автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Исследование и разработка технологий, обеспечивающих герметичность заколонного пространства скважин подземных хранилищ

Общие выводы.

1. На основании проведенного анализа сделан вывод о том, что в настоящее время нет комплексной технологии, гарантирующей герметизацию зако-лонного пространства скважин для газовых месторождений, подземных хранилищ газа и многотоннажных отходов химических производств.

2. Наиболее опасным периодом возможного прорыва флюида по массиву тампонажного раствора (камня) и его контактным зонам является время от начала формирования структуры камня до образования структуры с замкнутой пористостью.

Процесс перехода сообщающихся пор в замкнутые обусловлен увеличением объёма продуктов гидратации, по сравнению с объёмом исходного вяжущего. В этот период необходимо поддерживать расчетное давление в за-трубном пространстве искусственно, для компенсации противодавления на пласт, снижающегося в результате образования структуры твердеющим раствором.

3. Вероятность прорыва флюидов в первый период твердения цементного раствора уменьшается при ускорении процесса структорообразования как за счёт физико-химических, так и за счёт технологических приёмов (снижение В/Ц, ввод ускорителей твердения, изменение температуры твердения, активация растворов и др.)

4. Каналообразование по контактным зонам цементного камня происходит за счёт усадочных деформаций, когда контракционные эффекты приводят к вакуумированию пор в твердеющем цементном камне.

Для предотвращения каналообразования на контактных зонах цементного камня с породой и колонной необходимо применять коррозионно стойкие там-понажные композиции, обладающие эффектом расширения в начальный период твердения.

147

5. Седиментационные процессы, происходящие в тампонажном растворе до начала его структорообразования, являются причиной образования сквозных капиллярных пор в затвердевшем камне.

В результате осаждения дисперсной фазы и выдавливания жидкости за-творения в структуре камня возникают каналы, могущие сохраняться даже при полной гидратации вяжущего.

6. Интенсивная седиментация тампонажного раствора вызывает образование по стволу скважины зон раствора с пониженным и повышенным водосо-держанием. В зоне с повышенным ( В/С>0,6 ) исключается возможность образования замкнутых пор, в то время как в зонах с низким В/Ц имеют место интенсивные контракционные явления, вызывающие усадку камня и образование микро- и макрозазоров на его границе с колонной и породой.

Применение седиментационно-устойчивых и суффозионно-устойчивых тампонажных растворов для крепления специальных скважин является обязательным условием.

7. Для уменьшения вероятности прорыва на границе цементного камня с горной породой необходимо, в процессе первичного вскрытия проницаемых пластов, проводить подготовку ствола скважин, включающую удаление фильтрационной корки со стенок скважины и последующую кольматацию проницаемых пластов.

8. Технологические операции в зацементированных скважинах необходимо проводить в периоды, исключающие нарушение герметичности затрубно-го пространства, используя для этого специальные приборы и технологию.

9. Для выбора тампонажного материала, технологии подготовки ствола скважины и технических средств реализации конкретной программы, разработан стандарт предприятия «Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве».

СТАНДАРТ ПРЕДПРИЯТИЯ

Технология цементирования скважин, обеспечивающая герметичность цементного кольца в заколонном пространстве

СТП - 001 - 99

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Система считается герметичной, если фильтрационный расход через нее отсутствует.

1.2. Способность препятствовать газожидкостному обмену между средами, разделенными системой, есть изолирующая способность этой системы.

1.3. Количественным показателем изолирующей способности является начальный градиент фильтрации - тот наибольший градиент давления, при котором возникает фильтрационный расход.

1.4. Зацементированное заколонное пространство является герметичным, если отсутствуют межпластовые перетоки, проявления флюида на дневную поверхность или прорыв посторонних флюидов к перфорационным отверстиям.

1.5. Критерием герметичности является условие, при котором градиент давления, направленный из пласта в скважину, не превышает начального градиента фильтрации системы.

1.6. Технология устанавливает последовательность операций при выборе рецептуры тампонажного раствора, оценке изолирующей способности тампо-нажного раствора и камня в лабораторных условиях, прогнозировании герметичности цементного кольца в заданных геолого-технических условиях и выборе управляющих воздействий для обеспечения герметичности зацементированного заколонного пространства.

1.7. При осуществлении работ по цементированию скважин должны соблюдаться «Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях» (М., 1983); «Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности» (М., «Недра», 1975); «Правила пожарной безопасности» (Баку, 1976).

1.8. Работы по цементированию скважин, не регламентированные настоящей технологией, должны осуществляться в соответствии с «Инструкцией по креплению нефтяных и газовых скважин» (М., 1975). строительстве и ремонте скважин в нефтяной и газовой промышленности» (М., Газгортехнадзор России, 1998. РД 08-254-98)

1.8 Работы по цементированию скважин, не регламентированные настоящей технологией, должны осуществляться в соответствии с «Инструкцией по креплению нефтяных и газовых скважин», М., 1995.

2. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ТЕХНОЛОГИИ

2.1 Технология должна обеспечить заполнение заданных интервалов заколонного пространства скважины тампонажным раствором, который в период ОЗЦ, к моменту снижения порового давления до пластового, способен выдерживать без фильтрации градиент давления, определяемый конкретными геолого-техническими условиями (до 15мПа/м).

2.2 Технология должна обеспечить формирование в заданных интервалах заколонного пространства изоляционных экранов из тампонажного камня, способных выдержать без фильтрации градиенты давлений, возникающие в скважине в период освоения и эксплуатации ( до 5 Мпа/м) .

2.3 Подготовка и осуществление процессов, составляющих технологию, должны обеспечиваться стандартными средствами в режимах, предусмотренных их паспортными характеристиками.

2.4 Технология должна осуществляться с применением стандартных тампонажных материалов и химреагентов.

2.5 Контроль параметров тампонажного раствора и его компонентов, процесса подготовки скважин к цементированию, приготовления, закачивания и продавливания буферной жидкости и тампонажного раствора, а также контроль качества цементирования должны осуществляться стандартными методами и средствами измерений.

2.6 Технология должна обеспечить отсутствие заколонных перетоков и нефтегазоводопроявлений с вероятностью 0,9.

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА

3.1 Технологическое оборудование:

3.1.1 Цементировочные агрегаты ЦА-320М ТУ 26-02-613-75, ЗЦА-400 ТУ 26-02-613-75,УНБ2-630 ГОСТ 20725-75; цементосмесительные машины 2СМН-20 ТУ 26-1659-77; блок манифольдов БМ-700 ТУ 26-02-219-77; 26 станция контроля цементирования СКЦ-2М ТУ 41-01-271-82; превенторы ОСТ -02-1866-76, ТУ 41-1013-72; центраторы ЦЦ ТУ 39-01-08-283-77; скребки ТУ 39-5-329-74; турбулизаторы ЦТ 39-01-00-284-77; / цементировочная головка ГУЦ - 400 или ГУЦ - 600.

3.1.2 Приборы: манометры избыточного давления ГОСТ 8625-77Е; ареометр ТУ 25-08-543-69; вискозиметр ВПЖ ТУ 25-11-1017-75; конус АзНИИ ТУ 25-04-2550-80; игла Вика ОГУ-1 ТУ 25-08-255-75 (ГОСТ 31-.376); консистометр КЦ-3 ТУ 25-02-03-2057-77; УВЦ-2С; ареометры ГОСТ 18481-81 (ГОСТ 1300-74); мерные цилиндры ГОСТ 1770-74 вместимостью 250 и 500 мл; автоклав с устройством для определения сроков схватывания и термостат, обеспечивающие соблюдение режимов по ГОСТ 26798.0-85; пресс любой конструкции с максимальной нагрузкой до 500 кН и допустимой погрешностью измерения нагрузки не более + 2% (например, ГОСТ 8905-82);

3.2.1 Цементировочный комплекс фирмы «Халлибуртон»: цементировочный агрегат СРТ-У-4; блок пневморезервуаров для хранения и подачи тампонажного материала ; компьютеризированная станция контроля параметров процесса цементирования; цементировочная головка ГУЦ-400; превенторы ОСТ 26-02-1866-76, ТУ 41-1013-72; центраторы ЦЦ ТУ 39-0108-283-77; скребки ТУ 39-5-329-74; турбулизаторы ЦТ ТУ 39-01-00284-77.

3.2.2 Лабораторное оборудование фирмы «Халлибуртон»: атмосферный консистометр; автоматический консистометр; ультразвуковой анализатор прочности цементного камня; реометр; приборы определения фильтрационных свойств цементного раствора; вспомогательное оборудование.

4.1 Данные о геолого-технических условиях цементирования

1. Агзамов Ф.А. Исследование путей повышения эффективности вибровоздействия при креплении скважин.: Автореф. Дис. к.т.н.- Уфа: УНИ, 1974.20 с.

2. Агишев А.Н. Межпластовые перетоки при разработке газовых месторождений. М.: Недра, 1976, - 204 с.

3. Адлер Ю.П., Грановский К.В., Маркова Е.В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Наука, 1971, - 282 с.

4. Алекперов В.Т., Никишин В.А. Кольматация проницаемых пластов в процессе бурения и ее последствия. //НТЖ. Нефтяное хозяйство.- М.: Недра, 1972. № 8. С. 21-24.

5. Алекперов В.Т. Предотвращение прихвата бурильного инструмента в зоне проницаемых пластов. //ЭИ. Сер. Бурение., М.: ВНИИОЭНГ, 1972. № 15. С. 5-7.

6. Александров М.М. и др. Оценка возможности расхаживания обсадных колонн при цементировании скважин.// Тр. ин-та/ ГНИ. 1971. Вып. III.

7. Астреева О.М., Лопатников Л.Я. Современные представления о процессах гидратации. /Информационные сообщения НИИцемента за 1956г.

8. Ашрафьян М.О., Булатов А.И. Эффективность вытеснения буровых растворов и разрушения глинистых корок при цементировании скважин. /Тематические научно-технические обзоры. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1969, 75 с.

9. Белов В.П. Коркоудаляющие реагенты и эффективность их применения. //НТЖ. Нефтяное хозяйство.- М.:Недра, 1974. № 12. С. 9-12.

10. Бережной А.И. Формирование структуры цементного камня в условиях фильтрации дисперсионной среды.// Тр. координационного совещания по гидротехнике «Фильтрация воды через бетон, бетонные конструкции и сооружения»/. 1974. № 68.149

11. Бережной А.И., Титков Н.И. К вопросу изменения гидростатического давления структурированных жидкостей. // НТЖ. Нефтяное хозяйство,-М.:Недра, 1968. № 3, 23-37 с.

12. Бережной А.И. и др. Цементирование скважин на Щелковском газохранилище и Ефремовском ГКМ с применением кондиционирования тампо-нажного раствора.// В кн.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-ных месторождений. М.: ВНИИгазпром, 1968. № 2.

13. Бережной А.И., Зальцер А.Я., Муха А.Г. Электрические и механические методы воздействия при цементировании скважин. М.: Недра. 1976, 183 с.

14. Бережной А.И. Рекомендация по улучшению герметичности газовых скважин. Харьков, Укр.филиал ВНИИгаз, 1966.

15. Беряал Д. Третий Международный конгресс по химии цемента. Гос-стройиздат, 1958.

16. Бовин Г.П. Возведение водонепроницаемых сооружений из бетона и железобетона. М., 1969, 184 с.

17. Бруссер М.И. Исследования структурной пористости бетона и факторов ее определяющих.: Автореф. Дис. к.т.н.- М.: МИПАТ, 1971.

18. Булатов А.И., Обозин О.М. К вопросу о седиментационной устойчивости тампонажных растворов. //Труды КФ ВНИИКРнефть. Крепление скважин, буровые растворы и предупреждение осложнений./ 1970. № 23. С. 256267.

19. Булатов А.И., Рябченко В.И., Сибирко И.А. и др. Газопроявления в скважинах и борьба с ними.- М.: Недра, 1969. С. 278.150

20. Булатов А.И., Марухняк Н.И. Количественная оценка влияния кон-тракционных явлений на возможные газопроявления при цементировании скважин. //Нефтяная и газовая промышленность, 1970. № 3. С. 18-21.

21. Булатов А.И., Бабаян Э.В., Видовский A.JI. и др. О гидростатическом давлении в стволе скважины, заполненной глинистым раствором. // НТЖ. Нефтяное хозяйство.- М.:Недра, 1975. № 2. С. 27-29.

22. Булатов А.И., Обозин О.И. Об изменении гидростатического давления при твердении тампонажных растворов. //Тр. ВНИИКРнефть, 1970. Вып. 20.

23. Булатов А.И. К вопросу о снижении давления у забоя скважины при твердении цементного раствора.// Тр. КФ ВНИИнефть,.- М.:Недра, 1965. Вып. 15.

24. Булатов А.И., Куксов А.К. О необходимости учета седиментационной устойчивости и тампонажных растворов.//НТС Бурение, 1971. № 2. С. 19-22.

25. Булатов А.И., Лыков Е.А., Сидоров H.A. Предупреждение затрубных газопроявлений. //НТЖ. Нефтяное хозяйство.- М.:Недра, 1964. № 11. С. 20-26.

26. Булатов А.И., Обозин О.Н., Куксов А.К. Возникновения каналов в за-трубном пространстве скважины после цементирования. //ГП. М.: Недра, 1970. № 2. С. 3-6.

27. Булатов А.И. Управление физико-механическими свойствами дисперсных систем. М.: Недра, 1976. - 248 с.

28. Булатов А.Н., Измайлов Л.Б., Крылов В.И. и др. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1977. - 253 с.

29. Булатов А.И., Новохатский Д.Ф. Тампонажные шлаковые цементы и растворы для цементирования глубоких скважин.- М.: Недра, 1975.- 224 с.

30. Бутт K.M., Колбасов В.М. Влияние состава цемента и условий твердения на формирование структуры цементного камня. //VI Международный конгресс по химии цемента.- М.: Стройиздат, 1976.

31. Бутт Ю.М., Рашкович Л.Н. Твердение вяжущих при повышенных температурах. -М.: Стройиздат, 1965. 231 с.151

32. Бутт Ю.М., Рашкович Л.Н., Волков В.В. Твердение смесей минералов портландцементного клинкера при гидротермальной обработке.//Изв. ВУЗов. Химия и химическая технология, 1958. № 3. С. 130-136.

33. Винарский М.С. Цементы в нефтяной промышленности США,- ГОС-ИНТИ, 78. 1959.

34. Видовский А.Л., Ахметов P.A. Об изменении давления столба тампо-нажного раствора в процессе твердения. //Сб. Буровые растворы и крепление скважин. Краснодар, 1971.

35. Видовский А.Л. и др. Определение изменения давления цементного раствора в зоне цементирования скважин. //Сб. Промывка и цементирование скважин. М.: Недра, 1973.

36. Видовский А.Л., Булатов А.И. Напряжения в цементном камне глубоких скважин. М.: Недра, 1977. - 175 с.

37. Волженский Б.В., Макашев С.Д., Штейерр Н.П. Технологические, физико-механические и физико-химические исследования цементных материал-во. -Л., 1972.-304 с.

38. A.c. № 741550.Способ подземного хранения углеводородов / Р.И.Вяхирев, В.М. Овчинников, Н.И Игнатьев и др. 1980. Бюл. № 23.

39. Гайворонский A.A., Фарукшин Л.Х., Шульга Т.Н. О гидростатическом давлении глинистых и цементных растворов в стволе скважины. Новые работы в области крепления и цементирования нефтяных и газовых скважин. 1963.

40. Гасан Заде H.A., Агаев М.Х. К вопросу нарушения сплошности цементного камня.//Изв. ВУЗов, Нефть и газ, 1973. № 3. С. 27-29.

41. Гельфман Г.Н., Клявин P.M. Влияние водоотдачи на процесс формирования цементного камня и на качество цементирования скважин. Материалы совещания по формированию цементного камня, 1962.

42. Гельфман Г.Н., Клявин P.M. К вопросу о водоотдаче цементных растворов.//НТЖ. Нефтяное хозяйство.-М.:Недра, 1963. № 8. С. 15-17.152

43. Геранин М.П., Соловьев Е.М. Поровое давление цементного раствора, находящегося в затрубном пространстве.// Бурение, 1970. № 8. С. 16-19.

44. Геранин М.П. Перетоки газа в скважинах через цементный раствор. //НТО. ВНИИЭгазпром. Сер. Разработка и эксплуатация газов, и газоконд. месторождений. М., 1977. - 52 с.

45. Геранин М.П. Исследование тампонирующей способности цементных растворов. : Дис. к.т.н.- М.: 1976. 264 с.

46. Гильманшин И.Г. Исследование причин снижения коэффициента приемистости нагнетательных скважин, связанных с фильтрацией суспензий.: Дис. к.т.н.-Уфа.: 1970.

47. Грачев В.В., Малеванский В.Д. Взаимодействие жидкости затворения с формирующимся скелетом цементного камня. -М.: ВНИИЭгазпром, Геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1977. № 13. С. 24-26.

48. Грачев В.Н., Малеванский В.Д. Повышение суффозионной стойкости нефтяных скважин. 1980. Вып. 2. С. 16-19.

49. Грачев В.В., Малеванский В.Д. Устойчивость цементных растворов в период схватывания. // НТЖ. Газовая промышленность.- М.:Недра, 1975. № 7. С. 42-44.

50. Грачев В.В., Леонов Е.Г., Малеванский В.Д. Проницаемость скелета столба цементного раствора в период ОЗЦ. //Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭГазпром, 1969. № 9. С. 31-34.

51. Райхель В., Конрад Д. Бетон.- М.: Стройиздат, 1979. -111 с.153

52. Грачев В.В., Малеванский В.Д. О влиянии аномальности пластовых давлений на выбор конструкции скважин. // НТЖ. Газовая промышленность. -М.: Недра, 1976. № 2. С. 50-52.

53. Грачев В.В., Леонов Е.Г. Исследование порового и скелетного давления столба цементного раствора в период схватывания. -М.: Бурение, 1969. № 8. С. 17-21.

54. Грачев В.В. Исследование и разработка методов повышения герметичности заколонного пространства.: Автореф. Дис. к.т.н.- М.: 1981. С. 19.

55. Гудармо А. Прочность цементного камня в зависимости от его структуры. //VI Международный конгресс по химии цемента.- М.: Стройиздат, 1976. С. 302-306.

56. Данюшевский B.C. Длительное твердение цемента в гидротермальных условиях. //Тез. докладов и сообщений Всесоюзного совещания Твердение цемента,- Уфа : 1974. С. 342-346.

57. Данюшевский B.C., Толстых И.Ф., Милыптейн В.М. Справочное руководство по тампонажным материалам.- М.: Недра, 1973. 311 с.

58. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампо-нажных цементов. -М.: Недра, 1978. 293 с.

59. Детков В.П., Макаров Л.В. Пути упрочнения контакта цементного камня с глинистыми породами, слагающими стенки скважин. //НТС. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1968. Вып. 12. С. 15-17.

60. Дияк И.В. Исследование основных факторов, влияющих на качество цементирования нефтяных и газовых скважин. :Автореф. Дис. к.т.н. Ивано-Франковск : 1970.

61. Есенков М.Г. Тампонажный материал для цементирования высокотемпературных скважин. //Межвузовский научно-тематический сб. Бурение нефтяных и газовых скважин. Уфа, 1977. Вып. 13. С. 159-161.

62. Жигач К.Ф., Паус К.Ф. Влияние промывочных жидкостей на проницаемость кернов. // НТЖ. Нефтяное хозяйство.- М.:Недра, 1957. № 11. С. 62-67.154

63. Замахаев B.C. Кольматация пород при распространении в суспензиии ударных волн. //Тр. ВНИИБТ.- М.: 1975. № 200.

64. Зейналов Н.Э., Соловьев Е.М. О сцеплении цементного камня с песчаником.// Изв. ВУЗов Нефть и газ, 1967. № 10. С. 31-32.

65. Зейналов Н.Э., Сулейманов Э.М. Опыт цементирования обсадных колонн при опасности газопроявлений. //Бурение, 1982. № 7. С. 27-29.

66. Зельцер И.Я. Активизация тампонажных смесей.ЮИ. МГП. М.: ВНИИЭГазпром, 1970. № 14.

67. Игнатьев Н.И., Арестов Б.Б. Изоляция зон поглощения на Оренбургском газоконденсатном месторождении. //Реферативный сб. ВНИИЭГазпром. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. 1977. Вып. 1.

68. Игнатьев Н.И. и др. Вспученный вермикулит облегчающая добавка и наполнитель к глинистому раствору.// НТЖ. Газовая промышленность. - М.: Недра, 1975. №7. С. 19-20.

69. Кадыров Ю.Т., Юнусова М., Рахимов М. Изучение сцепления тампо-нажного камня с металлом. //Сб. науч. тр. ТашНИ. Ташкент, 1975. Вып. 161. С. 85-86.

70. Кадыров Ю.Т. Исследование факторов, влияющих на разобщение пластов нефтяных и газовых скважин в различных геолого-технических условиях. : Автореф. Дис. к.т.н.- Уфа : 1981. С. 24.

71. Каримов Н.Х., Губин H.A. Особенности крепления скважин в соле-носных отложениях. М.: Недра, 1974. -114 с.

72. Карпов Н.М., Добрянский В.Т. О механизме возникновения каналов в затрубном пространстве скважин.// Тр. ин-та ГипроТюменьнефтегаз.- Тюмень, 1974. Вып. 20.

73. Калаузек Д.А. //Третий международный конгресс по химии цемента.-М.: Госстройиздат, 1958.155

74. Коморин B.K. Опыт измерения гидростатического давления на забой скважины после окончания цементирования. //РНТС Бурение. -М.: ВНИИОНГ, 1970. №4. С. 29-32.

75. Коморин В.К. О природе межтрубных газоводонефтепроявлений //НТЖ Газовая промышленность. -М.: 1966. № 7. С. 10-15.

76. Положительное решение ВНИИГПЭ по заявке № 3457778/22-03. / В.М. Кравцов, О.В.Глуховцев, Н.И.Игнатьев и др./ Облегченный тампонажный материал.

77. A.c. № 505164 от 5/XI-1975 /В.М.Кравцов., А.Ф. Полак и др. /Вяжущее для автоклавных бетонов.

78. Круглицкий H.H. Основы физико-химической механики.- Киев : Высшая школа, 1975. С. 268.

79. Круглицкий H.H. Цементирование скважин с предварительным структурированием тампонажного раствора в статистических условиях. Киев : Техника, 1973. С. 14-17.

80. Крылов В.И., Небыков А.И., Сухенко Н.И. Зависание тампонажных смесей на стенках труб при проводке скважин в осложненных условиях. //Сб. при бурении и цементировании скважин. Краснодар : Книгоиздат, 1973.

81. Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Агзамов Ф.А. и др. Разработка и промысловые испытания вибробашмаков для цементирования обсадных колонн. //Межвузовский научно-тематический сб. Бурение нефтяных и газовых скважин.-, Уфа, 1976. Вып. 3. С. 201-205.

82. Кузнецов A.M., Старкова Г.А. К вопросу о контракции и вакууме в твердеющем цементе. //Изв. научного института при Пермском ГУ им. Горького, 1952. Вып.6. Т. XII,

83. Кузнецов Ю.С., Мавлютов М.Р., Игнатьев Н.И., Фунтов А.И. и др. Руководство по применению вибровоздействия при подготовке ствола скважины к цементированию обсадных колонн. Уфа: 1980.

84. Курочкин В.М., Алекперов В.Т. интенсификация процесса кольмата-ции мелкопористых проницаемых пород механическим способом. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: 1973. № 6. С. 11-14.

85. Куприна Г.А. Кольматация песков. -М.: МГУ, 1968. С. 173.

86. Куксов А.К. Установление и исследование некоторых факторов, предотвращающих заколонные проявления в начальный период ОЗЦ.: Автореф. Дис. к.т.н. Грозный.: 1972. - 22 с.157

87. Куксов А.К., Булатов А.И., Ситников М.Ф. и др. О давлении в затруб-ном пространстве скважины после цементирования. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: Недра. 1971. № 10. С. 26-30.

88. Куксов А.К., Обозин О.Н., Булатов А.И. и др. О проницаемости цементного камня в начальный период формирования структуры. //Тр. ВНИИКР-нефть Буровые растворы и крепление скважин. 1971.

89. Леонидова А.И., Соловьев В.М. Влияние глинистой корки на фильтрационные свойства цементного раствора. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: 1966. Вып. 60.

90. Леонидова А.И., Соловьев В.М. О взаимосвязи прочности и проницаемости цементного камня. //Тр. МИНХ и ГП Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: 1969. № 40.

91. Ломоносов В.В. Совершенствование комплекса мероприятий технологии цементирования скважин на ПХГ. //НТО ВНИИЭГазпром, сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконден. месторождений. М.: 1977. - 44 с.

92. Ломоносов В.В. Бурение скважин на подземных хранилищах газа в осложненных условиях. //НТО ВНИИгазпром. Сер. Бурение газовых и газокон-денсатных скважин. М.: 1978. - 43 с.

93. Лукьянов В.П., Сидоров H.A., Ксенофонтова Г.Д. Влияние ультроз-вука на основные свойства растворов тампонажных цементов. //Сб. трудов ТатНИИ.: 1966. Вып. 2.

94. Мавлютов М.Р., Рябов В.М., Берштейн Д.А. Причины неудачного цементирования на Туймазинском нефтяном месторождении. //НТС, Бурение. 1967. № 8. С. 24-27.

95. Мавлютов М.Р., Кравцов В.М., Агзамов Ф.А., Игнатьев Н. и др. Временная инструкция по применению тампонажного материала с добавкой ИБС для крепления скважин на ПХГ. Уфа: 1982.

96. Марков Ю.Н., Раси-Заде Я.М., Шерстнев Н.М. Исследование фильтрации воды из цементного раствора на газопропускную способность цементного камня. .// НТЖ . Бурение. М.: 1971. № 6. С. 22-24.

97. Мрочко H.A. Исследование формирования цементного камня в моделях скважины с проницаемыми стенками, бурение газовых и газоконденсат-ных скважин. //Реф. сб. ВНИИГазпром.: 1977. № 2 С. 26-32.

98. Мрочко H.A. Причины способствующие поступлению газа в высоконапорных горизонтов в кольцевом пространстве заполненное цементным раствором. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. //Реф. сб. ВНИИЭГаз-пром.:1976. №5. С. 9-16.

99. Невиль A.M. Свойства бетона. М.: Стройиздат. 1972 - 345 с.

100. Номикосов Ю.П. Влияние скорости потока глинистого раствора на водопроницаемость и толщину глинистой корки. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. -М.: 1962. С. 10-16.

101. Номикосов Ю.П. О влиянии толщины глинистой корки на цементировку скважин. //Труды Академии нефтяной промышленности. М.: Гостоп-техиздат. 1955. Вып. 11.159

102. Нургалиев P.M., Мавлютов М.Р., Кузнецов Ю.С. и др. Применение вибровоздействия при цементировании обсадных колонн. //Труды УНИ.- Уфа: 1972. Вып. 11. С. 180-184.

103. A.c. № 362901. / P.M. Нургалиев, Ю.С. Кузнецов, Н.В. Горячкин и др./ Башмак обсадной колонны.

104. Нургалиев P.M., Кузнецов Ю.С., Агзамов Ф.А. Экспериментальная установка для изучения влияния вибровоздействия на свойства цементных растворов камня. //Труды ТатНИПИД. Бугульма: 1973. Вып. 111. С. 153-157.

105. Озеренко А.Ф., Куксов А.К., булатов А.И. и др. Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин. М.: Недра. 1978. -279 с.

106. Овчинников В.П., Игнатьев Н.И. Некоторые вопросы повышения качества цементирования скважин при бурении на ПХГ. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. //Межвузовский научно-тематический сб. -Уфа: 1980. Вып. 7.

107. Оратовская A.A., Смирнова Н.Ф., Кравцов В.М. Вяжущее на основе отходов содового производства. //Тезисы докладов и сообщений Всесоюзного совещания Твердение цемента. Уфа: 1974. С. 294-296.

108. Малеванский В.Д., Грачев В.В., Цыбина A.C. Инструкция по приготовлению и применению суффозионно-стойких цементных растворов с кольма-тирующими добавками и их рецептуры на базе цементов для «холодных» скважин. М.: ВНИИгаз. 1978. - 37 с.

109. Малеванский В.Д. О повышении качества цементирования нефтяных и газовых скважин. // НТЖ . Нефтяное хозяйство М.: 1962. № 10. С. 18-22.160

110. Малеванский В.Д. Основные требования по обеспечению высококачественного цементирования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра. 1964.

111. Малеванский В.Д. Открытие газового фонтана и борьба с ними. М.: Гостехиздат. 1968. - 212 с.

112. Мамаджанов У.Д., Халфин В.Е. Затрубное проявления газа. .// НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: 1966,.№ 9. С. 24-28.

113. Мамаджанов У.Д. Фильтрация промывочных и цементных растворов. Ташкент: Наука. 1964. - 103 с.

114. Марухняк Н.И. Целесообразность удаления глинистой корки со стенок скважины перед цементированием обсадных колонн. //Труды конференции по вопросам технологии цементирования скважин. М.: ВНИИОЭНГ. 1970.

115. Мамедов A.B., Рустамбеков А.Ф. Об истинных причинах затрубных выбросов после цементирования обсадных колонн. АНХ: 1955. № 2

116. Патрашов А.Н. Напорное движение грунтового потока сопровождающегося выносом мелких частиц грунта. //Изв. НИИГ. Л.: Энергоиздат. 1938. Т.22. С. 5-49.

117. Перенганев A.B. Изменение гидростатического давления столба цементного раствора во время ОЗЦ. //Тр. Туркмен. Филиала ГН НИИ: 1969. Вып. 2. С. 175-182.

118. Платонов A.C., Леонов Е.Г., Грачев В.В. Смыв корок промывочных растворов буферными жидкостями. // НТЖ. Газовая промышленность. М.: Недра. 1978. №6. С. 27-30.

119. Поповин С. Нарастания прочности портландцементного теста. 6 Международный конгресс по химии цемента. Стройиздат. 1976. С. 314-318.

120. Прямов H.A., Кирпиченко В.И., Кучерюк В.Д. Временные методические указания по применению акустических цементомеров и интерпретаций полученных данных. М.: 1973. -12 с.161

121. Рахимкулов Р.Ш., Асфандияров Ф.А. К вопросу изменения гидростатического давления на стенках скважины в прогрессе схватывания цементного раствора. //Труды БашНИПИнефть. Уфа: 1972. Вып. 32.

122. Рзаев A.A. и др. Об одном факторе, способствующем поддержании гидростатического давления на забой скважины после цементирования. // НТЖ АзНХ. Баку: 1972. № 8. С. 19-20.

123. Рояк С.М. Тампонажные цементы. //VI Международный конгресс по химии цемента. М.: 1974.

124. Самойлов О.Я. Структура водных растворов электролитов и гидратация ионов. Физико-химический анализ ДАН СССР. 1959.

125. Сенд-Рза М.К. Технология бурения глубоких скважин в осложненных условиях,- Азернефть: 1963.

126. Серпенский В.А., Булатов Л.И. и др. Пути обеспечения контакта цементного камня с фильтрационной коркой на стенках скважины. //Материалы XX Всесоюзной конференции дискуссии Газопроявления и борьба с ними. -Краснодар: 1970.

127. Ситков Б.П., Байда В.В., Игнатьев Р.И. Спуск в ствол скважины трех эксплуатационных колонн. //Неф. сб. ВНИИГазпром. Сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1977. Вып. 18.

128. Сидоров H.A., Ковтунов Г.А. Осложнения при бурении скважин. -Гостоптехиздат: 1959. 200 с.

129. Сибирко А.И. Исследование некоторых причин возникновения газопроявлений после цементирования скважин. : Дис. к. т.н. М.: 1973.

130. Сибирко И.А. Контракционный эффект цемента и каналообразова-ние в кольцевом пространстве скважины после ее цементирования. //Тр. КФ ВНИИ: 1967. Вып. 18.

131. Соловьев В.М., Леонидова А.И. Исследование фильтрационных свойств растворов тампонажного цемента. М.: Недра. 1964. - 230 с.162

132. Соловьев Е.М., Геронин Ю.Н. Влияние температуры на интенсивность снижения порового давления в цементном растворе в покое. //Изв ВУЗов, Нефть и газ: 1971. № 2. С. 21-24.

133. Спивак А.И., Мавлютов М.Р., Игнатьев Н.И., Фунтов A.M. и др. Методические указания по технологии цементирования обсадных колонн на подземных хранилищах газа. Уфа: 1982.

134. Справочник инженера по бурению. /Под ред. Мищевича. М.: Недра, 1973. Т. 1,2. - 519 с., 374 с.

135. Сургучев M.JI. О причинах нефтегазопроявлений продуктивных пластов при бурении. //Труды Гипровостокнефть. Гостоптехиздат: 1961. вып. Ш.

136. Сурков В.Г. Лабораторные и промысловые методы исследования причин обводнения скважины подошвенной водой. //Обзор Опыт изоляций пластовых вод. // НТЖ. Нефтепромысловое дело. -ВНИИТЭНефтегаз: 1963.

137. A.c. № 643452 / А.П. Тарнавский, B.C. Данюшевский, М.В. Байда, Н.И. Игнатьев / Вяжущее. 1979. Бюл. № 3.

138. Титков Н.И., Бережной А.И., Сельвашук А.Л. Возможные причины газопроявления при цементировании скважин. .// НТЖ Газовая промышленность. М.: 1968. № 1.С. 18-20.

139. Торвальсон. Солестойкость растворов и бетонов. //Ш конгресс по химии цемента. Госстройиздат: 1958.

140. Цейтлин В.Г. Причины затрубных газхопроявлений после цементирования обсадных колонн в газовых скважинах и методы их предотвращения. //НТС Бурение. ВНИИГЭнефтегаз: 1964. № 2. С. 16-19.

141. Шадрин Л.Н. Регулирование свойств тампонажных растворов при цементировании скважин. М.: Недра. 1969. - 239 с.

142. Шерстнов Н.М., Расизаде Я.И., Сидоров Н.А. Применение вязкоуп-ругих сред при бурении скважин. //Тематический научно-технический обзор, сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ. 1976. - 35 с.

143. Шищенко Р.И., Булатов А.П., Малеванский В.Д., Сабирко И.А. Из-чение природы газопроявлений после цементирования обсадных колонн. // НТЖ Газовая промышленность. М.: 1965. № 9. С. 7-11.

144. Хангильдин Г.И. Исследование изменений объема цементных растворов при твердении. // НТЖ. Нефтяное хозяйство. М.: 1963. № 6. С. 21-24.

145. Эрдей-Груз Т. Явление переноса в водных растворах.- М.: Мир. 1976. 595 с.

146. Bukhardt J.N. Wellboro Surges Produced by Pipe Novement. J.Petroleum Technology. 1961, V. 13, № 6, p. 595-605.

147. Cannon G.E. Changes in Hydrostatic Preseure Due to withdrawing Drill Pipe fron the Hole. "Drill and Prod.Prac., APJ". 1934. 42p.

148. Carter L.G/, Evang G.W. A study oi cement pipe bonding. "J.Petroleum Technology", 1964, II, v. 16, № 2, p. 157-160.

149. Clark E.H. Bottom-Nole Preasure Surgee While Running Pipe. "Pet.Eng.", 1955, 27, B-69.

150. Lubineki A., Hsu F.H., Nolte K. Trangient presoure Surgee Due to Pipe Hovement in Oil Well. "Rew. Inst.Franc.Petrol." 1977, V-VI, v. 32, № 3, pp. 307347.

151. Oberg C.H., Basters R.W. The Deterrmination of Stressos in Oil Well Casing in Place. "The Petrol.Eng. J.". 1947. VI. № 9.