Изучение процесса падения порового давления в цементных растворах при формировании цементного камня тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Котельников, Сергей Александрович

• Котельников, Сергей Александрович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Котельников, Сергей Александрович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

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

Заключение

Приложение 1

Список литературы

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

ОАО «СНГ» - открытое акционерное общество «Сургутнефтегаз» АКЦ - акустическая цементометрия ЦМ - цементометрия

СГДТ - гамма-гамма плотностная цементометрия

ПГИ - промыслово-геофизические исследования

ГРП - гидроразрыв пласта

СКО - солянокислотная обработка

ГКО - глинокислотная обработка

СТО - стандарт общества

АВПД - аномально высокие пластовые давления

АНГТД - аномально низкие пластовые давления

ГОСТ - Государственный стандарт

ТУ - технические условия

ПЦТ - портландцемент тампонажный

В/Ц - водоцементное отношение

ЦТТС - цемент тампонажный термосолестойкий

ЦТВА - цемент тампонажный высокотемпературостойкий армированный

ШГТЦС - шлако-песчано-цементная смесь

НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота

СКУПЦ - станция контроля управления цементирования

ГИС - геофизические исследования скважин

МКР - мягкий контейнер

ПБ НГП - правила безопасности нефтяной и газовой промышленности

ОЗЦ - ожидания затвердевания цемента

ЦТ - центратор турбулизатор

ЦТЖ - жёсткий центратор турбулизатор

СНС - статическое напряжение сдвига

иСА - ультразвуковой анализатор цемента

УБР - управление буровых работ

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

БД - бездобавочный

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Изучение процесса падения порового давления в цементных растворах при формировании цементного камня»

ВВЕДЕНИЕ

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 скважины; разобщение пластов - цементирование обсадных колонн; освоение - вывод скважины на рабочий режим; эксплуатация 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 пластов -крепление 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 «скважина -флюидонасыщенный 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.

1. ОБЗОР ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ» И ТЕХНОЛОГИЙ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН

1.1. Геологические особенности месторождений

ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в Западной Сибири

Основная часть нефтегазовых месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» расположена в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, расположенной на Евроазиатской платформе с преимущественно палеозойским складчатым фундаментом, пермо-триассовым (доюрским) промежуточным комплексом и мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом. Основной особенностью разреза чехла является исключительно терригенный его состав.

В тектоническом отношении Западно-Сибирская плита разделяется на внешний пояс, центральную и северную области. Месторождения относятся к Сургутскому своду, расположенному в центральной области.

Характерной особенностью Западно-Сибирской плиты является отсутствие по ее окраинам вблизи горных сооружений краевых (предгорных) прогибов, чем она и отличается от других платформенных территорий земного шара.

В разрезе мезозойских отложений Западной Сибири насчитывается несколько десятков нефтегазоносных пластов, которые группируются в региональные нефтегазоносные комплексы: верхнемеловой, нижнемеловой, верхнеюрский и нижне-среднеюрский.

Большинство залежей приурочено к структурным ловушкам. Широко развиты также литологические залежи, связанные с базальными слоями верхней юры и корой выветривания пород фундамента, а также с трещиноватыми битуминозными аргиллитами баженовской свиты верхней юры.

Анализируя литологическое строение разреза скважин, расположенных в Западной Сибири, можно сделать вывод, что имеющиеся продуктивные пласты характеризуются низкими фильтрационно-ёмкостными свойствами

3 2

(проницаемость в среднем составляет 0,8-10" мкм), по своей структуре

12

являются низкокондиционными и относятся к трудноизвлекаемым запасам, что в дальнейшем предопределяет применение таких методов интенсификации нефтеотдачи как ГРП, СКО и др. Наличие водоносных пластов вблизи нефтенасыщенных мощностей (мощность перемычки составляет до 1 м), предъявляет повышенные требования к качеству крепления и их надежному разобщению.

Кроме того, некоторые месторождения характеризуются наличием аномально высоких пластовых давлений (АВПД=1,3 и более) и высоких температур (до 130 °С).

В таблице 1.1 приведены значения температур и глубин на основных

месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

Таблица 1.1

Значения температур и глубин на основных месторождениях ОАО «СНГ»

№ Наименование месторождения При креплении обсадной колонны

Кондуктор Эксплуатационная колонна

температура, ° С глубина,м температура, ° С глубина, м

1 Восточно- Сургутское 22,6 785 96,5 2867

2 Русскинское 23,5 769 94,6 3143

3 Федоровское 22,2 740 88,7 2955

4 Ай-Пимское 26,6 807 94,0 2900

5 Жумажановское 23,0 765 91,1 2926

6 Западно- Камынское 24,3 777 102,9 2950

7 Северо- Лабатьюганское 22,1 788 87,6 3000

8 Рогожниковское 44,8 978 128,7 3097

9 Талаканское 5,0 424 14,8 1200

1.2. Геологические особенности месторождений

ОАО «Сургутнефтегаз», расположенных в Восточной Сибири

Кроме месторождений Западной Сибири, ОАО «Сургутнефтегаз» так же осуществляет свою деятельность в Ангаро-Ленской нефтегазоносной провинции, расположенной в южной части Восточной Сибири, с почти повсеместным распространением многолетнемерзлых пород мощностью до 300-450 м. Именно в этом регионе в 30-е годы были начаты

нефтегазопоисковые работы в Восточной Сибири, в научном обосновании и организации которых большая роль принадлежит И.М.Губкину.

В тектоническом отношении провинция соответствует наиболее изученной южной части Сибирской платформы, которая в литературе известна под названием Иркутского амфитеатра. Данная синеклиза характеризуется отчетливым блоковым строением архей-протерозойского фундамента. Блоки фундамента в виде тектонических ступеней (амфитеатра) неравномерно погружаются от горных обрамлений в направлении центральной части синеклизы.

Рассматриваемая синеклиза - область широкого развития кембрийских осадочных пород. Особенность разреза заключается в наличии мощной соленосной толщи нижнего кембрия. Эта толща мощностью от 270 м до 1350 м разделяет в осадочном чехле региона подсолевой и надсолевой структурные этажи. Отмечается также развитие интрузивных и эффузивных пород, залегающих в виде мощных (до 100 м и более) пластовых тел - траппов.

В разрезе осадочных отложений провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса - рифейский карбонатный, вендский терригенный и кембрийский карбонатный. Пространственное размещение залежей углеводородов венд-кембрийских отложений часто контролируется литологическими особенностями вмещающих пород (изменением коллекторских свойств, выклиниванием проницаемых пластов, степенью трещиноватости). Это обуславливает широкое развитие литологических залежей, что значительно затрудняет их поиски и разведку [4].

Отличительной особенностью месторождений Восточной Сибири является преимущественно карбонатный разрез, аномально-низкие пластовые давления (АНПД=0,9), низкие положительные температуры (на глубине 11001200 м по вертикали, пластовая температура составляет 14-15 °С,, таблица 1.1 — Талаканское месторождение), и наличие зон разуплотнения горных пород, характеризующихся полным поглощением (без выхода циркуляции) как на глубине 180-250 м, так и на глубинах 1100-1600 м.

1.3. Обзор конструкций скважин, технологий цементирования и тампонажных материалов, применяемых при строительстве скважин на месторождениях Западной Сибири

Наиболее распространенной конструкцией скважины в ОАО «СНГ» на месторождениях Западной Сибири является двухколонная конструкция: кондуктор диаметром 245 мм, спускается в скважину с номинальным диаметром 295,3 мм на глубину 800-900 м по вертикали. Кондуктор состоит из обсадных труб, изготовленных из стали марки Д, с резьбовым соединением типа ОТТМ - трубы с короткой трапецеидальной резьбой по ГОСТ 632-80 или БТС обсадные трубы с резьбой «БАТРЕСС» по ТУ 30.0147016.40-93, с максимальным наружным диаметром соединений 269,9 мм и коэффициентом запаса прочности на внутреннее избыточное давление 2,31.

Технологическая оснастка кондуктора включает установку башмака БКМ-245, пяти центраторов ЦЦ-4-245/295-1 и обратного клапана ЦКОД-М-245.

Кондуктор цементируется до устья, с перекрытием нижних 150 м колонны цементным раствором плотностью 1800-1840 кг/м , а вышележащий интервал облегченным цементным раствором плотностью 1500-1580 кг/м .

Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм (в нагнетательных скважинах применяются обсадные трубы диаметром 146 мм) спускается в скважину с номинальным диаметром 222,3 мм на глубину ниже подошвы проектного продуктивного горизонта на 50 м. Эксплуатационная колонна состоит из обсадных труб, изготовленных из стали марки Д, резьбовым соединением типа БТС, с максимальным наружным диаметром соединений 187,7 мм и коэффициентом запаса прочности на внутреннее избыточное давление 1,40, на наружное избыточное давление 1,26.

Технологическая оснастка эксплуатационной колонны включает установку башмака БКМ-168 БТС, обратного клапана, 45 центраторов ЦЦ-2-168/216 и обратного клапана ЦКОД-М-168.

Согласно требованиям правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 [5], в интервале продуктивных пластов

15

эксплуатационная колонна цементируется тампонажным раствором плотностью 1800-1860 кг/м3. Вышележащие пласты цементируются облегченным цементным раствором плотностью 1480-1500 кг/м , с перекрытием башмака кондуктора на 150 м.

В случае строительства скважин с горизонтальным окончанием в интервале горизонтального участка ствола скважины по продуктивному пласту устанавливается фильтр ФС-114 с перекрытием выше башмака 168 мм эксплуатационной колонны на 40 м по стволу.

Во всех случаях для герметизации резьбовых соединений применяется смазка РУС-1 по ТУ 0254-005-54044223-02 или РУСМА-1 по ТУ 0254-00145377243-02. Цементирование обсадных колонн производится прямым способом с применением разделительных пробок и одно- или двухкомпонентных буферных жидкостей.

Для цементирования колонн применяются серийно выпускаемые тампонажные материалы или сухие тампонажные смеси, прошедшие приемочные испытания, изготавливаемые из компонентов, соответствующих ГОСТ или ТУ, на стандартных смесительных установках. Цементные смеси могут быть заводской готовности или готовиться непосредственно на буровой.

Для приготовления облегченных цементных растворов, предназначенных для крепления верхней части обсадных колонн (кондуктора или эксплуатационной колонны), применяются облегчённые тампонажные растворы, приготовленные на основе цементов заводской готовности, либо гельцементные растворы, приготовленные на буровой путём затворения цемента марки ПЦТ II-50 буровым раствором. В последнее время всё большее применение находят облегченные цементные растворы, приготовленные на основе цемента ЦТОА-1-50. Цемент ЦТОА-1-50 представляет собой сухую смесь заводской готовности, состоящую из цемента ПЦТ 1-50, алюмосиликатных полых микросфер, армирующей добавки и других добавок. Во всех рецептурах тампонажных растворов, предназначенных для крепления

кондукторов, в качестве ускорителя схватывания применяется хлористый кальций СаСЬ в количестве до 4 % от массы сухого цемента.

Нижние 150 м кондуктора цементируются с применением тампонажного раствора, приготовленного на основе ПЦТ II-50 с водоцементным отношением 0,5.

Для цементирования эксплуатационной колонны в интервале нефтенасыщенных пластов применяются тампонажные растворы, приготовленные на основе цемента ПЦТ 1-100 с водоцементным отношением (В/Ц) - 0,50, ПЦТ I G - CCI с В/Ц=0,44, либо тампонажные растворы на основе цемента ЦТТС, ЦТВА 1-160, ШПЦС 1-120 или др. Во всех рецептурах тампонажных растворов в качестве замедлителя схватывания применяется добавка нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) в количестве до 0,08 % от массы сухого цемента.

Процесс цементирования контролируется при помощи станции контроля управления процесса цементирования (СКУПЦ) с конечной выдачей данных по прокаченным объёмам технологических жидкостей, их плотностям и температурам, давлениям в процессе цементирования и производительности цементировочных агрегатов.

1.4. Обзор конструкций скважин, технологий цементирования и тампонажных материалов, применяемых при строительстве скважин на месторождениях Восточной Сибири

Наиболее распространённой конструкцией скважины в ОАО «СНГ» на месторождениях Восточной Сибири является треххколонная конструкция: направление диаметром 324 мм спускается в скважину с номинальным диаметром 393,7 мм, на глубину от 30 до 60 м. Направление состоит из обсадных труб диаметром 324 мм, с толщиной стенки 9,5 мм. Технологическая оснастка направления включает установку башмака БКМ-324 и цементируется до устья тампонажным раствором плотностью 1800-1860 кг/м .

Кондуктор диаметром 245 мм спускается в скважину с номинальным диаметром 295,3 мм на глубину 400-450 м по вертикали. Кондуктор состоит из обсадных труб, изготовленных из стали марки Д, с резьбовым соединением типа ОТТМ - трубы с короткой трапецеидальной резьбой по ГОСТ 632-80 или БТС обсадные трубы с резьбой «БАТРЕСС» по ТУ 30.0147016.40-93, с максимальным наружным диаметром соединений 269,9 мм и коэффициентом запаса прочности на внутреннее избыточное давление 2,31.

Технологическая оснастка кондуктора включает установку башмака БКМ-245, трёх экранирующих устройств УЭСЦ-245 и обратного клапана ЦКОД-М-245.

Кондуктор цементируется до устья, с перекрытием нижних 150 м колонны цементным раствором плотностью 1800-1840 кг/м , а вышележащий интервал- облегченным цементным раствором плотностью 1500-1580 кг/м , либо цементируется до устья тампонажным раствором одной плотности 16501840 кг/м3.

Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм спускается в скважину с номинальным диаметром 215,9 мм на глубину ниже подошвы проектного продуктивного горизонта на 50 м. Эксплуатационная колонна состоит из обсадных труб, изготовленных из стали марки Д, резьбовым соединением типа БТС, с максимальным наружным диаметром соединений 187,7 мм и коэффициентом запаса прочности на внутреннее избыточное давление 1,40, на наружное избыточное давление 1,26.

Технологическая оснастка эксплуатационной колонны включает установку башмака БКМ-168 БТС, обратного клапана ЦКОД М-БТС-168, 15 центраторов ПЦ-168/216-01, одного жёсткого цетратора диаметром 170 мм и пакера гидравлического проходного ПГП 168/150.

В интервале продуктивных пластов, с перекрытием солевых отложений, эксплуатационная колонна цементируется тампонажным раствором плотностью 1800-1860 кг/м3. Вышележащие пласты цементируются до устья облегченным цементным раствором плотностью 1480-1500 кг/м . В последнее

18

время обсадные колонны цементируются до устья магнезиальным тампонажным раствором плотностью 1640-1700 кг/м .

В случае строительства скважин с горизонтальным окончанием в интервале горизонтального участка ствола скважины по продуктивному пласту ствол скважины не обсаживается.

Во всех случаях для герметизации резьбовых соединений применяется смазка РУС-1 по ТУ 0254-005-54044223-02 или РУСМА-1 по ТУ 0254-00145377243-02. Цементирование обсадных колонн производится прямым способом с применением разделительных пробок и одно- или двухкомпонентных буферных жидкостей.

Для цементирования колонн применяются серийно выпускаемые тампонажные материалы или сухие тампонажные смеси, прошедшие приемочные испытания, изготавливаемые из компонентов, соответствующих ГОСТ или ТУ, на стандартных смесительных установках. Цементные смеси могут быть заводской готовности или готовиться непосредственно на буровой.

Для приготовления облегченных цементных растворов, предназначенных для крепления верхней части обсадных колонн (кондуктора или эксплуатационной колонны), применяются облегчённые тампонажные растворы, приготовленные на основе цемента марки ЦТОА 1-50. Нижние 150 м кондуктора цементируются с применением тампонажного раствора, приготовленного на основе ПЦТII-50 с водоцементным отношением 0,5.

Для цементирования эксплуатационной колонны в интервале нефтенасыщенных пластов применяются тампонажные растворы, приготовленные на основе цемента ПЦТ II-50 с водоцементным отношением (В/Ц) 0,50. В последнее время эксплуатационные колонны, если отсутствует поглощение технологических жидкостей, цементируются одним тампонажным раствором, приготовленным на основе цемента марки «Магцем-С. «Магцем-С представляет собой магнезиальный тампонажный материал, затворяемый раствором бишофита с регулированием сроков схватывания добавкой двойного суперфосфата.

Процесс цементирования контролируется при помощи СКУПЦ с конечной выдачей данных по прокаченным объемам технологических жидкостей, их плотностям и температурам, давлениям в процессе цементирования и производительности цементировочных агрегатов.

1.5 Оценка качества крепления обсадных колонн в ОАО «Сургутнефтегаз»

В процессе геофизических работ в ОАО «Сургутнефтегаз» по определению технического состояния крепи скважины устанавливаются интервалы с бездефектным цементным кольцом, имеющим сплошной (плотный) контакт с обсадной колонной, уровень цементного кольца в затрубном пространстве, интервалы с дефектами, в том числе каналы, разрывы на границах цемента с колонной, плотность цементного камня, эксцентриситет обсадной колонны и др.

Для контроля качества цементирования обсадных колонн используются следующие методы геофизических исследований скважин (ГИС).

Акустические методы (метод АКЦ):

- определение высоты подъема сцепления цементного камня с обсадной колонной;

- определение интервалов бездефектного цементного кольца;

- определение интервалов с дефектами цементного кольца и оценка размера дефектов;

- определение влияния механических и других воздействий на состояние цементного кольца;

- исследование процесса формирования контакта цементного камня с обсадной колонной в скважинных условиях.

Радиоактивные методы (методы ЦМ и СНДТ):

- контроль качества крепления по объемной плотности тампонажных материалов;

- индикация общего распределения плотности тампонажной смеси за обсадной колонной;

- выделение не зацементированных интервалов;

- определение высоты подъема тампонажного материала за обсадной колонной.

Для проведения геофизических исследований по определению технического состояния крепи скважины в ОАО «СНГ» применяются следующие геофизические приборы:

В вертикальных и наклонных скважинах (с углом наклона не более 56 град) на геофизическом кабеле:

Акустические методы

- прибор МАК-2 (100 мм);

- прибор МАК-2 (73 мм);

- прибор КЕДР-АКЦ—73Т;

- прибор КЕДР-АКЦ—60Т;

- прибор АК-73ПМ.

Радиоактивные методы:

- прибор ЦМ 3-4;

- прибор ЦМ 8-12;

- прибор СГДТ-НВ;

- прибор СГДТ-НВЦ;

- прибор СГДТ-150;

- прибор АК-76П;

- прибор 4АК-Т.

В пологих и с горизонтальным окончанием скважинах (с углом наклона более 56 град) исследования проводятся акустическими методами на буровом инструменте приборами:

- автономный прибор АК-Г;

- автономный прибор АК-ГАТ.

Заключение по акустической цементометрии содержит информацию об уровне контакта цементного камня с колонной с характеристикой контакта: отсутствует, плохой, частичный, сплошной.

В заключении по гамма-гамма-цементометрии содержатся сведения об уровне подъёма цементного раствора, плотности тампонажной смеси за колонной, толщине стенки колонны, эксцентриситете колонны.

Исследования проводятся не ранее чем через сутки после окончания цементирования.

Учитывая то, что метод АКЦ входит в обязательный комплекс ГИС всех скважин, а СГДТ проводится только в разведочных скважинах, скважинах с нефтегазовой залежью, либо выборочных вертикальных, оценка качества крепления обсадных колонн проводится на анализе данных АКЦ.

1.5.1 Результаты акустической цементометрии скважин в зависимости от применяемой оснастки эксплуатационных колонн и технологии цементирования

До настоящего времени в ОАО «Сургутнефтегаз» в процессе цементирования обсадных колонн применялись и применяются различные оснастки обсадных колонн и технологии приготовления тампонажных растворов.

Оценка проведена по скважинам, построенным в период с 2007 по 2011 год. В рассматриваемый период при креплении обсадных колонн применялась следующая оснастка:

-экранирующие устройства УЭСЦ-245 применены при креплении 29 обсадных колонн «кондукторов» Лянторского месторождения и одного «кондуктора» скважины Русскинского месторождения;

-муфты ступенчатого цементирования марок МЦП2-168 и МЦП-146 применены при креплении 205 эксплуатационных колонн, в основном на следующих месторождениях: Верхне-Надымское; Рогожниковское;

Русскинское и Федоровское, в меньших количествах еще на девяти месторождениях;

- заколонные гидравлические пакера ПДМ-146 применены при креплении 99 эксплуатационных колонн в основном на скважинах Федоровского и Рогожниковского месторождений, 66 и 29 соответственно;

-заколонные гидромеханические пакера ПГПМ-146 ПГПМ-168 применены при креплении 200 эксплуатационных колонн в основном на скважинах Быстринского (19 скважин), Верхне-Надымского (11 скважин), Комарьинского (18 скважин), Федоровского (12 скважин), Юкъяунского (40 скважин), Талаканского (71 скважина) месторождений.

В таблице 1.2 приведены сравнительные результаты данных АКЦ для скважин, зацементированных с применением различной оснастки и без неё. Для проведения сравнительной оценки выбирались скважины с обсадными колоннами, зацементированными без применения дополнительной оснастки, расположенные на тех же кустах или близкорасположенных.

Таблица 1.2

Результаты АКЦ по скважинам с различной оснасткой обсадных колонн применяемых на месторождениях Западной Сибири ОАО «СНГ»

Ед. Характер сцепления цементного камня с обсадной колонной по результатам акустической

№ Тип оснастки цементометрии, м (%)

изм. не определён отсутс твует плохой частич ный сплошной

Для «кондукторов»

Экранирующее устройство УЭСЦ-245 м 4 145 0 489 85

1 % 1 20 0 68 12

Без применения экранирующего устройства УЭСЦ-245 м 5 107 0 506 121

2 % 1 15 0 68 16

Для эксплуатационных колонн

Муфта ступенчатого цементирования МЦП2-168 / МЦП-146 м 16 424 462 1800 425

3 % 1 13 15 58 13

Заколонный гидравлический пакер ПДМ-146 м 6 225 569 1076 222

4 % 0 11 27 51 11

Заколонный гидромеханический пакер ПГПМ-146 / ПГПМ-168 м 3 186 240 1231 533

5 % 0 8 11 56 24

Без применения дополнительной оснастки м 6 297 414 1459 423

6 % 0 11 16 56 16

В графическом виде данные таблицы 1.2 представлены на рисунке 1.1.

6868

не определён отсутствует плохой частичный сплошной

■ Муфта ступенчатого цементирования МЦП2-168/ МЦП-146 Характер сцепления

■ Заколонный гидравлический пакер ЛДМ-146

аЗаколонный гидромеханический пакер ПГПМ-146/ЛГПМ-168

■ Ьез применения дополнительной оснастки

■ Экранирующее устройство УЭСЦ-245

■ Без применения экранирующего устройства УЭСЦ-245

Рисунок 1.1 Результаты АКЦ по скважинам, с различной оснасткой обсадных колонн, на месторождениях Западной Сибири ОАО «СНГ»

1.5.2 Результаты акустической цементометрии скважин в зависимости от применяемых тампонажных материалов

Вопросу повышения качества крепления обсадных колони в ОАО «Сургутнефтегаз» уделяется большое внимание, о чем свидетельствует объем проводимых опытно-промысловых работ, количество марок применяемых тампонажных материалов и их сочетаний.

В период 2007-2011 годы для крепления кондукторов применялись такие марки тампонажных цементов как: ПЦТ II-50, ПЦТ 1-100, ПЦТ I-G-CC1 производства «Сухой Лог», гельцемент приготовленный на базе Сургутского тампонажного управления на основе цемента марки ПЦТ II-50, ЦТОА 1-50 производства «Цементные технологии», ПЦТ III 065-100 производства «Сухой Лог», ПЦТ ДО 100 производства «Якутцемент», ПЦТ 11-50 Обл, Магцем-С г.Перьм и др.

Технология крепления «кондукторов» в основном подразумевает применение двух тампонажных растворов с плотностью 1500-1520 кг/м'1 и 1800-1820 кг/м"'. В случае применения облегчённых тампонажных составов затворение цементов проводится либо на технической воде, либо на суспензии

бурового раствора, в редких случаях допускается применение тампонажного раствора одной плотности.

В таблице 1.3 приведены сравнительные результаты данных АКЦ для скважин, зацементированных с применением различных цементов и их сочетаний. Для цемента марки ПЦТ II-50 отдельно проведена оценка для цемента поставляемого «валом» и в мягких контейнерах МКР. Так же отдельно приведены данные по месторождениям Западной и Восточной Сибири.

В графическом виде результаты АКЦ по «кондукторам», зацементированным различными тампонажными материалами и их сочетанием, на месторождениях Западной и Восточной Сибири ОАО «Сургутнефтегаз» представлены на рисунках 1.2 и 1.3.

Таблица 1,3

Результаты АКЦ по «кондукторам» зацементированным различными _тампонажными материалами_

№ Тип тампонажного цемента Плотность тампонажного раствора, кг/м' Ел. изм. Характер сцепления цементного камня с обсадной колонной по результатам акустической цементометрии. м (%)

не определён огсутс твует плохой частим ный сплошной

1 2 3 4 5 6 7 8 9

11о месторождениям расположенным в Западной Сибири

1 ПЦТ 11-50 Обл 1500 м 7 189 182 284 78

ПЦТ 11-50 1800 % 1 26 25 38 10

2 ПЦТ И-50 1500 м 2 117 247 378 70

ПЦТ 1-100 1800 % 0 14 30 46 9

3 ПЦТ 11-50 1500 м 21 97 167 371 95

1800 % 3 13 22 49 13

4 Гельцемент 1500 м 0 151 146 383 41

ПЦТ 11-50 1800 % 0 21 20 53 6

5 ПЦТ 11-50 1650 м 2 251 217 323 40

% 0 30 26 39 5

6 ПЦТ И-50 Обл 1500 м 0 174 350 180 12

ПЦТ 1-100 1800 % 0 24 49 25 2

7 ПЦТ И-50 Обл 1500 м 9 31 221 445 52

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Котельников, Сергей Александрович

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Котельников, Сергей Александрович, 2012 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Балаба В.И. Управление качеством в бурении. - М.: Недра, 2008, 448с.

2. Паросоченко С.А. Разработка технологий ликвидации заколонных газоперетоков в скважинах газовых месторождений и ПХГ, 2005.

3. Жадан Ю.Г. Исследование причин возникновения заколонных флюидопроявлений и разработка методов их предупреждения Диссертация кандидата техн. наук: 25.00.15.

4. Бакиров 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 08-62403.

6. Луценко 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. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А., Сидоров H.A. М., Газопроявления в скважинах и борьба с ними «Недра», 1969. 280 стр.

8. Малеванский В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними. Гостоптехиздат.

9. Летченко В.К. Затрубные выбросы после цементирования обсадных колонн. Азерб.нефт.хоз., №8, 1954.

10. Романович Н.С. Цементирование эксплуатационных колонн газовых скважин в условиях Шебелинского месторождения. Сб. «Нефтяная и газовая промышленность», №4, ИТИ, 1961.

11. Коморин В.К. О природе межтрубных газо-, водо-, нефтепроявлений. Газовая промышленность, №7, 1966.

12. Сурков В.Т. Лабораторные и промысловые методы исследования причин обводнения скважин подошвенной водой. Обзор «Опыт изоляции пластовых вод». Сер. «Нефтепромысловое дело». ЦНИИТЭнефтегаз, 1963.

13. Мамаджанов 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. Габбасов 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. Рябова 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. Новохатский 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. Гольдштейн Н.Е., Овчарук П.М., Романович И.С. Цементирование эксплуатационных колонн газовых скважин с аномально высокими пластовыми давлениями. НТС, «Бурение», № 10, ЦНИИТЭнефтегаз, 1963.

21. Мамедов. А.Б., Рустамбеков А.Ф. Об истинных причинах затрубных выбросов после цементирования обсадных колонн. Аз.Нефт.Хоз, №2, 1955.

22. Катеев И.С., Голышкина Л.А., Бернштейн М.В., Волошин В.А. Способ повышения надежности разобщения пластов. Нефтяное хозяйство. №5. 1979. стр.49-51.

23. Катеев 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. Петров 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. Ашрафьян М.О., Кривошей A.B. Совершенствование технологии цементирования скважин на месторождениях ООО «Сибирская геофизическая компания». Нефтяное хозяйство, №6, 2007, стр.52-54.

26. Линевский 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. 477482.

28. Габдуллин 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. Абдуллин А.Н., Степанов Р.В., Гилязов P.M. Применение гидромеханических центраторов при цементировании скважин. Нефтяное хозяйство, №10, 2007, стр. 133-135.

30. Рябоконь 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. Соломаткин A.A. Комплексный подход к разработке и производству оборудования для цементирования скважин. Бурение и нефть, №6, 2007, 42-43.

32. Ашрафьян 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. Сидоров H.A., Ковтунов Г.А. Осложнения при бурении скважин. Гостоптехиздат, 1959.

35. Рахманин 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. Рахимкулов Р.Ш., Шарипов А.У. Применение ПАВ для регулирования технологических свойств тампонажного раствора и камня. Нефтяное хозяйство, 1976, №7, стр.46-48.

37. Малеванский В. Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. «Недра», 1964.

38. Мероприятия по улучшению качества заканчивания скважин. Обзор зарубежной литературы. ЦНИИТЭнефтегаз, 1963.

39. Шинкевич 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.

40. Пуля 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.

41. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения. НТС «Бурение», №2, ЦНИИТЭнефтегаз, 1964.

42. Бережной 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.

43. Барановский В.Д., Булатов А.И., Крылов В.И. Крепление и цементирование наклонных скважин.-М.: Недра, 1983.-352 с.

44. Рябова 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.

45. Гурджиев А.Г. Тампонажные растворы с расширяющей добавкой. Бурение и нефть, №3, 2007, стр.36-37.

46. Бережной А.И. Рекомендации по улучшению герметичности газовых скважин. Укр.филиал ВНИИгаз, Харьков, 1966.

47. Гринько 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.

48. Агишев А.П. Межпластовые перетоки газа при разработке газовых месторождений. Недра, 1966.

49. Гаврилкевич К.В. Предотвращение грифонообразований на газовых месторождениях. Сб. Нефтяная и газовая промышленность, №3, НТИ, Киев, 1961.

50. Дюков J1.M. причины образования грифонов и методы их ликвидации. ГОСИНТИ, 1959.

51. Детков В.П., Сабирзянов А.К. Применение аэрированных тампонажных суспензий для цементирования скважин. Нефтяное хозяйство, №5, 1976, стр. 1620.

52. Голубев Д.А. Цементирование скважин при наличии в разрезе поглощающих естественных трещин. Нефтяное хозяйство, №8, 1976, стр.27-30.

53. Бондаренко В.В., Толстых И.Ф., Бакшутов B.C. Разработка и исследование тампонажных пеноцементов для различных условий применения. Нефтяное хозяйство, №6, 1981, стр. 22-27.

54. Зельцер 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.

55. Орешкин Д.В. Эффективные облегченные тампонажные растворы для условий аномально низких пластовых давлений и многолетнемерзлых пород. Нефтяное хозяйство, №1, 2008, стр. 50-53.

56. Колотов. 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.

57. Самсыкин 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.

58. Руцкий A.M., Ашрафьян М.О. Нарушение цементного кольца при опрессовке обсадных колонн. Нефтяное хозяйство, №11, 1979, стр. 17-20.

59. Каримов Н.Х., В.И.Петерс, Губкин H.A. Герметизация заколонного пространства скважин. Нефтяное хозяйство, №2, 1980, стр.51-52.

60. Кошелев 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.

61. Новохатский Д.Ф., Иванова H.A., Филиппов В.Т., Парпиев С.К. Магнезиальностойкий шлакобаритовый цемент. Нефтяное хозяйство, №1, 1977, стр. 22-24.

62. Мухин 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.

63. Парпиев С.К. Тампонажный раствор высокой плотности. Нефтяное хозяйство, №5, 1980, стр. 28-30.

64. Ашрафьян М.О., Кривошей A.B., Антоненко Д.В., Гринько Ю.В. Опыт цементирования газовых скважин с предельно высокими пластовым давлением. Нефтяное хозяйство, №3, 2009, стр.30-33.

65. .Хачмамук А.Ш., Рябова Л.И., Мягкий Я.Б., Серебряков Д.Ю. Влияние реагентов - регуляторов сроков схватывания на свойства тампонажных растворов на шлаковой основе. Нефтяное хозяйство, №2, 2008, стр. 38-39.

66. Данюшевский 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.

67. Полозков К.А., Басниев К.С., Гафтуняк П.И. Осложнения, возникающие при строительстве и эксплуатации скважин в зонах распространения многолетнемерзлых пород и мероприятия по их предотвращению. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №1, 2010, стр. 6-10.

68. Щербич 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.

69. Булатов 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.

70. Евдокимов И.Н., Лосев А.П. Каналообразование в цементном камне при использовании оснастки обсадных колонн из алюминиевых сплавов. Нефтяное хозяйство, №6, 2008, стр.98-101.

71. Горонович 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.

72. Ашрафьян М.О., Кривошей A.B. Влияние снижения пластового давления и очистки каверн на качество цементирования скважин. Нефтяное хозяйство, №11,2006, стр. 58-59.

73. Ишмаков 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.

74. Шакрисламов 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.

75. Крых Б.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.

76. Григулецкий В.Г., Петреску В.И., Колпиков А.Б. Повышение эффективности цементирования обсадных колонн газовых сеноманских скважин Харвутинской площади Ямбургского месторождения. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №3, 2009, стр. 38-46.

77. Григулецкий 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.

78. Щербич 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.

79. Robert C.Smith. Amoco Production. Co. Tulsa. Checklist aids successful primary cementing // Oil and Gaz Journal. 1982, №1. Vol.80.P30-33/

80. Henry L. Dohetry Memorial Fund of AIMESosiety of Petroleum Engineers of AIME New York. Dallas. 1976.

81. Милынтейн B.M. Цементирование буровых скважин. Краснодар. ОАО «НПО Бурение», 2003-286 с.

82. A.c. 588347. Устройство для цементирования скважин/ М.О.Ашрафьян, А.И.Булатов, В.В.Еременко и др. Б.И. 19788 №2.

83. Ахрименко 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.

84. Буферный жидкости, используемые при цементировании скважин/ А.И.Булатов и др. М.:ВНИИОЭНГ, 1987. 60с.

85. Мединцев 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.

86. Захаров A.JL, Пильгун С.Ю., Абдулова Л.Ф. Влияние типа бурового раствора на качество цементирования. Бурение и нефть №3, 2008, стр. 24-25.

87. 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.

88. Катеев И.С., Ибатуллин P.X., Перов A.B., Вакула Я.В. Совершенствование техники и технологии крепления скважин. Нефтяное хозяйство 1979.

89. Устройство для кольматации стенок скважины./ И.С.Катеев, А.М.Ахунов, Г.С.Абдрахманов и др.A.c. №649829, Бюлл.изоб.1979, №8, с.112.

90. Каримов Н.Х., Рахимбаев Ш.М. Освоение метода определения и нормирования некоторых свойств тампонажных растворов// Нефтяное хозяйство. 1978. -№7.-с.23-25.

91. Данюшевский 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

92. Каримов Н.Х., Запорожец Л.С, Питере В.И. A.c. 1033711 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Расширяющийся цемент. № 3428519/22-03. 1982.

93. Баталии B.C., Ржаницын Ю.П., Катаева Л.И. A.c. 1033469 СССР, МКИ С 04 В 7/14. Вяжущее. № 3426856/29-33. 1982.

94. Данюшевский В.С, Кадыров Ю.Т., Каримов Н.Х., Рахимбаев Ш.М. A.c. 1046481 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Расширяющийся цемент для цементирования скважины. № 3460468/22-03.1982.

95. Кравцов В.М., Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П., Агзамов ФА и др. A.c. 1035195 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Вяжущие для приготовления тампонажных растворов. № 3381823/22-03. 1982.

96. Щербич Н.Е., Корнеев В.И., Зозуля П.В., Сизяков В.М., Ипполитов В.В. и др. Патент 2111341 (РШ) Е 21 В 33/138. Расширяющийся тампонаж-ный материал. № 96114807. 1998.

97. Новопашин A.A., Дмитриев Д.М., Арбузова Т.В., Конкова Л.С. A.c. 835983 СССР, МКИ С 04 В 7/14. Способ производства расширяющейся добавки к цементу. №2794013/29-33.1979.

98. Шейнин JI.A., Глуховский В.Д., Рупова Р.Ф., Кавалерова Е.С., Румына ДА

A.c. 1165657 СССР, МКИ С 04 В 7/163 28/10. Расширяющаяся добавка к шлакощелочным вяжущим. № 3675966/29-33. 1983.

99. Балицкая З.А., Верещака И.Г., Жаров Е.Ф., Серяков А.С, Керцман А.З., Михайленко С.Г. A.c. 922269 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Расширяющийся тампонажный раствор для крепления скважин. № 2972361/22-03. 1980.

100. Балицкая З.А., Верещака И.Г., Жаров Е.Ф., Серяков А.С, Керцман А.З., Михайленко С.Г. A.c. 922269 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Расширяющийся тампонажный раствор для крепления скважин. № 2972361/22-03. 1980.

101. Бекмунах А., Бахмутов В.С, Ангелопуло O.K., Городков В.Д., Ис-серлис

B.И., Аль-Варди X. A.c. 1164400 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор. № 3693029/22-03. 1984.

102. Паров Ф.В. A.c. 730640 СССР. Сырьевая смесь для получения расширяющейся добавки к цементу. 1980.

103. Рябова Л.И., Тимофеева Е.В., Кривошей A.B. Повышение качества цементирования скважин путем применения расширяющихся цементов // Нефтяное хозяйство №1, 2008, с. 46104. Бутт Ю.М., Рашкович Л.М. Твердение вяжущих при повышенных температурах. М., Стройиздат, 1965.

105. Венюа 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.

106. Ашрафьян М.О., Гринько Ю.В., Резчиков Г.А. Опыт применения цементно-зольных скважин на месторождениях Краснодарского края // Нефтяное хозяйство №3, 2007, с.34-35.

107. Булатов А.И.Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению М: Недра 1985 С.364.

108. Абрамов С.А. Гипотезы поиск прогнозы Сб.науч.тр. Сев-Кав отд. инж. академии РФ. Краснодар 1992 С. 97-101.

109. Габдуллин Р.Г., Тимиров A.C., Ахмадишин Ф.Ф. Технология цементирования обсадной колонны с использованием промывочной колонны // Нефтяное хозяйство №1, 2007, с. 34-36.

110. Кривобородов Ю., Бурлов И., Верещагин П. Новый тампонажный цемент повышает герметичность заколонного пространства скважин // Нефть и Газ Евразия №3, 2008, с. 16-18.

111. Амерханова 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.

112. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Мязин О.Г. Крепление скважин в условиях хемогенных отложений // Нефтяное хозяйство №4, 2006, с.102-111.

113. Василенко И.Р., Баишев А.Б. Технология обработки тампонажных растворов магнитным полем // Бурение и нефть №11, 2003, с. 27-29.

114. Василенко 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.

115. Паринов П.Ф. Разработка дисперсноармированных тампонажных материалов для крепления глубоких нефтяных и газовых скважин. Дисс.канд.техн.наук//Краснодар. 1985. С.237.

116. Руцкий A.M., Булатов, А.И., Волошин В.А., Новохатский Д.Ф. К вопросу об оптимальных упругопрочностных свойствах тампонажного камня.

Формирование и работа цементного камня. Всесоюзное совещание // Краснодар. 1972. С. 54-55.

117. Грачев В.В., Леонов Е.Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания. ВНИИОЭНГ. НТС Бурение, №3, 1969.

118. Сурков В.Т. Повышение качества разобщения пластов на нефтяных месторождениях с подошвенной водой. Дисс.на соиск.уч.степ.канд.техн.наук, ТатНИИ, 1965.

119. Гайворонский A.A., Шульга Г.П. Исследования активного гидростатического давления создаваемого цементным раствором. Тр. ВНИИБТ, вып.ХХШ. М., изд-во «Недра», 1968.

120. Булатов А.И., Обозин О.Н.Дуксов А.К. Возникновение каналов в затрубном пространстве скважин после цементирования. Газовая промышленность, 1970, №2.

121. Курбанов Я.М., Хахаев Б.Н., Алиев P.M., Данюшевский B.C. Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин. М.: Недра, 1996, -234 с.

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

123. Шакрисламов 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.

124. Колотов 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.

125. Методическое руководство по применению методов распознования образов при промывке и креплении скважин. - Краснодар: ВНИИКРнефть, Азнефтехим, 1974. - 137 с.

126. Курбанов Я.М. Проблемы долговечности и современные технологии ликвидации глубоких нефтегазовых скважин / Я.М. Курбанов, H.A.

118

Черемисина, Э.Н. Хафизова, С.А. Котельников // Разведка и охрана недр, Москва, 2003, №6, С. 43-46.

127. Хахаев Б.Н. Особенности обратного цементирования технической обсадной колонны диаметром 273 мм на Ен-Яхинской СГ-7 / Б.Н. Хахаев, Я.М. Курбанов, Е.Я. Оксенойд, В.А. Сутягин, В.М.Гурак, H.A. Черемисина. A.A. Хайруллин, С.А.Котельников // Межотраслевой научно-информационный тематический сборник «Газетная и журнальная информация». Тема 2. Техника, технология и экономика бурения нефтегазовых скважин, часть 8(62)-1(63). М. ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005-2006, С. 4-8.

128. Котельников С.А. Проблемы обеспечения надёжной миграции флюидов в заколонном пространстве / В.Д. Горгоц, С.А.Котельников // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургутНИПИнефть. - М.: Нефтяное хозяйство, 2006. - Вып. 7.-С. 192-197.

129. Горгоц В.Д. Моделирование надёжной изоляции миграции газа в заколонном пространстве / В.Д. Горгоц, С.А.Котельников // VI конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. материалов. - Ханты-Мансийск, 2006. - С. 362-364.

130. Горгоц В.Д. Промывочные жидкости для первичного вскрытия пластов на депрессии / В.Д. Горгоц, H.H. Рябков, H.A. Герасименко, С.А. Котельников, Ф.Р. Яхшибеков // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургутНИПИнефть. - М.: Нефтяное хозяйство, 2006. - Вып. 7.- С. 104-111.

131. Горгоц В.Д. Разработка рецептуры и методики исследования тампонажных материалов для крепления скважин в условиях солевых отложений Талаканского месторождения / В.Д. Горгоц, Н.Т. Лосева, И.К. Диниченко, Н.Ф. Подшивалов, И.Р. Шангареев, С.А. Котельников // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского

региона: Сб. тр. СургутНИПИнефть. - М.: Нефтяное хозяйство, 2007. - Вып. 8.-С. 139-144.

132. Котельников С.А.. Контакт компонентов системы «цементный камень -обсадная колонна - солевые отложения / В.Г. Ваулин, В.Д. Горгоц, О.В. Андреев, С.А. Котельников // Синтез и свойства химических соединений: Сб. трудов. - Тюмень. ТюмГУ, 2007. - С. 117-123.: Сб. трудов. - Тюмень. ТюмГУ, 2007.-С. 117-123.

133. Котельников С.А. Снижение репрессии на пласт при бурении промывочными жидкостями, облегчёнными микросферами / С.А. Котельников // VII конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. материалов. - Ханты-Мансийск, 2007. -С. 318-321.

134. Горгоц В.Д. Исследование факторов, влияющих на качество цементирования скважин в солевых отложениях Талаканского место рождения / В.Д. Горгоц, С.А. Котельников, В.Г. Ваулин // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургутНИПИнефть. - М.: Нефтяное хозяйство, 2008. - Вып. 9.- С. 91-95.

135. Котельников С.А. Исследование газопроницаемости цементных растворов / В.Н. Фёдоров, Г.Б. Проводников, И.Э. Геворкян, С.А. Котельников // Нефть и газ Западной Сибири: Материалы международной научно - технической конференции, посвящённой 45-летию Тюменского государственного нефтегазового университета и 80-летию Грайфера Валерия Исааковича. Т.1.. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - С. 150-152.

136. Ананьев С.А. Исследование влияния фильтрационных процессов на условия формирования надёжной крепи / С.А. Ананьев, O.A. Лушпеева, В.Н. Федоров, И.Э. Геворкян, М.А. Дюсюнгалиев, С.А.Котельников // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Сургутского региона: Сб. тр. СургутНИПИнефть. - М.: Нефтяное хозяйство, 2009. - Вып. 10,-С. 17-23.

137. Котельников 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.

138. Котельников 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.