Разработка технологии и материалов, обеспечивающих повышение качества тампонажных работ в сложных горно-геологических условиях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Петров, Владимир Сергеевич

• Петров, Владимир Сергеевич
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Петров, Владимир Сергеевич

Содержание

ВВЕДЕНИЕ---------------------------------------------------------------------------

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН И ПРОВЕДЕНИИ ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫХ РАБОТ---------------------------------------------------------------------------------

1.1 Поглощения при бурении скважин------------------------------------------

1.2 Анализ технологий борьбы с поглощениями------------------------------

1.2.1 Анализ технологий борьбы с поглощениями на Оренбургском НГКМ-----------------------------------------------------------------------------------

1.3 Анализ проблем, связанных с проведением заключительных работ-

1.3.1 Обзор причин возникновения прорыва пластовых флюидов при освоении скважин--------------------------------------------------------------------

1.3.2 Обзор мероприятий по предотвращению обводнения скважин

при освоении--------------------------------------------------------------------------

1.3.3 Состояние заключительных работ на нефтяных месторождениях Оренбуржья---------------------------------------------------------------------------

1.3.4 Оценка влияния отдельных технико-технологических параметров на показатели качества заключительных работ--------------------------

ГЛАВА 2 ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧЕЙ ГИПОТЕЗЫ. МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТОВ И ОБРАБОТКА ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ----------------------------------------------------------------------

2.1 Теоретическое обоснование параметров, требований и методика исследований изоляционных тампонов. Выбор материалов----------------

2.2 Теоретическое обоснование регулирования свойств тампонажных растворов и камня-------------------------------------------------------------------

2.2.1 Выбор управляемых параметров с целью обеспечения качественного результата цементирования-------------------------------------------------

2.2.2 Определение информативности параметров цементирования------

2.2.3 Обоснование требований к реагентам для регулирования свойств

тампонажных растворов и камня-------------------------------------------------

2.2.4 Теоретическое обоснование регулирования свойств тампонажных растворов и камня--------------------------------------------------------------

2.2.5 Механизм действия комплексонов на технологические свойства тампонажных растворов и камня-------------------------------------------------

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ТАМПОНОВ--------------------------------------------------------------------------

3.1 Требования к технологии изоляции зон поглощения с использованием буферных тампонов----------------------------------------------------------

3.2 Разработка составов и свойств буферных тампонов для ликвидации поглощений в порово-трещинных коллекторах-------------------------------

3.3 Разработка составов и свойств буферных тампонов для ликвидации поглощений в трещинно-кавернозных коллекторах-------------------------

ГЛАВА 4 ИССЛЕДОВАНИЕ РЕАГЕНТОВ РЕГУЛЯТОРОВ СВОЙСТВ ТАМПОНАЖНЫХ РАСТВОРОВ И КАМНЯ------------------

4.1 Влияние комплексонов на реологические характеристики тампонажных растворов-------------------------------------------------------------------

4.2 Влияние комплексонов на время загустевания и сроки схватывания тампонажного раствора------------------------------------------------------

4.3 Влияние НТФ на прочность, адгезию и проницаемость цементного камня-----------------------------------------------------------------------------------

ГЛАВА 5 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИН----------------------------------------------------------------------------

5.1 Крепление скважин обсадными колоннами в условиях ненормативных кольцевых зазоров---------------------------------------------------------

5.2 Активированные тампонажные цементы----------------------------------

ГЛАВА 6 ПРОМЫШЛЕННАЯ АПРОБАЦИЯ РАЗРАБОТОК И ВНЕДРЕРИЕ PIX В ПРОИЗВОДСТВО-----------------------------------------

6.1 Результаты промысловой апробации технологий изоляции зон поглощения буровых растворов с использованием буферных тампонов------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------137

6.2 Результаты промысловых работ по использованию комплексонов для регулирования свойств тампонажных растворов и достижения качественного разобщения пластов--------------------------------------------------------------------------------------------------143

6.3 Экономическая эффективность разработок----------------------------------------------------------------146

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ------------------------------------------------------------147

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ------------------------------------------------------149

ПРИЛОЖЕНИЕ А---------------------------------------------------------------—

ПРИЛОЖЕНИЕ Б----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------168

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологии и материалов, обеспечивающих повышение качества тампонажных работ в сложных горно-геологических условиях»

Введение

Достижение высоких технико-экономических показателей (ТЭП) строительства скважин невозможно при наличии осложнений при бурении и заканчи-вании нефтяных и газовых скважин, вызванных поглощениями промывочной жидкости и некачественным цементированием обсадных колонн. В процессе бурения эксплуатационных скважин на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ОНГКМ) встречаются осложнения, вызванные поглощениями промывочной жидкости различной интенсивности от 0,5 м3/ч до полного (катастрофического) поглощения. Поглощения, в основном, встречаются:

- при бурении верхних интервалов (от 236 до 721 м) под 244,5-мм обсадную колонну в высокопроницаемых пластах уфимского и казанского ярусов;

- при бурении горизонтальных участков стволов (от 1402 до 2305 м по стволу) в карбонатных отложениях артинского и сакмарского ярусов.

За 2003-2011г.г. на ОНГКМ 15 скважин по причине поглощения не достигли проектной глубины по продуктивному пласту в среднем около 331м каждая, а затраты на ликвидацию поглощений по этим скважинам составили свыше 91 млн. руб.

Перспективными путями решения данной проблемы является применение многокомпонентных изоляционных тампонов, свойства которых адаптированы к геолого-техническим условиям бурения скважин.

Геологические условия более чем на 40 месторождений Оренбуржья характеризуются: чередованием нефтяных и водоносных пластов; значительным перепадом пластовых давлений между пластами; наличием межпластовых перетоков; отсутствием непроницаемых перемычек между продуктивным и водоносным пластами; малой толщиной продуктивных пластов с пластовыми давлениями близкими к гидростатическим.

В настоящее время на ОНГКМ около 10% скважин эксплуатационного фонда имеют МКД по цементному кольцу по причине некачественного разобщения пластов.

Поэтому, важнейшей задачей повышения качества тампонажных работ является эффективное регулирование свойств тампонажных растворов и получаемого камня. При этом, одним из наиболее перспективных направлений является применение реагентов комплексного регулирования технологических свойств тампонажного раствора и камня.

Цель работы - разработка технологии и материалов, обеспечивающих повышение качества тампонажных работ при ликвидации поглощений и заканчива-нии скважин в сложных горно - геологических условиях.

Основные задачи исследований

1 Анализ состояния проблемы ликвидации поглощений.

2 Оценка влияния технико-технологических факторов на качество тампонажных работ в скважинах.

3 Исследования, разработка требований к составам и параметрам процесса изоляции зон поглощений промывочной жидкости при бурении скважин.

4 Обоснование возможности применения аминометиленфосфоновых ком-плексонов для регулирования свойств тампонажных растворов.

5 Исследование влияния аминометиленфосфоновых комплексонов на свойства тампонажных растворов и камня.

6 Промысловые испытания и внедрение разработок в производство.

Научная новизна

1 Обоснованы параметры, требования и методика исследований изоляционных тампонов для создания квазистационарных условий формирования цементного камня при изоляции зон поглощений в порово - трещинных и трещинно - кавернозных коллекторах.

Разработаны новые тампонажные материалы для изоляции зон таких поглощений.

Для изоляции зон поглощений в порово - трещинных коллекторах создан эффективный тампон, состоящий из двух растворов, в качестве первого из которых используется водный раствор бентонитового глинопорошка, мела техниче-

ского, хлорида натрия и силиката натрия, а в качестве второго используется раствор полиоксихлорида алюминия (ПОХА).

Для изоляции зон поглощений в трещинно - кавернозных коллекторах создан эффективный тампон, состоящий из двух растворов, в качестве первого из которых используется стабилизированный водный раствор бентонитового глино-порошка, мела технического, хлорида натрия, крахмала и феррохромлигносуль-фоната (ФХЛС), а в качестве второго используется раствор ПОХА. Новизна подтверждена патентами РФ 2373251 и 2431651.

2 Выявлен механизм замедления схватывания и снижения показателей реологических свойств тампонажных растворов путем физико - химической обработки аминометиленфосфоновыми комплексонами, который обеспечивается блокированием активных центров частиц твердой фазы адсорбирующимися реагентами. При этом достигается торможение гидратации и уменьшение сил сцепления дисперсных частиц друг с другом.

3 Установлено, что переход жидкого цементного раствора в твердое состояние в присутствии микродобавок комплексонов можно рассматривать как кристаллизацию водорастворимых компонентов цементного клинкера в гетерогенной системе в присутствии ингибирующих добавок за счет их избирательной адсорбции на поверхности микрозародышей и, как следствие, торможение процесса схватывания цементного раствора.

4 Исследовано влияние аминометиленфосфоновых комплексонов на свойства тампонажного раствора — камня и обоснованы их оптимальные добавки. Новизна подтверждена девятью авторскими свидетельствами СССР.

Практическая значимость работы

Состав и технология ликвидации зон поглощений вошли в:

- «Рекомендации по ликвидации катастрофических поглощений с использованием жидкого композиционного материала с минимальными сроками отверждения», утверждённые заместителем директора ООО «ВолгоУралНИПИгаз» по научной работе 15.12.2007 г. Оренбург. 2007.

- СТО 0-05-04-2009 «Временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении скважин», утвержденная распоряжением главного инженера - заместителя генерального директора ООО «Газпром добыча Оренбург» от 23,04.2009 № 106.

Результаты выполненных исследований вошли в комплекс технических решений, направленных на повышение качества заключительных работ, который отражен в «Инструкции по выбору рациональных технико-технологическких параметров цементирования эксплуатационных колонн в объединении Оренбург-нефть методом последовательной диагностической процедуры». Оренбург -Краснодар. ВНИИКРнефть. 1976.

Разработанные новые тампонажные растворы и смеси с добавками аминомети-ленфосфонового комплексона - нитрилотриметилфосфоновой кислоты (НТФ) включены в «Регламенты на крепление скважин», ПСД на строительство скважин и внедрены при цементировании обсадных колонн.

НТФ в настоящее время с большим успехом применяется при цементировании обсадных колонн на нефтяных и газовых месторождениях Оренбургской области, Российской Федерации и Республик Ближнего Зарубежья.

Методы исследований и решения поставленных задач основаны на обобщении опыта исследований и практического применения тампонирующих материалов при ликвидации поглощений и креплении скважин, результатах теоретических, лабораторных, стендовых и промысловых исследований с использованием современных методик, приборов и установок на базе институтов Волго-УралНИПИгаз и ВНИИКрнефть, рационального планирования экспериментов и математических методов обработки полученных результатов.

Основные защищаемые положения

1 Результаты исследований и внедрения двухрастворных тампонирующих составов для изоляции зон поглощений в порово-трещинных, трещинно-кавернозных коллекторах и в условно-горизонтальных участках стволов скважин.

2 Методика оценки качества заключительных работ при заканчивании скважин.

3 Комплексный методический подход к выбору технико-технологических параметров по нескольким критериям качества цементирования эксплуатационных колонн.

4 Результаты исследований и внедрения новых материалов и реагентов, для управления технологическими свойствами тампонажных растворов и камня.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- научно-производственной конференции работников нефтяной промышленности. Оренбург, 1978;

- научно-технической конференции «Взаимодействие комплексонов и ком-плексонатов металлов с катионами солей пластовых вод, применение их в бурении скважин и добыче нефти и газа». Оренбург, 1980;

- научно-технических совещаниях в ООО «Газпром добыча Оренбург», ООО «ВолгоУралНИПИгаз», ООО «Оренбургская нефтяная компания», ЗАО «За-рубежнефтегаз», Филиале «Оренбург бурение» ЗАО «Газпром бурение» в течение 2006-2012 гг.;

- на заседаниях кафедры бурения нефтяных и газовых скважин УГНТУ в 2012-2013гг.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН И ПРОВЕДЕНИИ ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНЫХ

РАБОТ

Геологическое строение Оренбургского нефтегазового района освещено в многочисленных периодических и фондовых изданиях.

Нефтегазовый район Оренбургской области охватывает юго-восточную часть Восточно-Европейской (Русской) платформы, которая включает значительную часть Волго-Уральской антеклизы, северо-восточную часть Прикаспийской сине-клизы и Предуральского краевого прогиба [1-15].

Виды осложнений, встречаемые при бурении скважин по нефтегазоносным районам Оренбургской области, приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Виды осложнений при бурении скважин по структурно-формационным нефтегазоносным районам Оренбургской области

Нефтегазоносный район Виды осложнений

Размыв Обвалы Погло- Рапо- Течение Нефте-

стенок и осыпи щение проявление солей газо-проявления

Татарский свод + + + - - +

Бузулукская впадина + + + + +

Восточно - Оренбургское сводовое поднятие + + + + +

Прикаспийская синеклиза + + + + + +

Предуральский краевой прогиб + + + + + +

При этом основными видами осложнений являются:

- обвалы и осыпи неустойчивых пород;

- поглощения буровых растворов;

- рапопроявления;

- проявления горного давления при течении солей.

1.1 Поглощения при бурении скважин

Одним из наиболее серьезных осложнений при бурении скважин на месторождениях, находящихся на поздних стадиях разработки, являются поглощения промывочной жидкости. Во многом, это связано со снижением пластовых давлений в процессе эксплуатации из-за отбора пластового флюида.

Особо актуальна данная проблема при бурении скважин с горизонтальными окончаниями, среди которых можно выделить как основные стволы скважин, так и дополнительные боковые стволы, объемы бурения которых постоянно растут.

Несмотря на совершенствование технологий затраты на борьбу с осложнениями при бурении в ОАО «Оренбургнефть», в том числе и с поглощениями буровых растворов, остаются высокими (таблица 1.2).

Таблица 1.2 - Затраты календарного времени на ликвидацию осложнений, встреченных при строительстве скважин в 2000 - 2003 годы

Показатель Годы

2000 2001 2002 2003

Проходка, м 215828 230268 149843 196074

Общее календарное время бурения, ст. мес. 330,5 331,4 235,2 285,4

Затраты календарного времени на ликвидацию осложнений, % 4,58 4,90 5,00 5,60

в т. ч. на ликвидацию поглощений, % 4,58 4,90 4,40 3,60

Сведения о затратах времени и средств на ликвидацию поглощений в филиале «Оренбург бурение» ООО «Газпром бурение» приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Затраты на ликвидацию поглощений в филиале «Оренбург

бурение» ООО «Газпром бурение»

Год № скважины Затраты

час тыс. руб.

2003 400 280 2377,893

719 105 745,322

188 371 8253,178

216 277 2919,893

2013 462 2154,872

2004 10050 189 4174,335

.10051 92 1509,884

442 43,5 1065,090

15079 78,5 2541,490

10052 100 1023,582

2005 1024 45 2376,086

12075 - 627,894

109 235 2692,727

2006 1026 93 6581,103

15073 39,5 788,516

12001 137 4933,354

537 128 4763,461

2007 12064 (1) 201,4 2249,043

12064 (2) 530 19742,564

9044 300 7089,256

2008 9054 55 2682,3

12082 272 10815,3

12081 169 10214,2

1052 162 5165,9

2009 9063 24 1367,0

64-Р 404 14459,0

2010 567 H 190 5772,0

2011 - - -

Итого 27 скважин 4982,9 129085,24

В среднем на скважину 184,6 4780,93

На Оренбургском НГКМ бурение скважин в условиях падающего пластового давления и раздренированности карбонатных продуктивных пластов сопровождается поглощениями промывочной жидкости интенсивностью от 0,5 м3/ч до

полного (катастрофического) поглощения. При полной потере циркуляции снижение статического уровня в скважине достигает, в отдельных случаях, до 800 м.

Причины увеличения числа поглощений при вскрытии продуктивных отложений обусловлены:

- снижением пластового давления в основной залежи ОНГКМ, ростом эффективных напряжений в скелете продуктивных отложений, которые сопровождаются развитием трещиноватости с высокой гидропроводностью;

- наличием зон малоамплитудных нарушений с субвертикальной ориентацией трещин от покрышки до ГВК.

Поглощения, в основном, встречаются:

- при бурении под 244,5-мм обсадную колонну в высокопроницаемых пластах уфимского и казанского ярусов;

- при бурении горизонтальных участков стволов в карбонатных отложениях артинского и сакмарского ярусов.

Для оценки эффективности работ по ликвидации поглощений нами было проанализировано 27 скважин, пробуренных с поглощениями различной интенсивности на ОНГКМ в 2003 - 2013г.г. (таблица 1.4), затраты на ликвидацию которых составили свыше 129 млн. руб. (таблица 1.3) [16].

Все скважины бурились горизонтальными стволами. С целью восстановления продуктивности, в восьми скважинах, проводилась зарезка горизонтальных стволов из ранее пробуренных вертикальных скважин.

По интенсивности поглощения скважины распределились следующим образом: от 0,5 до 10 м3/ч - 4 скв; от 11 до 20 м3/ч - 5 скв; от 21 до 30 м3/ч-2 скв; полное поглощение - 18 скв.

На ликвидацию поглощений затрачивалось от 24 до 530 часов (в среднем 184,6 часа), в денежном выражении - от 745,3 до 19742,6 тыс. руб. (в среднем около 4780,9 тыс. руб.).

В восьми скважинах поглощение промывочной жидкости произошло при бурении под 244,5-мм промежуточную колонну в высокопроницаемых пластах татарского, казанского и уфимского ярусов в интервалах от 236 до 721 м при

Таблица 1.4 - Сведения о поглощениях в скважинах ОНГКМ за 2003 - 2013 гг.

Кол Комплекс Ин- Плот- Статиче- Интенсив- Профиль

-во разреза тер- ность ский уро- ность ствола

СКВ вал буро- вень, поглоще- скважины

ажи погло- вого м ния, в интерва-

н ще- рас- м3/ ч ле погло-

ния, твора, щения

м кг/м3

1 Высокопроницае- 545 1140 64 Полное Верти-

мые пласты татар- кальный

ского ярусов

4 Высокопроницае- От От Нет дан- От частич- Верти-

мые пласты казан- 236 1020 ных ного до кальный

ского ярусов до 413 до1040 полного

3 Высокопроницае- От От До 250 От частич- Верти-

мые пласты уфим- 414 1200 ного до кальный

ского яруса до 721 до полного

1280

15 Карбонаты артин- От От От 152 От частич- Горизон-

ского яруса 1408 1020 до 619 ного до тальный

До до полного

2305* 1040

3 Карбонаты сак- от 1040 до 348 Частичное Горизон-

марского яруса 1402 тальный

до

2135*

1 Карбонаты ассель- 2001* 1040 Нет дан- Частичное Горизон-

ского яруса ных тальный

Примечание: *- по длине ствола

статическом уровне от 64 до 250 м.

До проектной глубины недобурено 15 скважин (в среднем по 330,9 м каждая).

Сведения по скважинам Оренбургского НГКМ, недобуренных до проектной глубины из-за поглощения промывочной жидкости, приведены в таблице 1.5.

Таблица 1.5 Сведения по скважинам Оренбургского НГКМ, недобуренных

до проектной глубины из-за поглощения промывочной жидкости.

№ Скважины Глубина скважин, м Недобурено, м Затраты

проектная фактическая час тыс.руб

1 719 1710 1624 86 105 745,352

2 2013 2016 1418 598 462 2154,872

3 442 1916 1703 213 43 1065,090

4 15079 2300 2135 165 78,5 1261,965

5 109 171,5 1511 240,5 235 2692,727

6 1026 2300 1976 324 93 6581,103

7 15073 2300 2124 176 39,5 788,516

8 12001 1713 1437 276 137 4933,354

9 537 1871 1476 395 128 4763,461

10 12064 2300 1690 610 530 19742,564

11 12082 2300 1773 563 272 10815,3

12 12081 2300 1992 308 169 10214,2

13 1052 2300 1735 565 162 5165,9

14 64-Р 2058 1749 309 404 14429,0

15 567 H 2440 2305 135 190 5772,0

Итого 4963,5 3048 91125,4

В среднем на 1 скважину 330,9 203,2 6077,0

Для эффективной борьбы с поглощениями проводятся различные гидрогеологические исследования параметров зон поглощения. В таблице 1.6 приведены методы исследований и получаемые результаты [17-25].

В настоящее время при бурении глубоких нефтяных и газовых скважин в связи с широким использованием станций геолого-технологического контроля процесса бурения, а также организации инженерного контроля параметров буровых растворов получение информации по пунктам 1, 2, 3, 6, 9 производится данными способами оперативного контроля.

Таблица 1.6 - Гидрогеологические исследования параметров зон поглощения,

способы их проведения и использование полученных параметров

№ п/п Наименование определений Способы определения Направление использования параметров

1 Глубина залегания поглощающих пластов, диаметр ствола ГИС (КС, ПС, БКЗ, ре-зистивиметр, термометрия, расходомет-рия, кавернометрия, ГК, НТК) Планирование изоляции зоны поглощения. Определение коэффициента удельной приемистости, пористости проницаемых пород. Выбор способа изоляции.

2 Толщина поглощающих пластов

3 Литологический состав проницаемых пород, тип коллектора

4 Физико-механические свойства поглощающих пород Лабораторные исследования Расчет параметров изоляционных завес

5 Состав пластового флюида Проектные данные, лабораторные исследования Выбор тампонажных составов

6 Интенсивность поглощения Гидродинамические исследования Расчет параметров поглощения, выбор способа ликвидации, проведение расчетов при планировании изоляции

7 Статический уровень

8 Динамический уровень

9 Плотность бурового раствора Технологический контроль бурения

1.2 Анализ технологий борьбы с поглощениями

Наиболее распространенным способом изоляции поглощающих зон является цементирование через бурильные трубы [26]. Место установки конца бурильных труб и технология цементирования определяются интенсивностью поглощения, глубиной залегания поглощающего пласта. Одним из факторов эффективности цементирования зон поглощения через бурильные трубы - расстояние нижнего конца бурильных труб до кровли проницаемого интервала [A.A. Гайворонский]. Чем выше интенсивность поглощения, тем ближе нужно устанавливать трубы к кровле проницаемой зоны. Так как в процессе изоляционных работ трудно произ-

водить замеры по определению динамического уровня в скважине, то можно принять это расстояние равным от 3 до 10 м.

Изоляция поглощающих горизонтов согласно [27] глиноцементными растворами заключается в заполнении всех трещин проницаемой зоны в определенном радиусе, поэтому глиноцементные растворы должны нагнетаться при избыточных давлениях с герметизацией устья скважины. Вследствие родства глинистой корки и глиноцементного раствора трещины оказываются заполненными монолитной массой, обладающей хорошим сцеплением с горными породами. Так как глиноцементные тампонажные растворы имеют повышенную водоотдачу, содержание твердой массы в растворе, заполняющем трещины, больше, чем в исходном. Это приводит к увеличению прочности структуры раствора. Глиноцементный состав в трещинах при перепадах давления в системе «пласт-скважина» работает на сдвиг.

Эффективность изоляции поглощающих зон цементными и глиноцементными растворами сравнительно низкая. Недостатки тампонирующих составов, применяемых для ликвидации поглощений промывочной жидкости, можно исключить путем использования вязкоупругих составов (ВУС) [18,28]. Главными компонентами ВУС являются слабо концентрированные водные растворы полиакри-ламида и синтетических смол, следовательно, в составах нет сравнительно крупных частиц, и в свежеприготовленном виде он проникает в трещины любого размера. После созревания во времени ВУС превращается в резиноподобную массу, обладающую сдвиговой упругостью. Таким образом, находящийся в канале поглощения ВУС под действием гидродинамического давления прижимается к стенкам трещин и предотвращает проникновение промывочной жидкости, т.е. ВУС в трещинах выполняет роль самоуплотняющегося пакета. Существенным преимуществом ВУС является то, что, в отличие от быстросхватывающихся составов на основе цементного и глинистого растворов, он не подвергается хрупкому разрушению.

В институте ПермНИПИнефть [29] для изоляции зон интенсивного поглощения бурового раствора в сильнопористых, трещиноватых и закарстованных карбонатных породах разработана полиакриламидцементная паста (ПААЦП), обла-

дающая хорошими закупоривающими свойствами. ПААЦП получают путем смешения цементной суспензии, приготовленной на водном растворе полиакрилами-да, с цементной суспензией, для приготовления которой использован водный раствор хлористого кальция, при следующем соотношении компонентов образующейся пасты (в частях по массе сухого цемента): цемент тампонажный - 100; по-лиакриламид - от 0,14 до 0,2; хлористый кальций - от 2,5 до 5; вода - 60.

Из исследований, проведенных Д.В. Орешкиным и др. [30], следует, что для качественного цементирования затрубного и межтрубного пространства, а также изоляции зон поглощения промывочной жидкости при сниженной несущей способности горных пород и пластов необходимо использование облегченных и сверхлегких тампонажных растворов.

Для ликвидации поглощения, по данным Г.А. Белоусова, нужно, чтобы тампонажный раствор в момент поступления в каналы пласта имел пластическую

л

прочность не менее 4-10 Па. Причем, эта смесь должна еще обладать нормальной прокачиваемостью. Наиболее перспективным направлением, по мнению российских и зарубежных исследователей, для облегчения тампонажных растворов является использование полых стеклянных микросфер. Отмечено, что составы с микросферами при прокачке сохраняют низкие реологические показатели, а в заключительной стадии, находясь в каналах пласта, интенсивно схватываются и набирают прочность.

Латексы в виде самостоятельного тампонажного состава применяют редко и только в высокопроницаемых горизонтах с небольшим раскрытием трещин [31]. Обычно в этих случаях пользуются растворами мало концентрированных латек-сов, которые доставляют в зону поглощения по одной из следующих схем: первая - с коагуляцией на поверхности и дальнейшей транспортировкой по бурильным трубам в водном растворе; вторая - путем закачки латекса одной порцией или отдельными порциями, разделенными 3-5 %-ным водным раствором СаСЬ в объеме, не меньшем, чем объем порций латекса; комбинацией приведенных выше методов.

Так как прочность каучуковых тампонов недостаточна для надежной изоляции при резких колебаниях давления, латексы при устранении поглощений в большие трещины применяют в комбинации с последующими закачками цементного раствора. Технология изоляции поглощающих зон латексами довольно трудоемка, однако в условиях значительного раскрытия трещин комбинированная изоляция латексами и цементными растворами может оказаться эффективной.

Для борьбы с частичными поглощениями В.Д. Городнов предлагает применять силикатные ванны [31]. Физико-химическая сущность метода сводится к образованию прочных коагуляционных структур в порах и микротрещинах пласта за счет продуктов взаимодействия водорастворимых силикатов с катионами поливалентных металлов пластовых вод, как правило, присутствующих в поглощающих пластах. При поглощениях более 40 м /сут установку силикатных ванн следует сочетать с заливками тампонирующих веществ. Если поглощающий пласт содержит соли поливалентных металлов или сероводород, то рекомендуемый состав рабочей смеси включает товарный водорастворимый силикат (3-50 %-ной концентрации), а для трещиноватых коллекторов, кроме того, глину от 5 до 10 %.

1.2.1 Анализ технологий борьбы с поглощениями на Оренбургском

НГКМ

Анализом в разделе 1.1 установлено, что известными способами поглощение полностью ликвидировать не удавалось и чаще всего бурение скважины прекращалось при существующем забое. Недобурено до проектной глубины 15 скважин (в среднем по 330,9 м каждая) [16].

Все скважины бурились горизонтальными стволами. В восьми из них, с целью восстановления продуктивности скважин, произведена зарезка горизонтальных стволов из ранее пробуренных вертикальных скважин.

В восьми скважинах поглощение промывочной жидкости произошло при бурении под 244,5-мм промежуточную колонну в высокопроницаемых пластах

татарского, казанского и уфимского ярусов в интервалах от 236 до 721 м при статическом уровне от 64 до 250 м.

Закачка ВУР, последующая установка цементного моста и снижение плотности бурового раствора в пяти скважинах позволили ликвидировать поглощение, а в трех скважинах продолжили углубление с частичным поглощением интенсивностью от 0,3 до 0,8 м3/ч.

При бурении под эксплуатационную колонну скважинах с полным поглощением были проведены работы по ликвидации поглощений, в основном, по однотипной технологии. При этом глубина статического уровня по ряду скважин колебалась от 152 м (№ 15073) до 619 м (№ 12001).

Для ликвидации поглощения производилась закачка «Робуса-В», ВУР на основе КМЦ, КМОЭЦ с добавкой наполнителей: асбеста, вермикулита, резиновой крошки и др. Данная технология не позволила ликвидировать поглощение из-за несоответствия применяемой технологии ликвидации поглощения конкретным условиям скважины. При вскрытии поглощения не проводились детальные гидродинамические исследования, включая геофизические методы, по определению пластовых давлений, приемистости скважин, мощности поглощающих горизонтов, поэтому была использована ничем не обоснованная технология проведения изоляции поглощения, которая не дала положительных результатов.

На скважинах с полным поглощением №№ 15079, 2013, 442 были проведены работы по ликвидации поглощения закачкой одновременно мелового раствора и раствора сульфата алюминия. Положительных результатов на этих скважинах не было получено по следующим причинам:

- работы были проведены без учета характеристики поглощающих пластов и с нарушением технологии приготовления и закачки тампона;

- закачка незначительных объемов тампона с недостаточной пластической прочностью;

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Петров, Владимир Сергеевич, 2013 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Алексин, А.Г. Особенности размещения и перспективы поисков скоплений нефти и газа в ловушках нетрадиционного типа Волго - Урала: особенности геологического строения Волго - Уральского региона: монография [Текст] / А.Г. Алексин, В.И. Громеко, В.Н. Андреев. -М.: ВНИИОЭНГ. - 1994. - 4.1.

2 Девонские отложения Волго - Уральской нефтегазоносной провинции [Текст] / М.М. Алиев, Г.П. Батанова, P.O. Хачатрян. - М.: Недра, 1978.

3 Баранов, В.К. Цикличность осадконакопления и закономерности распространения нефтегазоносных пластов коллекторов эйфельско-франских отложений юго-востока Волжско - Камской антеклизы: прикладные вопросы седиментации, цикличности и нефтегазоносности [Текст] / В.К. Баранов. - Новосибирск: Наука. Сиб. отд. - 1987.

4 Геология и нефтегазоносность рифейских и вендских отложений Волго -Уральской провинции [Текст] / М.М. Алиев, С.Г. Морозов, И.Е. Постникова. -М.: Недра. - 1977.

5 Шпильман, И.А. Геологическое строение Оренбургского газоконденсат-ного месторождения и перспективы дальнейших геолого-разведочных работ в пределах Яикского свода [Текст] / И.А. Шпильман, С.П. Максимов // Геология нефти и газа. - 1972. - № 7.

6 Политыкина, М.А. О пластовом строении Оренбургского газоконденсат-ного месторождения [Текст] / М.А. Политыкина // Геология нефти и газа. - 1980. - № 6. - С. 26-33.

7 Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области [Текст] / A.C. Пантелеев, Н.Ф. Козлов, П.И. Постоенко // - Оренбург.- 1997. - С. 270.

8 Максимов, С.П. О формировании Оренбургского газоконденсатного месторождения [Текст] / С.П. Максимов, Е.С. Ларская, И.Н. Хаханова // Геология нефти и газа. - 1979. - № 11.

9 Егорова, Л.З. Строение и состав кристаллического фундамента и бавлин-ских отложений Куйбышевской и Оренбургской областей [Текст] / Л.З. Егорова; под ред. К.Б. Аширова. - Куйбышев: Тр. Куйбышевской НИИНП, 1964. - Вып. 24.

10 Жуков, И.М. Перспективы нефтегазоносности зон сочленения Волго-Уральской антеклизы, Предуральского краевого прогиба и Прикаспийской впадины [Текст] / И.М. Жуков // Геология нефти и газа. - 1980. - № 2.

11 Геологическая модель Бузулукской впадины и направления поисковых работ / И.М. Жуков, B.C. Коврижкин, Ю.М. Кутеев // Геология нефти и газа. -1987. -№ 12.

12 Кожевников, И.И., Фомина Г.В. Тектоника бассейна среднего течения река Урал: материалы по региональной тектонике СССР [Текст] / И.И. Кожевников, Г.В. Фомина. -М.: Недра, 1964.

13 Лисовский, H.H. Формирование разрывных нарушений в отложениях девона и верхнего докембрия восточной части Русской плиты [Текст] / H.H. Лисовский, B.C. Хлебников // Геология нефти и газа. - 1980. - № 8.

14 Макарова, С.П. Особенности тектоники кристаллического фундамента Оренбургской области [Текст] / С.П. Макарова, Г.В. Макаров - Саратов: ВНИИ-ГНИ, 1973.-Вып. 2.

15 Горонович, С.Н. Научное и проектное обеспечение массового строительства скважин в Прикаспийской нефтегазовой провинции [Текст] / С.Н. Горонович, В.А. Жидков - М.: ВНИИОЭНГ, 2002. - № 7.

16 Ивачев, Л.М. Борьба с поглощениями промывочной жидкости при бурении геолого-разведочных скважин [Текст] / Л.М. Ивачев - М.: Недра, 1982. -293 с.

17 Анализ работ по ликвидации катастрофических поглощений на Оренбургском НГКМ [Текст] : отчет о НИР / Волго-Урал. науч.- иссл. и проект, инст. нефти и газа; рук. Цыцымушкин П.Ф.; исп. Петров В.С. [и др.] - Оренбург: ООО «ВолгоУралНИПИгаз», 2007. - 57 с.

18 Поляков, В.Н. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин [Текст] / В.Н. Поляков, М.Р. Мавлютов, Л.А. Алексеев, В.А. Колодкин. - Уфа: Китап, 1998. - 192 с.

19 Крылов, В.И. Исследование и изоляия зон поглощений с помощью паке-ров [Текст] / В.И. Крылов, Н.И. Сухенко - М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1963. - 79 с.

20 Мищевич, В.И. Гидродинамические исследования поглощающих пластов и методы их изоляции при бурении нефтяных и газовых скважин [Текст] / В.И. Мищевич. -М.: Недра, 1974.

21 Крылов, В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах [Текст] / В.И. Крылов. - М.: Недра, 1982. - 304 с.

22 Мищевич, В.И. Определение параметров проницаемых пластов по данным гидродинамических исследований [Текст] / В.И. Мищевич // Нефтяное хозяйство. - 1972. - № 1. - С. 24-29.

23 Инструкция по исследованию и изоляции пластов, поглощающих промывочную жидкость при бурении скважин на месторождениях Татарской АССР [Текст] /. - Бугульма, 1978. - 77 с.

24 Крылов, В.И. Применение кольматантов в жидкостях для первичного вскрытия продуктивных пластов с целью сохранения их коллекторских свойств [Текст] / В.И. Крылов, В.В. Крецул // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - М.: ВНИИОЭНГ, 2005. - № 4.

25 Горонович, С.Н. Методы обеспечения совместимости интервалов бурения [Текст] / С.Н. Горонович. - М.: ООО «Газпром экспо», 2009. - 356 с.

26 Гайворонский, A.A. Классификация зон поглощений [Текст] / A.A. Гай-воронский, Б.М. Шайдеров. - М.: Нефтяное хозяйство, 1966, № 7.

27 Гончаренко, A.M. Ликвидация поглощений, возникающих в трещиноватых породах при бурении скважин в осложненных условиях [Текст] / A.M. Гончаренко. - М.: Нефтяное хозяйство, 1973, № 7.

28 Рязанов, Я. А. Энциклопедия по буровым растворам [Текст] / Я.А. Рязанов. - Оренбург: изд. «Летопись», 2005. - 664 с.

29 Применение полиакриламидцементных паст для изоляции зон интенсивного поглощения буровых растворов [Текст] / Е.П.Ильясов. - М.: ВНИИОЭНГ, РНТС сер. Бурение, 1979, № 5.

30 Орешкин, Д.В. Физико-технические свойства сверхлегких тампона-жных растворов [Текст] / Д.В. Орешкин, О.Б. Ляпидевская, К.И. Кириллов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2006, № 10.

31 Городнов, В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении [Текст] / В.Д. Городнов. - М.: Недра, 1977.

32 Булатов, А.И. Цементирование глубоких скважин [Текст] / А.И. Булатов. -М.: Недра, 1964.

33 Малеванский, В.Д. Открытые газовые фонтаны и борьба с ними [Текст] / В.Д. Малеванский. - М.: Гостоптехиздат, 1963.

34 Титков, Н.И. Технология цементирования нефтяных скважин [Текст] / Н.И. Титков, Н.С. Дон. - М.: Гостоптехиздат, 1960.

35 Шищенко, Р.И. Практическая гидравлика в бурении [Текст] / Р.И. Шищенко, Б.П. Есьман. -М.: Недра, 1968.

36 Неиодоба, Н.В. Пути повышения герметичности затрубного пространства при креплении глубоких скважин [Текст] / Н.В. Неподоба, В.В. Пальчиков. -М.: ВНИИОЭНГ, сер. Бурение, 03Л, 1977.

37 Сидоров, H.A. Осложнения при бурении скважин [Текст] / H.A. Сидоров, Г.А. Ковтунов. -М.: Гостоптехизтат, 1962.

38 Коморин, В.К. Зависимость качества и успешности цементирования от способа приготовления тампонажной суспензии [Текст] / В.К. Коморин. -М.: Нефтяное хозяйство. - 1967. - № 6.

39 Куксов, А.К., Черненко A.B. Агрегативная устойчивость тампонажных растворов [Текст] / А.К. Куксов, A.B. Черненко // Промывка и цементирование скважин. -М.: Недра, 1973.

40 Ганиев, Г.Г. Опыт повышения седиментационной устойчивости тампонажных растворов [Текст] / Г.Г. Ганиев // Промывка и цементирование скважин. -М.: Недра, 1973.

41 Мариампольский, H.A. Влияние активных добавок на сцепление цемента с обсадными трубами и породой стенок скважин [Текст] / H.A. Мариампольский, В.И. Капралов // Промывка и цементирование скважин. - М.: Недра, 1973.

42 Паркер, П.Н. Цементирование скважин при низких скоростях замещения бурового раствора цементным [Текст] / П.Н Паркер. - М.: ВНИИОЭНГ, РНТС сер. Бурение. - 1969, вып. 12.

43 Сегаль, В.А. Некоторые вопросы цементирования скважин [Текст] / В.А. Сегаль. -М.: ВНИИОЭНГ, сер. Бурение, ОЗЛ, 1973.

44 Кулиев, С.М. Вопросы гидравлики [Текст] / С.М. Кулиев, Б.И. Есьман, М.А. Абдинов. - Азернелир, 1963.

45 Булатов, А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин [Текст] / А.И. Булатов. -М.: Недра, 1973.

46 Булатов, А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине [Текст] / А.И. Булатов. - М.: Недра, 1990.

47 Крылов, В.И. Зависание тампонажных смесей на стенках труб при проводке скважин в осложненных условиях [Текст] / В.И. Крылов // Осложнения при бурении и цементировании скважин. - Краснодар, 1973.

48 Гайворонский, A.A. Крепление скважин и разобщение пластов [Текст] / A.A. Гайворонский, A.A. Цыбин. - М.: Техническая книга, 1980. - 367 с.

49 Повышение качества цементирования нефтяных и газовых скважин [Текст] / А.Х. Мирзаджанзаде, В.И. Мищевич, Н.И. Титков. - М.: Недра, 1975

50 Сурков, В.Т. Лабораторные и промысловые методы исследования причин обводнения скважин подошвенной водой [Текст] / В.Т. Сурков // Нефтепромысловое дело, ТНТО. - 1963.

51 Сурков, В.Т. Исследование процессов формирования и разрушения цементного кольца акустическим методом в моделях скважин [Текст] / В.Т. Сурков // Бурение скважин и добыча нефти. - Казань, 1971, вып. 17.

52 Сулейманов, Э.М. О формировании контакта цементного камня с глинистыми отложениями [Текст] / Э.М. Сулейманов // Бурение глубоких скважин в Азербайджане. - Баку, 1977, вып.43.

53 Тампонажные растворы для глубоких нефтегазовых скважин [Текст] / Я.М. Курбанов, Б.Н. Хакаев, P.M. Алиев, B.C. Данюшевский. - М.: Недра, 1996.

54 Расширяющиеся тампонажные составы для условий нормальных и умеренных температур [Текст] / Горонович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов A.B. // НТЖ. Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2006, № 6.

55 Разработка и апробация расширяющегося тампонажного цемента для условий ОНГКМ: отчет о НИР / Волго-Урал. науч.- иссл. и проект, инст. нефти и газа; рук. Цыцымушкин П.Ф.; исполн. Петров B.C. [и др.]. - Оренбург, 2007.

56 Кривошей, A.B. Разработка расширяющихся смесей для низких и умеренных температур [Текст] / A.B. Кривошей. - М.: Нефтяное хозяйство, - 2005. №4.-С. 36-37.

57 Агзамов, Ф.А. О необходимой величине расширения тампонажных материалов [Текст] / Ф.А. Агзамов, В.В. Бабков, И.Н. Каримов. - Территория Нефте-газ, № 8, 2011, С. 14-15.

58 Свинцицкий, С.Б. Прогнозирование зон рапопроявлений в соленосных отложениях [Текст] / С.Б. Свинцицкий. - М.: ОИ, - 2005.

59 Видовский, A.JI. Напряжения в цементном камне глубоких скважин [Текст] / A.J1. Видовский, А.И. Булатов. -М.: Недра, - 1977. 173 с.

60 Детков, В.П. Цементирование наклонных скважин [Текст] / В.П. Детков. -М.: Недра, - 1978.

61 Дон, Н.С. Разобщение пластов в нефтяных и газовых скважинах [Текст] / Н.С. Дон, Н.И. Титков, A.A. Гайворонский. -М.: Недра, - 1973.

62 Василенко, И.Р. Предложения по предупреждению межколонных проявлений на скважинах Астраханского ГКМ / И.Р. Василенко, В.И. Крылов, С.А. Ни-зова. - М.: РГУ - 2005.

63 Дзетль, Б.Г. Охрана недр и повышение качества крепления нефтяных и газовых скважин [Текст] / Б.Г. Дзетль [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, - 2006. - № 10.

64 Данюшевский, B.C. Справочное руководство по тампонажным материалам [Текст] / B.C. Данюшевский, P.M. Алиев, И.Ф. Толстых. - М.: Недра, - 1987.

65 Смит, Т. Применение вспененных тампонажных растворов [Текст] / Т.Смит [и др.]. - Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, - 1984, № 5, С 33-40.

66 Крук, Р. Подбор композиции облегченного цементного раствора применительно в скважине и планам ее эксплуатации [Текст] / Р. Крук [и др. (Halliburton)]. - Нефтегазовые технологии. - № 3, - 2004, - С.24-28.

67 Рейс, Р. Облегченный цементный раствор для изоляции истощенных зон [Текст] / Р. Рейс [и др.]. - Нефтегазовые технологии. - №10, - 2009, С.5-8.

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

69 Боумен, Г.Р. Цементирование хвостовиков, перекрывающих газоносные пласты и зоны поглощения [Текст] / Г.Р. Боумен.. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.-№ 1,- 1983,-С.5-12.

70 Симоне, В. Цементирование скважин в соляных пластах [Текст] / В. Симоне. - Нефтегазовые технологии. - № 1, - 2009, - С. 14-19.

71 Милыитейн В.М. Практика цементирования нефтяных и газовых скважин за рубежом [Текст] / В.М. Милыптейн. - М.: ВНИИОЭНГ, - 1986, -55 с.

72 Бабаян, Э.В. О динамических нагрузках при движении колонны труб [Текст] / Э.В. Бабаян, В.И. Бондарев // Гидравлика глинистых и цементных растворов. -М.: Недра, 1971.

73 Бондарев, В.И. Распространение ударной волны пониженного давления в затрубном пространстве скважины с вязко-пластичной жидкостью [Текст] / В.И. Бондарев, В.И. Барсук // Гидравлика глинистых и цементных растворов. - М.: Недра, 1971.

74 Измайлов, Л.Б. Крепление нефтяных и газовых скважин / Л.Б. Измайлов, А.И. Булатов. - М.: Недра, 1976.

75 Кокаев, В.Н. Влияние скорости промывки перед спуском колонны на качество цементирования [Текст] / В.Н. Кокаев, Г.А. Матаев, Т.Б. Малачиханов. -М.: ВНИИОЭНГ, РНТС сер. Бурение. 1968, вып. 2.

76 Временное руководство по промывке скважин перед спуском обсадных колонн и перед цементированием [Текст] / -Краснодар, ВНИИКРнефть, 1975.

77 Булатов, А.И. Современное состояние и перспективы развития техники и технологии крепления скважин [Текст] /А.И. Булатов, В.И. Крылов, Э. В. Бабаян.-М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

78 Прасолов, В.А. Разобщение пластов в скважинах с помощью пакеров типа ПФМ, устанавливаемых на обсадных трубах [Текст] / В.А. Прасолов. М.: -Бурение, - 1974, вып.З.

79 Логвиненко, C.B. Техника и технология цементирования скважин [Текст] / C.B. Логвиненко. -М.: Недра, 1978.

80 Шишов, В.А. Влияние разности удельных весов растворов на коэффициент вытеснения жидкости при цементировании скважин [Текст] / В.А. Шишов, М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов // Промывка и цементирование скважин. - М.: Недра, 1973.

81 Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами тампонаж-ных систем [Текст] / А.И. Булатов. - М.: Недра, 1977.

82 Булатов А.И. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин [Текст] / А.И. Булатов, Д.Ф. Новохатский. - М.: Недра, 1975

83 Логвиненко C.B. Применение осреднительных емкостей при цементировании скважин [Текст] / C.B. Логвиненко, П.Н. Иноземцев, Д.Ф. Новохатский // Осложнения при бурении и цементировании скважин. - Краснодар, 1973.

84 Булатов, А.И. Промывочные жидкости и тампонажные растворы: учебное пособие для вузов / А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков. - М.: ОАО « Издательство «Недра», 1999, - 424 е.: ил. ISBN 5-247-03812- 6.

85 Гельфман, Г.Н. Влияние водоотдачи на процесс формирования цементного камня на качество цементирования скважин [Текст] / Г.Н. Гельфман, P.M. Клявин // Крепление скважин и разобщение пластов. - М.: Недра, 1964.

86 Булатов, А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин [Текст] / А.И. Булатов. - М.: Недра, 1971.

87 Цементирование скважин за рубежом [Текст] /. - М.: ВНИИОЭНГ, 1967.

88 Ашрафьян, М.О. Влияние соотношений режимов течения вытесняемой и вытесняющей жидкостей на изменение коэффициента вытеснения буровых растворов из кольцевого пространства [Текст] / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов // Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений. - Краснодар, 1970.

89 Ашрафьян, М.О. Установка цементных мостов в глубоких скважинах [Текст] / М.О. Ашрафьян, А.И. Булатов. - М.: ВНИИОЭНГ, РНТС, сер. Бурение, 1968.

90 Булатов, А.И. Влияние режима течения цементного раствора на изменение коэффициента вытеснения жидкостей из кольцевого пространства скважин [Текст] / А.И. Булатов // Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений. - Краснодар, 1970.

91 Уханов, Р.Ф. Совершенствование технологии применения буферных жидкостей [Текст] / Р.Ф. Уханов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1977.

92 Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин [Текст] / А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. Крылов [и др.]; под общей редакцией проф. А.И. Булатова. -М.: Недра, 1977.

93 Временная инструкция по применению вязко-упругого разделителя при цементировании нефтяных и газовых скважин [Текст] /-М.:, ВНИИнефть. 1973.

94 Разумов, В.Б. Комплекс мероприятий по повышению качества цементирования эксплуатационных колонн [Текст] /В.Б. Разумов, А.Н. Налитов, Р.Х. Ишмаков. -М.: ВНИИОЭНГ, РНТС сер. Бурение, 1975, вып.11.

95 Совершенствование техники и технологии крепления скважин на площадях объединения «Оренбургнефть» [Текст] : отчет о НИР / Центр, науч.- исслед. лаборатория; рук. Петров В.С.; исполн.: Михеев Л.В. [и др.] - Оренбург, 1976.

96 Методическое руководство по применению методов распознавания образов при промывке и креплении скважин [Текст] / А.Х. Мирзаджанзаде, А.И. Булатов, А.Г. Аветисов. - Краснодар. 1974.

97 Мирзаджанзаде, А.Х. Анализ и проектирование показателей бурения [Текст] / А.Х. Мирзаджанзаде, H.A. Сидоров, А.А.Ширинзаде. - М.: Недра, 1975.

98 Методическое руководство по применению статистических методов при проведении лабораторных исследований с буровыми и тампонажными растворами [Текст] / А.Г. Аветистов, А.И. Булатов, A.JI. Каплан. - Краснодар, ВНИИКР-нефть. 1971.

99 Мирзаджанзаде, А.Х. Анализ и проектирование показателей бурения [Текст] / А.Х. Мирзаджанзаде, H.A. Сидоров, С.А. Ширинзаде. - М.: Недра, 1976, 273 с.

100 Булатов, А.И. Выбор оптимальных технологических параметров цементирования на Самотлорском месторождении [Текст] / А.И. Булатов // Нефть и газ Тюмени. - 1972, вып. 15.

101 Разумов, В.Б. Определение оптимальных технологических параметров крепления скважин в объединении «Оренбургнефть» [Текст] / В.Б. Разумов, B.C. Петров, Р.Х. Ишмаков//М.: ВНИИОЭНГ, РНТС сер. Бурение. - 1976, вып. 12.

102 Лисичкин, В.А. Этюды о прогностике [Текст] / В.А. Лисичкин, М.Г. Давыдов. - М.: Знание, 1977.

103 Ипполитов, В.В. Предупреждение технологических осложнений в процессе бурения скважин [Текст] / В.В. Ипполитов. - Уфа: ТАУ, 2002.-92 с.

104 РД 51-128-97 Инструкция по предотвращению и ликвидации поглощений в порово-трещинных карбонатных коллекторах при вскрытии газоносных отложений большой толщины [Текст] / - Уфа: УНИ, 1987

105 Горонович, С.Н. Изоляция зон поглощений буровых растворов в поро-во-трещиноватых карбонатных коллекторах: юбилейный сборник науч. тр. ООО

«ВУНИПИГАЗ» [Текст] / С.Н. Горонович, A.M. Селиханович. - Оренбург: ИПК «Газпромпечать», 2002.

106 Горонович, С.Н. Расчет параметров зон поглощений буровых растворов [Текст] / С.Н. Горонович, В.Н. Степанов, A.B. Ефимов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005, № 6.

107 Горонович, С.Н. Расчет радиуса изоляционных экранов при ликвидации зон поглощений буровых растворов [Текст] / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцы-мушкин, В.Н. Степанов, A.B. Ефимов // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005, № 6.

108 Рекомендации по ликвидации катастрофических поглощений с использованием жидкого композиционного материала с минимальными сроками отверждения: утв. заместителем директора ООО «ВолгоУралНИПИгаз» по научной работе 15.12.2007 г. - Оренбург, 2007.

109 СТО 0-05-04-2009. Временная инструкция по ликвидации поглощений при бурении скважин [Текст]: утв. распоряжением главного инженера - заместителя генерального директора ООО «Газпром добыча Оренбург» от 23.04.2009 № 106.-Оренбург, 2009.

110 Пат. 2277574 Российская Федерация, МПК С09К 8/467. Способ изоляции зон поглощений [Текст] / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, В.Н. Степанов, A.B. Ефимов и др.; заявл. 27.10.2004; опубл. 10.06.2006; Бюл.№ 16.

111 Леонов, Е.Г. Гидроаэродинамика в бурении [Текст] / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев. - М.: Недра, 1987. - 303 с.

112 Вентцель, Е.С. Исследование операций [Текст] / Е.С. Вентцель. - М.: Советское радио, 1972.

113 Вентцель, Е.С. Исследование операций [Текст] / Е.С. Вентцель. - М.: Наука и жизнь, 1968.

114 Инструкция по применению последовательной диагностической процедуры на ЭВМ М-222 [Текст] /. - Краснодар, ВНИИКРнефть. 1976.

115 Бондарев, В.И. Выбор рациональных технико-технологических параметров, определяющих качество цементирования эксплуатационных колонн в объединении «Оренбургнефть» [Текст] / В.И. Бондарев, Р.Х. Ишмаков, М.С. Клинышков // М.: ВНИИОЭНГ, РНТС сер. Бурение. - 1978, вып. 4.

116 Инструкция по выбору рациональных технико-технологических параметров цементирования эксплуатационных колонн в объединении «Оренбург-нефть» методом последовательной диагностической процедуры [Текст]: утв. заместителем генерального директора ПО «Оренбургнефть» 26.08.76.- Краснодар, ВНИИКРнефть. 1976.

117 Петров, B.C. Выбор параметров крепления скважин с помощью функции желательности: тр. ВНИИКРнефть [Текст] / B.C. Петров // Технология крепления скважин. - Краснодар, 1978, вып.15.

118 Кузнецова, Т.В. Физическая химия вяжущих материалов [Текст] / Т.В. Кузнецова, В.И. Кудряшов, В.В. Тимашев. - М: Высшая школа, 1989. - 383 с.

119 Агзамов, Ф.А. Химия тампонажных и промывочных растворов: учебное пособие [Текст] / Ф.А. Агзамов, Б.С. Измухамбетов, Э.Ф. Токунова. - СПб.: ООО «Недра», 2011.-268 с.

120 Регулирование свойств тампонажных растворов с помощью многофункциональных химреагентов: обз. инф. ВНИИОЭНГ [Текст] / H.A. Мариам-польский, Л.И. Рябова, O.A. Сурикова // Техника и технология бурения скважин. -М.: 1988. вып.7.-62 с.

121 Самакаев, Р.Х. Применение комплексонов в нефтяной промышленности: ЕНТПЖ Нефтяное хозяйство [Текст] / Р.Х. Самакаев, Л.Т. Дытюк - М.: ВНИИОЭНГ. - 1995, С. - 25-31.

122 Петров, B.C. Регулирование свойств тампонажного раствора - камня с помощью добавок аминометиленфосфоновых комплексонов [Электронный ресурс] [Текст] / B.C. Петров // Электронный научный журнал "Нефтегазовое

дело". - 2012. - № 6. - С. 46-52. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/PetrovVS/PetrovVS 1 .pdf

123 V.S. Petrov. Controlling the properties of the plugging solution - stone additions of aminomethylene phosphonic chelator // Electronic scientific journal "Oil and Gas Business", 2012, Issue 6, pp. 53-59. http://www.ogbus.ru/authors/PetrovVS/PetrovVS 1 .pdf

124 Петров, B.C. Регулирование свойств тампонажного раствора - камня с помощью добавок аминометиленфосфоновых комплексонов: монография [Текст] / Владимир Петров // Междунар. издат. дом LAP LAMBERT Academic Publishing. - 2013. - 107 с. ISBN 978-3-659- 42849-4.

125 Курбанов, Я.М. Гель-технология тампонажных растворов: обз. информ. [Текст] / Я.М. Курбанов, O.K. Ангелопуло // Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ООО «ИРЦ Газпром». - 2000.

126 Пат. 2373251 Российская Федерация, МПК С09К8/467. Состав для изоляции зон поглощений [Текст] / В.И. Днистрянский, А.Н. Мокшаев, С.Н. Гороно-вич, П.Ф. Цыцымушкин, B.C. Петров, В.В. Романов, В.А. Широков, В.Н. Степанов, А.В. Ефимов.-№ 2008100744/03; заявл. 09.01.2008; опубл. 20.11.2009.

127 Пат. 2431651 Российская Федерация, МПК С09К8/467. Состав для изоляции зон поглощений [Текст] / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, B.C. Петров, П.В. Гладков. -№2010114801/03; заявл. 13.04.2010; опубл. 20.10.2011.

128 А.с. 726307 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор [Текст] / Л.Т. Дытюк, Р.Х. Самакаев, A.M. Селиханович, А.Н. Олейников, B.C. Петров (СССР). - № 2574750/22-03; заявл. 24.01.78; опубл. 05.04.80, Бюл .№ 13.

129 А.с. 819305 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь [Текст] / Л.Т. Дытюк, Н.М. Дятлова, Р.П. Ластовский, В.Б. Разумов, A.M. Селиханович, Г.Ф. Ярошенко, Р.Х. Самакаев, B.C. Петров (СССР). - № 2745130/22-03; заявл. 11.03.79; опубл. 07.04.81, Бюл. №13.

130 A.c. 905434 E 21 В 33/138. Тампонажная смесь для цементирования нефтяных и газовых скважин [Текст] / JI.T. Дытюк, Н.М. Дятлова, Р.П. Ластов-ский, В.Б. Разумов, Г.Ф. Ярошенко, В.И. Крылов, B.C. Петров, Р.Х. Самакаев, A.M. Селиханович (СССР). - № 2926248/22-03; заявл. 16.05.80; опубл. 15.02.82, Бюл. № 6.

131 A.c. 985257 Е 21 В 33/138. Тампонажная смесь [Текст] / B.C. Петров, A.M. Селиханович, Л.Т. Дытюк, Р.Х. Самакаев, Н.П. Ладанина, Н.В. Цирульни-кова, Н.М. Дятлова, В.Я. Темкина (СССР). - № 3321359/22-03; заявл. 10.07.81; опубл. 30.12.82, Бюл. № 48.

132 A.c. 1071735 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин [Текст] / B.C. Петров, Р.Х. Ишмаков, A.M. Селиханович, З.П. Матвеева, В.Г. Семенов, Л.Т. Дытюк, Р.Х. Самакаев, А.Н. Олейников (СССР). -№ 3480452/22-03; заявл. 17.06.82; опубл. 07.02.84, Бюл. № 5.

133 A.c. 1513129 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор [Текст] / Р.Х. Самакаев, Л.Т. Дытюк, С.Н. Горонович, Б.В. Михайлов, A.B. Александров, B.C. Петров, Н.П. Чадина (СССР). -№ 4315602/22-03; заявл. 20.07.87; опубл 07.10.89, Бюл .№ 37.

134 A.c. 1033710 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин [Текст] / B.C. Петров, A.M. Селиханович, В.Г. Семенов, З.П. Матвеева, Л.Т. Дытюк, Н.М. Дятлова, Р.Х. Самакаев (СССР). - № 3421949/22-03; заявл. 12.04.82; опубл. 07.08.83, Бюл. № 29.

135 A.c. 825861 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор [Текст] / Л.Т. Дытюк, Н.М. Дятлова, В.Б. Разумов, A.M. Селиханович, Р.Х. Самакаев, B.C. Петров. Л.В. Михеев, С.П. Дорошин (СССР). - № 2753031/22-03; заявл. 16.04.79; опубл. 30.04.81, Бюл. № 16.

136 A.c. 907221 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор для цементирования глубоких нефтяных и газовых скважин [Текст] / П.Д. Алексеев, Л.Т. Дытюк, B.C.

Петров, Н.М. Дятлова, A.M. Селиханович, Р.Х. Самакаев, Р.Х. Ишмаков, М.В. Рудомино (СССР). -№ 2943595/22-03; заявл. 19.06.80; опубл. 23.02.82, Бюл. № 7.

137 ГОСТ 1581 - 96. Портландцемента тампонажные. Технические условия [Текст].-М.: 1996.

138 ГОСТ 310.1 - 76 - ГОСТ 310.3 - 76, ГОСТ 310.4 - 81 (СТ СЭВ 3920 -82), ГОСТ 310.5 - 80, ГОСТ 310.6 - 85. Цементы. Методы испытаний [Текст]. -М.: 1985.

139 РД 39-00147001-767-2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. - М.: - 2000. С. 5, С. 237-240.

140 Оценка зависимости качества цементирования скважин от расположения колонн [Текст] / В.Ф. Будников [и др.] // Газовая промышленность. - 1997. -№ 9 - С.82.

141 Патент РФ на полезную модель. Конструкция глубокой скважины [Текст] / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин [и др.]. - № 2010124162/03; заявл. 11.06.2010; опубл. 20.10.2010. Бюл. №29.

142 Горонович, С.Н. Крепление скважин обсадными колоннами в условиях ненормативных кольцевых зазоров [Текст] / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, О.Г. Мязин, В.С, Петров, Т.П. Леонова // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», Нефтепромысловое дело.-2011.-Вып. 8.-С. 53-55.

143 ТУ 5734-006-5839907-2010. Цементы тампонажные активированные бездобавочные ЦТ «ACTIVE»-I-50 и ЦТ «ACTIVE»-I-100. Введены в действие с 22.12.2010 г.

144 ТУ 5734-005-5839907-2010. Цемент тампонажный облегчённый активированный ЦТО «ACTIVE»-5-50. Введены в действие с 22.12.2010 г.

145 Горонович, С.Н. Активированные тампонажные цементы с комплексными добавками для крепления нефтяных и газовых скважин в условиях сероводородной агрессии [Текст] / С.Н. Горонович, П.Ф. Цыцымушкин, И.Н. Каримов,

В.С, Петров, Т.П. Леонова // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», Нефтепромысловое дело. 2011.-Вып. 8.-С. 59-61.

146 Петров, B.C. Нитрилотриметилфосфоновая кислота (НТФ) — регулятор свойств тампонажного раствора - камня [Текст] / B.C. Петров, A.M. Селиханович, Р.Х. Ишмаков, Н.М. Дятлова, Л.Т. Дытюк, Р.Х. Самакаев, М.В. Рудомино. - М.: ВНИИОЭНГ, Нефтяное хозяйство, 1982, вып. 9.

147 Селиханович, A.M. Эффективность применения тампонажных растворов с добавкой НТФ [Текст] / A.M. Селиханович, Р.Х. Ишмаков, B.C. Петров [и др.]. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982, вып. 2. - С. 30-32.

148 Применение комплексонов в нефтедобывающей промышленности [Текст] / Н.М. Дятлова // Реактивы и особо чистые вещества. - М.: НИИТЭХИМ, 1983.- 47 с.

149 Курбанов, А.Н. Опыт применения реагента НТФ при цементировании скважин в Средней Азии [Текст] / А.Н. Курбанов, М.Т. Курбанов, С.М. Баш // Экспресс-информация ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. Отечественный опыт. - 1986, вып. 1.-С. 14-17.

150 Резчиков, Г.А. Тампонажные растворы с добавкой нитрилотриметил-фосфоновой кислоты [Текст] / Г.А. Резчиков [и др.] // Экспресс-информация. Сер. Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений. -М.: ВНИИЭгазпром, 1984, вып. 5. - С. 8-9.