Разработка составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин: на примере месторождений Сургутского региона тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат технических наук Темиров, Эльдар Велиюллаевич

• Темиров, Эльдар Велиюллаевич
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Темиров, Эльдар Велиюллаевич

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1 Анализ промысловых данных по качеству крепления нефтяных и

I азовых скважин на месторождениях Сургутского региона

1.2 Существующие способы повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин, применяемые буферные жидкости, тампонажные растворы и технологии цементирования обсадных колонн

1.3 Теоретические предпосылки разработки и совершенствования буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин

2 ПРИМЕНЯЕМЫЕ МАТЕРИАЛЫ И МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1 Применяемые материалы

2.2 Методика исследований

3 ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ

11ЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

3.1 Исследование и разработка структурированных составов буферных жидкостей

3.2 Исследование и разработка комплексных добавок в тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие

3.3 Технология приготовления разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин

4 ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ С РАЗРАБОТАННЫМИ КОМПЛЕКСНЫМИ ДОБАВКАМИ 82 4.1 Исследования физико-механических свойств цементного камня нормальной плотности с комплексными добавками

4.2 Исследования физико-механических свойств облегченного и легко-I о цементного камня с комплексными добавками

5 011ЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ СОСТАВОВ БУФЕРНЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СУРГУТСКОГО РЕГИОНА

5.1 Область применения разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин

5.2 Опытно-промышленные испытания разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов на месторождениях Cypi утского региона

OCIЮВНЫЕ ВЫВОДЫ 116 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 118 Приложение А. Акт внедрения диссертационной работы 125 Приложение Б. Расчет экономической эффективности or внедрения разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов на месторождениях ООО БК «Евразия»

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин: на примере месторождений Сургутского региона»

Актуальность работы.

Проблема качественного разобщения пластов является одной из основных и у актуальных при строительстве нефтяных и газовых скважин. Особенно остро 3ia проблема стоит на месторождениях Сургутского региона Тюменской области, уникальных по своим запасам и геологическому строению, представленных сложнопостроенными залежами и осложненных высокопроницаемыми коллекторами с низкими пластовыми давлениями. Нерешенность проблем качественного разобщения пластов оказывает отрицательное влияние на технико-экономические показатели заканчивания нефтегазовых скважин, на качественные характеристики их освоения и на конечные результаты разработки месторождений в це-t лом и зачастую делает дорогостоящий процесс направленного бурения малоэффективным. Необходимость повышения качества крепления, как завершающего этапа строительства скважин, достижения надежной изоляции заколонного прос-1 ранет ва обусловлены также и возросшими экологическими требованиями, связанными с охраной недр и защитой окружающей природной среды в районах рассматриваемого региона.

В настоящее время разработка большого количества месторождений Сургуч -ского pei иона сопровождается до 90 % обводнением продукции добывающих скважин, связанных с некачественной изоляцией продуктивных горизонтов, что % требует выполнения дорогостоящих и сложных ремонтно-изоляционных работ.

Применяемые в Сургутском регионе буферные жидкости в большинстве случаев не позволяют качественно разделить тампонажный и буровой растворы, обеспечить высокую степень замещения промывочной жидкости из затрубного пространства и вымыв трудновытесняемых "языков" из твердой фазы бурового рас I вора из направленных стволов скважин. Это подрывает саму цель цементирования - образовать вокруг колонны сплошную цементную оболочку, исклю-* чающую заколонные перетоки флюидов.

Существующая технология приготовления и используемые составы там-понажных растворов не позволяют предупреждать негативные процессы, связанные, например, с седиментационными процессами, интенсивно протекающими в наклонных стволах скважин и, как следствие этого, с формированием некачественного цементного камня.

В комплексе мероприятий, обеспечивающих решение указанных проблем, одним из основных является разработка соответствующих составов буферных жидкостей и тампонажных растворов и совершенствованной технологии их при-юювления.

Исследованию и разработке составов буферных жидкостей, тампонажных растворов и технологии крепления нефтяных и газовых скважин посвящены ра-6oibi таких отечественных ученых, как Алиев P.M., Ашрафьян М.О., Барков СЛ., Бережной А.И., Булатов А.И., Ванифатьев В.А., Гайворонский А.А., Гасумов Р.А., Гилязов P.M., Горлов А.Е., Данюшевский С.В., Каримов Н.Х., Качалов О.Б., Ким С.Д., Куксов А.К., Мчедлов-Петросян О.П., Обозин О.Н., Овчинников Г1.В., Рябоконь С.А., Сорокин В.Ф., Тагиров К.М., Терентьев С.В., Фролов А.А., Христианович С.А., Желтов Ю.П., Черненко А.В., Шейкин А.Б., а также зарубежных исследователей: Sutton D.L., Stecey Т R., Jongh С L., Harms W. М., Crook R J., Keller S.R. и др. Разработано и применяется большое количество технических средств и современных технологий, используется широкий ассортимен1 ма-тери-алов и химреагентов, различные составы буферных жидкостей и тампонажных растворов для решения проблемы по повышению качества крепления скважин. Но в целом проблема остается актуальной и успешность работ по креплению нефтяных и газовых скважин, например, на месторождениях Сургутского реги-она остается низкой и составляет 60-70%.

В соответствии с этим возникла необходимость разработки эффективных составов структурированных буферных жидкостей и комплексных добавок в гампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие, обеспечивающих одновременное регулирование структурно-реологических, фильтрационных характеристик, предупреждение седиментационных процессов, которые особенно ишенсивно протекают в стволах наклонных скважин. Остаются актуальными проблемы повышения прочностных и других характеристик сформированного из облегченных тампонажных растворов цементного камня при креплении нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона. Решению этих актуальных проблем и посвящена данная работа.

Цель работы:

Совершенствование составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

Основные задачи исследований:

1. Анализ и обобщение промысловых данных по качеству крепления неф1я-ных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

2 Исследование и разработка составов структурированных буферных жидкостей и комплексных добавок в тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин.

3. Технология приготовления разработанных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин, обеспечивающая предупреждение возможных осложнений процесса цементирования и максимальное использование возможностей компонентов комплексных добавок в цементные смеси.

4. Практическая реализация разработанных технологических решений и составов буферных жидкостей и тампонажных растворов, оценка эффективности их применения при креплении нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

Методы решения поставленных задач и достоверность результатов

Методика исследований основана на использовании существующих стандартов и на анализе и обобщении имеющихся промысловых, лабораторных и теоретических данных по рассматриваемой проблеме.

Корректность результатов лабораторных исследований подкреплена промысловыми и аналитическими исследованиями с использованием математических методов моделирования и современных компьютерных технологий обработки результатов исследований.

Научная новизна:

1. Разработаны новые рецептуры буферных жидкостей на основе сернокислого алюминия, оксиэтилцеллюлозы и карбоната кальция, обладающие широким пределом структурно-реологических характеристик, низкими фильтрационными параметрами и кольматирующими свойствами для решения комплекса проблем качественной подготовки ствола при цементировании скважин различной кривизны.

2. Научно обосновано и экспериментально подтверждено решение важной гехнологической проблемы по получению надежной и качественной крепи в направленных скважинах с использованием облегченных и легких составов тампо-нажных растворов.

3. Разработаны три новых состава комплексных добавок, названные «СТА», «СТТ» и «CFAT» для обработки тампонажных растворов нормальной плотности, облегченных и легких с синергетическим эффектом действия составляющих компонентов, позволяющих получать седиментационно-устойчивые тиксотропные системы с низкими фильтрационными и реологическими параметрами и безусадочный, непроницаемый цементный камень высокой прочности и адгезии.

4. Подобран гидрофобизирующий реагент на основе аминов для снижения водопотребности микросфер, обеспечивающий улучшение физико-механических характеристик цементного камня.

Основные защищаемые положения.

1. Рецептуры структурированных составов буферных жидкостей для качес г-венного разделения бурового и тампонажного растворов, сохранения коллектор-ских свойств продуктивных пластов, полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства, вымывания «языков» твердой фазы из стволов наклонных и горизонтальных скважин в условиях месторождений Сургутского pei иона.

2. Рецептуры и составы тампонажных растворов с комплексными добавками - «CFT», «СТА», «CFAT» для повышения качества крепления нефтяных и газовых скважин, получения прочного, безусадочного и низкопроницаемого цементного камня.

3. Технология приготовления разработанных составов буферных жидкое i ей и тмнонажных растворов для крепления обсадных колонн, обеспечивающая предупреждение возможных осложнений в процессе цементирования сложнопостроен-ных залежей Сургутского региона и обеспечение максимального использования возможностей компонентов в составе разработанных рецептур.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Практическая значимость работы характеризуется соответствием направления исследований содержанию отраслевых научно-технических программ по НИОКР ОАО «Газпром», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и ОАО «Сургутнефтегаз» в области бурения нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Разработки, выполненные по теме диссертации, к настоящему времени внедрены при креплении трех скважин: № 9009 куста № 47 Дружного месторождения; № 9888 куста №257 Тевлинско-Русскинского месторождения и № 180 куста №24 Северо-Кочевского месторождения. Цементирование опытных скважин осуществляла ООО «Буровая компания «Евразия». Герметичность изоляции за-колонного пространства этих скважин значительно выше по сравнению со скважинами, зацементированными по стандартной технологии.

Апробация работы и результатов исследований. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на конференциях молодых специалистов ОАО «Сургутнефтегаз» (г. Сургут, апрель 2004 и 2005 гг.), в лаборатории крепления скважин ОАО «СевКавНИПИгаз» (ноябрь 2005г, апрель 2006г.), на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» «СевКавГТУ» (ноябрь 2005г., май 2006г.).

Публикации. Общее число опубликованных работ по теме диссертации составляет 8, находится на рассмотрении одна заявка на изобретение ФГУ ФИГ1С Роспатент РФ.

Объем и структура работы. Работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 83 наименований, двух приложений. Диссертация изложена на 129 страницах машинописно! о текста, содержит 8 рисунков, 34 таблицы.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Темиров, Эльдар Велиюллаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Выполненный анализ промыслового материала показал, что очень высок процент (40% и более) некачественного крепления нефтегазовых скважин на ме-f сгорождениях Сургутского региона, что вызвано:

- применением буферных жидкостей, не обеспечивающих разделение тампонажного и бурового растворов, полное вытеснение из затрубного пространства промывочной жидкости, удаление трудновытесняемых «языков» твердой фазы;

- применением рецептур тампонажных растворов, не обладающих необходимыми физико-механическими, реологическими и фильтрационными свойствами для предупреждения седиментационных процессов и получения качественной крепи.

2. Для повышения качества крепления скважин выполнены исследования и разработаны:

- структурированные буферные жидкости, обладающие одновременно коль-матирующими и структурно-реологическими свойствами, обеспечивающие разделение тампонажного и бурового растворов, очистку ствола от промывочной жидкости и «языков» твердой фазы, кольматацию коллектора и повышение качества сцепления цементного камня со стенками скважины;

- комплексные добавки, названные «СТА», «CFT» и «CFAT», позволяющие получить седиментационно-устойчивые тиксотропные тампонажные растворы нормальной плотности, облегченные и легкие с низким показателем фильтрации, У нулевым водоотделением, высокими реологическими свойствами и безусадочный, низкопроницаемый, прочный цементный камень с высокими адгезионными свойствами.

- технология приготовления тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного с разработанными комплексными добавками, которая обеспечивает: предупреждение загустевания и преждевременного схватывания тампонажного раствора в процессе цементирования; однородность цементной смеси; прет дотвращение всплытия микросфер в процессе закачки и ожидания затвердевания цементной смеси и получение заданных свойств цементного камня.

116

3. Предложен гидрофобный реагент на основе аминов для снижения водопотребности микросфер.

4. Выполнены опытно-промышленные испытания, которые подтвердили результаты лабораторных исследований и эффективность предложенных составов t сфуктурированных буферных жидкостей и тампонажных растворов для крепления нефтяных и газовых скважин на месторождениях Сургутского региона.

5. Рассчитанный экономический эффект от внедрения предложенных составов буферных жидкостей и тампонажных растворов на трех скважинах за один I од в результате удешевления стоимости тампонажного раствора, сокращения затрат за счет увеличения межремонтного периода эксплуатации скважин, получения дополнительной добычи нефти составил 1870476 рублей. у

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Темиров, Эльдар Велиюллаевич, 2006 год

1. Фролов А.А. Совершенствование технических средств и технологий для цементирования газовых скважин месторождений Крайнего Севера: техническая книга/А.А. Фролов Тюмень, 2000г. - с. 160-162.

2. Качалов О.Б. Влияние давления при цементировании на продуктивность скважин в условиях Западной Сибири / О.Б. Качалов, Н.Я. Медведев, М.А. Бабец, Л.Б. Новикова // Техника и технология бурения скважин. 1988. -Вып.2.- С.25-27.

3. Цыбин А.А. О повышении надежности крепления и эксплуатации скважин как сфоительных сооружений на месторождениях Западной Сибири./ А.А. Цыбин // Бурение и нефть. 2001 г. - Вып.2 - С.20-23.

4. Дудаладов А.К., Ванифатьев В.И., Терентьев С.В. Опыт заканчивания горизонтальных скважин на Федоровском месторождении / А.К. Дудаладов, В.И. Ванифатьев, С.В. Терентьев // Бурение и нефть. 2003г. - Вып.2 - С.46-49.

5. Овчинников В., Кузнецов В., Фролов А. Облегченный тампонажный цемент для низкотемпературных скважин / В. Овчинников, В. Кузнецов, А. Фролов // Бурение и нефть. 2004г. - Вып.5 - С.32-33.

6. Барков С.Л., Качалов О.Б., Музыка А.В. Проблемы и опыт разработки низкопродуктивных залежей ОАО «Сургутнефтегаз» / С.Л. Барков, О.Б. Качалов, А.В. Музыка // Сборник трудов «СургутНИПИнефть». М., 1997.-С. 147-157.

7. Лосева Н.Т. Облегченные тампонажные растворы с добавками тонкодисперсного диоксида кремния. / Н.Т. Лосева // Сборник трудов СургутНИПИнефть,-М., 1997-С 121-132.

8. Булатов А.И., Уханов Р.Ф. Совершенствование гидравлических методов цементирования скважин: техническая книга / А.И. Булатов, Р.Ф. Уханов. М.: Недра, 1978.-с. 187-198.

9. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине: техническая книга / А.И. Булатов. М.: «Недра» -1990 г. - с.409.

10. Гасумов Р.А. Тампонажные растворы для цементирования наклонного участка скважин / Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко, Ю.И. Петраков, A.M. Педус // Сб.научн. статей ВНИИгаза М., 1997. - С. 156-159.118

11. Тагиров К.М., Гасумов Р.А. Тампонажные смеси для цементирования горизонтальных и наклонно направленных скважин /К.М.Тагиров, Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко // Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1993. - С. 12-17.

12. Гасумов Р.А., Петраков Ю.И., Мосиенко В.Г. Влияние структурирующих t добавок на водоотдачу тампонажных растворов / Р.А. Гасумов, Ю.И. Петраков,

13. В.Г. Мосиенко // Сб. научн. статей ВНИИгаза М., 1993.- С. 77-82.

14. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения / В.Г. Цейтлин // сер. Бурение.-М.: ВНИИОЭНГ, 1964. Вып.2. - С. 16-19.

15. Гасумов Р.А., Тагиров К.М., Петраков Ю.И. К вопросу о механизме возникновения флюидопроявлений при цементировании скважин / Р.А. Гасумов, К.М. Тагиров, Ю.И. Петраков // Сб. научн. статей ВНИИгаза.-М.,-1992.-С.73-76.

16. Коморин В.К. О природе межтрубных газо-, водо- и нефтепроявлений / В.К. Коморин // Газовая промышленность. 1966. - Вып.7. - С. 17.

17. Клюсов А.А. Пластификаторы цемента /А.А.Клюсов, А.В. Мацаканов, А.А. Рябоконь, Ю.Т. Ивченко // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. -М.: ВНИИЭгазпром, 1990. С.26.

18. Мосиенко В.Г. Предотвращение межколонных газопроявлений за счет исгпользования комплексных структурирующих добавок /В.Г.Мосиенко, Н.А. Кос-тенко, Ю.И. Петраков // Сб. науч. статей ВНИИгаза. М.,1990. - С. 28-32.

19. Асланова М.С., Стеценко В.Я., Шустров А.Ф. Полые неорганические микросферы / М.С. Асланова, В.Я. Стеценко, А.Ф. Шустров // Химическая промышленность за рубежом. 1981. - Вып. 9. - С. 14-65.

20. Шадрин JI.H. Добавки к тампонажным растворам / JT.H. Шадрин // Реф. научно-технич. сб., сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1970. Вып. 3. - С. 192.

21. Никитин В.Т., Валишин Ю.Г. Как заканчивать скважину? / В.Т. Никитин, Ю.Г. Валишин // Бурение и нефть. М., 2002. -Вып.5 - С.46-48.119

22. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы: учебник / А.И. Булатов, B.C. Данюшевский. М.: Недра, 1987.-с.280.

23. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов: техническая книга / B.C. Данюшевский. М.: Недра, 1978. - 293с.

24. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тмпонажным материалам: справочник / B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых. -М.: Недра, 1987.-е. 196-216.

25. Гайворонский А.А. Крепление скважин и разобщение пластов: техническая книга / А.А. Гайворонский, А.А. Цыбин. М.: Лотос, 1980. - с.367.

26. Ашрафьян М.О. Повышение качества разобщения пластов в глубоких скважинах: техническая книга/М.О. Ашрафьян.-М.: Недра. 1982.-с. 110.

27. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонажных систем: техническая книга / А.И. Булатов. М.: Недра, 1976. - с. 189-235.

28. Булатов А.И. Справочник по промывке скважин: справочник / А.И. Була-гов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков. М.: Недра, 1984. - с.86.

29. Harms W. М., Sutton D. L. Ultra Low - Density Cementing Operation. / W. M. Harms, D. L. Sutton. //J. of Petrol. Technol. - 1983, 1, vol .35, № 1, - pp. 61-69.

30. Crook R.J., Keller S.R. Deviated wellbore cementing Part 2 / R.J. Crook, S.R. Keller // J.of PetroLTechnol. 1987. - Vol.39, № 8. - P. 961 - 966.

31. Stecey T R., Jongh С L. Stress tracturing around a deep- level bored tunnel / T R. Stecey, С L. Jongh // 1.5. Afr. Inst Mining and Met.1977, Vol. 78., n 5, P.124-133.

32. Sutton D.L. Annular gas flow theory and prevention methods described / Sutton D.L. // Oil and Gas J. 1984. - V. 82. - N 50 - p. 84-92.

33. Левайн Д.К. Предотвращение миграции газа в затрубном пространстве цементируемой скважины /Д.К. Левайн, Э.У. Томас, Х.П. Безнер, Д.К. Толлпе // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. М., 1980. - Вып. 10. - С.8-17.

34. Гасумов Р.А., Тенн Р.А., Серебряков Е.П. К вопросу предупреждения и ликвидации межколонных газопроявлений / Р.А. Гасумов, Р.А. Тенн, Е.П. Серебряков // Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1997. - С. 43-49.

35. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта / Ю.П. Желтов, С.А. Христианович // Известия АН СССР. ОТН. -1955.1201. Вып.5. С.6.

36. Качалов О.Б. Влияние степени разгрузки пласта в процессе бурения на продуктивность скважин О.Б. Качалов, Б.В. Никулин, В.Е. Ледванов, Л.Б. Новиков // Строительство скважин на суше и на море. М., 1989. - Вып.1. - С. 11.

37. Патент РФ, 2172812, кл. Е21В 33/138, опубликован 27.08.2001, бюл. 24.

38. Патент РФ, 2215124, кл. Е21В 33/138, опубликован 27.10.2003.

39. Патент РФ, 183904, кл. Е21В 33/138, опубликован 10.04.1995.

40. Патент РФ, 2136843, кл. Е21В 33/138, опубликован 10.09.1999.

41. Рябоконь С.А., Ашрафъян О.М. Седиментационно-устойчивые тампонажные составы для цементирования горизонтальных и пологих скважин / С.А. Рябоконь, О.М. Ашрафъян // Нефтяное хозяйство. М.: 2004. - Вып. - С.

42. Патент РФ, 785463, кл. Е21В 33/138, опубликован 07.12.1980, бюл. 45.

43. Патент РФ, 834329, кл. Е21В 33/138, опубликован 30.05.1981, бюл. 20.

44. Исследования причин возникновения заколонных флюидопроявлений и разработка методов их предупреждения: дис. канд. техн. наук Ю.Г. Жадан. -Краснодар, 2005. С.70-90.

45. Патент РФ, 2155263, кл. Е21В 33/138, опубликован 27.08.2000.

46. Кравченко И.В. Расширяющийся цемент: техническая книга / И.В. Кравченко. М.: Стройиздат, 1976.- 164с.

47. Булатов А.И. Теория и практика заканчивания скважин: справочник/ А.И. Булатов. Том 4 - М.: Недра, 1998. - с.45-52.

48. Патент РФ 4905359/03, Е21В 33/138, опубл.25.01.1991г.

49. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин: учебник / А.И. Булатов. -М.: Недра, 1982. с.49-51.

50. Белей И., Щербич Н. Кремнеземистые активные добавки для тампонажных цементов / И. Белей, Н. Щербич // Бурение и нефть. М.,2004. - Вып.З - С. 1215.

51. Белоусов Г.А., Скориков Б.М., Овчинников А.Д., Блейх С.А. Цементирование скважин в условиях АНПД / Г.А. Белоусов, Б.М. Скориков, А.Д. Овчинников, С.А. Блейх / Газовая промышленность. М., 2001г. - Вып.4. - С. 49-52.

52. Рябова Л.И. Тампонажные растворы повышенного качества / Л.И. Рябова// Бурение и нефть. М.,2003 - Вып. 1. - С.30-31.

53. Баш С. М. Облегченный тампонажный цемент из отходов угледобычи / С. М. Баш //Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. -М.1990. Вып.8. - С. 28-32.

54. Минхайров К.Л., Бочкарев Г.П. Пластмассовые микробаллоны эффективная облегчающая добавка для цементных растворов / К.Л. Минхайров, Г.П. Бочкарев // Бурение и нефть. - М., 1971. - Вып.З. - С. 49-52.

55. Верешага И.Г., Фесенко Н.А., Шаповал А.Г. Облегченные тампонажные растворы на основе фильтроперлита / И.Г. Верешага, Н.А. Фесенко, А.Г. Шаповал // Сб. трудов УкрНИГРИ. Львов, 1987. -С. 66.

56. Бортов А.В., Тимовский В.П. Быстротвердеющий низкотемпературный тампонажный цемент / А.В. Бортов, В.П. Тимовский // Сб. науч. тр. СКО Российской инженерной академии. Краснодар, 1998. - Вып. 4.- С. 89-92.

57. Кравченко И.В. Химия и технология специальных цементов: учебное погсобие / И.В. Кравченко, Т.В. Кузнецова //- М.: Стройиздат, 1979.- 104с.

58. Беляев К.В. Орешкин Д.В. Методы определения и повышения трещино-стойкости облегченных тампонажных материалов/ К.В. Беляев, Д.В. Орешкин // Нефтяное хозяйство. 2003г.

59. Речиков Г. Использование зоны уноса ГРЭС для регулирования технологических свойств тампонажных растворов при креплении газовых скважин на Кубани./ Г. Речиков // Бурение и нефть. 2000г. - Вып.8. - С.6-10.

60. Зимакова Г.А., Хафизова Э.Н. Разработка и исследование композиционных тампонажных цементов./ Г.А. Зимакова, Э.Н. Хафизова // Бурение и нефть. -2002г. Вып.2. - С. 34-37.

61. Мосиенко В.Г. Цементирование скважин облегченными тампонажными растворами / В.Г. Мосиенко, С.В. Нерсесов // Материалы 6 региональной научно-технической конференции «Вузовская наука Северо-Кавказскому региону». -Стврополь: СевКавГТУ, 2002. - С. 50.

62. Гилязов P.M. Расширение областей применения боковых стволов / P.M. Гилязов // Бурение нефть. М.: ООО " Недра-Бизнесцентр", 2002.- Вып.2 - С.43.

63. Орешкин Д.В. Структурообразование тампонажного раствора с полыми стекляными микросферами / Д.В. Орешкин // Нефтяное хозяйство. М., 2004 -Вып. 12. - С.80-83.

64. Патент РФ, 2215124, Е21В 33/138, опубл. 27.10.2003г.

65. Патент РФ, 2239050, Е21В 33/138, опубл. 27.10.2004г.

66. Каримов Н.Х., Танкибаев М.А., Рахматуллин Т.К. Тампонажные материалы для крепления скважин в условиях проявлений АНПД: техническая книга / Н.Х. Каримов, М. А. Танкибаев, Т.К. Рахматуллин Л., 1983.-С. 162-171.

67. Рахимкулов Р.Ш. Увеличение продуктивности скважин за счет новой технологии их заканчивания / Р.Ш. Рахимкулов, И.Ф. Афридонов, А.М.Попов, А.А. Носачев, Ф.М. Валиахметов // Нефтяное хозяйство. М.: -1992.-Вып.4.-С.22-25.

68. Данюшевский B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам: справочник / B.C. Данюшевский, И.Ф. Толстых,- М.: Недра, 1973 г. -312 с.

69. Тагиров К.М., Гасумов Р.А., Мосиенко В.Г. Комплексные пластифицирующие добавки в тампонажный раствор / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко // Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1993. - С. 17-22.

70. Мариампольский Н.А. Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных химреагентов / Н.А. Мариампольский // Техника и технология бурения скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1988 - 61 с.123

71. Овчинников П.В. Специальные тампонажные композиции для цементирования горизонтальных скважин./ П.В. Овчинников // Нефтяное хозяйство. -2002.-Вып.-С. 25-30.

72. Перейма А.А. Регулирование свойств тампонажных растворов комбинированными реагентами на основе фосфоновых комплексонов / А.А. Перейма // Сб. науч.тр. ВНИИгаза. М.Д993.-С.22-27.

73. Гасумов Р.А. Реагент для получения цементно-полимерных тампонажных растворов с улучшенными технологическими свойствами / Р.А. Гасумов, А. А. Перейма, Ю.И. Петраков // Сб. научн. статей ВНИИгаза. М., 1996. - С. 41-47.

74. Рябоконь С.А., Рябова Л.И. Тампонажные растворы повышенного качества /С.А. Рябоконь, Л.И. Рябова//Нефтяное хозяйство М.: 2004-Вып. -С.25-28.

75. Горонович С.Н. Тампонажные растворы для крепления наклонно-направленных и горизонтальных скважин / С.Н. Горонович, Е.А. Коновалов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: 2001. - Вып.2.-С.31-32.

76. Румшицкий Л.З. Математическая обработка результатов эксперимента: справочное руководство// Л.З. Румшицкий. -М.:Недра, 1971. с.56-91,107-126.

77. Методическое руководство по применению статистических методов при проведении лабораторных исследований с буровыми и тампонажными системами. ВНИИКРнефть, Краснодар, 1971. - 134с.

78. Тагиров К.М. Геология, бурение и разработка газовых и газоконденсат-ных месторождений и ПХГ / К.М. Тагиров, Р.А. Гасумов, В.Г. Мосиенко // Сб. науч. трудов СевКавНИПИгаза.- Ставрополь, 2001. Вып.35. - С.87.

79. Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин: справочник / А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. М.: Недра, 1977г. - с. 196-198.

80. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: учебник для вузов -М: Недра, 1987г.-с. 85-90.1. УТВЕРЖДАЮ

81. Главщдй^инженер ЗСФ |разия»1. Ф. Баталов £ 2005 г.W1. А 1С Тпромысловых испытаний высокоструктурированных рецептур буферных жидкостей и тиксотропных седиментационно-устойчивых составов облегченных тампонажных растворов при креплении скважин

82. Начальник отдела заключительных работ ЗСФ ООО «БК «Евразия»

83. Начальник цеха крепления скважин КФК СК «ПетроАльянс»1. В.Х. Асхабов1. Заведующий лабораториейкрепления скважин

84. ООО «КогалымНИПИнефть», к.т.н.1. Д.Л. Бакиров1. Аспирант СевКавГТУ1. Э.В. Темировb-KulCtC

85. На практике критерием качественного разобщения пластов является отсутствие межпластовых перетоков при освоении и эксплуатации скважины.

86. В данном случае экономический эффект состоит из двух частей Э, и Э2.

87. Э. -получается за счет сокращения затрат на ремонт:

88. Э, = 0,046 • 400000 = 18400 руб./год

89. Э2- эффект за счет получения дополнительной добычи нефти. Условно переменные затраты (Зпер) составляют 403 руб./т., а условно постоянные (Зпост ~ 38% себестоимости) затраты 247 руб./т.1. Э1 = (Р,-Р2)-С,р1. А.1)