоиздат, 1975.- 120с.

85. Мухаметзянов Р.Н. Разработка гелеобразующего состава/ Р.Н. Мухаметзянов, С.Г.Сафин, Л.Х.Каюмов и др. //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1994,- № 7 8.-С. 37-38.

86. Нефтегазовая научно-техническая конференция, посвящающая 20 лет со дня создания Совместного предприятия Вьетсопетро и добыче до 100 млн тонн нефти, г. Вунг Тау 11.2001г.-156 с.

87. Овсюков А.В. Исследование водоизолирующих свойствгелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента/ А.В.Овсюков, Т.Н.Максимова, Блинов С.А. и др.// Нефтепромысловое дело.-1997.- №2.-С. 5-7.

88. Отрадных А.В. Способ ликвидации газопритоков в газонефтяных скважинах// Вопросы вскрытия и разобщения продуктивных пластов на месторождениях Западной Сибири/ Тр. СибНИИНП.- Тюмень.-1983.-С. 4952.

89. Парасюк А.В. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока/ А.В.Парасюк, И.Н.Галанцев, В.Н.Суханов и др.// Нефтяное хозяйство,- 1994.- № 2.- С. 6468.

90. Поддубный О.А. Эффективность применения водоизолирующих материалов в нефтяных скважинах- М., 1985.- 38с.- (Нефтепромысловое дело: Обзор.информ./ ВНИИОЭНГ).

91. Прасолов В. А. Разобщение пластов в скважинах с помощью пакеров типа ПФМ// Бурении: Реф.науч.-техн.сб./ ВНИИОЭНГ. М., 1974.-Вып.З.-С. 16-19.; РД 39-0147009-532-87.

92. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины/ Д.К. Левайн, Э.У. Томас, Х.П. Безнер, Д.К.Толпе // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом,- 1980.- № 10.- С. 8 -17.

93. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Шипица, А.Я. Петерсон, СП. Бабарыкин // Газовая промышленность. 1995. - № 10. - С. 9-10.

94. Причины и характер межколонных проявлений на скважинах АГКМ /Отчет о НИР/ АОП ВНТО НГП. Астрахань, 1989. - 156 с.

95. РД 39-0147009-505-87. Технология изоляции пропластковых, подошвенных и заколонных перетоков в нефтедобывающих скважинах Западной Сибири составом АКОР-Краснодар:ВНИИКРнефть, 1987.- 44с.

96. РД 39-0147009-532-87. Выбор технологии и тампонажныхматериалов при проведении ремонтно-изоляционных работ. Краснодар: ВНИИКР- нефть, 1987.-89с.

97. РД 39 7/ 1 - 0001 - 89 - Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин.

98. Рахимбаев Ш.М. Регулирование технических свойств тампонажных растворов. Ташкент, Фан, 1976. 165 с.

99. Рязанов Я.А. Справочник по буровым раствора. М., Недра, 1979. -215с.

100. Сеид-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях. Баку: Азернефть, 1963. - 337 с.

101. Серенко И. А. Материалы, используемые при вторичном цементировании скважин/ И.А.Серенко, А.И.Булатов, Н.Х.Каримов и др-М., 1981.-82с.-(Бурение: Обзор.информ./ ВНИИОЭНГ; Вып.9).;

102. Серенко И. А. Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. -М.: Недра, 1988.- 263с.;

103. Скородиевская JI.A. Ограничение притока вод составами АКОР/ Л.А.Скородиевская, Д.В.Хосоров, А.М.Строганов и др.// Нефтепромысловое дело.- 1992.-№6. -С. 32-34..

104. Собанова О.Б. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин/ О.Б.Собанова, Г.Б.Фридман, Ю.Н.Арефьев и др.// Нефтепромысловое дело.- 1996.- № З.-С. 4.;

105. Султанов В.И. О фильтрации вязко-пластичных жидкостей в пористой среде// Изв. АН АзССР.- 1960.- № 5.-С. 123-125.

106. Трахтман Г.И. Методы снижения притока воды в нефтяные скважины. Зарубежный опыт/ Нефтепромысловое дело: Экспресс-информ. ВНИИОЭНГ- М, 1992.- Вып. 9.-С. 18-23.

107. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт как средств экологического оздоровления фонда скважин/ В.Г.Уметбаев, В.Ф.Мерзлякова; БашНИПИнефть.- Уфа, 1995.-252с.,

108. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы Уфа: РИЦ АНК "Башнефть 2000".-424с.

109. Усов С.В. Изоляция каналов перетока с низкой пропускной способностью для восстановления герметичности крепи скважин/ С.В.Усов, А.В.Павельчак, И.А.Серенко, А.Т.Кошелев// Бурение: Реф.науч.-техн.сб./ ВНИИОЭНГ,-М., 1981.-Вып.4.-С. 19-23.

110. Учебно-методическое пособие. УГНТУ. -2003.

111. Хадиев Д.Н. Диагностика межколонных газопроявлений на Уренгойском НГКМ/ Наука и технология углеводородных дисперсных систем: тез.докл. материалы второго международного симпозиума.-Уфа: Реактив, 2000.-С. 118-119.:

112. Хайрединов Н.Ш. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции/ Н.Ш.Хайрединов, В.Е.Андреев, Ю.А.Котенев.- Уфа, 2000.- 149с.

113. Черненко А.В., Куксов А.К. Влияние фильтрационных разрушений напроницаемость тампонажного камня. Нефт. хоз-во. № 10. 1972.

114. Чан Суан Дао. Синергетические принципы совершенствования и повышения эффективности технологического комплекса бурения скважин на шельфе Юга Вьетнама./Автореферат, г.Баку 2000г. -50с.

115. Чан Т.Т. Повышение эффективности изоляционных работ путем использования гелеобразующего состава/ Т.Т. Чан, Т.З. Фан// Материалы 56-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых.- Уфа, 2005.- С.204.

116. Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

117. Regression Analysis Multiplicative model: Y = a*XAb

118. Dependent variable: Pmk6x9 Independent variable: C6

119. Parameter Standard Estimate Error T Statistic P-Value1.tercept Slope 2,70835' 0,261932 -0,190791 0,0478799 10,3399 -3,98479 0,0019 0,02831. NOTE: intercept = In(a) 1. Analysis of Variance

120. Source Sum of Squares Df Mean Square F-Ratio P-Value

121. Model Residual 0,602419 1 0,113818 3 0,602419 0,0379392 15,88 0,02831. Total (Corr.) 0,716236 4

122. Correlation Coefficient = -0,917109 R-squared = 84,1089 percent Standard Error of Est. = 0,194781. The StatAdvisor

123. The output shows the results of fitting a multiplicative model to describe the relationship between Pmk6x9 and C6. The equation of the fitted model is

124. Pmk6x9 = 15,0045*С6л-0,190791

125. Since the P-value in the ANOVA table is less than 0.05, there is a statistically significant relationship between Pmk6x9 and C6 at the 95% confidence level.