Техника и технология повышения долговечности крепи скважин в криолитозоне: Проблемы и решения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.15, доктор технических наук Кузнецов, Владимир Григорьевич

• Кузнецов, Владимир Григорьевич
• доктор технических наук
• 2004

Оглавление диссертации доктор технических наук Кузнецов, Владимир Григорьевич

Введение.

1. Состояние качества крепления скважин в геокриологических условиях Западной Сибири.

1.1. Краткая геокриологическая характеристика основных нефтегазодобывающих районов.

1.2. Анализ и особенности крепления скважин в криолитозоне.

Выводы по разделу 1.

2. Теоретические предпосылки к разработке мероприятий по повышению долговечности крепи скважин в криолитозоне.

2.1. Условия возникновения и возможные значения давления на обсадные трубы при обратном промерзании горных пород.

2.2. Оценка величины давления гидроразрыва массива мерзлых горных пород.

2.3. Анализ методик прогнозирования максимально возможных давлений на обсадные трубы при обратном промерзании.

2.4. Анализ результатов исследований напряженно-деформированного состояния крепи скважин.

2.5. Критический анализ свойств тампонажных материалов для низкотемпературных скважин.

Выводы по разделу 2.

3. Обоснование методов и методик исследований напряженно-деформированного состояния крепи скважин в криолитозоне.

3.1. Лабораторный стенд для исследования давления на крепь скважин при обратном промерзании.

3.2. Технические средства для длительного измерения давления и температуры в заколонном пространстве скважин.

3.3 Методы и методики исследований физико-механических ^ свойств тампонажных материалов в условиях низких температур.

3.4. Оценка напряженно-деформированного состояния крепи скважин методом конечных элементов.

Выводы по разделу 3.

4. Прогнозирование давления, возникающего при обратном промерзании заколонного пространства скважин.

4.1. Влияние формы, объема каверн и свойств промерзающих сред на величину давления обратного промерзания.

4.2. Исследование влияния релаксации льда на величину давления замерзающей жидкости в заколонном и межколонных пространствах скважин.

4.3. Исследование влияния гидростатического давления на величину давления замерзающей жидкости в скважине.

4.4. Исследование влияния внешней цементной оболочки на сопротивляемость крепи скважин смятию при обратном промерзании.

4.5. Промысловые исследования давления, возникающего при обратном промерзании заколонного пространства скважин.

Выводы по разделу 4.

5. Исследование напряженно-деформированного состояния крепей скважин в криолитозоне.

5.1. Методика расчета напряженно-деформированного состояния крепи скважин в криолитозоне.

5.2. Исследование напряженно-деформированного состояния крепи скважин под воздействием внешней равномерной нагрузки.

5.3. Исследование напряженно - деформированного состояния крепи скважин при внешней локальной осесимметричной нагрузке.

Выводы по разделу 5.

6. Разработка мероприятий по повышению долговечности

- крепи скважин в криолитозоне.

6.1. Обоснование основных требований к свойствам тампонажного материала для низкотемпературных скважин.

6.2. Разработка и исследование специальных тампонажных материалов для низкотемпературных скважин.

6.2.1. Научное обоснование эффективности применения ЦНУБ для цементирования скважин в интервале залегания мерзлых горных пород.

6.2.2. Тампонажный облегченный безусадочный цементоцеолитововыи раствор для низкотемпературных скважин.

6.2.3. Разработка рецептуры облегченного расширяющегося тампонажного раствора для низкотемпературных скважин.

6.2.4. Разработка облегченного тампонажного раствора с повышенной седиментационной устойчивостью.

6.3. Методика оптимизации параметров крепи скважин в криолитозоне.

Выводы по разделу 6.

7. Результаты опытно-промышленного внедрение разработанных рекомендаций.

7.1. Производство и промышленные испытания разработанных тампонажных материалов для низкотемпературных скважин.

7.2. Применение компьютерного проектирования оптимальной крепи скважин в криолитозоне.

Выводы по разделу 7.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Техника и технология повышения долговечности крепи скважин в криолитозоне: Проблемы и решения»

Актуальность проблемы

Нефтяная и газовая промышленность являются основными бюджетообразующими отраслями России. Перспективы развития топливно-энергетического комплекса тесно связаны с темпами ведения геологоразведочных и буровых работ на севере и востоке нашей страны. Эффективное решение этой важной народнохозяйственной проблемы во многом определяется качественными и экономическими показателями строительства скважин в районах со сложными горно-геологическими условиями.

Основным топливно-энергетическим центром нашей страны остаются месторождения севера Западной Сибири, характеризующиеся наличием в геологическом разрезе мерзлых горных пород (МГП) мощностью до 600 м с температурой до минус 8 °С, что значительно осложняет сооружение и эксплуатацию скважин.

Многолетний отечественный и зарубежный опыт свидетельствует, что наличие в геологическом разрезе месторождений криолитозоны обусловливает возникновение в скважинах различных специфических осложнений и аварий таких как: интенсивное кавернообразование, размыв и просадка устья скважины, нарушение целостности крепи скважин и др.

Причины и условия возникновения указанных осложнений изучены недостаточно и определяются влиянием многообразных факторов геологического, технологического и технического характера. Исследование условий возникновения осложнений позволит разработать способы их предупреждения.

Одним из самых тяжелых по последствиям осложнений является смятие обсадных труб в интервале МГП во время длительных простоев скважин. В результате нередко возникают заколонные газопроявления, наносящие огромный ущерб экологии данного района, что порождает социальные проблемы для малых народов Крайнего Севера. Для ликвидации последствий смятия обсадных колонн требуются большие дополнительные затраты. Только на территории Западной Сибири уже зарегистрировано 38 скважин, в которых произошло смятие обсадных колонн, причем 20 из них пришлось ликвидировать.

Проблемами качественного крепления скважин на месторождениях Крайнего Севера продолжают заниматься ведущие заинтересованные зарубежные компании и отечественные предприятия. Однако, несмотря на более чем полувековой опыт, проблема повышения долговечности крепи скважин в криолитозоне остается актуальной.

Для предупреждения смятия крепи скважин предложены различные технические решения, но вследствие их значительной трудоемкости и низкой надежности они практически не применяются.

Одним из эффективных решений этой проблемы является создание надежной крепи скважин. При этом обязательным условием ставится качественное цементирование обсадных колонн в интервале МГП.

Несмотря на имеющиеся решения задач о напряженно-деформированном состоянии (НДС) крепи скважины не выявлены важные особенности ее работы в криолитозоне, существенные для принятия решений при выборе обсадных труб, тампонажного материала и технологии крепления.

Выпускаемые отечественной промышленностью обычные тампонажные цементы малопригодны в этих условиях. Особенно это относится к облегченным тампонажным материалам. Применяемые облегчающие добавки в основном не участвуют в процессе гидратации цемента и требуют повышенного водосодержания, что отрицательно влияет на основные свойства формирующегося тампонажного камня.

Актуальность проблемы требует научного обоснования и практического решения вопросов оптимизации крепи скважин в криолитозоне, разработки и промышленного производства специальных тампонажных материалов для цементирования низкотемпературных скважин, чему и посвящена настоящая работа.

Основные этапы работы выполнялись в рамках отраслевых программ «Геолог» («Ускорение научно-технического прогресса в строительстве поисковых скважин на нефть и газ в Западной Сибири»), «Шельф» («Разработать и внедрить прогрессивную технологию и технические средства добычи нефти и газа на континентальном шельфе с различными природно-климатическими условиями»), гранта ТюмГНГУ на разработку научно-исследовательского проекта («Исследование напряженно-деформированного состояния крепей скважин и оптимизация их конструкций»).

Цель работы

Повышение качества крепления скважин в сложных геокриологических условиях месторождений Крайнего Севера на основе разработки и внедрения эффективных технических средств и технологий.

Основные задачи исследований

1. Обобщение имеющихся представлений об условиях возникновения и величинах давления на крепь скважин в криолитозоне.

2. Оценка величин наружных давлений, действующих на крепь скважин при обратном промерзании массива горных пород.

3. Исследование напряженно-деформированного состояния крепи скважин в интервале залегания мерзлых горных пород.

4. Разработка требований к свойствам тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн скважин в криолитозоне.

5. Разработка рецептур тампонажных растворов для цементирования обсадных колонн в условиях отрицательных и низких положительных температур.

6. Разработка методики оптимизации параметров крепи скважин в криолитозоне.

7. Промышленная апробация и внедрение разработанных мероприятий по повышению долговечности крепи скважин в криолитозоне.

Научная новизна

1. Предложена модель возникновения избыточного давления на крепь при обратном промерзании водосодержащих масс в заколонном пространстве скважин и сделано сопоставление с известными моделями.

2. Предложена и подтверждена результатами натурных исследований эмпирическая формула для определения давления, действующего на крепь скважин при обратном промерзании в диапазоне температур от минус 2 °С до минус 4 °С.

3. Определено влияние параметров крепей скважин на их напряженно-деформированное состояние при воздействии внешней распределенной и локальной осесимметричной нагрузках, возникающих при обратном промерзании.

4. На основе системного подхода, который включает в себя следующие положения: обоснование необходимого количества обсадных колонн в крепи скважин; выбор тампонажного материала; оценка величины давления обратного промерзания; расчет напряженно-деформированного состояния крепи скважин, разработана методика оптимизации параметров крепи скважин в криолитозоне с позиции прочности. В качестве целевой функции предложена и обоснована стоимость крепи скважины.

Практическая ценность

1. Разработаны и изготовлены технические средства, позволяющие длительно с повышенной точностью измерять давление и температуру в заколонном пространстве скважин.

2. На основе сформулированных требований рекомендовано для цементирования промежуточных колонн, кондукторов и направлений в криолитозоне применять безгипсовый тампонажный материал ЦНУБ.

3. Разработаны и внедрены при участии автора рецептуры облегченных тампонажных растворов для низкотемпературных скважин:

- расширяющийся тампонажный раствор (пат. № 2204690 РФ);

- безгипсовый цементно-цеолитовый раствор (положительное решение о выдаче патента на изобретение (пат. № 2241095 РФ); тампонажный раствор с повышенной седиментационной устойчивостью.

4. Разработана и внедрена компьютерная программа «CW», позволяющая обосновывать оптимальные параметры крепи скважин в криолитозоне при составлении нормативной документации.

5. Разработаны в соавторстве мероприятия по повышению качества крепления скважин в криолитозоне, на основе которых внедрены следующие нормативные документы:

- Технические условия «Цемент низкотемпературный седиментационно-устойчивый, безусадочный» (г. Стерлитамак 1990 г.);

- Стандарт объединения «Материал тампонажный, низкотемпературный, безусадочный» (г. Мурманск, 1991 г.);

- Стандарт предприятия «Изготовление и применение облегченных цементно-цеолитовых тампонажных растворов с повышенной седиментационной устойчивостью» (ПО «Арктикморнефтегазразведка» г. Мурманск, 1991 г.);

Инструкция «Материал тампонажный низкотемпературный, седиментационно-устойчивый, безусадочный (ЦНУБ)» (г. Красноярск, 1990 г.);

- Рекомендации по совершенствованию качества крепления обсадных колонн скважин в ПО «Арктикморнефтегазразведка (г. Мурманск, 1991 г.).

6. Разработана и внедрена при участии автора на Стерлитамакском цементном заводе технология изготовления безгипсовых тампонажных материалов. Выпущено в виде опытно-промышленных партий 680 тонн цемента, которые были применены при цементировании скважин в ПО «Арктикморнефтегазразведка» и ПГО «Енисейнефтегазгеология».

7. Основные рекомендации и разработки диссертации внедрены в Карской НГРЭ, Стерлитамакском ПО «Сода», филиале «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» ОАО «Газпром», ПО «Арктикморнефтегазразведка», ПГО «Енисейнефтегазгеология», Сургутском УБР-1, ЗапСибБурНИПИ, НПО «Тюменразведтехнология» и используются в учебном процессе для студентов ТюмГНГУ.

Автор выражает благодарность д.т.н., профессору Ю.С. Кузнецову, д.т.н. С.Н. Бастрикову, д.т.н., профессору Ю.Е. Якубовскому, к.т.н., профессору В.И. Кучерюку, к.т.н., доценту К.В. Сызранцевой, за консультации при обсуждении работы.

Особую благодарность и признательность автор выражает своему научному консультанту д.т.н., профессору В.П. Овчинникову.

Заключение диссертации по теме «Технология бурения и освоения скважин», Кузнецов, Владимир Григорьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Анализ геолого-промысловых данных о качестве крепления скважин на месторождениях Крайнего Севера позволяет считать, что одним из наиболее тяжелых по последствиям осложнений является смятие обсадных колонн в интервале залегания мерзлых горных пород.

2. Предложена модель возникновения избыточного давления на крепь при обратном промерзании водосодержащих масс в заколонном пространстве скважин и сделано сопоставление с известными моделями.

3. Разработаны и сконструированы технические средства для длительного измерения с повышенной точностью давления и температуры :в заколонном пространстве скважин.

4. Предложена аналитическая формула для определения давления обратного промерзания в диапазоне температур от минус 2 °С до минус 4 °С. Проведены натурные исследования, подтверждающие правильность этой формулы.

5. На основе системного подхода, который включает: обоснование необходимого количества обсадных колонн в крепи, выбора тампонажного материала, определение величины давления обратного промерзания, расчет напряженно-деформированного состояния крепи скважин разработана методика оптимизации параметров крепи скважин в криолитозоне. В качестве целевой функции предложена и обоснована стоимость крепи скважины.

6. Разработаны основные требования к свойствам тампонажных материалов, предназначенных для цементирования обсадных колонн в криолитозоне, согласно которым составлены нормативные документы, регламентирующие их изготовление и применение.

7. Теоретическими и экспериментальными исследованиями показана целесообразность и эффективность применения безгипсовых тампонажных материалов для цементирования обсадных колонн скважин в интервале МГП Освоена технология их изготовления на Стерлитамакском ПО «Сода».

8. Для повышения долговечности крепи в сложных геокриологических условиях разработаны составы облегченных тампонажных растворов:

- расширяющийся тампонажный раствор, включающий портландцемент, облегчающую добавку-АСПМ (10-15) %, расширяющий компонент-известь (8 -13)% и 4 % водный раствор хлористого кальция (пат. 2204690 РФ); безгипсовый цементно - цеолитовый тампонажный раствор (пат. № 2241095 РФ). В качестве облегчающей добавки используется цеолит

10-20) % при водосодержании 0,50 - 0,65, а ускорителя схватывания - добавка Na2C03 (3,7-5,0) %;

- цементно - цеолитовый тампонажный раствор с ^повышенной седиментационной устойчивостью. В качестве жидкости затворения рекомендуется использовать (0,3 — 0,4) % водный раствор ПАВ (превоцелл).

9. Разработана и внедрена компьютерная программа «CW», позволяющая обосновывать оптимальные параметры крепи скважин в криолитозоне при составлении нормативной документации.

10. Разработанные мероприятия по повышению долговечности крепи скважин в криолитозоне внедрены в Карской НГРЭ, Стерлитамакском ПО «Сода», филиале «Тюменбургаз» ДООО «Бургаз» ОАО «Газпром», ПО «Арктикморнефтегазразведка» и ПГО «Енисейнефтегазгеология», Сургутском УБР-1, ЗапСибБурНИПИ, НПО «Тюменразведтехнология», и используются в учебном процессе ТюмГНГУ.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Кузнецов, Владимир Григорьевич, 2004 год

1. Кудрявцев В.А., Достовалов В.Н., Романовский Н.Н. Общееvмерзлотоведение (геокриология). М.: Изд-во МГУ, 1978. — 464 с.

2. Данилов И.Д. Проблемы развития полярного шельфа Евразии// М.: Вестн. МГУ. Сер.5, География. 1974. № 1. С.22-34.

3. Баду Ю.Б., Макогон Ю.Ф., Андреев О.Ф. и др. Задачи газопромысловой криолитологии// Экспериментальные и теоретические исследования взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами. - М: ВНИИГАЗ, 1979.-С. 14-22.

4. Баулин В.В., Белоусова Е.В., Дубиков Г.И. Геокриологические условия Западно-Сибирской низменности.-М.: Наука, 1967.-213 с.

5. Острый Г.Б. Геокриологические условия распространения мощной толщи мерзлых пород// Тр. ин-та/ ЗапСибНИГНИ. 1968. Вып. 6. Вопросы геологии, бурения и добычи в зоне мерзлых горных пород на месторождениях Западной Сибири. С. 8-31.

6. Трофимов В.Т., Баду Ю.Б., Дубиков Г.И. Криогенное строение и льдистость ММП Западно-Сибирской плиты. М.: Изд-во МГУ, 1980 - 246 с.

7. Ермилов О.М., Дегтярев Б.В., Курчиков А.Р. Сооружение и эксплуатация газовых скважин в районах Крайнего Севера. Теплофизические и геохимические аспекты.- Новосибирск: Изд-во РАН, 2003, — 223 с.

8. Грязнов Г.С. Особенности глубокого бурения скважин в районах вечной мерзлоты. -М.: Недра, 1969. 167 с.

9. Грязнов Г.С. Конструкции газовых скважин в районах многолетнемерзлых пород. М.: Недра, 1978. - 136 с.

10. Медведский Р.И. Строительство и эксплуатация скважин на нефть и газ в вечномерзлых породах. М.: Недра, 1987. — 230 с.

11. Марамзин А.В., Рязанов А.А. Бурение разведочных скважин в районах распространения многолетнемерзлых пород. М.: Недра, 1971. - 148 с.

12. Стригоцкий С.В. Основы управления качеством строительства скважин в многолетнемерзлых породах. — М.: ВНИИОЭНГ, 1991. 179 с.

13. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Лебедев О.А. Проектирование конструкций скважин. М: Недра, 1979. - 280 с.

14. Горский А.Т., Шевцов В.Д. Цементирование скважин в районах Крайнего Севера Тюменской области// Тр. ин-та/ Гипротюменнефтегаз. 1968. Вып. 6. С. 122-132.

15. Белов В.И. Некоторые особенности бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин в Тюменской области// Тр. ин-та/ Гипротюменнефтегаз. 1968. Вып. 1. С. 202-206.

16. Фролов А.А., Белей И.И. Практика цементирования скважин на месторождениях Крайнего Севера// Изв. Вузов. Нефть и газ. 2000. - № 5. -С. 47-52.

17. Облегченные тампонажные растворы для крепления газовых скважин/ Вяхирев В.И., Овчинников В.П., Овчинников П.В. и др. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000.- 134 с.

18. J8. Каримов Н.Х., Данюшевский B.C., Рахимбаев Ш.М. Разработка рецептур и применение расширяющихся цементов. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. -С. 50-52.

19. Овчинников В.П. Разработка специальных тампонажных композиций и технологии подготовки ствола скважины для разобщения пластов в различных термобарических условиях: Дис. . д-ра техн. наук.- Уфа, 1992. -456 с.

20. Клюсов А.А. Разработка и исследование цементных тампонажных композиций, твердеющих при пониженных температурах: Дис. . д-ра техн. наук.-М., 1993.-560 с.

21. Фролов А.А. Научное обоснование, разработка и внедрение современных технологий разобщения пластов сложнопостроенных газовых месторождений: Дис. . д-ра техн. наук. Тюмень, 2001. - 398 с.

22. Миронов С.А. Бетоны, твердеющие на морозе. М.: Стройиздат, 1974.-265 с.

23. Миронов С.А., Иванова О.С., Домашевский Н.П. Гидратация цемента и фазовые превращения воды в бетоне с химическими добавками при отрицательных температурах// Тез. докл. Всесоюз. совещания. Уфа, УНИ, 1978.-С. 185-197.

24. Шпынова Л.Г., Саницкий М.А., Островский O.JI. Особенности составов цемента для использования при отрицательных температурах. — М.: Цемент, 1980. № 9. - с. 13-14.

25. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. — М.: Недра, 1990.-406 с.

26. Солевые и тампонажные композиции на основе вторичных материальных ресурсов производства соды/ Овчинников В.П., Фролов А.А., Шатов А.А. и др. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 214 с.

27. Специальные тампонажные материалы для низкотемпературных скважин/ Овчинников П.В., Кузнецов В.Г., Фролов А.А. и др. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 115 с.

28. Бутт Ю.М., Колбасов В.М., Топильский Г.В. Гидратация и твердение двухкальциевого силиката при пониженных температурах// Изв. Вузов. Строительство и архитектура. — 1969. № 7. - С. 90-93.

29. Goodman М.А. Arctic drilling operations present unique problems, Word oil, 1977. V.185. N 6. P. 95-100.

30. Зельцер П.Я. Выбор состава и свойства тампонажных растворов для условий низких давлений и температур/ РНТС. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1985.-№5.-С. 7-9.

31. Вагнер Г.Р. Физико-химия процессов активизации цементных "дисперсий. Киев: Наукова думка, 1980. - 200 с.

32. Кузнецов Ю.С. Виброволновая технология, скважинная техника и тампонажные материалы для цементирования скважин в сложных геологотехнических условиях: Автореф. дис. . доктора техн. наук. Уфа, 1987. -56 с.

33. Смит Р.Е., Клегг М.У. Анализ и проектирование эксплуатационных колонн скважин при большой мощности толщи вечной мерзлоты: Спец. докл. на VIII Междунар. конгр. М.: ВНИИОЭНГ, 1971. - 132 с.

34. Булатов А.И., Видовский A.JI. Изменение давления и температуры в зацементированном заколонном пространстве скважин// Обзрная информ.: Техника и технология бурения скважин. 1988. Вып. 11. - 60 с.

35. Шохин В.Ф. О теплопередаче через стенки скважины// Тр. ин-та / Гипротюменнефтегаз. 1969. Вып. 18. Вопросы геологии, бурения, и добычи в зоне мерзлых пород на нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири. С. 116-128.

36. Методика выбора конструкций скважин в зоне мерзлых пород: РД 00158758-207-99. Тюмень: ОАО «Газпром», ООО «ТюменНИИГипрогаз», 1999.- 30 с.

37. Кузнецов В.Г. Повышение устойчивости крепи скважин в сложных геокриологических условиях: Дис. . канд. техн. наук. Тюмень, 1991. — 200 с.

38. Шешуков H.JL, Грязнов Г.С., Фомичев Г.И. Возникновение замкнутых систем в скважинах основная причина смятия обсадных труб в мерзлых породах// Сб. Природный газ Сибири. Тюмень, 1972. № 9. С. 3-7.

39. А.с. 583286 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ предупреждения смятия обсадных колонн в зоне многолетнемерзлых пород/ Е.Е. Фролов, Г.С. Исаев (СССР). Опубл. 1977. Бюл. № 45. Заявл. 0.5 0.6. 1974.

40. А.с. 678180 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ предотвращения смятия колонн при обратном промерзании/ Р.И. Медведский, В.М. Стояков (СССР). Опубл. 1982. Бюл. № 29. Заявл. 21. 03. 1978.

41. А.с. 899868 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ предотвращения смятия обсадных колонн при обратном промерзании в зоне многолетнемерзлых пород/ П.Т. Шмыгля, A.M. Культиков, В.М. Стояков (СССР). Опубл. 1982. Бюл. № 3. Заявл. 26. 09. 1980.

42. А.с. 857445 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Способ предотвращения смятия обсадных колонн в зоне ММП/ В.Д. Малеванский, B.C. Смирнов, А.Я. Стрюков (СССР). Опубл. 1981. Бюл. №31. Заявл. 29.12. 1979.

43. А.с. 1086126 СССР, МКИ Е 21 В 36/00. Способ предотвращения смятия обсадной колонны в зоне ММП/ H.JI. Шешуков (СССР). Опубл. 1984. Бюл. № 14. Заявл. 28. 07. 1982.

44. А.с. 1033713 СССР, МКИ Е 21 В 36/00. Способ предотвращения смятия обсадной колонны в зоне ММП/ В.М. Ентов, А.В. Максимов (СССР). — Опубл. 1983. Бюл. № 29. Заявл. 16. 04. 1982.

45. А.с. 947393 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Устройство для предотвращения смятия обсадных колонн скважин/ В.П. Балин, И.А. Усольцев, А.Б. Кряквин (СССР). Опубл. 1982. Бюл. № 28. Заявл. 05.02. 1979.

46. А.с. 717294 СССР, МКИ Е 21 В 43/00. Обсадная колонна/ О.Ф. Худяков, О.Ф. Андреев, В.Д. Малеванский (СССР). Опубл. 1980. Бюл. № 7. Заявл. 14.08. 1978.

47. Белов В.И. Промывочные жидкости при бурении в зоне залегания мерзлоты// Тр. ин-та/ ЗапсибНИГНИ. 1968. Вып. 6. Проблемы Нефти и газа Тюмени. С. 109-120.

48. Блинов Б.М., Медведский Р.И. Предупреждение смятия колонн в скважинах путем совмещения прямого и обратного способов цементирования// Нефт. хоз-во. 1984. - № 3.- С. 62- 66.

49. Стригоцкий С.В., Лукманов Р.А. Предотвращение смятия обсадных колонн в интервале залегания ММП// Природный газ Сибири. Сб. статей. -Тюмень, 1974. Вып. 7. С. 116-125, ДСП.

50. Хомик М.В., Кашкаров Н.Г., Поршевников Н.Н. Сравнительная оценка промывочных жидкостей для бурения в условиях Крайнего Севера// Бурение скважин на газовых месторождениях Западной Сибири: Сб. Под ред. П.Т. Шмыгля. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. С. 79-82.

51. Истомин В.А., Истомин А.В., Дегтярев Б.В. Влияние длительности теплового воздействия обратного промерзания пород вокруг скважины, пробуренной в криолитозоне// Изв. вузов. Нефть и газ. -1983. № 3. — С. 17-21.

52. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. — М.: Недра, 1981. — 367 с.

53. Смирнов B.C., Стрюков А .Я. Обсадные трубы с устройствами для вывода жидкости из замкнутых объемов// Бурение и эксплуатация скважин в зоне мерзлоты.- М.: ВНИИГАЗ, 1981.- С. 117. 130.

54. Cunningham W.C., Fehrenbach J.R., Maier L.F. Arctic cement and cementing. J. Can. Petrol. Technol., 1972, № 4, p. 49-55.

55. Дубина M.M., Красовицкий Б.А. Теплообмен и механика взаимодействия трубопроводов и скважин с грунтами. — Новосибирск: Наука, 1983.- 130 с.

56. Медведский Р.И., Баталов Д.М. Механизм образования ледяных пробок в стволе простаивающих скважин// Тр. ин-та/ ЗапСибНИГНИ. 1984. Вып. 63. Проблемы нефти и газа Тюмени. С. 22-24.

57. Пустильник С.Я. Исследования условий возникновения высокого давления на обсадную колонну и определение его возможных значений наскважинах в зоне многолетнемерзлых пород: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Грозный, 1979. - 22 с.

58. Баталов Д.М., Горский А.Т. Седиментационная л устойчивость тампонажных растворов при пониженных температурах// Тр. ин-та/ ЗапСибНИГНИ. 1982. Вып. 54. Проблемы нефти и газа Тюмени. С. 28-30.

59. Баталов Д.М., Хомякова З.А. Седиментационные явления в тампонажном растворе с добавкой хлористого кальция// Тр. ин-та/ ЗапСибНИГНИ. 1983. Вып. 56. Проблемы нефти и газа Тюмени. С. 19-20.

60. Goodman М.А., Wood D.B. Permafrost freeze back pressure behavior// Word oil, 1975. N 27. P. 949-950.

61. Геолого-технологические принципы освоения нефтегазо-конденсатных месторождений Тюменского Севера/ Ремизов В.В., Дементьев Л.Ф., Кирсанов А.Н и др. М.: Недра, 1996. - 362 с.

62. Меликбеков А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пластов. М.: Недра, 1967. — 140 с.

63. Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пластов. М.: Наука, 1970. — 312 с.

64. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин. М.: Недра, 1979. - 239 с.

65. Цытович Н.А. Механика мерзлых грунтов. М.: Высшая школа, 1973.-448 с.

66. Сельващук А.П. Прогнозирование гидроразрыва пласта// Нефтяное хозяйство. ,1979. - № 5. - С. 15-19.

67. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1979. —560 с.

68. ВайнбергБ.П. Лед. -М.: Гостехтеориздат, 1940. 520 с.

69. Булатов А.И., Пустальник С.Я., Видовский А.Л. Расчет давления на обсадную колонну при замерзании жидкости в каверне// Нефтяное хозяйство. -1979. -№3.- С. 25 -27.

70. Стояков В.М. Экспериментальное определение давления при замерзании глинистого раствора//Тр. Ин-та / ЗапСибНИГНИ. 1983. С. 41-44.

71. Стригоцкий С.В., Батурин В.И. Исследование процесса замерзания растворов, применяемых при строительстве скважин// Тр. ин-та /СибНИИНП. 1986. С. 56-64.

72. Кузнецов В.Г. Прогнозирование величины давления при замерзании глинистого раствора// Тр. ин-та/ ЗапСибНИГНИ. 1986. Повышение эффективности проходки разведочных скважин в Тюменской области. С. 143 -146.

73. Пехович А.И. Основы гидроледотермики. Л.: Энергоатомиздат, 1983.-200 с.

74. Дубина М.М. Прогноз давлений обратного промерзания// Тр. ин-та / ЗапСибНИГНИ. 1984. Вып. 60.- С. 90-94.

75. Шалавин A.M., Клюшин Г.П. Методика определения величины давления на обсадные трубы при замерзании промывочной жидкости в скважине// Бурение. 1972. - № 9. - С. 24-26.

76. Жарков В.И., Жарков А.В., Нагаев В.Б. Радиальное напряжение на стенке скважины на разных глубинах при замерзании жидкости в каверне// Изв. вузов. Нефть и газ. 1984. - № 8. - С. 27-28.

77. Саркисов Г.М. Расчеты обсадных труб и колонн. — М.: Гостоптехиздат, 1961. 211 с.

78. Песляк Ю.А. Роль цементного кольца в креплении скважин. В кн.: Крепление скважин и разобщение пластов. - М.: Недра, 1964. - С. 27-42.

79. Мамедов А.А. Предотвращение нарушений обсадных колонн. М.: Недра, 1990.-240 с.

80. Измайлов Л.Б. Методы повышения долговечности обсадных колонн.--М.: Недра, 1984.- 181 с.

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

82. Цыбин А.А. Теоретические и экспериментальные исследования прочностных показателей составных крепей нефтяных скважин// Тр. ин-та/ ВНИИБТ. 1973. Вып. 31. С. 117-132.

83. Цыбин А.А. Исследование некоторых видов составных крепей для нефтяных скважин// Бурение.- 1973.- № 5 — С. 7-10.

84. Цыбин А.А., Гайворонский А.А., Владимиров К.А. Экспериментальные исследования прочностных характеристик составных крепей для нефтяных скважин// Нефт. хоз-во. -1973. № 8. - С. 19-24.

85. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. -М.: АО ВНИИТнефть, 1997 194 с

86. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин.- М.: Недра, 1979. 303 с.

87. Гусейнов С.Б. Результаты экспериментальных исследований при двухосном нагружении обсадных труб и методика расчета колонн// Тр. ин-та / АзНИИБурнефть. 1965. Вып. 6. С. 269-277.

88. Еременко Т.Е. Крепление нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1965.-214 с.

89. Горский А.Т., Баталов Д.М., Швецов В.Д. Применение вермикулитоцементных растворов для цементирования скважин// Тр. ин-та/ ЗапСибНИГНИ. 1983. Вып. 66. С. 54-59.

90. Зельцер П.Я. Тампонажный раствор с комплексными химическими добавками для цементирования низкотемпературных скважин// Бурение. 1980. - № 3. - С. 20-21.

91. Клюсов А.А., Шаляпин М.М. Тампонажные материалы для крепления низкотемпературных скважин в сложных геологических условиях Крайнего Севера// Нефтегазопромысловая геология, геофизика и бурение. —1984. № 3. — С. 45-47.

92. Тимовский В.П., Тарадыменко Ю.Я., Артамасов Б.А. ЦТН -эффективный тампонажный материал для крепления низкотемпературных скважин/ Теория и практика крепления и ремонта скважин. — Краснодар: 1987.- С. 64-67.

93. Трутко В.П., Корнилов А.Е. Тампонажные материалы для арктических районов/ Бурение газовых и морских нефтяных скважин. -1982. -№ З.-.С. 23-24.

94. Специальные тампонажные материалы для разобщения пластов в различных термобарических условиях/ Вяхирев В.И., Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П. и др. Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 1997 - 237 с.

95. Данюшевский B.C., Алиев P.M., Толстых И.Ф. Справочное руководство по тампонажным материалам, изд. 2-е перераб. и доп. М.: Недра, 1984.-373 с;

96. Клюсов В.А. Совершенствование составов тампонажных материалов для повышения качества разобщения пластов в арктических скважинах: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Тюмень, 2000 - 24 с.

97. Тампонажные материалы и химреагенты зарубежных фирм/ Вяхирев В.И., Рудницкий А.В., Рябоконь А.А. и др.- М.: ИРЦ Газпром, 1977. -44 с.

98. Мейгус Д. Цементирование в вечной мерзлоте// Симпозиум по тампонажным и строительным цементам для арктических условий. М., 1982.

99. Рояк С.М., Рояк Г.С. Специальные цементы— Mr: Стройиздат, 1983.-279 с.

100. Подгорнов В.М., Ведищев И.А. Практикум по заканчиванию скважин. Учеб. Пособие для вузов.- М.: Недра, 1985. 256 с.

101. Баталов Д.М. Цементно-бентонитовые растворы для низкотемпературных скважин// Тр. ин-та/ ЗапСибНИГНИ. 1984. С. 56 62.

102. А.с. 884367 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Облегченный тампонажный раствор для низкотемпературных скважин/ А.А. Клюсов (СССР).-№ 2977437/22 03. Заявлено 25.08.80.

103. Овчинников В.П., Кузнецов В.Г., Сонин В.Н., Кузнецов Р.Ю. Облегченный тампонажный раствор для цементирования скважин в криолитозоне/ Тез. докл. Всеросс. науч. техн. конф. Тюмень, 2000. С. 56.

104. Клюсов А.А., Батурин В.И., Добрянский В.Г., Кривобородов Ю.Р., Кожемякин П.Г. Техногенный микрокремнезем- эффективная добавка в цемент и композиция на его основе// Обзорная информ. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. -1991, 25 с.

105. Никитин В.Н. Влияние добавок электролитов на трещинообразование в цементном кольце// РНТС. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. 1978. Вып.4. С. 28 — 38.

106. Булатов А.И., Мариампольский А.Н. Химические реагенты для регулирования свойств тампонажных растворов. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. — 66 с.

107. Булатов А.И., Данюшевский B.C. Тампонажные материалы: Учебн. пособие для вузов. Недра, 1987. - 280 с.

108. Клюсов А.А., Кононцов А.И., Вяхирев В.И., Кармацких С.А. Тампонажные растворы с компенсированной усадкой// Газовая промышленность. 1994. - № 7. - С. 13 - 14.

109. Бутг Ю.М., Батырбаев Г.А. Гидратация клинкерных минералов портландцемента и их смесей с глиной и опокой. — Алма-Ата// Тр. ин-та/ Казахский филиал АН СССР. 1961. Т. 3 (5).

110. Давыдов И.Н. и др. Цементные растворы для цементирования скважин в условиях низких температур// Изв. вузов. Геология и разведка. — 1979. (Рукопись в ВИНИТИ № 2532 79 деп.).

111. Вяхирев В.И., Ипполитов В.В., Леонов Е.Г., Янкевич В.Ф., Белей И.И., Райкеевич С.И., Фролов А.А. Облегчающая добавка к тампонажным растворам// Газовая промышленность — 1997. № 6. — С. 9 - 11.

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

113. А.с. 1488436 СССР, МКИ3 Е 21 В/138. Тампонажный раствор/ В.Ф.Горский, Ю.Ф. Шевчук, А.К. Куксов, С.Б. Трусов, Ф.В. Пирус, В.А. Ларин, Е.И. Жмуркевич, Б.Н. Прокопец (СССР). № 4303745/23-03; Заявлено 06.07.87; Опубл. 23.06.89. - Бюл. № 23.

114. А.с. 1099051 СССР, МКИ3 Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор/ Г.Р. Вдгнер, Е.И. Прийма, Ю.И. Тарасевич, Б.И. Краснов, В.М. Шенбергер, Т.Г. Андроникашвили, К.М. Мчедлишвили (СССР). № 3500806/22-03; Заявлено 18.10.82; Опубл. 23.06.84. - Бюл. № 23.

115. А.с. 628289 СССР, МКИ3 Е 1 В 33/138. Тампонажный раствор/ Г.Р. Вагнер, В.П. Детков, Н.Н. Круглицкий, Ф.Д. Овчаренко, Е.И. Прийма Ю.И. Тарасевич (СССР). № 2505253/23-03; Заявлено 07.07.77; Опубл. 15.10.78. -Бюл. № 38. ;

116. Буров А.И. Сырьевая база природных цеолитов России// Тез. докл. -Новосибирск, 1992.- С. 11-14.

117. О.Н. Витюк, П.А. Шестаков (СССР). № 4757501/03; Заявлено 09.11.89; Опубл. 07.06. 92.-Бюл. № 21.

118. ГОСТ 26798.1-96. Цементы тампонажные. Методы испытаний. -М.: МНТКС, 1998.-18 с.

119. ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические условия. М.: МНТКС, 1998. - 12 с.

120. Методические указания по испытанию тампонажных материалов в условиях многолетнемерзлых грунтов. М.: ВНИИГАЗ, 1982.- 81 с.

121. Клюсов А.А., Лепнев Э.Н., Каргапольцева Л.М. Взаимосвязь прочностных и акустических характеристик цементного камня// Газовая промышленность. -1987. № 3. - С. 50-51.

122. Адлер Ю.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Наука, 1976.- 216 с.

123. Львовский Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул. М.: Высшая школа, 1988. - 367 с.

124. Башкатов Д.Н. Планирование эксперимента в разведочном бурении. -М.: Недра, 1985. 181 с.

125. Сызранцев В.Н., Сызранцева К.В. Расчет напряженно-деформированного состояния деталей методами конечных и граничных элементов: Монография.- Курган: Изд-во Курганского гос. ун-та, 2000. 111 с.

126. Басов К.A. ANSYS в примерах и задачах/ Под общ. ред. Красовского Д.Г. М.: Компьютер Пресс, 2002. - 224 с.

127. Справочник по сопротивлению материалов/ Г.С. Писаренко, А.П. Яковлев, В.В. Матвеев; Под ред. Г.С. Писаренко. Киев: Наук, думка, 1988. -736 с.

128. Пехович А.И., Жидких В.М. Расчеты теплового режима твердых тел.- JL: Энергия, 1976. 124 с.

129. Исследование надежности принятых конструкций скважин для различных типов мерзлых пород на месторождениях Тюменской области: Отчет о НИР/ ТюменНИИГипрогаз. № Д-1- 80: № ГР 80046684. - Тюмень. -130 с.

130. Perkins Т.К. and others. Studies of pressure generated upon refreezing of thawer permafrost around a wellbore. Petroleum Technology, 1974, vol. 26, № 10, p. 1159-1166.

131. Кузнецов В.Г., Белобородов А.В., Сызранцева К.В. Оценка напряженного состояния крепи арктических скважин при их промерзании/ Бурение и нефть. 2004. - № 1 - С. 18-19.

132. Будников В.Ф., Булатов А.И., Макаренко Н.П. Проблемы механики бурения и заканчивания скважин. — М.: Недра, 1996. — 495 с.

133. Кузнецов В.Г., Кучерюк В.И. Расчет и оптимизация крепи скважин для месторождений Крайнего Севера/ Изв. вузов. Нефть и газ. 2001. - № 6. -С. 36-42.

134. Кузнецов В.Г., Якубовская С.В., Герасимов Д.С. Напряженно -деформированное состояние крепи скважин при внешней локальной, осесимметричной нагрузке// Изв. вузов. Нефть и газ. 2002. - № 6. - С. 31-34.

135. Тимошенко С.П. Устойчивость стержней, пластин и оболочек. -М.: Наука, 1971.-800 с.

136. Якубовская С.В., Гуляев Б.А., Герасимов Д.С., Овчинникова И.Ю. Моделирование задачи изгиба составных пластин и оболочек// Изв. вузов Нефть и газ. 1999. - № 3. - С. 86-91.

137. Требования к свойствам тампонажного раствора-камня для крепления разведочных скважин на нефть и газ в условиях многолетнемерзлых пород Западной Сибири/ А.Т. Горский. Тюмень: ЗапСибБурНИПИ, 1981. - 16 с.

138. Рич М. Методика испытания тампонажных смесей, применяемых для цементирования скважин в Арктике // Инженер нефтяник. —1977. № 2. -С. 13-19.

139. Полозков А.В. Магамедов М.З., Никитин В.Н. Строительство скважин в условиях Крайнего Севера// Обзорная информ.: Бурение газовых и газоконденсатных скважин. -1987. Вып. 5. - 38 с.

140. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. РД 3900147001- 767- 2000. - М.: ОАО «Газпром» и ОАО НПО «Бурение», 2000. -277 с.

141. Тампонажный материал . низкотемпературный седиментационнеустойчивый,; безусадочный (ЦНУБ)/ Овчинников В.П., Урманчеев В.И., Смыслов В.К., Кузнецов В.Г. Тюмень ЦНТИ,: Информац. листок о научно-техническом достижении № 91-11,1991.

142. Саркисов Г.М., Сароян А.Е., Бурмистров А.Г., Прочность крепления стенок нефтяных скважин. — М.: Недра, 1977. 144 с.

143. Горский А.Т., Баталов Д.М. Методика испытания тампонажного камня на морозостойкость Тюмень: ЗапСибБурНИПИ. - 1982. - 6 с.

144. Пат. 2241095 РФ. Облегченный тампонажный раствор/ Овчинников В.П., Кузнецов В.Г., Овчинников П.В., Фролов А.А., Будько А.В., Газгиреев Ю.О., Кобышев Н.П.- № 2003125923/03(027698); Опубл. Бюл. № 35. 2004. Заявлено 22. 08. 2003.

145. Каримов Н.Х., Губкин Н.А. Исследование и разработка расширяющихся тампонажных смесей и влияние их на герметизацию заколонного пространства// РНТС. Сер. Бурение. 1975.- № 9. - С 21-25.

146. Каримов Н.Х. Обоснование необходимого расширения тампонажных материалов// РНТС. Сер. Бурение. № 7. - С. 35-36.

147. Пат. 2204690 РФ. Облегченный тампонажный раствор/В.П. Овчинников, В.И. Вяхирев, А.А. Фролов, В.Ф. Сорокин, П.В.Овчинников,

148. B.Г. Кузнецов, С.А. Уросов, В.В. Подшибякин; Опубл. в Бюл. № 14. 2003.

149. Адам Н.К. Физика и химия поверхностей. М.: Гостехиздат, 1947.52 С.

150. Коллоидные поверхностно-активные вещества/ К. Шинода, К. Накагаева, Т. Тамамуси и др. М.: Мир, 1966.- 319 с.

151. Кузнецов В.Г., Кучерюк В.И., Колобов П.В. Методология оптимизации крепи скважин в криолитозоне// Бурение и нефть. 2003. - № 9.1. C. 26-28.

152. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-623-03 М.: Госгортехнадзор России, 2003.- 255 с.