Совершенствование рецептур облегченных расширяющихся тампонажных материалов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, кандидат наук Бекбаев Арстан Абаевич

• Бекбаев Арстан Абаевич
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Бекбаев Арстан Абаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

С.

Введение 5

1 Анализ состояния вопроса и постановка задачи исследования 10

1.1 Область применения облегченных цементов 10

1.2 Способы получения облегченных цементов 13

1.3 Способы расширения цементного камня при твердении, проблемы получения расширяющихся облегченных цементов 25

1.4 Выводы по главе 1. Определение цели и задачи работы 29

2 Обоснование рабочей гипотезы 32

2.1 Сложности получения облегченных цементов 32

2.2 Расширения облегченных тампонажных материалов 34

2.3 Дисперсное армирование тампонажных материалов 37

2.4 Выбор объектов исследования и получение базового состава облегченного тампонажного материала 42

2.5 Выводы по главе 2 50

3 Методика проведения экспериментов и обработки полученных результатов 51

3.1 Исследования свойств тампонажных растворов 52

3.1.1 Методика исследований фильтрационных свойств цементного раствора 52

3.1.2 Определение реологических свойств тампонажных растворов 53

3.1.3 Методика исследования устойчивости тампонажного раствора на газопрорыв 54

3.2 Исследование свойств цементного камня 55

3.2.1 Определение прочности и деформации цементного камня при разрушении цементного камня 55

3.2.2 Методика определения объемных изменений цементного камня 56

3.2.3 Методика определения давления расширения при твердении

цементных растворов 58

3.2.4 Методика определения количества разрушенных облегченных

добавок в скважинных условиях 61

3.3 Выводы по главе 3 62

4 Исследование и разработка облегченных расширяющихся

тампонажных материалов 63

4.1 Влияние водоцементного отношения на расширение цементного камня 63

4.2 Влияние фиброармирования на расширение камня из облегченных тампонажных растворов 64

4.3 Комплексный анализ цементного камня 67

4.3.1 Исследование прочностных свойств тампонажных материалов 67

4.3.2 Исследование ударной выносливости цементного камня 68

4.3.3 Исследование контракции при твердении цементов 72

4.3.4 Исследование фильтрационных свойств цементного раствора 73

4.3.5 Исследование реологических свойств тампонажных растворов 75

4.3.6 Влияние армирующей добавки на подвижность, сроки схватывания и время загустевания тампонажного раствора 76

4.3.7 Оценка величины давления при расширении цементов 78

4.3.8 Исследование проницаемости цементного камня 79

4.3.9 Исследование устойчивости цементного раствора на газопрорыв. 80

4.3.10 Исследование образцов цемента с помощью электронной микроскопии и проведение рентгенофазного анализа 83

4.4 Апробация работы и реализация ее в промышленности 88

4.4.1 Разработка рецептуры облегченного расширяющегося армированного тампонажного материала для промышленного применения 88

4.4.2 Подготовка к выпуску опытной партии тампонажного материала 90

4.4.3 Выпуск опытной партии тампонажного материал 94

4.5 Выводы по главе 4 96

Основные выводы и рекомендации 99

Список литературы 101

Приложения 115

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование рецептур облегченных расширяющихся тампонажных материалов»

Актуальность темы исследования

Актуальной задачей последних трех десятилетий является повышение качества крепления скважин, герметизация крепи скважин на месторождениях с низкими градиентами гидроразрыва, требующих применения облегченных тампонажных растворов.

Наиболее эффективным методом решения этих проблем является применение специальных облегченных расширяющихся тампонажных материалов. В задачи работы входило выявление роли и механизма работы модифицирующих добавок (расширяющих, облегчающих, армирующих и др.) в тампонажных цементах, проведение комплекса исследований и совершенствование рецептур облегченных тампонажных материалов.

Облегченные тампонажные цементы, являющиеся одним из основных материалов при креплении скважин, всегда имеют худший контакт с обсадной колонной и горной породой, чем более тяжелые цементы. Поэтому необходима компенсация указанных недостатков, которые часто пытаются решить вводом в цемент расширяющих добавок, эффективность использования которых резко снижается из-за неизбежного увеличения водоцементного отношения в облегченных цементных растворах и увеличения расстояния между кристаллогидратами продуктов твердения.

Степень разработанности темы исследования

Исследованиями Данюшевского В.С., Агзамова Ф.А., Булатова А.И., Каримова Н.Х, Каримова И.Н., Кузнецовой Т.В., Овчинникова В.П., Рахимбаева Ш.М., Фролова А.А., Курбанова Я.М., Орешкина Д.В., Катеева Р.И., Тихонова М.А., Екшибарова В.С., Новохатского Д.Ф. и др. разработано большое количество разновидностей специальных составов тампонажных материалов. Однако усложнение горно-геологических условий бурения и повышение требований к качеству крепи, предопределяет необходимость дальнейшего совершенствования свойств тампонажного цемента, особенно это касается облегченных цементов.

Цель работы - улучшение качества крепления скважин путем совершенствования рецептур облегченных тампонажных растворов

увеличением расширения камня за счет создания дополнительных структурных элементов в твердеющем цементном растворе.

Основные задачи исследований

1. Анализ применения облегченных цементов и способов их получения.

2. Анализ способов получения расширения облегченных цементов и проблем, связанных с этим процессом в период твердения облегченных тампонажных цементов.

3. Постановка и обоснование рабочей гипотезы, основанной на получении эффекта расширения облегченного тампонажного раствора при твердении, путем использования расширяющих добавок совместно с различными типами волокон.

4. Комплексный анализ свойств облегченного тампонажного раствора и камня.

5. Совершенствование тампонажных композиций и разработка новых методик исследования тампонажного раствора (камня).

6. Выпуск облегченных расширяющихся армированных тампонажных материалов и их применение при креплении скважин.

Научная новизна

1. Показано, что эффект расширения при твердении растворов из облегченных расширяющихся цементов существенно снижается по сравнению с растворами из тампонажных материалов нормальной и повышенной плотности из-за увеличения расстояния между структурными элементами продуктов твердения, вызванных повышением водоцементного отношения облегченных тампонажных растворов.

2. Установлено, что ввод фибры любых типов в облегченные цементы на 50-70 % повышает эффект их расширения при твердении за счет передачи напряжений от расширяющей добавки к продуктам твердения через пространственный каркас, образованный армирующими добавками.

3. Показано, что фибра, вводимая в состав цемента, выступает в роли газоблокирующих добавок и растворы из фиброармированных цементов обладают повышенной стойкостью к газопрорыву в период ОЗЦ за счет

увеличенной сопротивляемости миграции газа структурного каркаса, образованного армирующими добавками.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в решении поставленной задачи - повышение качества крепления скважин путем улучшения характеристик облегченных тампонажных материалов, используемых в сложных геологических условиях. Методики используются в УГНТУ при изучении дисциплины «Регулирование свойств тампонажных материалов при цементировании скважин в осложненных условиях» магистрантами, обучающимися по направлению подготовки 21.04.01 «Нефтегазовое дело».

Практическая значимость работы заключается в совершенствовании рецептур облегченных расширяющихся тампонажных материалов и разработки нормативной документации - ТУ, на базе лабораторных исследований, что стало основанием для изготовления в компании ООО «Цементные Технологии» опытной партии, которая использована для крепления скважин на месторождениях.

Методология и методы исследования

Экспериментальные исследования параметров цементных растворов и полученного камня проводились согласно ГОСТ и стандарту Американского Нефтяного Института. Коэффициент линейного расширения изучался на приборе, имеющем кольцевую форму и моделирующем затрубное пространство скважины. Для определения давления расширения, возникающего при твердении расширяющихся цементов, был разработан специальный прибор. Взаимодействие цементной матрицы с расширяющими, облегчающими добавками и фиброй оценивались электронной микроскопией. Для изучения фазового состава продуктов твердения использован рентгенофазовый метод. Исследовалось влияние водоцементного отношения на кинетику расширения тампонажных растворов при различных температурах твердения. Изучалась роль указанных выше модифицирующих добавок в механизме и кинетике процессов расширения. Основная часть экспериментов реализована на базе УГНТУ.

Положения, выносимые на защиту

1. Результаты экспериментальных исследований рецептур облегченных тампонажных растворов с различными видами армирующих волокон с изменением водоцементного отношения.

2. Комплексный анализ свойств и параметров полученных составов цементного раствора и камня.

3. Методика и результаты исследований давления расширения цементного камня.

4. Технология получения, испытания и применения облегченных расширяющихся тампонажных материалов и растворов, а также результаты их испытаний.

Степень достоверности и апробация результатов работы

Достоверность результатов работы подтверждена данными экспериментальных исследований, полученными с использованием поверенных средств измерения и на аттестованном оборудовании по методикам, утвержденным в соответствующем порядке.

Степень достоверности и апробация результатов работы

Достоверность результатов работы подтверждена данными экспериментальных исследований, полученных с использованием поверенных средств измерения и на аттестованном оборудовании по общепринятым методикам, утвержденным в соответствующем порядке.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: 67 и 68 - конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ в 2016 и 2017 - годах; V Международной научно-практической конференции «Экологические проблемы нефтедобычи», г. Уфа, 2015 г.; XVII Международной молодежной научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2016», г. Ухта, 2016 г.; XIII Международном Молодежном Нефтегазовом Форуме, организованным Обществом инженеров нефтегазовой промышленности (ЗРБ), Республика Казахстан, г. Алматы, 2016 г.; Всероссийской научно-практической конференции, организованной Советом Федерации Федерального Собрания РФ «Региональные программы и проекты в области интеллектуальной собственности глазами молодежи», г. Уфа, 2016 г.; II Международном Молодежном Нефтегазовом Форуме, организованном

Обществом инженеров нефтегазовой промышленности (БРБ), КНР. Циндао, 2016; Ежегодном Международном Молодежном Нефтегазовом Форуме «Черное Золото», организованном Обществом инженеров нефтегазовой промышленности (БРБ), г. Уфа, 2017 г.; Всероссийском этапе международного конкурса докладов молодых учёных, при участии профессоров Санкт-Петербургского Горного Университета и Института минералов, материалов и горного дела (Великобритания) «УРЬС 2017», г. Санкт-Петербург, 2017 г.; Международной молодежной научно-практической конференции молодых ученых "Энергия молодёжи для нефтегазовой индустрии", г. Альметьевск, 2017 г; IX Международной молодежной научной конференции «Нефтегазовые горизонты», организованной Обществом инженеров нефтегазовой промышленности (ЗРБ), г. Москва, РГУ Нефти и Газа им. И.М. Губкина, 2017г.; Международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле», г. Октябрьский, 2018 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 17 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК для публикации материалов докторских и кандидатских диссертаций, 1 2 материалов и тезисов конференций и 1 патент.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и рекомендаций; содержит 133 страницы машинописного текста, в том числе 19 таблиц, 46 рисунков и 4 приложения, библиографический список из 130 наименований.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1 Область применения облегченных цементов

Основной целью цементирования при строительстве нефтяных и газовых скважин является получение качественной и надежной изоляции между породой, цементным камнем и колонной в конкретных геолого-технических условиях, в том числе при действии технологических нагрузок, температуры и агрессивных пластовых флюидов.

Геологические разрезы большинства нефтяных и газовых месторождений по всему миру характеризуются сложным строением, требующих применения эффективных тампонажных материалов со специальными технологическими свойствами.

Опыт бурения скважин и литературные данные показывают, что аномально низкие пластовые давления и слабосцементированные породы, склонные к гидроразрыву, и карбонатные отложения являются причинами осложнений на многих нефтяных и газовых месторождениях земного шара. АНПД часто связывают с переходом большинства месторождений во вторую стадию разработки.

Кроме того, в последнее время прослеживается тенденция увеличения значений глубин бурения, при этом при цементировании обсадных колонн возникает необходимость подъема тампонажного раствора на значительную высоту - 3000-4500 м.

Применение традиционных составов для цементирования скважин в пластах с вышеописанными условиями приводит к поглощению тампонажного раствора различного характера: от частичных (менее 1,5 м3/час) и катастрофических (от 15 до 75 м3/час) до полной потери циркуляции [14]. Это в свою очередь является причиной сильного загрязнения окружающей среды и колоссальных затрат на ликвидацию осложнений. Более того, полная потеря

циркуляции приводит к падению гидростатического уровня столба жидкости, что может явиться причиной выброса углеводородов на поверхность. Поглощение тампонажных растворов одно из наиболее распространенных осложнений в практике строительства скважин.

Давление прокачки тампонажного раствора в процессе цементирования изменяется в широком диапазоне. Зачастую такие давления приводят к образованию трещин в пласте, что в свою очередь может привести к потере цементного раствора, к поглощениям. Поэтому очень важно изучить гидрогеологическое строение пласта и спроектировать эффективную программу цементирования, которая будет учитывать характеристики поглощающего пласта [15].

Разрез скважин Западной Сибири в основном представлен слабосвязанными, склонными к гидроразрыву породами, с низкими пластовыми давлениями.

По данным [16] месторождение Вать-Еганское, ТПП «Когалымнефтегаз», содержит пласты способные к поглощению буровых и цементных растворов. Анализ диаграмм станции контроля цементирования показал, что обычно потеря циркуляции происходит за 5.. .25 мин до окончания продавки раствора в заколонное пространство. Наибольшую репрессию испытывают пласты алымской свиты.

Высокопроницаемые пласты с низкими коэффициентами градиентов гидроразрыва зачастую встречаются на месторождениях Западной и Восточной Сибири, Севера Тюменской. Кроме этого бурение скважин также осложнено наличием и значительным интервалом низких положительных и отрицательных температур. По данным [2, 16-22] поглощения раствора являются следствием сильного ухудшения качества цементирования скважины, ввиду отсутствия возможности поднять раствор до проектной высоты. Градиент гидроразрыва продуктивного пласта составляет в среднем 0,017 МПа/м.

Разрез скважин Ен-Яхинской площади Уренгойской группы месторождений характеризуется наличием аномально низких пластовых

давлений АНПД [6]. Нарушение технологических требований цементрования, а также отклонение от проектных параметров технологичеких жидкостей приводят к поглощениям [23-28].

На нефтяных месторождениях Среднего Приобья и Томской области [10,12] для цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах в интервале выше продуктивных пластов довольно часто возникают поглощения тампонажных растворов и недоподъем их до проектной высоты из-за гидроразрыва малопрочных пород разреза. Для предупреждения поглощений тампонажного раствора необходимо более точно знать давления гидроразрыва пород и соответственно этому регулировать свойства тампонажных растворов.

Похожая картина наблюдается на месторождениях, находящихся на последней стадии разработки [17-22]. Поглощения тампонажного раствора также наблюдается при бурении глубоких скважин на месторождениях Мангышлака, Казахстанской части Прикаспийской впадины [22-24].

На шельфе острова Сахалин наблюдаются сильные поглощения цементного раствора при цементировании обсадной колонны 346 мм, которая является хвостовиком и цементируется до башмака предыдущей колонны (предыдущая колонна - кондуктор диаметром 473 мм). Наиболее уязвимый участок является башмак кондуктора (глубина около 170 м от дна моря). Считается, что данная зона сложена из слабых и высокопроницаемых пород. Кроме того, пробурив 3 метра этой секции в зоне башмака, производят испытание породы проектным давлением, которое приводит к тому, что создается сильное напряжение данного участка.

Кроме того, данная проблема широко представлена на северных месторождениях Соединенных Штатов Америки и Канады, а также в странах Ближнего и Дальнего Востока [29]. Месторождения характеризуются наличием: высокопроницаемых хрупких пород, искусственно образованных и естественных трещин, кавернозных пород в пластах с низким пластовым давлением и с низким градиентом гидроразрыва.

Таким образом, при цементировании глубоких и сверхглубоких скважин в одну ступень, а также трещиноватых пород с низким градиентом гидроразрыва во избежание поглощения, для снижения давление на продуктивные пласты, целесообразно применение тампонажных растворов пониженной плотности с оптимальными физико-механическими свойствами. Несмотря на достигнутые успехи в области создания специальных цементов, проблема создания облегченных тампонажных растворов, с необходимыми свойствами, является актуальной не только для месторождений России, но и для других нефтегазовых стран мира.

1.2 Способы получения облегченных цементов

Существуют следующие способы снижения плотности тампонажных растворов:

1. Увеличение водоцементного отношения цементного раствор с одновременным применением добавок с высокой водоудерживающей способностью

Увеличение водоцементного отношения приводит к снижению плотности цементного раствора, но при этом образуется большое количество несвязанной воды, что приводит к усадочным деформациям, увеличению пористости и резкому ухудшению физико-механических свойств полученного цементного камня. Одним из решения данной проблемы является применение добавок с высокой водоудерживающей способностью. Наиболее распространенными цементами обработанными данным способом являются гельцементы.

Гельцементы были исследованы многими отечественными и западными учеными [2,7,8,10,12,30-33,61], их получают за счет увеличения водосодержания цемента и введения в состав цемента бентонитовой глины, которая обладает способностью адсорбировать воду в больших количествах. Анализируя тампонажные композиции, содержащие бентонит, используемые зарубежными фирмами, следует отметить, что применяется вайоминский

бентонит постоянного минералогического состава с содержанием около 85 % монтмориллонита, прошедшего специальную обработку и отличающегося высокой коллоидностью и пластичностью [7]. Бентонит является весьма популярной добавкой при приготовлении облегченных гельцементных растворов. Добавка 5-10 % бентонита высокого качества позволяет получить цемент с необходимыми требованиями (ВЦ=0,7-0,8; плотность 1550-1600 кг/м3). Водоотдача у таких растворов в 2-3 раза ниже, чем у обычных цементных растворов. Это одно из достоинств гельцементных растворов. Недостатком является невозможность получения растворов с плотностью ниже 1500 кг/м3 со стабильными физико-механическими свойствами. Высокое содержание воды, как известно, ухудшает физико-механические свойства цементного материала: прочность, трещиностойкость [7,10]. Кроме того, такие растворы подвержены контракционным изменениям объема твердеющей структуры цементного раствора - камня, что способствует образование флюидопроводящих каналов и зазоров с вмещающей средой, в результате чего значительно возрастает пористость системы, соответственно водо-, газопроницаемость и повышается вероятность разрушения образующего цементного камня, в том числе снижение коррозионной стойкости. По данным [4, 36] гельцементные растворы пониженной плотности уже при температуре 80 оС начинают разрушаться. Кроме этого анализ материалов по состоянию затрубного пространства после цементирования скважин с помощью гельцементных растворов показали, что в некоторых случаях отсутствует качественное сцепление цементного камня с ограничивающими поверхностями.

В качестве водоудерживающего компонента компания ScЫumberger [50] активно используют силикатные наполнители, которые реагируют с катионами кальция и магния в цементной системе или с хлоридом кальция с образованием сильно гидратированного гелеобразного силикатного геля кальция. Этот гель способен связывать очень большие объемы воды, и его структура обеспечивает оптимальную вязкость, что позволяет использовать большие количества смеси воды. Это полностью отличается от механизма действия глины, где вода

адсорбируется на твердой фазе. Гель содержит гидратированный силикат кальция, который ускоряет время твердения цемента и, таким образом, может снизить эффективность других добавок, таких как замедлители твердения и понизители водоотдачи.

Двумя наиболее распространенными силикатными наполнителями являются силикат натрия и метасиликат натрия, порошкообразные и жидкие формы силиката натрия соответственно.

Метасиликат натрия, №2БЮ3, смешивают с цементом в сухой смеси, обычно в диапазоне 0,2 - 3,0% от объема цемента. Это дает диапазон плотности 1320 - 1730 кг/м3.

Жидкий силикат натрия, добавляется в водную смесь, обычно в диапазоне 0,5 - 2,3 литра / мешок (Один мешок цемента марки G весит 42 кг). Если при цементировании применяется пресная вода, то необходимо растворить хлорид кальция до добавления силиката натрия. Чем выше концентрация силиката, тем выше требуемая концентрация хлористого кальция и, как правило, более низкая плотность суспензии. Очень важно, чтобы силикат натрия тщательно перемешали в смесительной воде и продолжали перемешивать перед использованием, чтобы предотвратить осаждение. Нет необходимости добавлять дополнительный хлорид кальция при использовании морской воды, чтобы обеспечить дополнительные катионы кальция [22].

Хлорид кальция (СаС12) на практике является единственным ускорителем сроков схватывания тампонажных портландцементов, несмотря на его агрессивность по отношению к металлу труб и к самому цементному камню. В связи с этим рекомендуется использовать мощный замедлитель твердения. Обычно используются высокотемпературные жидкие замедлители -оксикарбоновые кислоты.

В дополнение силикат натрия при добавлении в небольших количествах помогает предотвратить осаждение, уменьшить свободную воду, тем самым стабилизируя суспензии и улучшая реологию и потери жидкости.

По сути, метасиликат, это тот же силикат натрия, но с силикатным модулем равным 1. Но стоимость добавки в несколько порядков выше ее жидкого аналога. Жидкий силикат натрия, выпускаемый АО «Азимут» имеет модуль равный 3.

Исследователями [10] используется полиоксихлорид алюминия в качестве компонента для связывания воды (порошок желтого цвета общей формулы Л12Оз*Л1С1з). Во взаимодействии с водой образует полиоксихлориды алюминия (Л1п(ОН)зп-хС1х или АЮзпА1(ОН)з). Введение полиоксихлорид алюминия в количестве 1,3...1,5 % к массе сухого вещества тампонажного раствора позволяет увеличить водотвердное отношение (В/Т), тем самым уменьшить плотность раствора до предела, учитывая физико-механические характеристики. Однако по ряду показателей свойств цемента с полиоксихлоридом алюминия уступает гельцементным растворам.

Известны также тампонажные системы, в которых облегчение тампонажного раствора достигается введением кремнеземсодержащих компонентов с одновременным достижением термостойкости и требуемой плотности. Как правило, это мелкодисперсные наполнители, частицы которых в тампонажном растворе располагаются между более крупными частицами цемента, препятствуют их электростатическому притяжению, консолидации и седиментационному осаждению. Они могут быть представлены как природными материалами: доломит, трепел [51], опока, так и глинами определенного минерального состава и специальной термической обработки, а также полученные из производственных отходов: золы ТЭЦ, шлифовальную пыль асбофракционных изделий, порошкообразный каменный уголь, горелые породы, кислые шлаки [7], кременегель - отход электролитического производства алюминия и фосфогипс - отход туковой промышленности [42], отход производства ферросилиция [47, 52], гальванические отходы ряда производств - осадки тяжелых металлов [31]. Отличие отходов промышленного производства от глин состоит в количественном содержании SiO2, удельной поверхности и степени аморфизованности.

Трепелы - активные минеральные добавки осадочного происхождения, способные химически связывать гидроксид кальция, выделяющийся при гидратации портландцемента, в труднорастворимые соединения (главным образом в низкоосновные гидросиликаты кальция), наиболее благоприятные для получения высокой прочности и низкой газо- и водопроницаемости. Данная добавка обеспечивает необходимую прочность камня только при температуре выше 40 °С.

Кремнегель представляет собой белый высокодисперсный порошок с удельной поверхностью до 16000 см2/г, на 80 % состоящий из гидратированной двуокиси кремния, 9.15 % фторида и оксида алюминия, а также 0,8.1,5 % кремнефтористой кислоты.

Фосфогипс на 85 % состоит из двуводного сульфата кальция, 7.13 % фосфата кальция и следов фосфорной и серной кислоты.

Минерал из группы гидрослюд - вермикулит, образуется после вторичной реакции слюды биотита, обладает хорошими тепло- и звукоизолирующими свойствами, [46]. Минерал не подвержен разложению и гниению под действием микроорганизмов, химически инертен, нейтрален к действия щелочей и кислот, является нетоксичным экологически чистым и стерильным материалом, не содержит тяжелых металлов. Обладает высокой впитывающей способностью, способен впитать до 400 % собственной массы. Существует возможность производить вермикулит в неограниченном количестве, регулировать фракционный состав и насыпную плотности. Вермикулит обладает высокой смазывающей способностью (сравнима с графитом). Данное свойство уменьшает адгезию цементного камня к системе обсадная колонна-цементный камень-порода. Это приводит к заколонным перетокам в процессе эксплуатации скважины; к инертности - невозможность образования единой структуры с цементной фазой.

Некоторые исследователи [42, 51] добиваются снижения плотности раствора использованием золы ТЭЦ. К достоинству золы можно отнести близкий к составу цемента химический и минералогический состав, ее высокая

удельная поверхность, что позволяет сочетать большую дозировку с низким В/Ц. Недостатком данного цемента является повышенная для облегченных цементов плотность 1600-1650 кг/м3, а также с низкая прочность камня при температурах ниже 40 °С, и большая водоотдача тампонажного раствора из этого цемента.

Кремнеземсодержащие добавки взаимодействуют с продуктами гидратации клинкера цемента с образованием устойчивых гидратных фаз, в основном представленных гидросиликатами и гидроалюминатами и способствуют повышению прочности, термо- и коррозионной стойкости цементного камня в различных термобарических условиях. Кремнеземистые добавки обладают хорошей коррозионной устойчивостью в сульфатных пластовых водах, при повышенных температурах набирают более высокую прочность, относительно гельцементных растворов, имеют повышенную адгезию к металлу и горным породам. Тампонажные растворы на основе мелкодисперсных наполнителей не требуют специальной технологии приготовления, имеют низкие значения водоотделения и водоотдачи, а их применение значительно снижает загрязнение призабойной зоны фильтратом, если частицы наполнителя соизмеримы с размерами пор.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Бекбаев Арстан Абаевич, 2020 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Луценко Н.А., Образцов О.И. Тампонажные растворы пониженной плотности. - М.: Недра, 1972. - 144 с.

2. Фролов А.А., Янкевич В.Ф., Овчинников В.П., Овчинников П.В. Облегченный расширяющийся тампонажный раствор. - Известия вузов. Нефть и газ. - 1997. - №5. - С. 77-79

3. Батурин В.И., Добрянский В.Г., Клюсов А.А., Кожемякин П.И., Мельцер М.С. Облегченный тампонажный материал с использованием отхода производства ферросилиция. - Нефтяное хозяйство. - 1993. - №7. - С. 14-15

4. Савенюк Н.Б., Мариампольский Н.А. Методы совершенствования облегченных тампонажных систем. - Нефтяное хозяйство. - 1992. - №12. - С. 89

5. Агзамов Ф.А. Исследование путей повышения эффективности вибровоздействия при цементировании скважин. Дисс. канд. техн. наук. - Уфа, УНИ, 1974. - 161 с.

6. Янкевич В.Ф., Кабанов С.И., Волошин В.А., Белей И.И., Курдачёв А.И. Применение облегченных тампонажных растворов для цементирования продуктивных пластов. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2002. - №7-8. - С. 40-43.

7. Курбанов Я.М., Каримов Н.Х., Хафизова Э.Н. Совершенствование составов и технологических свойств облегченных тампонажных растворов. -Известия вузов. Нефть и газ. - 2002. - №6. - С. 18-25.

8. Лукманов Р.Р., Бакиров Д.Л., Бурдыга В.А. Предупреждение поглощений тампонажных растворов и креплении скважин на месторождениях ООО «ЛУКойл-Западаная Сибирь». - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003. - №11. - С. 25-30.

9. Орешкин Д.В., Ипполитов В.В. Техническая эффективность применения облегченных и сверхлегких цементных тампонажных материалов с

полыми стеклянными микросферами. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2003. - №11. - С. 25-30.

10. Лукманов Р.Р., Бакиров Д.Л., Бурдыга В.А. Разработка облегченного тампонажного раствора для крепления скважин в условиях Среднего Приобья. -Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004. - №3. -С. 32-34.

11. Первушин Г.Н. Некоторые вопросы надежности системы обсадная труба - цементное кольцо - горная порода при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2006. - №3. -С. 42-48.

12. Пахарев А.В., Беляев К.В. Свойства тампонажного камня, сформированного в условиях скважины Томской области. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2012. - №6. - С. 42-44.

13. Папков С.П. Новые технологии получения облегченных промывочных жидкостей и облегченных тампонажных растворов. Стеклянные микросферы 3М - новейшие разработки. - Нефть. Газ. Новации. - 2016. - №3. С. 58-61.

14. Erick B. Nelson, Dominique Guillot. Well cementing. Second Edition. Schlumberger, 2006. - 799 p.

15. Крылов В.И. Осложнения при бурении скважин. М.: Недра, 1965.-

247с.

16. Фролов А.А. Разработка технологий разобщения низконапорных пластов газовых скважин (на примере месторождений Севера Тюменской области)- Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. -Тюмень: 1997, ТГНГУ.

17. Ивченко Ю.Т. Исследование и разработка модифицированных облегченных тампонажных растворов для разобщения высокопроницаемых пластов газовых скважин. - Диссертация в виде научного доклада на соискание ученой степени к.т.н. - Тюмень: 1998, ТГНГУ.

18. Каримов Н.Х., Хахаев Б.Н., Запорожец Л.С. и другие. Тампонажные смеси для скважин с аномальными пластовыми давлениями. - М.: Недра, 1977.-192с.

19. Зельцер П.Я., Камычнина Е.Б. Тампонажные растворы низкого удельного веса, содержащие отходы гидролизного производства. Сборник научных трудов «Совершенствование технологии бурения нефтяных и газовых скважин в Восточной Сибири и Якутии», ВостСибНИИГГ. - Новосибирск: 1979. С. 93-95.

20. Киселев А.В., Гальперина Т.Я., Иванова Р.П. и др. Тампонажные цементы для Сибири и Дальнего Востока. //Нефтяное хозяйство.-1983.- №12. С.11-12.

21. Клюсов А.А. К эффективности использования тампонажных растворов пониженной плотности. Э.И. Геология, бурение и разработка газовых и морских нефтяных месторождений. 1985. Вып.10. С. 9-11.

22. Дистлер Г.И. О механизме механоактивации твердых и жидких систем и механизме протекающих во время и после активации химических реакций. Тезисы докладов II-семинара по УДА-технологии.- Таллинн:1983. -С. 8-10.

23. Винарский М.С. Методы исследования и изоляция поглощающих пластов. М.: Гостоптехиздат,1963.-160с.

24. Допилко Л.И. Особенности цементирования скважин при наличии поглощающих слабонапорных горизонтов. - Нефтяное хозяйство.-1973.-№6. С.14-16.

25. Кирпиченко Б.И. , Кучерник В.Д. , Премов Г.А. Некоторые причины неравномерности формирования цементного камня в скважине. - Нефтяное хозяйство.-1973 - № 2. С. 22-25.

26. Куксов А.К., Булатов А.И., Ситников М.Ф. О давлении в затрубном пространстве скважин после цементирования. - Нефтяное хозяйство.- 1971.-№ 10. С.26-31.

27. Соловьев Е.М., Хорхояну Г. Свойства различных цементных растворов пониженной плотности. М.:Тр.МИНХ и ГП.1970, вып. 96. - С. 173183.

28. Качлишвили Н.Э., Гераськин Г.Г., Петров В.В. Бурение верхнемеловых отложений на площади Эльдарово без выхода бурового раствора на устье скважины. - Нефтяное хозяйство.-1974.-№2. С.59-61.

29. Клюсов А.А., Батурин В.И., Добрянский В.Г., Кривобородов Ю.Р., Кожемякин П.Г. Техногенный микрокремнез - эффективная добавка в цемент и композиции на его основе. - Обз. информ. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. - М.: ВНИИЭгазпром, 1991. - 25 с.

30. Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1987. - 373 с.

31. Курбанов Я.М. Облегченные тампонажные растворы. - Газовая промышленность. - 1998, №3. - С.42-44

32. Вороник А.М., Каменских С.В., Краснов С.А. Анализ свойств и параметров облегченных тампонажных растворов и смесей. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2016. - №10. - С. 35-41.

33. Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Овчинников П.В., Ипполитов В.В., Фролов А.А., Кузнецов Ю.С., Янкевич В.Ф., Уросов С.А. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин - М.: Недра, 2000 - 134 с.

34. Орешкин Д.В. Разработка облегченных и сверхлегких тампонажных материалов с полыми стеклянными микросферами для цементирования нефтяных и газовых скважин. Диссертация на соискание ученой степени д.т.н. 2003. - Ухта.

35. Овчинников П.В., Кузнецов В.Г., Фролов А.А., Овчинников В.П., Шатов А.А., Урманчеев В.И. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 115 с.

36. Данюшевский В.С. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов.- М.: Недра, 1978.-293с.

37. Липовецкий А.Я., Данюшевский В.С. Цементные растворы в бурении скважин. - Л.: Госгортопиздат, Ленинградское отд.1963.-196 с.

38. Булатов А.И., Новохатский Д.Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования газовых скважин.- М.: Недра. 1975.-196 с.

39. Орешкин Д.В., Белоусов Г.А. Коррозия стеклянных микросфер в цементном камне. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2002. - №12. - С. 15-18.

40. Белоусов Г.А., Скориков Б.М., Майгуров И.В. Изменение реологических и структурно-механических свойств облегченных тампонажных растворов в забойных условиях. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2004. - №1. - С. 42-45.

41. Белей И., Щербич Н., Штоль В., Долгушина Н., Коновалов В., Лазарев В., Кулябин А., Цыпкин Е. Разработка и применение новых облегченных тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн при нормальных и умеренных температурах. - Бурение и нефть. - 2006. - №5. -С. 12-15.

42. Ахрименко В.Е. Облегченные тампонажные растворы для цементирования высокотемпературных скважин. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2006. - №5. - С. 34-36.

43. Курбанов Я.М., Гайдаров М.М-Р. Облегченные технологические жидкости. - Известия вузов. Нефть и газ. - 2008. - №4. - С.15-21.

44. Ярмухаметов И.И. Агзамов Ф.А. Самсыкин А.В. Галиев А.Ф. Модифицирование изоляционных тампонажных материалов под современные условия бурения на месторождениях Урало-Поволжья. - Территория НЕФТЕГАЗ. - 2013. - №5. - С. 26-31.

45. Катеев Р.И., Амерханова С.И., Газизов М.Г., Латыпова Д.В., Зарипов А.М. Облегчающая добавка для тампонажных растворов. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2014. - №11. - С. 47-49.

46. Минаев К.М., Горбенко В.М. Облегченные вермикулитсодержащие тампонажные растворы. - Нефтяное хозяйство. - 2015. - №2. - С. 28-31.

47. Кузнецова Т.В., Фролов А.А., Бурлов Ю.А. Тампонажные цементы для сложных горно-геологических условий. -Газовая промышленность. - 2006. - №11. - С. 64-66.

48. Самсоненко Н. В. Расширяющийся облегченный тампонажный цемент. - Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. - 2006. - Москва. РХТУ им. Д.И. Менделеева.

49. Новохатский Д.Ф., Нижник А.Е., Андроников А.Р. Специальные тампонажные материалы - один из путей повышения качества строительства скважин в сложных геолого-технических условиях. Булатовские чтения.

50. Malyshev A., Doronina T., Popov P., Ryabchikov A., Shulga A. Optimized Particles Size Distribution Lightweight Cement at Low Temperatures: Case Study from Eastern Siberia, Russia. - SPE Arctic and Extreme Environments Conference held in Moscow. - 2013. - SPE 166849

51. Трусов СБ. Легкие и облегченные тампонажные цементы, М., ВНИИОЭНГ, 1990. с.62

52. Кривобородов Ю.Р. Тампонажные цементы для скважин с особыми горногеологическими условиями / Материалы 2-го Международного совещания по химии и технологии цемента. - СПб.: Издательство ЦПО «Информатизация образования», 2000. - т.2, С. 83 - 90.

53. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н., Тихонов М.А. Способ приготовления дисперсно-армированного тампонажного материала. Патент РФ № 2396300 опубл. 10.08.2010. Бюл. 22.

54. Овчинников В.П., Дубко Е.П., Шатов А.А., Овчинников П.В., Предигер В.М., Фролов А.А., Аксенова Н.А. Расширяющая добавка к облегченным тампонажным растворам. - Бурение. - 2001. - №11. - С. 11-13

55. Перейма А.А., Минченко Ю.С., Трусов С.Г. О влиянии химической обработки тампонажных растворов на эффективность действия

расширяющихся добавок. - Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2011. - №5. - С. 27-30.

56. Чернышов С.Е., Куницких А.А., Вотинов М.В. Исследование динамики гидратации и разработка составов расширяющих добавок к тампонажным растворам. - Нефтяное хозяйство. - 2015. - №8. - С.42-44.

57. Пьявко М., Бубнов А.С. Применение расширяющегося тампонажного материала при креплении поисковых и разведочных скважин. -Химия и переработка горючих полезных ископаемых и природных газов. -2006. - №4

58. Кривошей А.В. Разработка расширяющихся тампонажных смесей для низких и умеренных температур. - Нефтяное хозяйство. - 2005. - №4. - С. 36-37.

59. Горнович С.Н., Цыцымушкин П.Ф., Степанов В.Н., Ефимов А.В. Расширяющиеся тампонажные составы для условий нормальных и умеренных температур. - Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2006. -№6. - С. 23-26.

60. Ахметов Р., Жевна В., Поляков С. Разработка и внедрение расширяющегося полимерцементного состава при креплении интервалов залегания продуктивных пластов в условиях водоплавающей залежи. -Нефтесервис. - 2006. - №2. - С. 22-25.

61. Зварыгин В. И. Тампонажные смеси: учеб. пособие / Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2014. - 216 с.

62. Агзамов Ф.А., Бекбаев А.А. Исследование влияния армирующих добавок на расширение в облегченных цементах. - Нефтегазовое дело. - 2016. -Т.14, №1. - С. 11-19.

63. Бекбаев А.А., Агзамов Ф.А., Хафизов А.Р., Лягов А.В. Исследование армированных облегченных тампонажных материалов. - Нанотехнологии в строительстве: научный интернет-журнал. - 2017. - Т. 9, №4. - С. 131-148.

64. Агзамов Ф. А., Бабков В. В., Каримов И. Н. О необходимой величине расширении тампонажных материалов. - Территория НЕФТЕГАЗ. - 2011. - № 8. С. 14-15.

65. Акчурин Х.И., Агзамов Ф.А., Лугинина И.Г., Газизов Х.В., Кузнецов А.В., Каримов И.Н., Сухарева А.И., Шереметьев Ю.Г. Расширяющийся тампонажный материал. Патент на изобретение RUS 2153061 14.04.1999

66. Каримов Н. Х., Данюшевский В. С., Рахимбаев Ш. М. Разработка рецептур и применение расширяющихся тампонажных цементов: обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 50 с. с ил.

67. Агзамов Ф. А., Измухамбетов Б. С., Токунова Э. Ф. Химия тампонажных и буровых растворов. С-Пб. : Недра, 2011. 268 с.

68. Каримов, Х. И. Акчурин, Х. В. Газизов, Б. С. Измухамбетов, И. Н. Каримов Н. Х. Способ получения расширяющегося тампонажного материала / Пат. РФ № 2105132, 1998. БИ 5. 8 с.

69. Агзамов Ф. А., Самсыкин А.В., Шерекин А.С Применение армирующих добавок при повышении герметизирующей способности цементного камня в крепи скважин. Бурение и нефть. - 2007. - №2. - C. 36-38.

70. Рояк С.М, Рояк Г.С. Специальные цементы. - М.Стройиздат, 1983,

278 с.

71. Кравченко И.В. Расширяющиеся цементы. - М.: Госстройиздат,

1962.

72. Кузнецова Т.В. Алюминатные и сульфоалюминатные цементы. - М.: Стройиздат, 1986. 208 с.

73. Кузнецова Т.В., Кривобородов Ю.Р. Состав и применение специальных цементов. Технологии бетонов №2, 2014, С. 8-11.

74. Агзамов Ф. А., Тихонов М. А., Каримов И. Н. Влияние фиброармирования на свойства тампонажных материалов // Территория нефтегаз, 2013. № 4. С. 76-80.

75. ЛевшинВ. А., НовохатскийД. Ф., ПариновП. Ф., СидоренкоЮ. И. Дисперсноармированные тампонажные материалы // Нефтяное хозяйство. 1982. № 3. С. 25-27.

76. БабковВ. В., МоховВ. Н., ДавлетшинМ. Б., ПарфеновА. В. Технологические возможности повышения ударной выносливости цементных бетонов // Строительные материалы. 2000. № 10. С.19-20.

77. Рабинович Ф. Н. О некоторых особенностях работы композитов на основе дисперсно-армированных бетонов // Бетон и железобетон. 1998. № 6. С. 19-23.

78. Бокштейна С. З. Волокнистые композиционные материалы. М.: Мир, 1967. С. 284.

79. Крылова В. А., Королева К. И. Фибробетон и его применение в строительстве. М.: НИИЖБ, 1979. С. 148.

80. Пащенко А. А. Армирование неорганических вяжущих веществ минеральными волокнами. Наука - строительному производству. М.: Стройиздат. 1988. С. 382.

81. Бучкин А. В., Степанова В. Ф. Цементные композиции повышенной коррозионной стойкости, армированные базальтовыми волокнами // Строительные Материалы. 2006. № 6. С. 82-83.

82. Тихонов М. А. Исследование механизма разрушения цементного камня и разработка армированных тампонажных цементов: материалы III междунар. науч. семинара. Уфа: ФГБОУ ВПО УГНТУ, «Реактив». С. 42-44.

83. ИшбаевГ. Г., ДильмиевМ. Р., ИшбаевР. Р., ЛатыповТ. Р. Разработка тампонажных материалов повышенной ударной прочности // Бурение и Нефть. 2015. № 9. С. 38.

84. Агзамов Ф.А., Каримов И.Н. Специальные тампонажные материалы с заданными свойствами // Бурение и нефть. 2008 №12, с 26-27.

85. Рояк С. М., Рояк Г. С. Специальные цементы. М.: Стройиздат, 1983.

278 с.

86. Хаимов-Мельков В.Х. К вопросу о росте кристаллов в пористых средах. Рост кристаллов. М., изд-во АН СССР, 1954.

87. Reza Ghofrani* and Heiko Plack, Inst. fUr Tiefbohrtechnik, Technical U. Clausthal CaO- and/or MgO-Swelling Cements: A Key for Providing a Better Annular Sealing?

88. Baumgarte, C., Thiercelin, M., SPE, & Klaus, D., Schlumberger Dowell Case Studies of Expanding Cement To Prevent Microannular Formation

89. T. Aly, J. G. Sanjayan F. Collins Effect of polypropylene fibers on shrinkage and cracking of concretes

a a b t b

90. Riza Polat , Ramazan Demirbog a , , , Waleed H. Khushefati Effects

of nano and micro size of CaO and MgO, nano-clay and expanded perlite aggregate on the autogenous shrinkage of mortar

91. Narjes Jafariesfad, Department of Petroleum Engineering and Applied

Geophysics; Yi Gong and Mette Rica Geiker, Department of Structural

Engineering; Pal Skalle, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics, NTNU Nano-Sized MgO with Engineered Expansive Property for Oil Well Cement Systems

92. Drago Saje, Ph.D.1; Branko Bandelj, Ph.D.2; Jakob Sustersic, Ph.D.3;

Joze Lopatic, Ph.D.4; and Franc Saje, Ph.D.5 Shrinkage of Polypropylene Fiber-Reinforced High-Performance Concrete

93. M.E. Chenevert* and B. Shrestha, U. of Texas Shrinkage Properties of Cement

94. P .A. Parcevaux and P .H. Sault,* Etudes& Fabrication Dowell Cement Shrinkage and Elasticity: A New Approach for a Good Zonal Isolation

95. Robert Beirute, SPE-AIME, The Western Co. Art Tragesser, SPE-AIME, The Western Co. Expansive and shrinkage characteristics of the cement Under Actual Well Conditions

*

96. B.R. Reddy, Ying Xu, Kris Ravi, and Dennis Gray, Halliburton, and P.D. Pattillo, BP America Cement Shrinkage Measurement in Oilwell Cementing—A

Comparative Study of Laboratory Methods and Procedures

97. Andreas Brandl, Vincentius Valentino, Guillaume Fauchille, Haidher Syed, Greg Dean, Rick Stanley, Baker Hughes, Nemboy Nemesio Rivera, Chevron Thailand Exploration & Production, Ltd. Improved Zonal Isolation in High-Temperature Offshore Wells with an Advanced Lightweight Cement Design - Gulf of Thailand Case Histories

98. Powers, T. C.: "Structure and Physical Properties of Hardened Cement

Paste, " J. Am. Ceram. Soc. (1958), 41, No 1, 1-6

99. Первушин Г.Н. Некоторые вопросы надежности системы обсадная труба - цементное кольцо - горная порода при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин в сложных горно-геологических условиях

100. Ахрименко В.Е. Облегченные тампонажные растворы для цементирования высокотемпературных скважин

101. Кривошей А.В. Разработка расширяющихся тампонажных смесей для низких и умеренных температур

102. API Технический отчет 10TR2, Усадка и расширение цементов нефтяной скважины, Первое издание, июль 1997

103. [2] ISO 10426-1:2000, Нефтяная и газовая промышленности -Цементы и материалы для цементирования скважин - Часть 1: Технические условия

104. Агзамов Ф.А., Бекбаев А.А., Нургалиев М.Ф., Султанов Т.М., Токунов Т.В. Установка для определения давления расширения тампонажных материалов. Патент РФ № 165375 опубл. 20.10.2016. Бюл. 29.

105. Подгорнов В.М., Ведищев И.А. Практикум по заканчиванию скважин. Учебное пособие для вузов. - М.: Недра, 1985, 256 с.

106. В.В.Бабков, В.Н.Мохов, М.Б.Давлетшин, А.В.Парфенов. Технологические возможности повышения ударной выносливости цементных бетонов.//Строительные материалы.-2000.-№10.- С.19-20.

107. ГОСТ 29167-91. Бетоны. Методы определения характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении. - М.: Изд-во "Стандарты", 1992. 18 с.

108. Венюа М. Цементы и бетоны в строительстве. - М.: Стройиздат, 1980.- 415 с.

109. Мохов В.Н. Повышение ударной стойкости и прочности бетона путем введения демпфирующих компонентов: Автореф. дис....канд.техн.наук.1986.-23 с.

110. Комлева С.Ф., Измухамбетов Б.С., Кондрашев О.Ф., Ногаев Н.А. Тампонажные растворы с пониженной водоотдачей. Учебник с грифом УМО НГО, Уфа, Монография, 2008. - 184 с.

111. Рабинович Ф. Н. Дисперсноармированные бетоны // М.: Стройиздат, 1989.- 176 с.

112. Эффенди Г. Джунаиди, Аббас Р., Малик Б.З. Волокна в цементе образуют сетевую структуру, которая помогает в борьбе с поглощениями // Нефтегазовые Технологии. -2004.-№ 1. -С.36-38

113. Тихонов М.А.Совершенствование фиброармированных тампонажных материалов- Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. -Уфа: 2013, УГНТУ.

114. Гасумов Р.А., Минченко Ю.С. Повышение качества цементирования скважин применением дисперсно-армированных тампонажных материалов // Нефтепромысловое дело. - 2016. - №8 - С. 53-57

115. Бирюкович К.Л. Исследование совместимости стеклянного волокна с минеральными и полиминеральными матрицами в дисперсно-армированных композициях: Автореф. дис. канд. техн. наук. - Киев: КИСИ. 1975 - 23 с.

116. Муртазаев А.М., Мукольянц А.А., Ёмгирчиев О.У. Исследование влияния расширяющихся добавок на прочность цеметного раствора-камня // Молодой Учёный. - 2016. - №4. - С. 66-69

117. Бентур А. Композиционные армированные цеметные материалы // Издание Тэйлор и Френсис. - 2007. - 620 с.

118. Васильев В.В. Композиционные материалы // М.: Машиностроение, 1990 - 512 с.

119. Кристенсен Р. Введение в механику композитов // М.: Мир, Москва, 1982 - 334 с.

120. Паринов П.Ф. Разработка дисперсноармированных тампонажных материалов для крепления глубоких нефтяных и газовых скважин. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. -Краснодар: 1985

121. Сорокин Л.А. Разработка расширяющихся тампонажных цементов для повышения качества цементирования скважин в интервале температур 60120 оС. Диссертация на соискание ученой степени к.т.н. - Ставрополь: 2004

122. Ганджумян Р.А. Математическая статистика в разведочном бурении. Справочное пособие. - М.: Недра 1990,188 С.

123. Дюк В. Обработка данных на ПК в примерах- С-Пб: Питер, 1997 -

231 С.

124. Булатов А.И. Миф о расширяющихся цементах // Бурение и нефть7 - 2016. - №2

125. Видовский А.Л., Булатов А.И. Напряжения в цементном камне глубоких скважин. М.: Недра, 1977 - 173 с.

126. Флиер П.М. Напряжение в цементном камне глубоких скважин. -М.: Недра, 1975.

127. Лермат Р. Расширяющиеся цементы, М.: Стройиздат, 1959. - 294 с.

128. Каримов Н.Х., Губкин Н.А. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных смесей их влияние на герметичность заколонного пространства. - РНТС Бурение. - 1975. - №9, С. 21.

129. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. - Оренбург: издательство «Летопись», 2005. - 664 с.

130. Агзамов Ф.А., Белоусов А.О. Результаты расчета нагрузок, возникающих при динамическом и ударном воздействии в обсадной колонне, как обоснование требований к прочности цементного камня // Нефть. Газ. Новации - 2017. - №10. - С. 60-64.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение А (рекомендуемое)

Патент на полезную модель «Установка для определения давления расширения

тампонажных материалов»

Приложение Б (рекомендуемое) Протокол, ТУ и акт

УТВЕРЖДАЮ

Директор по исследованиям и разрабЬл

тпые технологии> I.H. Каримов 2018 г.

Протокол

нровсленнн испытаний i ампонажных \ia i срна.юн на соответствие ТУ 5734-014-55ЯЛ9907-2017 в лаборатории ООО «Цементные технологии»

Наименование пробы: тампоиажный материал ЦТО ACTIVE 5 5(1 партия № 349, тампоиажный материал

ЦТОА ACTIVE 5 50 парии № 350, изготовленные в марте 2018 г по ТУ 5734-014-55839907-2017 на

предприятии ООО «Цементные технологии".

Дата проведения испытаний 19 03.2018 22.03.2018

Температура воздула в лаборатории 21.3" С

Влажность в лаборатории 71 %

Лаборатория аттестована ФЬУ ЦСМ РБ Свидетельство об аттестации №УСМ РБ ОСИ СТ 03075

Результаты испытаний

Наименование показателей ТУ 5734-01455839907-2017 ЦТО ACTIVE 5 50 ЦТОА ACTIVE 5 50

Водоиеыентиос отношение - 0.7 0.7

Плотность цементного теста, т ем' (атм условия) 1.50 lU.IM 1.50 1.51

Растекаемость цементного теста, мм. не менее 1атм условия) 180 2S0 210

Водоотделение в вертикальном цилиндре, мл. не более (атм условия) 6 2 1

Водоотдача на ВМ-6, мл 30 мин, не более (атм условия) 55 54 50

Прочность цементного камня через 48 часов выдержки при Т="(201 2) °С -при изгибе. МПа • при сжатии. МПа ДО 8 1.3 10,1 I.9 II.5

Сроки схватывания качало конец, час-мин 2Ш. к)1» 4И-S* 4W- 5Л

коэффициент линейного расширения. '1 0.5 2.0 0,9 1.5

Заключение

Для испытания были виты два состава, отличающиеся наличием армирующей добавки А налит данных таблицы свидетельствует, что добавление армирующей добавки в количестве 0.5 ®о незначительно влияет на шачения плотности и растекасмости тампонаж ноте раствора

Добавление армирующей добавки позволяет усилить зффект расширения, шачение козффншкнта линейного расширения значительно выше во втором составе с армирующей добавкой

Анализ данных показывает, что опытные партии тампонаж hoi о материала ЦТО ACTIVE 5 50 и тампонажното материала ЦТОА ACTIVE 5 50 соответствуют требованиям ТУ 5734-014-55839907-2017.

Начальник лаборатории Старший лаборант: Аспирант УГНТУ

^aytlAejCf

В.И Кшукина В.К Бабнкова А А Ьскбаев

Рисунок Б.1-Протокол проведения испытаний в лаборатории ООО «Цементные

технологии»

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «ЦЕМЕНТНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ» (ООО «Цементные технологии»)

ОКС 91 100 15

J ^^ УТВЕЭ*&АЮ f / Директор ' ООО «Цементные технологии» -.—L_ Р.С Мяжитов

—- ^ 2017 г.

МАТЕРИАЛ ТАМПОНАЖНЫЙ ОБЛЕГЧЕННЫЙ ЦТО ACTIVE 5

Технические условия

- ТУ 5734-014-55839907-2017

5 s «в •о (Вводятся впервые)

i Введены в действие с 1 октября 2017 г.

J — Литера «О»

s I й и 3 _ Директор по исследованиям и разработкам ООО/Цементные технологии»

<2 / /Р/ '{ ' / А И Н Кяримпп

9017 г

ч 1 1 а

с 1 с

1 * г. Стерлитамак 2017 г.

5

Рисунок Б.2-Технические условия для выпуска материала тампонажного облегченного ЦТО ACTIVE 5 в ООО «Цементные технологии»

Рисунок Б.3-Акт о выпуске опытной партии облегченного армированного тампонажного материала в ООО «Цементные технологии»

Приложение В (рекомендуемое) Справки о внедрении

M6F

SERVICES

Н&гнуГмика 1С t*ia\i .1 1 \ i i.ip л ci;.: » ivï и ■ V Жыи-юичн'н | ü н'il г Kv.il.i.'j|:.j. l:6l. li:<l i :рм.!к.| j

Т e-r+Ti7líí?ií24fü

R совет по lauiuie дикторских н кандидатских диссертаций Д 212.2S0.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете

Настоящим mi li нерж.^аем. что матерная гамшжижнмя облегчешгыЛ армкрошшный 'НТО ГШСК». разработанный к шссергашюниой работе Ьекбаека А ре тина Абасвнча. и нмнушеннын технологической линии ООО «Иемснт:шс I ехноло: ии». coi »асно TV' 23 61 10 022-558.19907-2017 использован при iicschл-ровнни-i верхних участков промежуточной и •кеплуатдционнои колонны на скважине № 105 месюрожлснли Айэакты.

V промежуточной колонны дначером 244.5мм, спущенной в скважину i.робу пенной долотом 2^5 Змм облегченным тампояажпым млсрихшм немснгироянпся интервал 0-1200м. При "»том использовано 44 цемента.

У "жеплуаищпжнпй колонны диаметром 168.3 мм. сиу.пенной к склпжину пробуренной долотом 215.4мм облегченhi.iv пмпонажным материалом немен трона, кя интервал 0-2252м При тгом исполыокано 55 т uevcHia

Применяемые тамионажние растпоры соответствовали 'ГУ и имели следую.....с

i триметры

Показатели "Значения

Нодо1 ie.MCHTHoe отно шснис 0.66

Плотность раствора. кт.м' 1550

Раоекаемость, мм 250

Вододслсние. мл 0

Водоотдача. см'/ЯО мин 62

Прочность прп изгибе через 2 су т. при Т 20СС. МПа 1.5

<*|м1км ехн<пмчнш1я ири Т_20°С. час-мин

11ача. |<1 4-10

Коне i 4-45

Время загустевагия при "Г= 20'С. мин 270

1'асшнрепне. при 1 20 "С, % 0.5

Проведенные испытания показали ?ффсктншюс1ь :ампоиажных материалов. Texiuwioi ич-nici п их применении. Осложнений при креплгшш скважнп не отмечено.

В ре «у ль яте применения разработанных тампоиажиых материалов ь сочетании с инженерно-1ехн(мю1ическим сопровождением работ по креплешио скважин достигнуто повышение на 20-25% лили сплошного кон i ню я немей • нш о камчг с сопрело тт.ит.тми средамг.

Хи.чнк-icmki.kii loo : MCI Services >

Суверчай чер по пеу.ен i ирннлн<<ю ГСХ) -МСТ Services

Технический директор ТОО «VÍCF Services *

■¿Щ'й^--

I алпаковя 1J.M

Бекарцстапов М. Ь.

У,' Кудьжапов Ж.К.

Рисунок В.1-Справка о внедрении ТОО «MCFServices»

3

BJ-URAL

Товарищество с ограниченной от явственностью «BJ-URAL* Республика Казахстан, 090000 г. Уральск. 4-17 офис 85 Тел: [phone] E-mail zh.ubishov<gbfjra*.oom

Limited Liability Paitnefshlp «bj-ural» Republic of Kazakhstan. 090000 Uralsk, 4-17 office 86 Tel: [phone] F-mall: tfi ublshov@bjural com

/

/ /

Им. Л6 22-12/18 111 «18» декабрь 2018 г.

В совет по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном

техническом университете

Настоящим подчверждаем, что материал тамионажный облегченный армированный «ЦТО FIBER», рачрабо1анный в диссертационной работе Бекбаева Арстана Абаевича, и выпушенный технологической линии ООО «Цементные Технологии», согласно ТУ 23.64.10-022-55839907-2017 использован при цементировании, верхних участков промежуточной и эксплуатационной колонн на скважине № 9670 (ГУ-52 ) пл. Уэень.

У промежуточной колонны диаметром 244,5 мм, опушенной в скважину пробуренной долотом 295,3 мм облегченным тампонажным материалом цементировался интервал 0 до 220 м. 11ри этом использовано 5,5 т цемента.

У эксплуатационной колонны диаметром 168,7 мм, спущенной в скважину пробуренной долотом 215,9мм облегченным тампонажным материалом цементировался интервал 0 до 620м. При ггом использовано 10,2 т цемента

Применяемые тампонажные растворы соответствовали ТУ и имели следующие параметры:

Показатели Значения

Водоцеменгное отношение 0,65

Плотность раствора, кг/м3 1530

Рас reкаемос ть, мм 250

Вододеление, мл 0

Водоотдача, см5/30 мин 62

Рисунок В.2-Справка о внедрении ТОО «BJ-Ural»

11тМ<] ЦаЬКу Р»1п»г»»чр «В.1 иКЛ1.

ЯаркЫс Ы Клг+ЫЫп 000000 игаМ 4-17 оЛсв 85 Т«| »7 777 873 4746 £-яш> *йиьткпфо^ш сап

Прочность при изгибе через 2 сут. при Т"20*С, МПа Ь5

Сроки схватывания при Т=20®С. час-мин Начало Конец 4-10 4-45

Время загустевания при Т~ 20°С, мин 270

Расширение, при Тж 20 "С. % 0.5

Проведенные испытания показали эффективность таммонажных материалов, технологичность их применения. Осложнений при креплении скважин не отмечено.

В результате применения разработанных тампонажных материалов в сочетании с инженерно-технологическим сопровождением работ по креплению скважин достигнуто повышение на 20-23% доли сплошною контакта цементного камня с сопредельными средами.

Директор ТСХ) «ВЫ;га1»: Дл У*/ Ж.Убишов

Ведущий инженер лаборатории

ТОО«ВМЛ1А Галиуллии Н А.

Н. Соловьев

Рисунок В.3-Справка о внедрении ТОО «В1-ига1»

Приложение Д (рекомендуемое) Дипломы и гранты

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

II I» И К А I

43 о

te'?

//7-У

Г Уф*

Об нтотах конкурса внутриву ювских ipninoH д. i и аспирин гов. обучающихся по iipiu»pMiciiiMM направлениям

подготовки, и 2017 году

Во исполнение cpc.titccpt>4iu»fl npoi риммы ритвнтия университета на период 2013 • 2017 it.. в щмих повышения эффективности процесса подготовки научнопедшoí ических кадров путем создания блаюприяшых условий для выполнения научных исслеловлний аспиратами, а также развития научных школ Университета и на основании решения конкурсной комиссии no i рангу (протокол Л1? I oí 03.03.2017. протокол St 2 от 07.03 2017) приказываю:

1. У i нерди i ь

- список побелите.зей конкурса анутрнву'юпеких i ранит дла аспирантов, обучиюшнхея 1ю приоритетным направлениям подготовки в 2017 году (приложение Н» I),

• денежные среде i на для финансирования (софннанснроииння) меропрняшй (видов работ) coi дасно приложению № 2.

2. Установить срок длв реализации мероприятий в рамках фанта - не позднее 10 декабря 2017 юла.

3. Учебному отделу (II B. 'Занчснко) органиюаатъ в усгановленном в УГНТУ порядке оформление доюворон на получение внуфивузовского ipaiuu с аспирангами по и. I приказа

4. I дав1юму бухюлтеру E.II. Крысь обеспечить оплату расходов на мероприятия (виды работ) но ipanruM а пределах ушержленной сметы (приложение St 3).

3. Проректору но научной и инновационной работе P.A. Исмакову организовать обсуждение отчетов »спирантов по н. I приказа с зиинтересопаннымн лицами (члены IITC. деканы, заведующие соответствующих кафедр и т.п.). оценку достигнутых результатов и направленна их дальнейшею нспольтовлнна

6. Кош роль исполнения прикам воыожить на прорекюра но учебной работе Ибрагимова И Г.

Ректор

Ж

P II. Ьахтшнн

Рисунок Д.1 - Приказ «Об итогах конкурса внутривузовских грантов для аспирантов, обучающихся по приоритетным направлениям подготовки,

в2017 году

11ри жжение К" I к приказу но УП1ТУ от/5. окмн* - /

Список победителей конкурса »нутрии) -юеских i ран юн для оемнрлншп. обучающихся по мриортпмым нанраплениям но.ihm пики а 2017 году.

ЛЬ ||/|| ФИО Ф|К>.1||1Г1, курс Направление iio.ii оюпкн

Г Ха тепа Рс1 нна 1ш пропил 1 ФАИН. 3 курс ОМ.00.01 Инфорчашка н нмчмелмгсльная (схннки

Чудниоаа Дарья К >рьснна 1 НФ. 3 курс 05.06.01 Науки о к'млс

з 1 лфлроиа Виктория Алсксанлроннл МФ. 3 курс 22.06.01 1СХ1ЮЛ01 мм м.иериа.тон

4 КомсПкнн Илья С'ср1сспнч МФ. 3 курс 15.06.01 Манннмнмросннс

1~5 ЬекОаеи Лрстам АЛаеинч ГИФ. 3 курс 21.06.01 Геология, рлшелка м ра флГимхл но. 1сшыч ископаемых

[ о С'лссарсил Ашслннл Ар I у роима ФАПП. 3 курс 09.06.01 Информатика и мы числите п. млн техника

Ишмухамслоп Ислам Каммлснмч ФАИН. Укурс • )'» IX» 01 Пнфорчашк.! и пычмслнтсльная техника

8 Яконснко 1 (иснмя Андрсспнл Ф( )| 1Д, 2 курс 04.06.01 Хнмнчсскмс науки

9 ШаПхуллмно Гулкнур 11.1 ц|||л ллонма ФОНД. 2 курс 04.06.01 Хнмнчсскнс науки

Го [ ' ■! Колик Александр Алскспнлропич 1 МФ. | курс (»4 (к» 0| Химические науки

1 11 Абдул1«ииси Ольге Раснлспна МФ. 1 курс 22.06.01 Технологии ма1сриалоп

Рисунок Д.2 - Приказ «Об итогах конкурса внутривузовских грантов для аспирантов, обучающихся по приоритетным направлениям подготовки,

в2017 году

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН АЛЬМЕТЬЕВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ

диплом

за лучший доклад

в секции «Технологии строительства

скважин»

международной научно-практической конференции

молодых ученых «Энергия молодежи для нефтегазовой индустрии»

пр исуждается

Бекбаеву Арстану Абаевичу

(Уфимский Госу дарственный Нефтяной Технический Университет)

I

И.о. ректора Л ■ Нургалиев Р.З.

ВШ® }

город Альметьевск

Рисунок Д. 5 - Диплом за лучший доклад (г. Альметьевск)

Рисунок Д.6 - Диплом за 3-е место (г. Санкт-Петербург)

Arstan Bekbaev

took the 2rd place in PHD Paper Contest Session

Victor Martynov Eleonora Belova

Rector of Gubkin Russian State President of Gubkin University

University of Oil and Gas SPE Student Chapter

PncyHOK ^.7 - ^HnnoM 3a 2-oe MecTO (r. MocKBa)

Рисунок Д.8 - Диплом за 1-ое место (г. Уфа)

Рисунок Д.9 - Диплом за 2-ое место (г. Циндао, Китай)

Рисунок Д.10 - Диплом за 2-ое место (г. Алматы, Казахстан)