Устойчивость конструктивных элементов нефтяных скважин в интервалах глинистых и соляных пород тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.20, кандидат технических наук Гладышев, Сергей Викторович

• Гладышев, Сергей Викторович
• кандидат технических наук
• 2003

Оглавление диссертации кандидат технических наук Гладышев, Сергей Викторович

ВВЕДЕНИЕ.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОБЛЕМЕ УСТОЙЧИВОСТИ СКВАЖИН. ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С УСТОЙЧИВОСТЬЮ СКВАЖИН НА ТЕРРИТОРИИ ВЕРХНЕКАМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КАЛИЙНО-МАГНИЕВЫХ СОЛЕЙ (ВКМКС) И НА

МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ. 1. Состояние проблемы и существующие методы расчета устойчивости скважин.

2. Требования к сохранности цементного камня нефтяных скважин на территории ВКМКС. Типовая конструкция нефтяной скважины.

3. Массовые нарушения скважин на месторождениях Западной Сибири на примере месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». Типовая конструкция нефтяной скважины на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз».

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ

ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.

МОДЕЛЬНЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ ПОВЕДЕНИЯ ГОРНЫХ

МАССИВОВ ГЛИНИСТЫХ И СОЛЯНЫХ ПОРОД и

ЦЕМЕНТОВ ПОД НАГРУЗКОЙ. 1. Методика испытания физико-механических свойств цементных материалов.

2. Результаты испытаний тампонажных материалов, применяемых для крепления нефтяных скважин на территории ВКМКС в интервале соляных пород.

3. Результаты испытаний цементных составов, применяемых для крепления нефтяных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» в интервалах люлинворских и чеганских глин.

4. Представления о поведении цементов под нагрузкой.

5. Математическая модель для описания поведения соляных пород.

6. Модель для описания поведения глинистого массива и физико-механические свойства глин.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2.

РАСЧЕТЫ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ НА НЕФТЬ В ИНТЕРВАЛЕ СОЛЯНЫХ ПОРОД В УСЛОВИЯХ

ВКМКС. 1. Геомеханическое моделирование строительства нефтяной скважины на территории ВКМКС.

1.1. Исходное напряженное состояние и физико-механические свойства пород, принятые в расчетах.

1.2. Моделирование без учета этапов строительства.

1.3. Моделирование с учетом этапов строительства.

2. Определение допустимых и предельных деформаций конструкции нефтяной скважины территории ВКМКС.

2.1. Расчет допустимых и предельных для конструкции скважины горизонтальных и вертикальных деформаций горного массива.

2.2. Расчет допустимых и предельных для конструкции скважины деформаций сдвига горного массива по контактам слоев.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3.

РАСЧЕТЫ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ НА НЕФТЬ В ИНТЕРВАЛЕ ЛЮЛИНВОРСКИХ И ЧЕГАНСКИХ ГЛИН

В УСЛОВИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ. 1. Основные методические подходы при построении геомеханической модели деформирования и разрушения конструктивных элементов скважины в интервале люлинворских глин.

2. Геомеханическое моделирование этапа строительства нефтяной скважины на месторождениях ОАО

Сургутнефтегаз».

3. Деформации обсадной колонны нефтяной скважины в глинистых породах при ее некачественном цементировании.

4. Расчет предельных для конструкции скважины деформаций сдвига горного массива.

5. Напряженно-деформированное состояние горного массива в окрестности нарушенной нагнетательной скважины на уровне люлинворских глин и деформирование соседних скважин.

6. Моделирование НДС нагнетательной скважины, находящейся в каверне.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Устойчивость конструктивных элементов нефтяных скважин в интервалах глинистых и соляных пород»

Проблемы геомеханического характера в последние годы со всей остротой встают перед нефтяниками. Ярким подтверждением этому является проведение уже двух Европейских конгрессов по механике горных пород (EUROCK-94, EUROCK-98), а также национальных конгрессов отдельных стран по проблемам, связанным с нефтедобычей. Среди многообразия вопросов, представляющих интерес как для науки, так и для практики нефтедобычи, является вопрос устойчивости скважин, сокращения расходов на их проведение и крепление. Особенно эти вопросы актуальны для участков скважин, расположенных в интервалах геологического разреза, характеризующихся слабыми глинистыми и соляными породами.

В настоящее время известно множество случаев массовых выходов из строя нефтяных скважин, вскрывших соляные и глинистые породы на небольших глубинах (300-700м). Подтверждением этому могут служить нефтяные месторождения Западной Сибири, на некоторых из которых наблюдались нарушения как отдельных скважин, так и целых кустов скважин в интервалах люлинворских и чеганских глин. К настоящему времени найдено достаточно убедительное объяснение данного явления, заключающееся, прежде всего, в низком качестве обсадных труб и недостаточной глубине спуска кондуктора, однако геомеханический аспект проблемы остался практически не затронутым. В связи с этим нельзя исключить дальнейшие случаи повреждения эксплуатационных скважин на месторождениях Западной Сибири, что уже имеет место на более глубоких горизонтах глинистых пород.

Другой аспект проблемы связан с требованием высокой сохранности цементного кольца вокруг нефтяной скважины. Например, в условиях территории Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС), где добыча углеводородов ведется непосредственно под уникальным месторождением калийно-магниевых солей, основной функцией цементного камня является функция защиты калийных рудников от проникновения над- и юдсолевых флюидов, т.к. их проникновение ведет к растворению солей и штоплению рудников. Для нефтяных скважин, построенных на этой территории, возникает обязательное требование сохранности цементного камня на всех этапах «жизни» скважины. Учитывая вышеизложенное, можно сказать, что актуальность вопроса устойчивости конструкции скважин в интервалах глинистых и соляных пород не вызывает сомнения.

Для ответа на вопрос о деформировании и разрушении конструкции скважины необходимо знание напряженно-деформированного состояния (НДС) как самой конструкции, так и околоскважинного массива. Очевидно, что расчет напряженно-деформированного состояния конструкции скважины базируется на знании прочностных характеристик элементов конструкции. До недавнего времени для расчета НДС конструкции скважины использовались аналитические зависимости. Недостатком данного подхода является то, что в основном все аналитические зависимости получены для упругой модели поведения среды, к тому же возможен расчет только конструкций с простой v> г» геометриеи. В настоящее время, с появлением вычислительной техники, для выполнения подобных расчетов все чаще используются численные методы, в частности, метод конечных элементов (МКЭ). МКЭ позволяет использовать самые разнообразные модели поведения материала, при этом можно моделировать конструкции с самой сложной геометрией. Кроме того, в настоящее время существуют готовые программные пакеты, позволяющие моделировать различные процессы на основе МКЭ. В связи с этим, автор работы остановился на использовании МКЭ для оценки прочности конструктивных элементов скважины в интервалах глинистых и соляных пород.

Расчеты НДС конструкции любого подземного сооружения, к которому относится и нефтяная скважина, невозможен без экспериментального определения свойств материала, использующегося для крепления подземного сооружения. Поэтому один из разделов работы посвящен экспериментальному определению физико-механических характеристик цементного камня, применяющегося для крепления обсадных колонн. Цель работы.

Целью работы является разработка геомеханической модели деформирования конструктивных элементов нефтяных скважин в интервалах пород геологического разреза, проявляющих выраженные реологические свойства.

Основная идея работы.

Основная идея работы заключается в реализации методом конечных элементов реологических моделей механики горных пород, для оценки устойчивости элементов конструкции нефтяных скважин с учетом этапов их строительства и физико-механических свойств тампонажных материалов. Задачи исследований.

1. Экспериментальное изучение физико-механических свойств тампонажных материалов, применяющихся для крепления конструктивных элементов скважин в интервалах глинистых и соляных пород;

2. Разработка метода расчета напряженно-деформированного состояния горного массива и конструкции скважины с учетом этапов строительства скважины и поведения массива горных пород;

3. Разработка геомеханической модели деформирования и разрушения конструктивных элементов нефтяных скважин ОАО «Сургутнефтегаз»;

4. Анализ напряженно-деформированного состояния и прочности цементного камня в интервале калийной толщи территории Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС).

Методы исследований.

Методы исследований включали в себя: анализ и обобщение нефтепромысловых данных по нарушенности скважин, испытания образцов применяемых тампонажных материалов с целью определения их физико-механических характеристик, численное моделирование напряженнодеформированного состояния в процессе строительства и эксплуатации нефтяных скважин в различных горнотехнических условиях.

Научные положения, защищаемые в работе:

1. Обоснование необходимости учета этапов строительства скважины, при оценке несущей способности цементного камня, обусловленное проявлением деформаций ползучести глинистых и соляных пород;

2. Геомеханическая модель деформирования нефтяных скважин, отражающая основные этапы их строительства, процесс твердения цементного камня и реологические свойства вмещающих пород;

3. Закономерности разрушения конструктивных элементов нефтяных скважин в условиях месторождений Западной Сибири, связанные с формированнием ассиметричных субвертикальных каверн, разгерметизацией резьбового соединения и последующим заводнением глинистых пород.

Научная новизна работы.

1. Установлены основные закономерности изменения упругих и прочностных свойств тампонажных материалов МФТМ, РМФТМ и гель-цементов, в процессе их твердения;

2. Разработана методика учета начальных деформаций ползучести обнаженного ствола скважины при оценке устойчивости ее конструктивных элементов;

3. Выполнено геомеханическое моделирование основных этапов строительства нефтяных скважин;

4. Проведена оценка негативного влияния некачественного цементирования на состояние обсадных колонн;

5. Определенны предельные для конструкции нефтяных скважин деформации.

Практическая ценность работы.

1. Разработана вычислительная схема оценки устойчивости нефтяных скважин пройденных в интервалах глинистых и соляных пород;

2. Обоснованы технические мероприятия по обеспечению несущей способности скважин.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается: использованием общепризнанных моделей поведения материалов и расчетных методов, проведением проверочных расчетов тестовых задач, использованием физико-механических характеристик определенных по результатам прямых испытаний, сходимостью полученных выводов с практикой.

Реализация результатов работы.

Результаты работы использовались для геомеханического описания механизма деформирования конструкции нефтяных скважин на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и при оценке сохранности цементного камня на нефтяных месторождениях территории ВКМКС. Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы были представлены на международной научно-практической конференции «Геоэкология и современная геодинамика нефтегазоносных регионов». (Москва, ГАНГ им.Губкина, 24-26 октября 2000г), на международной конференции «Геодинамическая и экологическая безопасность при освоении месторождений газа, его транспортировке и хранении» (Санкт-Петербург, ВНИМИ, 27-29 июня 2001), на международной конференции «Геомеханика в горном деле - 2002» (Екатеринбург, 20-21 ноября 2002г), на научно-технических советах ОАО «Сургутнефтегаз», ЗАО «ЛУКойл-Пермь», а также на научно-технических семинарах кафедры МДГиГИС Пермского государственного технического университета.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 7 работ.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 152 страницах машинописного текста, содержит 49 рисунков, 11 таблиц и список использованной литературы из 108 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геомеханика, разрушение пород взрывом, рудничная аэрогазодинамика и горная теплофизика», Гладышев, Сергей Викторович

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ IV

1. В ходе проведения исследований было выполнено численное моделирование методом конечных элементов (МКЭ) напряженно-деформированного состояния конструкции нефтяной скважины на территории Западной Сибири в интервале люлинворских и чеганских глин с учетом основных технологических операций строительства скважины, с учетом твердения цемента и ползучести пород. Результаты расчетов статической прочности конструкции скважины в интервале люлинворских глин свидетельствуют, что на участке до 50 суток рост напряжений превосходит рост предела прочности на одноосное сжатие и на участке до 10 суток рост напряжений превосходит рост предела прочности на объемное сжатие. Это означает, что цементное кольцо становится разрушенным уже в начальной стадии его твердения и фактически не является несущим элементом конструкции скважины. Все это позволяет утверждать, что применявшийся тампонажный материал не обеспечивал и не обеспечивает необходимую прочность цементного камня. При этом обсадные трубы эксплуатационной колонны и кондуктора имеют высокие коэффициенты запасы прочности.

2. Проведенный численный анализ НДС конструкции скважины показывает, что в результате сложного нагружения в процессе эксплуатации при некачественном цементировании обсадных колонн в интервалах кавернообразования возникают напряжения, большие или равные пределу текучести стали трубы, что должно привести к деформациям и разрушению обсадных колонн. Наличие кондуктора существенно повышает устойчивость скважины к воздействию горного давления. Даже в случаях некачественного цементирования кондуктора, при условии качественно зацементированной эксплуатационной колонны, конструкция скважины выдерживает возникающие напряжения и не деформируется.

3. Результаты расчетов предельных деформаций конструкции скважины свидетельствуют о том, что для труб прочности Д, которые применялись и применяются в ОАО «Сургутнефтегаз» начало возникновения зон разрушения наблюдается при деформациях 10мм/м; для резьбовых соединений это значение составляет 5мм/м. Разрушение нефтяной скважины, имеющей кондуктор, начинается с деформаций в 1,5-2 раза больших. Из результатов расчетов становится ясным, что при применении обсадных труб с более высокими значениями прочности стали, число сдеформированных колонн было бы меньше, поскольку предельные значения деформаций для групп стали марок Е и М получаются в 1,5-2 раза большими. Использование удлиненного кондуктора существенно повышает устойчивость конструкции скважины к деформациям сдвига. Предельные деформации для участка скважины с кондуктором получаются в 1,5-2 раза выше, чем для участка скважины без кондуктора.

4. Результаты численного моделирования изменения напряженно-деформированного состояния обводненного глинистого массива свидетельствуют о том, что на границе подвигающегося фронта заводненного массива, при прорыве воды из нагнетательной скважины, формируется зона интенсивных горизонтальных сдвижений, которая способна нарушить конструкцию скважины. Полученные деформации для рассмотренной модельной ситуации составляют величину 11 мм/м. Такие деформации существенно превышают предельные деформации, и однозначно, приведут к нарушению конструкции скважины.

5. Численное моделирование показывает, что угол наклона скважины сильно влияет на вероятность ее нарушения. При этом существует предельный угол, превышение которого резко увеличивает вероятность выхода из строя нагнетательной скважины. Для рассмотренных геолого-геомеханических условий строительства скважины этот угол составляет 16-17 градусов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения диссертационной работы «РАЗРАБОТКА ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ДЕФОРМИРОВАНИЯ

КОНСТРУКТИВНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В ИНТЕРВАЛАХ ГЛИНИСТЫХ И СОЛЯНЫХ ПОРОД» выполнен комплекс исследований, направленных на разработку геомеханической модели деформирования конструктивных элементов нефтяных скважин в интервалах слабых глинистых и соляных пород геологического разреза.

Результаты исследований позволяют сделать следующие выводы.

1. К настоящему времени имеется достаточно большое число работ, посвященных расчету НДС породного массива вблизи незакрепленной скважины и оценке устойчивости конструкции скважин. Однако преимущественно рассматриваются различные аналитические методы расчета многослойной крепи. Имеющиеся нормативные документы регламентируют, в основном, расчет обсадных колонн по максимальным значениям избыточных внутренних и внешних давлений, а также осевых нагрузок. Недостатком данных методов является использование преимущественно упругой модели поведения горного массива и цементного камня, их неприменимость к более сложной конструкции, невозможность учета этапов строительства скважины, а также невозможность комплексного учета различных геологотехнических факторов. От этих недостатков свободны численные методы, в частности, метод конечных элементов (МКЭ). Использование МКЭ представляется весьма оправданным при рассмотрении вопросов оценки устойчивости цементного камня и в целом конструкции скважины на территории ВКМКС в интервале соляных пород в связи с необходимостью надежной изоляции соляной толщи от проникновения флюидов, и на территории Западной Сибири в интервале люлинворских и чеганских глин, где имеются многочисленные случаи деформирования скважин.

2. Несмотря на большое число построенных скважин как на территории ВКМКС, так и на месторождениях Западной Сибири оказались слабо изучеными физико-механические свойства цементного камня, использующегося для крепления обсадных колонн в интервалах соляных и глинистых пород, такие как прочность на сжатие и растяжение, модуль упругости, сцепление, угол внутреннего трения, без знания которых прочностные расчеты подземного сооружения, к которому относится нефтяная скважина, практически невозможны. В связи с этим были выполнены испытания физико-механических свойств тампонажных материалов.

3. Соляные и глинистые породы обладают ярко выраженными свойствами ползучести, в связи с этим для описания поведения этих пород следует использовать реологические модели среды. На основе анализа литературных источников принято использовать для описания поведения под нагрузкой солей территории ВКМКС линейно-наследственную теорию ползучести, для описания люлинворских и чеганских глин вязкопластическую модель Бингама. Для реализации данных моделей в программном комплексе «Ansys» использовалась встроенная в «Ansys» специальная зависимость деформаций ползучести от напряжений.

4. По результатам численного моделирования этапов строительства нефтяной скважины в условиях ВКМКС с учетом твердения цемента и ползучести пород установлено, что нарастание прочности цементного камня для глубин 250-600м идет гораздо более быстрыми темпами, чем нарастание напряжений. Т.е. результаты моделирования НДС конструкции скважины с учетом этапов ее строительства свидетельствует о сохранности цементного камня на начальной стадии его твердения. Результаты расчетов НДС конструкции скважины на конечный срок твердения цементного камня также говорят о том, что запас прочности цементного камня значителен. Таким образом, соленосная часть Верхнекамского разреза надежно защищена от проникновения над и под-солевых флюидов в том случае, если конструкция скважины не подвергается негативному внешнему воздействию, например, отсутствуют дополнительные деформации от ведения горных работ в соляных рудниках. В связи с этим были определены допустимые и предельные деформации для конструкции скважины в условиях ВКМКС, на которые должно опираться любое решение о возможности ведения горных работ вблизи скважины.

5. Результаты моделирования этапов строительства нефтяной скважины в интервале люлинворских глин в условиях Западной Сибири свидетельствуют, что цементное кольцо становится разрушенным уже в начальной стадии его твердения и фактически не является несущим элементом конструкции скважины. В случае некачественного цементирования конструкции скважины, особенно в случае отсутствия кондуктора, численное моделирование показывает, что в обсадных колоннах возникают напряжения, большие или равные пределу текучести стали трубы, что в свою очередь должно привести к деформациям и разрушению обсадных колонн. Определены предельные деформации сдвига конструкции скважины, применяемой на месторождениях Западной Сибири. Показано, что применение кондуктора, в целом, значительно усиливает конструкцию скважины, даже в случае некачественного цементирования. Результаты численного моделирования изменения напряженно-деформированного состояния обводненного глинистого массива свидетельствуют о том, что на границе подвигающегося фронта заводненного массива формируется зона интенсивных горизонтальных сдвижений. Деформации, возникающие при этом, существенно превышают предельные деформации, и однозначно, приведут к нарушению конструкции скважины. Выполнен анализ влияния угла наклона скважины, находящейся в каверне и определен предельный угол наклона нагнетательной скважины для рассмотренной модельной ситуации.

6. Таким образом, результаты численного моделирования подтверждают выдвинутые геомеханические аспекты деформирования скважин в интервалах люлинворских и чеганских глин Западной Сибири, суть которых заключается в следующем. В результате бурения и последующего обвалообразования стенок скважины образуются просторные и асимметричные каверны, которые в ходе цементирования не полностью заполняются тампонажным материалом. В результате в полученных кавернах может возникнуть излом обсадной колонны, особенно ситуацию усугубляет высокое внутреннее давление нагнетательной скважины и наличие угла наклона оси скважины. Далее в массив люлинворских и чеганских глин, в случае нагнетательной скважины, под высоким давлением начинает поступать вода, которая распространяется на большие участки как в плане, так и по высоте. Поступающая в глинистый массив вода полностью изменяет его физико-механические свойства, что приводит к значительному изменению его напряженно-деформированного состояния. Когда «плывун» достигает соседних скважин, происходит их деформирование.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Гладышев, Сергей Викторович, 2003 год

1. Инструкция по расчету обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. -М:

2. АООТ «ВНИИТнефть», 1997. . Булычев Н.С. Механика подземных сооружений. М.:Недра, 1982 .- 270с. . Булычев Н.С. Механика подземных сооружений в примерах и задачах.

3. Стрелец Г.А., Филатов Б.С., Лубан В.З., Еремеев Ю.А. Нарушение обсадных колонн в соленосных отложениях. Нефтяное хозяйство.-1970.-№2, с.28-31.

4. Сутягин В.В., Антипов В.И., Касаткин В.М., Чалищева М.А. Охрана подземных вод при сооружении скважин. -М.:Недра, 1986.-168с.

5. Тагиров К.М., Федорова Н.Г., Дубенко В.Е. Расчет обсадных труб на неравномерное давление соляных пород методом конечных элементов. Нефтяное хозяйство.-2001.-№2, стр. 36-38.

6. Тагиров К.М., Федорова Н.Г., Дубенко В.Е., Дадашева Н.В. Исследование напряженного состояния поврежденных обсадных труб методом конечных элементов (Часть I). Нефтяное хозяйство.-2001.-№11, стр. 56-59.

7. Тагиров К.М., Федорова Н.Г., Дубенко В.Е., Дадашева Н.В. Исследование напряженного состояния поврежденных обсадных труб методом конечных элементов (Часть II). Нефтяное хозяйство.-2001.-№12, стр. 33-36.

8. Саркисов Г.М. Расчеты бурильных и обсадных колонн. -М.: Недра, 1971.-205с.

9. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Под ред. А.И.Булатова.-М:Недра, 1977.-252с.

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

11. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. -М.: Недра, 1977.-325с.

12. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. -М.: Недра, 1990.-409с.

13. Булатов А.И., Аветистов А.Г. Справочник инженера по бурению. -М.:Недра, 1995,ТЗ.-З20с.

14. Справочник инженера по бурению. Том I. Под редакцией В.И.Мищевича, Н.А.Сидорова.-М:Недра, 1973.-520с.

15. Использование магнезиальных цементов в бурении скважин и добыче нефти. // Центральное правление НТО нефтяной и газовой промышленности. Авт. Г.М.Толкачев, Ю.А.Дулепов, А.М.Шилов, В.А Мордвинов. М.-1987.-45с.

16. Толкачев Г.М. К вопросу об оценке во времени состояния крепи нефтяных скважин. Тез.докл.ХХ1Х НТК Горно-нефтяного факультета ПГТУ. Пермь, 1998.-С.24-25.

17. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. -М.: МИР " Эльф-Акитен ", 1994 г.

18. Ержанов Ж.С., Сагинов А.С. и др. Ползучесть осадочных пород. Изд. «Наука» Казахской ССР.-Алма-Ата.-1970.-208с.

19. Инструкция по безопасному проведению работ по поискам, разведке и разработке залежей нефти на территории Верхнекамского месторождения калийных солей. Пермь, 1998.

20. Анализ нарушения целостности эксплуатационных колонн на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз». Отчет о НИР. Рук.работы Проводников Г.Б. Фонды ОАО «Сургутнефтегаз». 1996г.-112с.

21. Н.А.Касьянова, Э.В.Соколовский, С.В.Шимкевич. Результаты прогноза аварий скважин и порывов трубопроводных систем по геодинамическому фактору. Нефтяное хозяйство.- 1998.-№9.-с.75-77.

22. Касьянова Н.А., Кузьмин Ю.О. Современная аномальная геодинамика недр и ее влияние на объекты нефтегазового комплекса. М.:Геоинформмарк, 1996.-54с.

23. Сидоров В.А., Кузьмин Ю.О., Хитров A.M. Концепция «Геодинамическая безопасность освоения углеводородного потенциала недр России». -М.: Изд.ИгРГИ.-2000.-56с.

24. Н.Колотов А.В., Кошелев А.Т. Причины нарушения целостности эксплуатационных колонн в группах скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири. -М.:ВНИИЭНГ. Обзор.информ. Серия «Техника и технология обустройства нефтяных месторождений». -1990г.

25. Хайруллин М.М. Математическая модель вертикальных перемещений аварийных кустов скважин. В кн. «Совершенствование технологии бурения, крепления и освоения скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири». Тюмень, СибНИИНП, 1991. с.69-75.

26. Колотов А.В. Исследование условий нарушения колонн в период эксплуатации скважин. В кн. «Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири». Тюмень, СибНИИНП, 1982.-с.41-47.

27. Нежильский А.А., Рябоконь С.А. Причины повреждения обсадных колонн. Нефтяное хозяйство.-1992.-№3.-с.8-10.

28. Брайен Т.В. Причины повреждений обсадных колонн. // Нефть и нефтехимия за рубежом. 1984.-№6.-с.6-11.

29. ГОСТ 21153.2-84.Породы горные. Методы определения предела прочности при одноосном сжатии. М., изд. стандартов, 1984.

30. ГОСТ 21153.3-85.Породы горные. Методы определения предела прочности при одноосном растяжении. М., изд. стандартов, 1985.

31. ГОСТ 28985-91.Породы горные. Методы определения деформационных характеристик при одноосном сжатии. М., изд. стандартов, 1991.

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

33. Инструкция по приготовлению, контролю качества и использованию магнезиально-фосфатного тампонажного раствора РД-39-2-889-83.

34. Вялов С.С. Реологические основы механики грунтов-М.: Высшая школа, 1978.-317 с.

35. Водопьянов B.JL Исследование длительной устойчивости междукамерных целиков при разработке калийных месторождений: Автореф.дис.канд техн.наук. JL, 1964.

36. Проскуряков Н.М., Пермяков Р.С., Черников А.К. Физико-механические свойства соляных пород.Л.:Недра, 1973.

37. Проскуряков Н.М., Ливенский B.C., Карташов Ю.М. Реологические свойства соляных пород //Развитие калийной промышленности: обзорная информация.М., 1974.

38. Ливенский B.C., Карташов Ю.М., Кузнецов Ю.Ф., Проскуряков Н.М. Результаты исследования реологических свойств соляных пород при одноосном сжатии и изгибе // Горн. журн.1973.№ 9. С. 70-72.

39. Ставрогин А.Н., Лодус Е.В. Ползучесть и временная зависимость прочности горных пород // Физ.-техн. пробл. разраб. полезных ископаемых. 1974. № 6.стр. 3-10.

40. Ержанов Ж.С.,Бергман Э.И. Ползучесть соляных пород. Алма-Ата:Наука, 1977.

41. Ю.Барях А.А., Константинова С.А., Асанов В.А. Деформирование соляных пород. Екатеринбург, УрО РАН. 1996.- с.91-107.

42. Инструкция по защите рудников от затопления и охране объектов на земной поверхности от вредного влияния подземных горных разработок в условиях Верхнекамского месторождения калийных солей. -С-Петербург, Пермь, 1994.

43. Мамедов А.А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения. М. :Недра, 1974.-200с.

44. Напряженное состояние пород Верхнекамского калийного месторождения. Асанов В.А., Токсаров В.Н., Паньков И.Л. и др. -в сб. Горные науки на рубеже XXI века. Материалы межд. конф. Изд.УрО РАН, Екатеринбург.-1998.-c.8-10.

45. Исследование влияния добычи нефти на напряженно-деформированное состояние горного массива в районе ВКМКС. Отчет о НИР. Рук. Работы Кашников Ю.А. Фонды ЗАО «ЛУКойл-Пермь». 1998.-е. 190.

46. СНиП 2.03.01-84. Бетонные и железобетонные конструкции. Госстрой СССР.-Москва.-1984.

47. Кратч Г. Сдвижение горных пород и защита подрабатываемых сооружений. -М.: Недра, 1978. -494 с.

48. А.Г.Акимов, Х.Х.Хакимов. Обеспечение безопасной эксплуатации шахтных стволов. М.: Недра, 1988.-216 с.

49. Разработка геомеханической модели деформирования и разрушения конструкционных элементов нефтяных скважин. Отчет о НИР. Рук. Работы Кашников Ю.А. Фонды ОАО «Сургутнефтегаз». 2001.-с. 145.

50. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. Под ред. А.Е.Сарояна.-Недра,-1987.-488с.

51. Ю.Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова. М.,"Недра", 1974. 704с.

52. Оценка изменения НДС горного массива вокруг нефтяных скважин территории ВКМКС. Отчет о НИР. Рук. Работы Кашников Ю.А. Фонды ЗАО «ЛУКойл-Пермь». 1999.-c.96.

53. Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Катошин А.Ф., Нефедов Н.И. Напряженно-деформированное состояние конструкции скважин Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей // Нефтяное хозяйство, Москва, № 4, 2001.- с.31-35.

54. Кашников Ю.А., Гладышев С.В. Допустимые и предельные деформации конструкции скважины на нефть, строящейся на территории ВКМКС // Маркшейдерский вестник, Москва, № 1, 2002.- с. 11-17.

55. Кашников Ю.А., Гладышев С.В., Ашихмин С.Г., Проводников Г.Б. Геомеханический анализ деформирования и разрушения конструктивных элементов скважин ОАО «Сургутнефтегаз» // Нефтяное хозяйство, Москва, № 11, 2002.- с.39-43.

56. Гладышев С.В. Расчет прочности цементного камня нефтяных скважин в породах, склонных к ползучести. // Нефть и газ, Тюмень, (находится в печати, ориентировочно выйдет в № 3, 2003).

57. Предварительный анализ решения геомеханических и технических проблем, связанных с разработкой запасов нефти под промышленными запасами ВКМКС. Отчет о НИР. Рук. Работы Кашников Ю.А. Фонды ЗАО «ЛУКойл-Пермь». 1999.-c.60.

58. Мрозек Е.Р. Анализ напряженного состояния точек материала горных пород на стенках скважины. Нефтяное хозяйство.-2000.-№12, стр. 51-53.

59. Песляк Ю.А. Расчет напряжений в колоннах труб нефтяных скважин.-М:Недра, 1973.-320с.

60. Еременко Т.Е. Крепление нефтяных и газовых скважин.-М:Недра,1965.-240с.

61. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. Ред. А.И. Булатов. -М.:Недра, 1977.-c.252.

62. А.Г.Калинин, Б. А. Никитин, К.М. Солодкий, Б.З.Султанов. Бурение наклонных и горизонтальных скважин.-М.:Недра, 1997.-е.648.

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

64. Савин Г.Н. Распределение напряжений около отверстий. Киев. «Наукова думка»Д968.

65. БулатовА.И. Расчет давления на обсадную колонну при замерзании жидкости в каверне. Нефтяное хозяйство, 1979, № 3,с.25-27.

66. Лебедев Е.А., Бринцев А.И., Шавлохов С.А. Смятие обсадных колонн в интервалах залегания пластичных глин. -РНТС Бурение, 1983, № 4, с. 19.

67. Ю. Гайворонский А.А. Расчет и технология крепления нефтяных и газовых скважин. М. .'Недра, 1969.

68. Месчян С.Р. Ползучесть глинистых грунтов. Изд.АН. Арм. ССР, 1967.

69. Ахмадеев Р.Г. Особенности бурения скважин в глинистых породах.-ИНТ «Разработка нефтяных и газовых месторождений», 1977, №9, с.53-108.

70. Даныш Д.В., Леонов Е.Г., Филатов Б.С. Расчет скорости сужения ствола скважины в пластичных породах. -Нефтяное хозяйство, 1972, №6, с.9-12.

71. Войтенко B.C., Леонов Е.Г., Филатов Б.С. Прогнозирование скорости сужения ствола и расчет важнейших технологических параметров при пластических деформациях пород, слагающих стенки скважины. -Нефтяное хозяйство, 1974, №8, с.21-24.,

72. Rock at great depth Rock mechanics and rock physics great depth / Proceedings of an international symposium, Раи, 28-31.08.89 1989. 1620pp., 3 volumes, 295,-A.A.Balkema, P.O.Box 1675, rotterdam, Netherlands.

73. EUROCK-98. Rock Mechanics in Petrolium Industry. Trondheim, 1998.

74. F.V. da Silva, G.F. Debande, C.A. Pereira, B.Plischke. Casing Collapse Analysis Associated With Reservoir Compaction and Overburden Subsidence, Society of Petroleum Engineers, 1990, p. 127-133.

75. A.Zervos, P. Papanastasiou, J.Cook, Elastoplastic finite element analysis of inclined wellbores, Society of Petroleum Engineers, 1998, p.535-544.

76. S.M.Willson, S.L.Dowson, B. Plischke, Numerical Simulation of the Stability of Multilateral Well Junctions, 1998.

77. Plischke В. Numerische Untersuchungen der Standsicherheit geneigter Bohrungen in tonigen Sedimenten. Veroffentlichungen des Institutes fur Grundbau, Bodenmechanik, Felsmechanik und Verkehrswasserbau der RWTH Aachen, Heft 26, 1994, p.101-112.

78. Roegiers. Recent rock mechanics developments in the Petrolium industry. Rock Mechanics, Daemen and Schutz (eds), 1995, pp. 17-29.

79. Greenwald H., Howarth H. Bureau of mines //Tech.Publ. 575. Washington, 1937.

80. Wittke, W.: Rock Mechanics, Theory and Applications with case histories, Springer-Verlag, Berlin, Heidelberg, New York, London, Paris, Tokio, Hongkong, Barcelona, 1990a

81. M.Hofer K.-H.Beitrag zur Frage der Standfestigkeit von Bergfesten im Kalibergbau. Berlin:Freib.-Forch.H., 1958.124 p.

82. Schuppe F. Ein reologisches Modell fur das Salzgesteine. Bergakademic, 1963.V.15,№ 8.p.583-586.

83. Serata S. Application of continuum mech. to desing of deep, potasch mines in Canada // Inter J.Rock Mech.Min.Sci.1968. V.5 № 7.P.293-314.57.«ANSYS» Online Manuals. Release 5.5. User Programmable Features. 1999.

84. Serata S., Sakurai S., Adachi T. Theory of aggregate rock behavior based on absolute three-dimensional testing (ATT) of rock salt // Basic and Appl.Rock Mesh: Proc. 10-th Symp. Rock. Mech.N.Y.,1972.P.431-473.

85. P. Papanastasiou, A. Zervos. Three-dimensional stress analysis of a wellbore with perforation and a fracture, Society of Petroleum Engineers, 1998, p.347-355.

86. X.Li., J.C.Roegiers,C.P.Tan. Collaborative development of a wellbore stability analysis software with determination of horizontal stress bounds from wellbore data // Eurock 96. P.801-808.

87. L.B.Hilbert, R.L. Gwinn, T.A. Monorey, G.L.Deitrick. Field-scale and wellbore modeling of compaction-induced casing failures. Society of Petroleum Engineers, 1998, p.429-438.

88. L.N.Germanovich, A.N. Galybin, A.V. Dyskin, A.N. Mokhel, V.Dunayevsky. Borehole stability in laminated rock. Eurock 96. p.767-775.

89. Y.Wang. Onset of sand production and open hole stability near heated horizontal wells. Society of Petroleum Engineers, 1998.

90. T.Russell. Wellbore stability predictions using a modified lade criterion. Society of Petroleum Engineers, 1998, p.247-254.

91. D.Okland, J.M.Cook. Bedding-related borehole instability in high-angle wells. Society of Petroleum Engineers, 1998, p.413-421.

92. X.Li, L.Cui, J.-C.Roegiers. Thermoporoelastic analyses of inclined boreholes. Society of Petroleum Engineers, 1998, p.443-451.

93. D.Okland, B.Plischke. Perforation stability analysis as a tool for predicting sand production: application for the Brage field. Society of Petroleum Engineers, 1996, p.167-174.

94. V.Maury. Rock failure mechanisms identification: a key for wellbore stability and reservoir behaviour problem. Eurock 94. p. 175-181.1. РОССИЙСКАЯ1. ЗгЬЯИОуЩ.