Повышение коррозионной стойкости тампонажных материалов в условиях сероводородной агрессии тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Осадчая, Ирина Леонидовна

• Осадчая, Ирина Леонидовна
• кандидат технических наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат технических наук Осадчая, Ирина Леонидовна

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА КОРРОЗИОННОЙ СТОЙКОСТИ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ В СЕРОВОДОРОДНЫХ СРЕДАХ.

1.1. Условия работы крепи сероводородсодержащих скважин

1.2. Процессы коррозии в цементном камне.

1.3. Защитная функция тампонажного материала в предотвращении сероводородной коррозии обсадных колонн.

1.4. Выводы.

2. ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКОЙ ОСНОВЫ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Методология определения реакционной способности цементного камня к взаимодействию с сероводородом.

2.2. Методология исследований устойчивости цементного камня к коррозии при имитации термобарических условий реальных скважин.

2.3. Методология оценки защитной функции тампонажного камня в условиях воздействия сероводорода.

2.4. Выводы.

3. ИССЛЕДОВАНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ

К СЕРОВОДОРОДНОЙ КОРРОЗИИ.

3.1. Реакционная способность цементного камня.

3.2. Устойчивость цементного камня к коррозии при имитации скважинных условий.

3.3. Результаты исследований структуры тампонажного камня комплексом физико-химических методов.

3.4. Выводы.

4. ОБОСНОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ ПОВЫШЕНИЯ СЕРОВОДОРОДОСТОЙКОСТИ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ.

4.1. Ингибирование тампонажных растворов.

4.2. Насыщение жидкости затворения диоксидом углерода.

4.3. Введение минеральной добавки в тампонажный материал.

4.4. Применение реагентов комплексного действия.

4.5. Выводы.

5. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ С ИНГИБИТОРОМ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИХ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРИМЕНЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СЕРОВОДОРОДСОДЕРЖАЩИХ СКВАЖИН.

5.1. Определение оптимальной концентрации ингибитора в жидкости затворения цементов.

5.2. Влияние химической обработки тампонажых растворов на эффективность действия ингибитора коррозии.

5.3. Исследования технологических свойств тампонажных растворов с ингибитором коррозии.

5.4. Применение тампонажных растворов с ингибитором при креплении сероводородсодержащих скважин.

5.5. Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение коррозионной стойкости тампонажных материалов в условиях сероводородной агрессии»

В последние годы все более актуальным становится вопрос будущего дефицита энергоресурсов, связанного с истощением доступных и относительно дешевых для освоения запасов углеводородов. В мире растет доля нефтегазовых месторождений, требующих повышенных затрат на их разработку и освоение. Одним из существенных источников повышения объемов добычи газа являются се-роводородсодержащие месторождения, рентабельное освоение которых в значительной степени зависит от технологического прогресса в этой области [1].

Разработка месторождений со сложными горно-геологическими условиями строительства скважин (высокие пластовые давления, наличие в продукции кислых агрессивных компонентов, особенно сероводорода), требует качественно нового подхода к их цементированию, сопровождающемуся рядом осложнений. Повышение качества крепления скважин в этих условиях может быть обеспечено созданием новых рецептур коррозионно-стойких тампонажных растворов и способов улучшения их технологических показателей.

Применяемые в настоящее время тампонажные материалы на шлаковой основе отличаются повышенной стойкостью к воздействию сероводорода по сравнению с портландцементами, но ассортимент их очень мал. Кроме того, шлаковые цементы не способны предотвратить сероводородную коррозию поверхности обсадных труб в результате своего химико-минералогического состава.

Создание герметичной крепи скважин с сероводородсодержащей продукцией представляет весьма сложную проблему. В особенной степени это относится к Астраханскому ГКМ, характеризующемуся высоким содержанием в газе сероводорода (до 24-26 об. %). Это обусловливает значительную степень агрессивного воздействия кислого газа не только на цементное кольцо, но и на обсадные колонны. Коррозию их поверхности сероводород вызывает, проникая через цементный камень, который имеет капиллярно-пористую структуру, или из-за наличия дефектов при некачественном цементировании.

Выполняя роль диффузионного барьера для проникновения пластовых флюидов, цементный камень препятствует их непосредственному контакту с обсадными трубами. В условиях воздействия агрессивных сероводородных сред в цементном камне протекают физико-химические процессы, которые влияют на стабильность состояния металла обсадных колонн, защищенных цементным кольцом. Это вызывает развитие коррозии их поверхности. Нарушение герметичности крепи скважин в результате изменения структуры цементного камня и его разрушения, а также коррозионного повреждения колонн приводят к осложнениям: возникают заколонные газопроявления и межпластовые перетоки. Это является недопустимым с позиций промышленной и экологической безопасности эксплуатации сероводородсодержащих месторождений.

Применение защитных покрытий поверхности обсадных труб малоэффективно, так как в процессе спуско-подъёмных операций и цементировании происходит нарушение целостности защитного слоя. Поэтому реальный путь защиты металлоконструкции - разработка способов модификации цементного камня, находящегося в непосредственном контакте с поверхностью обсадной колонны, и придание цементному кольцу свойств, снижающих интенсивность коррозионных процессов крепи скважин.

В этой связи особенно актуален комплексный подход к решению проблемы: создание способов повышения сероводородостойкости цементного камня в зако-лонном пространстве скважин с одновременным обеспечением им эффективной защиты обсадных колонн от поверхностной коррозии.

Требуют совершенствования существующие методы исследований цементного камня в агрессивных сероводородсодержащих средах. Поскольку проведение таких испытаний в натурных условиях, особенно в настоящее время, сопряжено с рядом трудностей, создание методик испытаний на коррозию в соответствии с термобарическими условиями скважин и концентрацией сероводорода в агрессивной среде является не менее актуальным вопросом для определения устойчивости тампонажного камня к коррозии в скважинных условиях.

В диссертационной работе рассматриваются пути решения комплекса вышеуказанных задач, в целом направленных на совершенствование строительства скважин с сероводородсодержащей продукцией, в связи с чем актуальность ее темы очевидна, т.е. научное обоснование и разработка способов повышения коррозионной стойкости тампонажных материалов для строительства скважин в условиях воздействия агрессивных сероводородных сред имеет важное значение для развития газовой отрасли.

Помимо технико-экономической эффективности решение вопросов по теме диссертации имеет немаловажное значение в отношении экологических аспектов охраны недр и водных источников от загрязнения сероводородсодержащими флюидами.

Цель работы - улучшение качества крепи скважин с сероводородсодержащей продукцией применением тампонажных составов с повышенной коррозионной стойкостью и защитными свойствами.

Объект исследования - цементный камень из тампонажных материалов, применяемых для строительства скважин.

Предмет исследования - процессы сероводородной коррозии цементного камня, его фазовый состав и основные технологические свойства.

Согласно цели данной работы исследования направлены на решение следующих основных задач:

1. Оценка воздействия сероводородной среды на состояние цементного камня и обсадных колонн.

2. Обоснование и разработка методологии проведения исследований.

3. Определение реакционной способности цементного камня к взаимодействию с сероводородом.

4. Установление ряда устойчивости тампонажных материалов к сероводородной коррозии.

5. Обоснование и разработка способов повышения сероводородостойкости тампонажных материалов.

Методы решения задач. С учетом результатов собственных экспериментальных и промысловых исследований проведен анализ и обобщение промыслового материала и изложенных в технической литературе данных по проблеме повышения коррозионной стойкости цементного камня. При проведении экспериментальных исследований использовались стандартные методы, а также разработанные методики, включающие применение специально созданных приборов и оборудования.

Научная новизна диссертационного исследования заключается в следующем:

1. Предложена методология и реализовано обеспечение исследований устойчивости цементного камня к коррозии, позволяющее осуществить обоснованный выбор тампонажного материала для разобщения сероводородсодержащих пластов.

2. Экспериментально подтверждено, что включающие шлаковый компонент тампонажные материалы отличаются повышенной коррозионной стойкостью к действию кислого газа, обусловленной формированием цементного камня из более стабильных в сероводородных средах гидратных минералов с основностью ниже, чем у кристаллогидратов портландцементного камня.

3. Обосновано, что повышение коррозионной стойкости цементного камня может быть достигнуто:

- ингибированием тампонажных растворов в результате адсорбции органо-комплекса веществ на поверхности новообразований камня, одновременно обеспечивающим защиту контактирующего с цементным кольцом металла обсадных колонн от агрессивного влияния сероводорода;

- насыщением жидкости затворения диоксидом углерода с получением се-диментационно-устойчивых тампонажных растворов, снижающих вероятность появления микроканалов и обеспечивающих образование при твердении цементного камня стабилизированного фазового состава с низкой газопроницаемостью;

- введением в портландцемент минеральной добавки сидерита, способствующей появлению в цементном камне низкоосновных гидросиликатов кальция при взаимодействии гидроксида кальция с содержащимся в сидерите кремнеземом;

- химической обработкой тампонажного раствора, включающей комплекс совместимых с ингибитором реагентов специального назначения, что в результате проявления синергетического эффекта их взаимодействия обеспечивает улучшение технологических, антикоррозионных и защитных свойств цементного камня.

4. Обосновано и экспериментально подтверждено, что для повышения надежности крепи скважин при воздействии сероводорода эффективно применение ингибирующей коррозионные процессы добавки ВФПМ - отхода химического производства, толерантной к щелочной среде тампонажного раствора-камня, отличающейся высокими сорбционными свойствами и термостойкостью.

Защищаемые научные положения:

1. Методология исследований устойчивости цементного камня в агрессивных сероводородных средах.

2. Результаты оценки реакционной способности цементного камня к взаимодействию с сероводородом.

3. Последовательный ряд устойчивости цементного камня из различных вяжущих материалов к сероводородной коррозии.

4. Способы повышения коррозионной стойкости тампонажных материалов в условиях воздействия агрессивных сероводородных сред.

Практическая значимость диссертаиии заключается в соответствии проведенных исследований содержанию отраслевых программ НИОКР ОАО «Газпром» в области строительства газовых и газоконденсатных скважин в осложненных горно-геологических условиях.

В результате исследований разработаны технико-технологические решения, направленные на совершенствование мероприятий по повышению качества строительства сероводород со держащих скважин:

- методология испытаний цементного камня на коррозию, обеспечивающая возможность проведения исследований его сероводородостойкости в условиях, соответствующих термобарическим скважинным с созданием агрессивных сред высоких концентраций;

- способы повышения коррозионной стойкости тампонажных материалов, применение которых улучшает качество крепи и надежность эксплуатации скважин с сероводородсодержащей продукцией (A.c. 1160773, 1466310, 1595057, 1595058).

Результаты, полученные в процессе исследований, использованы при разработке отраслевых документов, устанавливающих правила и технологию работ по креплению скважин с сероводородсодержащей продукцией на Астраханском ГКМ и месторождениях Восточной Туркмении.

Разработки, выполненные по теме диссертации, использованы при изучении коррозионных процессов в цементном камне (методы испытаний) не только Сев-КавНИПИгазом, но и другими НИИ для проверки сероводородостойкости разработанных рецептур тампонажных материалов, а также внедрены при строительстве скважин с сероводородсодержащей продукцией на Астраханском ГКМ, месторождениях Восточной Туркмении Советабад и Саман-Тепе (тампонажные растворы с ингибитором коррозии).

Полученные результаты, выводы и рекомендации, приведенные в диссертации, целесообразны для применения при строительстве нефтегазовых скважин с сероводородсодержащей продукцией.

Результаты исследований по теме диссертации использованы при создании учебного пособия для студентов, обучающихся в соответствии с программой дисциплины «Буровые промывочные и тампонажные растворы» по специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» направления подготовки дипломированных специалистов «Нефтегазовое дело».

Соответствие диссертации паспорту научной специальности. В соответствии с формулой специальности 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин» (технические науки) диссертационная работа является прикладным исследованием в области совершенствования тампонажных материалов и создания составов, коррозионно-стойких в сероводородсодержащих средах, применение которых способствует повышению качества строительства скважин в сложных горно-геологических условиях. В соответствии с паспортом специальности (п. 3 области исследований) в диссертации рассмотрены физико-химические процессы в цементном растворе-камне при воздействии сероводорода «с целью разработки научных основ обоснования и оптимизации рецептур технологических жидкостей, химических реагентов и материалов для строительства скважин».

Апробация работы. Результаты исследований по диссертационной работе докладывались на Международных, Всероссийских и региональных конференциях: краевой науч.-практ. конф. МУС «Повышение эффективности строительства скважин, поисков, разведки и разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений в сложных горно-геологических условиях». - Ставрополь, 1987; VIII Международной науч.-практ. нефтегазовой конф. «Использование инновационных подходов для повышения эффективности бурения и ремонта скважин». -Кисловодск, 2011; IX Международной науч.-практ. нефтегазовой конф. «Инновационные технологии, направленные на повышение и восстановление производительности скважин месторождений УВ и ПХГ». - Кисловодск, 2012; 41 науч.-техн. конф. по итогам работы профессорско-преподавательского состава СевКав-ГТУ за 2011 год. - Ставрополь (СевКавГТУ), 2012; XVI Международной науч.-практ. конф. «Реагенты и материалы, технологические составы и буровые жидкости для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин». - Суздаль, 2012.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 24 печатных работы, в том числе в рекомендуемых ВАК Минобрнауки РФ рецензируемых изданиях - 6, авторских свидетельств на изобретения - 4.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы из 90 наименований и приложения, изложена на 138 страницах машинописного текста, включая 22 таблицы и 25 рисунков.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Осадчая, Ирина Леонидовна

5.5. Выводы

5.5.1. Выявлено, что для обеспечения высокой степени защиты металла в цементном камне и необходимой для этого концентрации ингибитора ВФПМ в поровой жидкости с учетом адсорбции на поверхности гидратных новообразований его содержание в воде затворения для различных типов цементов зависит от их удельной поверхности, водоцементного отношения, плотности ингибитора и рассчитывается по предложенной формуле (5.4).

5.5.2. Экспериментально подтверждено, что регулирование технологических параметров тампонажных растворов, ингибированных ВФГТМ, рекомендуется осуществлять с использованием химических реагентов, совместимых с ингибитором и не снижающих его эффективности (мае. %): СДБ (0,11 - 0,32); декстрина (0,08 - 0,68); КМЦ (0,08 - 0,24) и бихромата калия (натрия)-хромпика (0,05 -0,54). Возможно совместное (комбинированное) применение некоторых из указанных реагентов.

5.5.3. Применением ингибированных ВФПМ тампонажных растворов из ПЦТ-100, ШПЦС-120 и НКИ при цементировании скважин Астраханского ГКМ в соответствии с разработанными стандартами предприятия установлена технологичность и эффективность их использования при строительстве сероводородсо-держащих скважин.

5.5.4. Установлено, что применение при креплении скважин на месторождениях Восточной Туркмении ингибированных тампонажных растворов с коэффициентом коррозионной стойкости цементного камня 0,87-1,00 (в зависимости от вида тампонажного материала) обеспечивает замедление скорости коррозии внешней поверхности обсадных колонн с 0,89 до 0,10 мм/год, исключая необходимость строительства скважин-дублеров для компенсации добычи газа из скважин, вышедших из эксплуатации из-за коррозии обсадных труб и нарушения герметичности цементного кольца.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При разработке мероприятий, направленных на улучшение состояния цементного кольца и обсадных колонн - элементов крепи скважин с сероводородсо-держащей продукцией, - обоснованы и предложены способы повышения коррозионной стойкости тампонажных материалов и их защитных свойств. Применение коррозионно-стойких цементов с высокой степенью защиты металлоконструкций способствует повышению надежности эксплуатации скважин в условиях сероводородной агрессии, что является важным фактором обеспечения промышленной и экологической безопасности, увеличения объемов добычи газа и имеет большое значение для газовой промышленности.

По результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований сделаны следующие выводы и даны рекомендации:

1. На основе анализа и обобщения изученного материала обоснована и разработана методология исследований устойчивости цементного камня к коррозии: оценки реакционной способности цементного камня к взаимодействию с сероводородом и испытаний его стойкости в условиях, имитирующих термобарические скважинные условия и содержание агрессивного агента.

2. Экспериментально установлено, что в зависимости от вида тампонажного материала он по-разному взаимодействует с сероводородом, образуя продукты коррозии в виде сульфатных и сульфидных соединений, что характеризуется коэффициентами реакционной способности КрС(50з) и Крс(8) соответственно:

- у тампонажных материалов на основе портландцементов Крс(80з) 0,66-3,51; Крс(8) 1,98-9,56;

- у тампонажных материалов на шлаковой основе Крс^оз) 0,15-0,46; Крс(8) 0,37-1,62 (Крс(5оз) тампонажного материала НП равен нулю).

3. Подтверждено, что сероводородостойкость цементного камня из шлаковых вяжущих обусловливается формированием в процессе твердения гидратных минералов с низкой основностью, термодинамически более стойких к снижению рН поровой жидкости при действии кислого газа, чем кристаллогидраты порт-ландцементного камня.

4. Испытаниями на коррозию в термобарических условиях установлен ряд устойчивости тампонажных материалов, характеризующий их способность противостоять агрессивному влиянию сероводорода при концентрации 30 г/л с наименьшим изменением физико-механических свойств цементного камня:

НП(0,96) >НКИ(0,92) >ШПЦС-200(о,88) >ШПЦС-120(0,72).

Цементный камень из ПЦТ-100 по окончании испытаний разрушается.

5. Обоснованы и разработаны способы повышения коррозионной стойкости тампонажных материалов в условиях воздействия сероводородсодержащих пластовых флюидов путем:

- ингибирования тампонажного раствора-камня с одновременным повышением его защитных свойств;

- насыщения жидкости затворения цемента диоксидом углерода с образованием из седиментационно-устойчивого тампонажного раствора однородного по структуре низкопроницаемого цементного камня стабилизированного фазового состава;

- снижения активности продуктов гидратации цементного камня к взаимодействию с сероводородом введением минеральных ингредиентов;

- применения комплекса реагентов, обеспечивающих ингибирование новообразований, нейтрализацию сероводорода и снижение пористости цементного камня.

6. Установлено, что с целью придания цементному камню необходимых защитных свойств и требуемой для этого концентрации ингибитора в его поровой жидкости с учетом адсорбции на гидратных новообразованиях содержание ВФПМ в воде затворения различных видов тампонажных материалов зависит от удельной поверхности вяжущих, водоцементного отношения, плотности ингибитора и составляет 1,2-2,3 %.

7. При креплении сероводородсодержащих скважин (с 5-26 об. % Н28) с умеренными, повышенными и высокими температурами рекомендуется применять соответствующие геолого-техническим условиям тампонажные цементы с ингибитором коррозии ВФГТМ в количестве 0,5-1,2 % от массы вяжущего материала.

8. Экспериментально подтверждено, что регулирование технологических параметров тампонажных растворов, ингибированных ВФПМ, рекомендуется осуществлять с использованием химических реагентов, совместимых с ингибитором и не снижающих его эффективности (мае. %): лигносульфонатов (0,11 - 0,32); полисахаридов (0,08 - 0,68); полимеров из модифицированной целлюлозы (0,08 -0,24) и бихромата калия или натрия (0,05 - 0,54). Возможно совместное (комбинированное) применение некоторых из указанных реагентов.

9. Внедрением ингибированных ВФПМ тампонажных растворов при креплении скважин Астраханского ГКМ в соответствии с разработанными стандартами предприятия установлена технологичность и эффективность их применения при строительстве сероводородсодержащих скважин.

10.Установлено, что применение при креплении скважин на месторождениях Восточной Туркмении тампонажных растворов с ингибитором обеспечивает замедление скорости коррозии внешней поверхности обсадных колонн с 0,89 до 0,10 мм/год. Это позволяет сократить строительство скважин-дублеров для компенсации добычи газа из скважин, вышедших из эксплуатации из-за коррозии обсадных труб и нарушения герметичности крепи.

11. Экономическая эффективность применения содержащих ингибитор тампонажных растворов заключается в сокращении амортизационных отчислений на реновацию основных фондов и затрат, связанных с продлением сроков эксплуатации скважин (приложение).

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Осадчая, Ирина Леонидовна, 2013 год

1. Опыт и перспективы освоения сероводородсодержащих месторождений / Р.А. Жирнов, В.А. Дербенев, Р.Л. Шкляр и др. //Газовая промышленность. -2010.-№5.-С. 29-33.

2. Перейма А.А. Разработка тампонажных материалов и технологических жидкостей для заканчивания и ремонта скважин в сложных горно-геологических условиях: Дис. . д-ра техн. наук (25.00.15). Ставрополь: ОАО «СевКавНИИ-газ», 2009. - 300 с.

3. Доровских И.В., Живаева В.В. Выявление закономерностей процессов разрушения скважинной цементной оболочки в условиях повышенной коррозионной активности флюида //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2009. - № 9. - С. 47-52.

4. Petersen J.S. Extensive water analysis in Ceiling field. Oil and gas. - 1946. -№ 11.-P. 112-118.

5. Albertson M.L. Corrosion in high pressure gas condensate wells. Oil and gas. -1946. -№ 12.-p. 97-105.

6. Kennet Eilerts. Sodium chromate effective in combating corrosion in gas wells. Oil and gas.- 1946,-№5.-p. 121-126.

7. Poetker R.H., Brock P.S., Huckseberg S.A. Does the inhibitor squeeze method work? Petroleum Engineer. - 1957. - № 12 - P. 125-132.

8. Poetker R.H., Stone Y.D. Inhibition improve 17 % while cost dropped 50 %. Oil and gas. - 1956. - № 6. - p. 115-120.

9. Анализ причин заколонных проявлений и пути повышения качества цементирования скважин в условиях сероводородной агрессии /М.Р. Мавлютов, В.М. Кравцов, В.П. Овчинников и др. //Обз. инф. Сер. Бурение. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1984.-52 с.

10. Ю.Агзамов Ф.А. Известково-кремнеземистые тампонажные материалы для крепления скважин в условиях высоких температур и коррозионно-активных сред: Дис. . д-ра техн. наук (25.00.15).-Уфа, 1990.-45 с.

11. Сероводородная коррозия тампонажного камня в скважинах /П.П. Макаренко, А.И. Булатов, Л.И. Рябова и др. //Тр. /СКО РИА. М., 1996. - С. 54-67.

12. Агзамов Ф.А., Измухамбетов Б.С. Долговечность тампонажного камня в коррозионно-активных средах. СПб.: ООО «Недра»,2005. - 318 с.

13. Коррозионная стойкость цементного камня в сероводородсодержащих средах /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, С.Б. Трусов и др. //Нефтяное хозяйство. 1986. - № 3. - С. 29-32.

14. Ашрафьян М.О. Технология разобщения пластов в осложненных условиях. -М.: Недра, 1989.-228 с.

15. Девятов E.B. Особенности проводки скважин на Астраханском своде //Обз. инф. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИЭгаз-пром, 1979. - Вып. 6. - 44 с.

16. Данюшевский B.C., Тарнавский А.П. Газовая сероводородная коррозия тампо-нажных цементов //Газовая промышленность. 1977. - № 6. - С. 12-15.

17. Сероводородная коррозия цементного камня в затрубном пространстве газовых скважин /В.И. Авилов, B.C. Данюшевский, А.П. Тарнавский и др. //Обз.инф. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. М.: ВНИИ-Эгазпром, 1981. - вып. 1.-43 с.

18. Коррозия тампонажных цементов /А.И. Булатов, Ш.М. Рахимбаев, Д.Ф. Ново-хатский и др. Ташкент: Узбекистан, 1970. - 96 с.

19. Овчинников В.П., H.A. Аксенова, П.В. Овчинников. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб. пособие для ВУЗов. Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2008. - 368 с.

20. Грачева О.И., Барбакадзе Е.О. Химизм взаимодействия гидратации асбоцемента с сероводородом //Тр. НИИАсбестоцемент. М.: Госстройиздат, 1963. -Вып. 17.-с. 36-56.

21. Гельфман Г.И., Данюшевский B.C. Влияние сероводорода на разрушение цементного камня в пластовых артинских водах //Строительство предприятий нефтепереработки и нефтехимии: Тр. БашНИИстрой. М.: Стройиздат. - 1965. -Вып. 5.-с. 364-373.

22. Влияние сероводородосодержащих пластовых вод на коррозионную стойкость цементного камня /А.И. Булатов, H.A. Иванова, Д.Ф. Новохатский и др. //Нефтяное хозяйство. 1981. - № 7. - с. 27-30

23. Стойкость тампонажных материалов в сероводородной среде /В.М. Кравцов, К.Н. Евстегнеев, Ф.А. Агзамов, Т.В. Романова //Нефтяное хозяйство. 1983. -№ 11.-с. 6-9.

24. Долговечность тампонажного камня в условиях сероводородной агрессии /В.М. Кравцов, Ф.А. Агзамов, М.Р. Мавлютов, А.И. Спивак //Газовая промышленность. 1979. - № 12. - с. 23-24.

25. Стойкость тампонажных материалов в условиях газовой сероводородной агрессии /В.М. Кравцов, М.Р. Мавлютов, Д.Ф. Новохатский и др. //Газовая промышленность. 1982. - № 4. - с. 33-35.

26. Новохатский Д.Ф., Рябова Л.И, Чайко З.П. Коррозионная стойкость камня из ШПЦС-120 с добавками кмЦ //РНТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1976. -Вып. 6. -29 с.

27. A.A. Кошелева, Г.Т. Вартумян и др. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2008. - № 7. - С. 49-52.

28. Кравцов В.М., Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р. Крепление высокотемпературных скважин в коррозионно-активных средах. М.: Недра, 1987. -190 с.

29. Коррозионная стойкость тампонажных материалов, применяемых при цементировании скважин /М.М. Загиров, A.B. Перов, A.C. Губарева, И.Г. Юсупов. //Обз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 42 с.

30. Роджерс В.Ф., Роу Д.А. Коррозионное влияние сероводорода и двуокиси углерода на оборудование нефтяных скважин //IV-й межд. нефт. конгр.: Бурение скважин и добыча нефти и газа. М.: Гостоптехиздат, 1956. - Т. 3. -С.174-194.

31. Легезин Н.Е. Достижения в области защиты нефтегазопромыслового оборудования ингибиторами коррозии //Обз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. - 48 с.

32. Гоник A.A. Сероводородная коррозия и меры её предупреждения. М.: Недра, 1966.- 176 с.

33. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением. -М.: Гостоптехиздат, 1963. 145 с.

34. Намиот А.Ю. Максимум растворимости компонентов газовой смеси в жидкости //Доклады АН СССР. М., 1960. - Т. 130. - С. 359-361.

35. Эванс Ю.Р. Коррозия и окисление металлов /Перевод с англ. под ред. И.Л. Розенфельда. М.: Машгиз, 1962. - 856 с.

36. Брегман Дж. Ингибиторы коррозии. /Перевод с англ. под ред. Л.И. Антропова. М.: Химия, 1966. - 309 с.

37. Гетманский М.Д., Рождественский Ю.Г., Калимулин A.A. Предупреждение локальной коррозии нефтепромыслового оборудования //Обз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 55 с.

38. Обухова З.П., Кутовая A.A., Кирильченко Н.Е. Определение солевого состава продуктов коррозии //Газовая промышленность, 1982. № 4. - с. 35-36.

39. Антропов Л.И., Макушин Е.М., Панасенко В.Ф. Ингибиторы коррозии металлов. Киев: Техника, 1981. - 183 с.

40. Методика оценки технической надежности обсадных колонн нефтяных скважин для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки (РД 39-114-78) /ТатНИПИнефть. Бугульма, 1977. - 87 с.

41. A.c. 1193960 СССР, МКИЗ С 04 В 24/18. Комплексная добавка для цементно-бетонной смеси /Т.Д. Дибров, В.Ф. Волошин, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

42. A.c. 1275887 СССР, МКИ4 С 04 В 24/12. Комплексная добавка для бетонной смеси /Т.Д. Дибров, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

43. A.c. 1469779 СССР, МКИ4 С 04 В 22/08. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

44. A.c. 1452063 СССР, МКИ4 С 04 В 22/08, 24/32. Комплексная добавка для бетонной смеси /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

45. A.c. 1485625 СССР, МКИ4 С 04 В 24/04. Бетонная смесь /В.Ф. Волошин, А.К. Шейнкман, A.A. Перейма и др. Опубл. не подлежит.

46. Гельфман Г.И., Данюшевский B.C. Коррозия цементного камня в нефтяных скважинах. Уфа: Башкортостан, 1964. - 60 с.

47. Доровских И.В. Обоснование и получение коррозионно-стойких тампонажных материалов со смешанной конденсированной фазой для строительства скважин: Автореф. дис.канд. техн. наук (25.00.15). СПб., 2011. - 20 с.

48. Перейма A.A., Осадчая И.Л. Экспресс-метод коррозионных испытаний цементного камня в условиях воздействия сероводорода //Наука и техника в газовой промышленности. 2012. - № 1. - С. 51-57.

49. Перейма A.A., Осадчая И.Л., Гноевых А.Н. Повышение надежности крепи скважин с сероводородсодержащей продукцией //Газовая промышленность. -2012.-№7. -С. 22-28.

50. Сидоров И.А., Нешта П.И. Изучение коррозионной стойкости цементных образцов с помощью глубинной кассеты //НТС. Сер. Бурение. М.: ЦНИИТЭ-нефтегаз, 1964. - с. 25-28.

51. Перейма A.A., Осадчая И.Л. Исследования сероводородостойкости цементного камня в условиях, имитирующих термобарические условия скважин // Наука и техника в газовой промышленности. 2012. - № 2. - С. 71-78.

52. Перейма A.A., Осадчая И.Л. Оценка защитного действия цементного камня се-роводородсодержащих скважин в предотвращении коррозии обсадных колонн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2013. -№ 3. - С. 46-49.

53. Алексеев С.Н., Розенталь Н.К. Коррозионная стойкость железобетонных конструкций в агрессивной промышленной среде. М.: Стройиздат, 1976. -208 с.

54. Коррозия бетона и железобетона, методы их защиты /В.М. Москвин, Ф.М. Иванов, С.Н. Алексеев, Е.А. Гузеев. М.: Стройиздат, 1980. - 536 с.

55. Методы контроля скорости коррозии и содержания агрессивных компонентов в промысловых средах /Ф.А. Асфандияров, Ф.А. Астрова, Р.Н. Липович и др. //Обз.инф. Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 62 с.

56. Намиот А.Ю., Скрипка В.Г. Общий характер фазовых равновесий в двойных системах, содержащих углеводороды и воду, при повышенных температурах и давлениях //Тр. /ВНИИ. М., 1974. - Вып. 60. - С. 155- 166.

57. Кричевский И.Р. Фазовые равновесия в растворах при высоких давлениях. -М.-Л.: Госхимиздат, 1952. 166 с.

58. A.c. 1160773, МПК6 Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампонаж-ных растворов на основе металлургических шлаков /Ю.И. Петраков, A.A. Перейма, Т.Д. Дибров, И.Л. Кривошеева (Осадчая) и др. Бюл. № 11, ч. 2, 1999.

59. A.c. 785463 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /Г.А. Белоусов, Б.М. Скориков, В.П. Пустовалов и др. Бюл. № 45, 1980.

60. A.c. 927972 СССР, МКИЗ Е 21 В 33/138. Способ химической обработки тампо-нажных растворов /B.C. Данюшевский, К.А. Джабаров, Л.Г. Журова и др. -Бюл. № 18, 1982.

61. Перейма A.A., Осадчая И.Л. Тампонажный цемент на основе никелевых шлаков //Технология строительства газовых и морских нефтяных скважин в сложных горно-геологических условиях: Сб. науч. тр. М.: ВНИИгаз, 1987. -С. 131-135.

62. Робинсон Д.С. Ингибиторы коррозии. /Перевод с англ. под ред. Е.С. Иванова. -М.: Металлургия, 1983. 272 с.

63. A.c. 502852 СССР, МПК5 С 04 В 13/00. Тампонажный раствор /Э.А. Оголихин, Л.К. Мухин, В.З. Лубан, В.Ш. Шмавонянц. Бюл. № 6, 1976.

64. A.c. 840294 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонажного раствора /Г.А. Белоусов, А.Г. Потапов, Б.М. Скориков. Бюл. № 23, 1981.

65. A.c. 1466310 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Способ приготовления тампонажного раствора для крепления газовых и нефтяных скважин /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, И.Л. Осадчая и др. Бюл. №11, ч.2, 1999.

66. Алекин O.A. Гидрохимия. Л., 1970. - 343 с.

67. Перейма A.A. Тампонажный материал с сидеритом для крепления скважин в условиях АВПД //Газовая промышленность. -2011. № 4. - С. 10-12.

68. Влияние утяжеляющих добавок на прочность цементного камня /А.А Перейма, Ю.И. Петраков, И.Л. Осадчая, Л.В. Перцева //Совершенствование техники и технологии строительства газовых и газоконденсатных скважин: Сб. науч. тр. -М.: ВНИИгаз, 1989. С. 105-108.

69. A.c. 1595058 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Утяжеленный тампонажный материал /A.A. Перейма, В.Т. Филиппов, Ю.И. Петраков, И.Л. Осадчая и др. Бюл. №11,ч.2, 1999.

70. Овчинников В.П., Ованесянц Т.А. Тампонажный материал для крепления се-роводородсодержащих скважин с температурами 20. 100° С //Бурение и нефть. 2008. - № 12. - С. 20-22.

71. Ованесянц Т.А., Овчинников В.П. Результаты исследований стойкости цементного камня при сероводородной и углекислой агрессии //Бурение и нефть. 2009.-№3.-С. 18-20.

72. Активированные тампонажные цементы с комплексными добавками для крепления нефтяных и газовых скважин в условиях сероводородной агрессии / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, И.Н. Каримов и др. //Нефтепромысловое дело.-2011,-№8.-С. 59-61.

73. Доровских И.В., Живаева В.В. Совершенствование технологических свойств коррозионностойких тампонажных растворов с целью увеличения межремонтного периода работы нефтяных и газовых скважин //Бурение и нефть. 2009. -№ 11.-С. 44-46.

74. A.c. 1403695 СССР, МКИ4 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, В.Ф. Волошин и др. Бюл. № 11, ч. 2, 1999.

75. A.c. 1595057 СССР, МКИ5 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор /A.A. Перейма, Ю.И. Петраков, И.Л. Осадчая, Л.В. Перцева и др. Бюл. № 13, ч. 2, 1999.

76. Перейма A.A., Осадчая И.Л. Повышение коррозионной стойкости цементного камня в сероводородных средах обработкой тампонажного раствора комплексом химических реагентов //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2012. - № 8. - С. 33-36.

77. УВ и ПХГ (Кисловодск, 24-27 сент. 2012 г.). Ставрополь: ОАО «СевКавНИ-ПИгаз», 2012.-С. 46-48.

78. Перейма A.A., Осадчая И.Л. Влияние ингибитора ВФПМ на технологические свойства тампонажных растворов //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2012. - № 8. - С. 36-40.