Повышение эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин: На примере месторождений Томской области тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.14, кандидат технических наук Панычев, Сергей Иванович

• Панычев, Сергей Иванович
• кандидат технических наук
• 2005

Оглавление диссертации кандидат технических наук Панычев, Сергей Иванович

Введение.

Глава 1. Анализ состояния техники и технологии крепления нефтяных и газовых скважин.

1.1. Общие понятия о креплении скважин и разобщении пластов.

1.2. Основные направления повышения эффективности разобщения пластов.

1.3. Постановка задач исследований.

Глава 2. Проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин на примере месторождений Томской области.

2.1. Геолого-технические условия крепления скважин.

2.1.1. Геологические условия.

2.1.2. Типовые технические решения.

2.2. Проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных скважин.

2.2.1. Проблемы разобщения пластов на примере месторождений ОАО «Томскнефть» ВНК.

2.2.2. Оценка влияния качества разобщения пластов на эффективность эксплуатации скважин.

2.2.3. Проблемы при креплении разведочных нефтяных скважин малого диаметра.

2.3. Проблемы при креплении газовых скважин.

2.3.1. Оценка качества крепления газовых скважин.

2.3.2. Проблемы крепления горизонтальных газовых скважин.

2.3.3. Состояние проблемы межколонных проявлений.

2.4. Выводы.

Глава 3. Исследование влияния геолого - технических факторов на качество цементирования скважин и эффективность разобщения пластов на примере месторождений Томской области.

3.1. Исследование влияния геолого - технических факторов на качество цементирования скважин на примере Крапивинского месторождения.

3.1.1. Оценка геолого - технических условий.

3.1.2. Исследование зависимости качества цементирования от характера насыщения пластовыми флюидами.

3.1.3. Исследование зависимости качества цементирования от зенитного угла скважины.

3.1.4. Исследование зависимости качества цементирования от проницаемости пластов.

3.2. Исследование соответствия расчётных и фактических нагрузок на крепь при эксплуатации скважин.

3.3. Исследование влияния проницаемости пластов на эффективность их разобщения.

3.4. Выводы.

Глава 4. Исследование способов точной установки заколонного пакера на заданной глубине скважины.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин: На примере месторождений Томской области»

области.123

4.2. Разработка способа установки пакера и конструкции скважинного прибора.124

4.2.1. Анализ существующих способов точной установки пакера. 124

4.2.2. Выбор канала связи.129

4.2.3. Устройство и принцип действия системы привязки пакера к геологическому разрезу скважины.130

4.2.4. Устройство и принцип действия скважинного прибора.132

4.2.5. Стендовые испытания.137

4.2.6. Промысловые испытания.138

4.3. Выводы.141

Глава 5. Исследование и совершенствование технологии крепления скважин с целью повышения эффективности разобщения пластов.142

5.1. Исследование и совершенствование технологии цементирования скважин с проведением гидроактивации тампонажного раствора.142

5.2. Исследование и совершенствование технологии крепления скважин на примере Лугинецкого месторождения.150

5.3. Исследование и совершенствование технологии изоляции пластов в продуктивной зоне скважин на примере Западно-Полуденного месторождения.158

5.4. Исследование и совершенствование технологии крепления ,, газовых скважин на примере Мыльджинского газоконденсатнонефтяного месторождения.162

Основные выводы и рекомендации.171

Список литературы.174

Приложения.189 ш з

Введение

Актуальность проблемы. Эффективность геологоразведочных работ и разработки нефтяных и газовых месторождений во многом зависит от качества строительства скважин.

Основным требованием к качеству строительства скважин является соответствие их дебитов при испытании и эксплуатации добывным возможностям. Другим, не менее важным, требованием является качественное разобщение пластов в продуктивной зоне скважин, то есть надёжная изоляция нефтенасы[ценного пласта от близлежащих флюидонасыщенных пластов.

Степень соответствия скважин проектным показателям определяет эффективность разведки и эксплуатации месторождений.

Разобщение пластов при креплении скважин является частью технологии заканчивания скважин в цикле их строительства.

Технология заканчивания скважин включает в себя вскрытие продуктивных пластов бурением, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, вторичное вскрытие перфорацией, вызов притока и освоение (испытание).

Наиболее сложной задачей при креплении скважин на месторождениях Западной Сибири является качественное разобщение при близком расположении нефте-водо-газоносных пластов, когда расстояние от границ интервала перфорации до ближайшего источника обводнения или газа менее 10 м и в этом интервале отсутствуют глинистые перемычки значительной (более 4-6 м) мощности.

При близком расположении нефте-водо-газоносных пластов резко возрастает вероятность прорыва воды или газа в интервал перфорации скважины по геологическим или техническим причинам.

Опыт разработки месторождений со сложно построенными залежами показывает, что в первый год эксплуатации обводняется до 30% от общего числа вводимых скважин. При этом имеют место большие дополнительные затраты на проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР). В эксплуатационном бурении эти затраты составляют около 60%, а в разведочном бурении - почти 80% от общих затрат на крепление скважин [5].

Для эффективной эксплуатации скважин необходимо, чтобы состояние крепи скважины в интервале между пластами обеспечивало возможность приложения необходимых величин депрессии. При низком качестве крепления скважина эксплуатируется при небольшой депрессии на пласт с низким дебитом. При превышении критических для состояния крепи нагрузок вместе с нефтью будет поступать подошвенная вода. В случае наличия близкорасположенных газовых пластов требования к качеству крепи ещё более возрастают.

Эта проблема особенно актуальна для условий эксплуатации нефтяных скважин при механизированном способе добычи со спуском погружных насосов практически в интервал перфорации. При этом величина депрессии на пласт может достигать значений 20,0 МПа и более. Качество крепления в таких условиях должно быть на очень высоком уровне.

Низкое качество разобщения пластов при строительстве разведочных скважин является одной из главных причин получения некорректной информации при их испытании, что в дальнейшем сказывается на результатах подсчёта запасов нефти и газа.

Расширение и углубление знаний в этом направлении являются одной из задач диссертационной работы.

Наряду с проблемами, общими для всех регионов России, для условий строительства разведочных и эксплуатационных скважин на большинстве месторождений Томской области актуальна проблема применения «лежалых» цементов, а таковыми они становятся уже после двух месяцев хранения. Для облегчённых тампонажных цементов допустимый срок хранения сокращается до одного месяца. В связи с сезонным (зимним) завозом цемента и длительными (до года) сроками его хранения качество тампонажно-го материала значительно ухудшается. Для обеспечения качества цементирования необходимо восстановить начальные свойства цемента.

В диссертационной работе автором разработана новая технология гидроактивации тампонажных растворов. Эта технология опробована и внедрена при креплении скважин на месторождениях ОАО «Томскнефть» ВНК и приемлема для других регионов, где при строительстве скважин актуальна названная проблема.

Качество разобщения пластов можно повысить использованием комплекса технических средств и технологических приемов.

Наиболее эффективными современными техническими средствами разобщения пластов являются гидравлические заколонные пакеры.

Фактически успешность применения пакеров на месторождениях Томской области и других регионов не превышает 10%. Основной причиной столь низкой эффективности является низкая точность установки пакеров. Одна из глав диссертации посвящена исследованию существующих методов установки заколонных пакеров на заданной глубине скважины и разработке новой технологии точной установки.

В диссертационной работе значительное место отводится решению проблем при креплении газовых скважин, разработке и внедрению мероприятий по совершенствованию существующих технологий. Значительный объём исследований и испытаний в производственных условиях проводится при разработке Мыльджинского газоконденсатонефтяного (ГКН) месторождения. На этом месторождении накапливался опыт строительства в данном регионе эксплуатационных скважин на газ, в том числе с горизонтальным окончанием ствола. До настоящего времени здесь пробурено 53 скважины, 5 из которых закончено горизонтальными стволами.

Результаты осуществления проекта строительства горизонтальных газовых скважин на Мыльджинском месторождении подтверждают высокую эффективность этой технологии. Неудачный опыт строительства таких скважин в Тюменской области (за всю историю разработки месторождений Нового Уренгоя пробурено всего 3 горизонтальные газовые скважины) делает опыт бурения и крепления на Мыльджинском месторождении по-своему уникальным.

Строительство скважин осуществлялось в соответствии с техническими проектами, выполненными ОАО «ТомскНИПИнефть» ВНК, в которых автором разработаны основные технические и технологические проектные решения. Кроме того, автором непосредственно в промысловых условиях осуществлялась научно-методическая помощь буровым предприятиям при проведении наиболее сложных работ по креплению скважин.

Следует отметить, что опыт строительства горизонтальных газовых скважин на Мыльджинском месторождении доказал перспективность этой технологии при разработке газовых месторождений.

Анализ промысловых данных по основным газодобывающим регионам России показывает, что число скважин, в которых возникают межколонные и заколонные проявления газа, весьма велико. Названная проблема остро встала и при вводе в эксплуатацию Мыльджинского месторождения. За редким исключением, в скважинах после вторичного вскрытия зафиксировалось наличие давления в верхнем межколонном пространстве (МКВ) -между технической и эксплуатационной колоннами.

Многочисленные исследования отечественных и зарубежных ученых и специалистов показывают, что причиной появления межколонного давления является наличие флюидопроводящих каналов вследствие низкого качества разобщения пластов.

Проведённый анализ технологии разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин месторождений Томской области свидетельствует о том, что она, в большинстве случаев, неадекватна геологическим условиям.

Основной причиной несоответствия применяемой технологии геологическим условиям является недостаточная изученность механизма и закономерностей влияния геолого-технических факторов на качество цементирования скважин и эффективность разобщения пластов.

Решению этих важных задач повышения качества крепления и эффективности разобщения пластов при строительстве разведочных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин и посвящена данная диссертация.

Целью работы является повышение эффективности разобщения пластов в разведочном и эксплуатационном бурении путём испытания и внедрения научно-обоснованных разработок по совершенствованию технологии крепления нефтяных и газовых скважин.

Задачи исследований. Для достижения сформулированной цели необходимо решить следующие задачи:

На примере месторождений Томской области:

• провести анализ состояния проблемы разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин;

• исследовать влияние геолого-технических факторов на качество первичного цементирования и эффективность разобщения пластов;

• разработать рекомендации по выбору рациональной технологии крепления в зависимости от геологических условий разобщения пластов;

• провести анализ существующих технологий установки заколонного пакера на заданной глубине скважины и разработать новый способ точной установки;

• провести научно-обоснованное совершенствование существующих технологий крепления скважин с целью повышения эффективности разобщения пластов.

Методика исследований. Перечисленные задачи решались путём анализа и обобщения литературных данных, информации, полученной из всемирной сети INTERNET, промысловых данных, проведения теоретических исследовании с использованием методов математическом статистики и компьютерных программ. Использовались как стандартные, так и разработанные в рамках настоящей работы методики исследований.

При проведении данной работы разработано 10 методик [приложение 1].

Научная новизна выполненной работы заключается в следующем:

1. Научно обоснован и разработан комплексный подход к изучению проблемы разобщения пластов при креплении разведочных и эксплуатационных нефтяных и газовых скважин на примере месторождений Томской области.

2. Установлены механизм и закономерности влияния геолого-технических факторов на качество цементирования и эффективность разобщения пластов, знание которых позволяет выбирать наиболее эффективную технологию крепления в конкретных условиях бурения скважин.

3. Проведено исследование существующих технологий установки за-колонного пакера на заданной глубине скважины и разработан новый способ точной установки.

4. Обоснован, апробирован и внедрён комплекс технологических разработок по повышению эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин.

В работе защищаются следующие научные положения:

1. Применение расширяющихся тампонажных материалов (РТМ) позволяет сохранить высокое качество первичного цементирования при зенитных углах до 30° в продуктивной зоне скважин и тем самым повысить их производительность в период эксплуатации, независимо от характера насыщения пластов и значений их проницаемости.

2. Обоснована необходимость учёта соотношения проницаемостей продуктивного пласта - объекта эксплуатации и близлежащего водонасыщенного пласта - источника обводнения при выборе технологии разобщения пластов и режимов эксплуатации скважин и предложены варианты технических решений. 3. Предложен новый способ разобщения пластов, заключающийся в измерении сопротивления пород разреза скважины автономным устройством в процессе спуска обсадной колонны, передаче забойной информации на дневную поверхность и сравнении ее с ранее полученными данными заключительного каротажа, обеспечивающий возможность точной установки заколонного пакера на заданной глубине скважины без опасности прихвата обсадной колонны. Достоверность научных положений и выводов подтверждается большим объёмом теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, высокой сходимостью расчётных и опытных данных, положительными результатами производственных испытаний и внедрения разработок. Практическая ценность.

1. Результаты исследований влияния геологических факторов на качество цементирования и эффективность разобщения пластов использованы при разработке технологических регламентов и проектировании строительства разведочных и эксплуатационных скважин.

2. Разработанные и апробированные технологические регламенты по креплению скважин используются отраслевыми институтами при проведении научно-исследовательских и проектных работ, технологическими службами буровых и добывающих предприятий - при разработке планов на крепление скважин и оценке качества разобщения пластов.

3. Внедрение новых и совершенствование существующих технологий крепления скважин позволило повысить качество крепления 30 разве-дочых и 200 эксплуатационных нефтяных и газовых скважин в ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «Томскгазпром».

Апробации работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на межотраслевых научно-практических конференциях «Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин» и «Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД», проводимых научно-производственным объединением «Бурение» (ОАО НПО «Бурение») (Анапа, 2002); международной конференции «Нефтегазовому образованию в Сибири-50 лет», посвященной 50-летию кафедры геологии и разработки нефтяных месторождений (горючих ископаемых), (Томск, 2002); международной научно-технической конференции «Проблемы научно — технического прогресса в бурении скважин», посвящённой 50-летию кафедры бурения скважин института геологии и нефтегазового дела ТПУ, (Томск, 2004); научно-практической конференции «Проблемы и перспективы развития минерально-сырьевого комплекса и производительных сил Томской области» (Томск, 2004). Отдельные положения, вошедшие в состав диссертации, докладывались и обсуждались на научно-технических советах ОАО «Томскнефть», ОАО «Томсгазпром» и заседаниях Учёного Совета института «ТомскНИПИнефть».

Технологические разработки опробованы путём проведения предварительных и приёмочных испытаний на месторождениях Томской области в ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «Томскгазпром».

Апробация работы подтверждена 11 документами [приложение 3].

Исходный материал и личный вклад. В диссертационную работу наряду с исследованиями, выполненными лично автором, вошли результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, выполненных при непосредственном участии автора в качестве научного руководителя и ответственного исполнителя 10 научно-исследовательских работ [приложение 4].

При этом непосредственно автором но каждой теме выполнены: постановка задачи, обоснование методик исследований, основная часть патентных исследований, обобщение и анализ исходного материала, составление программ и методик предварительных и приёмочных испытаний, разработка основных положений технологических регламентов, написание заключительных отчётов и защита их на научно-технических советах.

Автор принимал непосредственное участие в разработке и проведении промысловых испытаний новых технологий, в работе по адаптации и совершенствованию существующих технологий крепления скважин (не менее 50% от общего количества скважин, на которых проводились опытно-промышленные испытания).

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 22 печатных работах.

Объём и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций; изложена на 188 страницах машинописного текста, содержит 29 рисунков, 34 таблицы, список литературы из 111 наименований и 7 приложений.

Заключение диссертации по теме «Технология и техника геологоразведочных работ», Панычев, Сергей Иванович

Основные выводы и рекомендации

1. Применяемая в разведочном и эксплуатационном бурении технология крепления скважин, в большинстве случаев, неадекватна геологическим условиям.

Основной причиной несоответствия применяемой технологии геологическим условиям является недостаточная изученность механизма и закономерностей влияния геологических факторов на качество цементирования скважин и эффективность разобщения пластов.

2. При выборе технологии разобщения пластов и режимов испытания и эксплуатации скважин кроме расстояния между пластами и мощности глинистых прослоев в разобщающем интервале необходимо учитывать соотношение проницаемостей продуктивного пласта - объекта эксплуатации и близлежащего водонасыщенного пласта - источника обводнения

В работе приведены рекомендации по выбору технологии крепления скважин в конкретных геолого-технических условиях.

3. При цементировании эксплуатационной колонны в интервале продуктивных пластов расширяющимися тампонажными материалами качество цементирования не зависит от характера насыщения пластов, значения их проницаемости и зенитного угла ствола скважины до 30°.

Результатом исследования в данной части работы являются выводы и рекомендации, позволяющие в случае применения РТМ снять технические ограничения значений зенитного угла наклона при проектировании профилей скважин, вызванные снижением качества цементирования, и тем самым повысить дебиты скважин при разработке месторождений.

4. Обоснован новый способ разобщения пластов, заключающийся в измерении сопротивления пород разреза скважины автономным устройством в процессе спуска обсадной колонны, передаче забойной информации на дневную поверхность и сравнении ее с ранее полученными данными заключительного каротажа, который обеспечивает возможность установки заколонного пакера на заданной глубине скважины без опасности прихвата обсадной колонны

5. Решить актуальную проблему применения цементов с истекшими сроками хранения позволяет новая технология цементирования с проведением гидроактивации тампонажных растворов.

6. Внедрение результатов исследований по повышению эффективности разобщения пластов газовых скважин позволии повысить качество цементирования и снизить количество и интенсивность межколонных проявлений газа. В работе содержатся критический анализ внедрения различных технологий крепления газовых скважин. При этом следует отметить вывод о невозможности решения проблемы межколонных проявлений газа применением расширяющихся тампонажных материалов, показавшим на месторождениях Томской области высокий технологический эффект при разобщении нефтеносных пластов от воды и не давших ожидаемого результата при креплении газовых скважин.

Проблема решается путём применения специальных добавок «GASBLOK» и «GAS-СНЕК» для обработки тампонажного раствора, предназначенного для цементирования интервалов как продуктивных , так и вышележащих непродуктивных отложений. Представляется целесообразной и установка заколонного пакера выше верхнего газоносного пласта.

9. Результаты проведённых исследований явились основой для разработки принципиальных решений по разобщению пластов при проектировании технологических документов на разработку месторождений, разработки технологических регламентов на крепление скважин и проектов на строительство скважин.

10. Обоснован, апробирован и внедрён комплекс технологических разработок по повышению эффективности разобщения пластов при креплении нефтяных и газовых скважин в разведочном и эксплуатационном бурении.

Результаты исследований внедрены при креплении 30 разведочных и 200 эксплуатационных скважин на месторождениях Томской области и способствовали ускорению технического прогресса в области крепления скважин в разведочном и эксплуатационном бурении в ОАО «Томскнефть» ВНК и ОАО «Томскгазпром». Экономический эффект от внедрения разработок составил 33 млн. 355 тыс. руб. [приложение 7].

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Панычев, Сергей Иванович, 2005 год

1. Ахмадишин З.Ш. Способ точной установки пакера // Нефтяное хозяйство. 1985.-№7.-С. 18 -21.

2. Ашрафьян М.О. Проблемы и решения в технологии цементирования скважин малого диаметра // Нефтяное хозяйство. — 2000. № 8. — С. 24 -26.

3. Ашрафьян М.О., Бортов А.В. Опыт применения высокопрочных тампонажных составов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1998. -№ 11.-С. 25 -27.

4. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации. В 6 т. Т. 1 / Ю.М Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - С 7.

5. Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин : учеб. пособие для вузов / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 670 с.

6. Белоусов Г.А., Скориков Б.М., Овчинников А.Д. Технико-технологические решения по креплению скважин в сложных геологических условиях // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 7. - С. 32-35.

7. Боб Мо, Питер Эрпельдинг. Рост давления в кольцевом пространстве: причины и последствия / / Нефтегазовые технологии. 2000. - № 6. - С. 66-68.

8. Брайен Тарр, Ричард Сукуп. Бурение и крепление ствола: новый шаг в совершенствовании конструкции скважины // Нефтегазовые технологии. 2000. - № 7. - С. 79 - 87.

9. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин. В 5 т. Т. 4 / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, В.Ф. Будников, Ю.М. Басарыгин. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 496 с.

10. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем / А.И. Булатов. М: Недра, 1976. — 260 с.

11. Булатов В.В. Глубинная механика / А.И. Булатов. М.: Недра, 1990. — 264 с.

12. Былевский Г.А. Состояние и пути развития каротажа обсаженных скважин (по зарубежным данным) : обзор / Г.А. Былевский, В.И. Пе-терсилье. М.: Изд-во МГП «Геоинформмарк , 1992. - 23 с. - (Серия : Разведочная геофизика).

13. Вероятностные методы при выборе свойств тампонажного раствора и камня / В.И. Отт, Г.Т. Вартумян, Г.Г. Гилаев, Е.А. Тригубова // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2000. № 12. - С. 19-21.

14. Влияние состава тампонажных композиций на гидростатическое давление столба цементного раствора в период ОЗЦ / А.А. Клюсов, O.K. Ангелопуло, А.А. Рябоконь, Ю.Р. Кривобородов // Нефтяное хозяйство.- 2002. № 9. С. 57 - 58.

15. Выбор интервалов и способов цементирования обсадных колонн / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, В.М. Стрельцов, В.Ф. Шипица // Газовая промышленность. 2000. - № 12. - С. 22 - 23.

16. Высокотехнологичные способы манжетного и селективно манжетного цементирования скважин / С.С. Янкулев, Ю.З. Цырин, H.JT. Щавелев, Г.Б. Проводников, Д.Д. Ерега // Нефтяное хозяйство. 1999. - №. 12 -С. 23 - 27.

17. Газопроявления в скважинах и борьба с ними / А.И. Булатов, В.И. Ряб-ченко, И.А. Сибирко, Н.А. Сидоров. М: Недра, 1969. - 278 с.

18. Ганджумян Р.А. Математическая статистика в разведочном бурении / Р.А. Ганджумян. М.: Недра, 1990. - 218 с.

19. Гасумов А.А., Перейма А.А. Повышение качества крепления скважин // Газовая промышленность. — 2001. № 5. — С. 44 - 46.

20. Гайворонский А.А. Крепление скважин и разобщение пластов / А.А. Гайворонский, А.А. Цыбин. -М.: Недра, 1981. 367 с.

21. Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Коновалов Е.А. Тампонажные растворы для крепления наклонно направленных и горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка месторождений. 2001. -№ 1.-С. 31-32.

22. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам / B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф Толстых. — 2-е изд.перераб. и доп. М.: Недра, 1987. - 373 с.

23. Ерёменко В.В, Дулаев В.Х. Новые технические средства для цементирования наклонно направленных и горизонтальных скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1998. - № 10.-С. 14-16.

24. Исследование процессов комкования в слеживаемости тампонажных материалов в процессе хранения / Ю.П. Скворцов, В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов и др. : науч.-темат. сб. «Проблемы нефти и газа Тюмени". -Тюмень, 1978. Вып. 39. - С. 73 - 82.

25. Кенгерлинский Ю.С. Комбинированная система электрического канала связи // Известия ВУЗов. Нефть и газ. — 1967. № 10. - С. 18 - 20.

26. Клюсов И.А. Влияние механохимической активации цемента на кинетику и твердение цемента // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2000. - № 5. - С. 22 — 24.

27. Курочкин Б.М. О новом подходе к подготовке продуктивной толщи к креплению скважин // Нефтяное хозяйство. 1999. - № 11. - С. 9 — 12.

28. Курочкин Б.М. О перспективе применения способов изоляции водоносных пластов в открытом стволе в продуктивной толще // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 1. - С. 41 - 44.

29. Курочкин Б.М., Лебедев Е.Д. Технологический комплекс для крепления скважин в сложных условиях // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - № 2. - С. 37 - 39.

30. Лабораторные исследования керна и оптимизация состава технологических растворов. / М.А. Городников, С.И. Панычев, Ю.А. Щемелинин, Н.И. Раздобреева // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. М.: Изд-кий дом « Нефть и капитал», 2002. - Вып. 3. - С. 22 - 24.

31. Мнацаканян O.K. Дезинтеграторная активизация цементов длительного хранения // Бурение. 2001. - № 4. - С. 13-17.

32. Милыытейн В.М. Сокращение затрат на цементирование при строительстве и капитальном ремонте скважин // Нефтяное хозяйство. -1999.-№ 6.-С. 16- 18.

33. Нижник А.Е., Лебедев О.А., Бортов А.В. Испытание способа селективного цементирования продуктивного объекта на месторождениях Западной Сибири // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -1998. № 10. - С. 25 - 27.

34. Опыт применения тампонажных растворов при цементировании газовых скважин на месторождениях Крайнего Севера / А.А. Фролов, В.Ф. Сорокин, В.П. Овчинников, В.М. Предигер // Бурение. 2001. - № 5. -С. 19-22.

35. Орешкин Д.В., Янкевич В.Ф., Первушин Г.Н. Проблемы крепления стенок при строительстве нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2002. № 7 - 8. — С. 43-46.

36. Оценка облегчающей способности добавок в тампонажный раствор / И.И. Белей, B.C. Коновалов, Е.Г. Леонов, С.И. Райкевич, В.Ф. Янкевич // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 2001.-№8.-С. 25-28.

37. Панычев С.И. Актуальность проблемы качества разобщения пластов при строительстве эксплуатационных скважин на месторождениях

38. ОАО «Томскнефть» ВНК НК « ЮКОС» // Техника и технология закан-чивания и ремонта скважин в условиях АНПД : сб. науч. тр. / ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002. - Вып. 8. - С. 219 - 225.

39. Панычев С.И. Новая технология точной установки заколонного пакера на заданной глубине в скважине // Вестник инжинирингового центра

40. Ф ЮКОС. М.: Изд-кий дом «Нефть и капитал», 2002. - Вып. 5. - С.54 56.

41. Панычев С.И. Проблемы при креплении горизонтальных газовых скважин на примере местрождений Томской области // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин : сб. докл. Междунар. на-уч.-техн. конф. / ТПУ. Томск, 2004. - С. 137 - 141.

42. Панычев С И., Денисов А.В. Проблемы при креплении скважин малого диаметра в Томской области // Проблемы научно-технического про1. Ш'

43. Панычев С. И., Каширин Ю. Н. Решение проблемы крепления газовых скважин на Мыльджинском месторождении // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. М.: Изд-кий дом «Нефть и капитал», 2002. — Вып. З.-С. 52-55.

44. Панычев С.И., Каширин Ю.Н. Состояние проблемы межколонных проявлений при вводе в эксплуатацию скважин Мыльджинского ГКН месторождения // Основные принципы выбора технологии, технических

45. Ф средств и материалов при строительстве и ремонте скважин : сб. науч.тр. / ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002. - Вып 7.- С. 213 - 220.

46. Панычев С.И., Чубик П.С., Лукьянов В.Г. Основные направления повышения эффективности разобщения пластов // Проблемы научно-технического прогресса в бурении скважин : сб. докл. Междунар. на-уч.-техн. конф. / ТПУ. Томск, 2004. - С. 128 - 131.

47. Предотвращение каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Ши-пица и др. // Газовая промышленность. 1995. - № 10. - С. 47 - 49.

48. Приготовление тампонажных смесей в условиях бурового предприятия / А.А. Фролов, В.Ф. Сорокин, П.В. Овчинников, В.П Овчинников // Бурение. 2001.-№9.-С. 15 -17.

49. Применение тампонажных растворов с техногенными наполнителями Ш на месторождениях Сибири / П.Я. Зельцер, Е Б. Камынина, Н.Т. Лосева, О.А. Лушлеева, А Г. Фазлыев // Нефтяное хозяйство. — 1998. № 1. -С. 25 -27.

50. Применение диспергаторов для тампонажного раствора при цементировании обсадных колонн / Б.М. Курочкин, М.Н. Студенский, А.Я. Ва-кула, И.Н.Гимазов, В.Н. Максимов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1999. - № 6. - С. 32 - 36.

51. Применение облегченных тампонажных растворов для цементирования Ф продуктивных пластов / В.Ф. Янкевич, С.И. Кабанов, ВА. Волошин,

52. И.И. Белей, А.И. Курдачёв // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2002. - № 7 - 8. - С. 40 - 43.

53. Растроган А.Е., Панычев С.И. Актуальные проблемы качественного вскрытия продуктивных пластов при строительстве скважин на месторождениях ОАО «ВНК» // Научно-техническая ассоциация Восточной нефтяной компании. Вестник ВНК. М: Изд-во ЗАО «Нефяное хозяй

54. Ф ство», 1998. Вып. 1. - С 65 - 67.

55. Расширяющая добавка к облегченным растворам / В.П. Овчинников, Е.П.Дубко, А.А. Шантов и др. // Бурение. 2001. - № 11. - С. 17 - 19.

56. Расширяющая добавка к облегченным тампонажным растворам / В.П. Овчинников, Е.П. Дубко, А.А. Шатов, П.В. Овчинников, В.М. Преди-гер, А.А. Фролов, Н.А. Аксёнова // Бурение. 2001. - № 11. - С. 11-13.

57. Реагент-регулятор седиментационной устойчивости тампонажных растворов / Рябова Л.И., Дерновой В.П., Тимофеева Е.В., Кривошей А.В. //

58. Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин: сб. науч. тр. / ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2001. - Вып. 6. - С. 93 - 96.

59. Регулирование циркуляции при обратном цементировании скважин / Р.И. Медведский, М.В. Чупрунов, А.В. Тюрин, В.В. Подшибякин, И.С. Марчук // Газовая промышленность. 2002. - № 4. — С. 35 - 37.

60. Рекомендации по определению максимально-допустимых межколонных давлений для опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин Главтюменгазпрома / Протасов В.Я. и др.. / ТюменНИИги-прогаз. — Тюмень, 1986. 26 с.

61. Рекин С.А., Янтурин Р.А. Частота размещения и жёсткость центраторов обсадной колонны на наклонных и горизонтальных участках скважины // Нефтепромысловое дело. 2002. - № 8. - С. 23 - 25.

62. Рекин С.А., Янтурин А.Ш. Основные аспекты выбора центрирующей оснастки обсадных колонн //. Нефтепромысловое дело. 2002. - № 4. -С. 24 - 26.

63. Рябова Л.И. Тампонажные растворы повышенного качества // Бурение и нефть.-2003.-№ 1.-С. 30-31.

64. Рябоконь С.А. Комплексная программа заканчивания скважин // Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД : сб. науч. тр. / ОАО НПО «Бурение». Краснодар, 2002. - Вып. 8. - - С. 3 -14.

65. Савиных Ю.А. Юрьев А.Н. Способ передачи забойной информациии по бурильным трубам в процессе бурения скважины // Технология бурения скважин в Западной Сибири : сб. науч. тр. / Тюменский индустриальный институт. Тюмень, 1976. - Вып. 54. — С. 43 — 51.

66. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин / ред. С.А. Рябоконя, М.О. Ашрафьян, Д.Ф.

67. Новохатский, О.А. Лебедев, А.В. Черненко, А.Е. Нижник. Н.М. Бредихин, Л.И. Рябова, Т.В. Шамина, А.В. Павельчак, Ю.В. Гринько, В.В. Шабанов. Краснодар : Изд-во «Просвещение - Юг», 2003. - 368 с.

68. Смирнов Н.В., Дунин-Барковский И.В. Курс теории вероятностей и математической статистики для технических приложений. — М.: Изд-во «Наука», 1969.-511 с.

69. Скворцов Ю. П., Шенбергер В. М., Мавлютов М. Р. Опыт цементирования скважин на Правдинском месторождении с применением цементов длительного хранения // Технология бурения нефтяных и газовых скважин : межвуз. темат сб. Уфа, 1975. — Вып. 2. — С. 17 — 21.

70. Семеняк М.В., Тихонов В.Г. Ряд аварийных ситуаций после цементирования скважин Астраханского ГКМ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. — 1999. № 3. - С. 22 - 25.

71. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями / Н.Х. Каримов, Б.Н. Хахаев, Л.С. Запорожец и др.. М.: Недра, 1977.- 184 с.

72. Технология цементирования обсадных колонн / A.M. Лихушин, А.П. Мигуля, B.C. Лаврентьев, А.А. Бабичев // Газовая промышленность. -1999.-№7.-С. 54-56.

73. Технология предотвращения каналообразований и заколонных проявлений при цементировании скважин / В.Ф. Шипица, П.П. Макаренко, Ю.М. Басарыгин, А.Я. Петерсон // Газовая промышленность. — 1998. -№5.-С. 56-57.

74. Тихонов В. Г, Вагнер Г. Р., Рылов Е. Н. Способы повышения безопасной эксплуатации скважин АГКМ с различным межколонным давлением (Предприятие "Астраханьгазпром") // Безопасность труда в промышленности. 1997. - № 12. - С. 10 - 14.

75. Требования к физико-механическим характеристикам тампонажного камня в горизонтальных скважинах / А.И. Булатов, В.В. Дейкин и др. // Газовая промышленность. 1997. - № 1. - С. 10 - 11.

76. Улучшение свойств тампонажных растворов и камня из лежалых цементов / А.И. Булатов, М.О. Ашрафьян, В.И. Крылов и.-др..// Формирование и работа цементного камня : тез. докл. всесоюзн. семин. -Краснодар, 1973. 283 с.

77. Устройство для привязки скважинного оборудования к разрезу: А С. № 1749875 СССР / Греков С.А., Панычев С.И., Хачковский А.А. / Заявл. 04.01089; Опубл. 23.07.92, Бюл. № 27.

78. Цементирование скважин тампонажными растворами с высокими изолирующими свойствами /.М.О. Ашрафьян, Ю.В. Гринько, А.К. Куксов, А.Е. Нижник, Ю.Г. Жадан // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 3. - С. 29 -31.

79. Цементирование скважин в ОАО «Роснефть-Пурнефть» бездобавочными тампонажными цементами / В.М. Меденцев, Ю.И. Сидоренко, Д.Ф. Новохатский, А.К. Куксов // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 1. — С. 67-68.

80. Цырин Ю.З. О возможности коренного повышения эффективности технологии разобщения пластов в наклонно направленных скважинах // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 9. - С. 1-9.

81. Черненко А.В., Дерновой В.П. Некоторые вопросы качественного крепления нефтяных и газовых скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 1998. - № 10. — С. 22 - 24.

82. Шагиев Р.Ф. Скин-фактор и анализ его составляющих // Гидравлический разрыв пласта : матер, семин. / Акад. нар. хоз-ва при правит. Р. Ф. М., 2002.

83. Шарипов А.У., Хафизова Э.Н. Полимерные добавки к тампонажным вяжущим // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-2001.-№9.-С. 31 -33.